Estimativa de Reservas de Petróleo

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13-1 
13. 
ESTIMATIVA DE RESERVAS 
O conhecimento da quantidade de fluido existente em uma jazida de petróleo, ou mais es-
pecificamente da quantidade de fluido que pode ser extraída, desempenha um papel fundamental na 
decisão de se implantar ou não um projeto explotatório. Os investimentos necessários para a 
implantação do projeto assim como os custos para mantê-lo em operação devem ser pagos com a 
receita obtida com a comercialização dos fluidos a serem produzidos. 
Denomina-se estimativa de reservas a atividade dirigida à obtenção dos volumes de fluidos 
que podem ser retirados do reservatório até que ele chegue à condição de abandono. A estimativa 
dos volumes a serem produzidos são feitas não só por ocasião da descoberta da jazida como também 
ao longo de sua vida produtiva, à medida que vão sendo obtidas mais informações a respeito do 
reservatório. 
Não existe uniformidade plena de critérios sobre definição, classificação e métodos de es-
timativa de reservas petrolíferas. Geralmente as empresas de petróleo estabelecem os seus próprios 
critérios e normas de modo a garantir uniformidade nas suas estimativas e adequação ao planeja-
mento e gerenciamento da empresa. Entretanto, cada vez mais as empresas tendem a se basear nos 
critérios do código internacional da SPE1, de modo que as suas reservas possam ser reconhecidas 
por instituições internacionais e comparadas com as de outras empresas e países. 
13.1. Definições 
Antes de dar prosseguimento ao estudo de diversos métodos de estimativa de reservas é 
conveniente conhecer algumas definições básicas: 
Volume original − quantidade de fluido existente no reservatório na época da sua descoberta. Para 
uma acumulação de hidrocarbonetos no estado gasoso dá-se o nome de volume original de gás. Para 
a mistura de hidrocarbonetos no estado líquido dá-se o nome de volume original de óleo. 
Volume recuperável − volume de óleo ou gás que se espera produzir de uma acumulação de 
petróleo. Normalmente, por ocasião da descoberta de um reservatório, faz-se uma estimativa de 
quanto fluido se pode produzir ou recuperar do mesmo. A esse volume estimado de fluido dá-se o 
nome de volume recuperável. 
 
1
 “Society of Petroleum Engineers”, pertencente à “American Institute of Mining, Metallurgical and Petroleum Engineers”, 
EUA. 
Estimativa de Reservas 13-2 
Fator de recuperação − quociente entre o volume recuperável e o volume original, ou seja, fração 
do volume original que se espera produzir de um reservatório. 
Produção acumulada − quantidade de fluido que já foi produzida de um reservatório até uma 
determinada época. A produção acumulada vai crescendo gradativamente com o tempo se o 
reservatório está em produção. 
Fração recuperada − quociente entre a produção acumulada e o volume original, ou seja, fração do 
fluido original que foi produzida até um determinado instante. 
Reserva − quantidade de fluido que ainda pode ser obtida de um reservatório de petróleo numa 
época qualquer da sua vida produtiva. Na época da descoberta, como ainda nenhum fluido foi 
produzido, a reserva é numericamente igual ao volume recuperável. 
13.2. Condições de Reservatório e Condições-Padrão 
Todos os volumes (óleo original, produção acumulada, reservas, etc.) por convenção são 
expressos em condições-standard ou padrão, ou seja, como se eles estivessem sujeitos às condições 
de pressão e temperatura definidas como standard ou padrão. Por exemplo: ao se dizer que uma 
acumulação de gás natural tem um volume original de 500 milhões m3 std, deseja-se dizer que esse 
volume é o espaço que o gás ocuparia caso fosse trazido para as condições-standard de pressão e 
temperatura. 
As condições-padrão ou condições-standard são às vezes denominadas condições básicas. 
No Brasil a Agência Nacional do Petróleo (ANP) estabelece como condições básicas de temperatura 
e pressão ou simplesmente condições básicas os valores de pressão de 1 atm (1,0332 kgf/cm2) e 
temperatura de 20 °C. Nos EUA, por exemplo, as condições-standard são de 14,7 psia (1 atm ) e 60 
oF (15,6 oC). 
13.3. Fator de Recuperação e Reservas 
Considere um certo reservatório de óleo com um volume original de 3.200.000 m3 std que 
será capaz de produzir, dentro de determinadas condições econômicas e técnicas, um volume de 
736.000 m3 std ao longo de oito anos, conforme ilustra a Figura 13.1. Esse volume de óleo que 
poderá ser produzido se chama volume recuperável e o quociente entre ele e o volume original (0,23 
ou 23 %) se chama fator de recuperação. 
 
 
Estimativa de Reservas 13-3 
23%
736.000
3.200.000
Óleo Original = 3.200.000
Volume Recuperável = 736.000
 
 
m std
m std
³
³
 
 
Fator de Recuperação = 23%
 
Figura 13.1 − Volume recuperável e fator de recuperação. 
Considere agora que após três anos o reservatório tenha produzido um volume igual a 
400.000 m3 std de óleo, como mostra a Figura 13.2. 
336.000 400.000
Volume Original = 3.200.000
Volume Recuperável = 736.000
Produção Acumulada = 400.000
 
 
 
m std
m std
m std
³
³
³
 
 
 
(Fração Recuperada = 12,5%)
Reserva = 336.000 m std³
 
Figura 13.2 − Produção acumulada e reserva. 
Esse volume produzido recebe o nome de produção acumulada. O quociente entre o volume que já 
foi produzido e o volume original (0,125 ou 12,5 %) se chama fração recuperada. Nessa ocasião, 
verifica-se que ainda restam 336.000 m3 std para serem produzidos. Esse volume que resta para ser 
produzido chama-se reserva. 
Note que no início da vida produtiva do reservatório a produção acumulada é igual a zero e 
a reserva é igual ao volume recuperável. Ao final do oitavo ano, quando tudo que se esperava 
produzir do reservatório já terá sido produzido, a produção acumulada será igual ao volume 
recuperável e a reserva será igual a zero. 
Um aspecto que deve ser observado é que o fator de recuperação é um número que repre-
senta o que se espera produzir do reservatório e depende fortemente do mecanismo de produção 
dessa jazida. Esse número é obtido através de um estudo que utiliza as informações disponíveis na 
época e que indica o provável comportamento futuro do reservatório. Qualquer alteração futura no 
fator de recuperação está condicionada a um novo estudo do reservatório. Por exemplo, se ao final 
do terceiro ano de produção for repetido o estudo do reservatório, utilizando agora novas informa-
ções disponíveis, e se verificar que na verdade ainda se pode obter daquele reservatório um volume 
igual a 450.000 m3 std, a reserva assumirá esse novo valor. O volume recuperável passará a ser 
Estimativa de Reservas 13-4 
850.000 m3 std e o fator de recuperação 26,56%. Observe que nada mudou em termos físicos no 
reservatório. Apenas a contribuição das informações obtidas durante os três anos de produção 
possibilitaram um aprimoramento do estudo e a estimativa de valores provavelmente mais corretos. 
No caso presente houve um aumento nas reservas, entretanto o estudo poderia ter resultado em uma 
redução. 
A fração recuperada varia continuamente, de zero, no início da produção do reservatório, 
até um valor máximo, quando se iguala ao fator de recuperação. Isso acontece porque ela é a relação 
entre a produção acumulada e o volume original, e a produção acumulada vai variando a cada 
instante durante a vida produtiva do reservatório. 
13.4. Condições de Abandono e Volume Recuperável 
Para se fazer a estimativa do volume recuperável, além do estudo do reservatório deve-se 
levar em consideração outros aspectos técnicos e econômicos. No projeto de produção de um 
reservatório de petróleo há que ser lembrado que além dos investimentos iniciais como perfuração 
de poços, análise de rochas e de fluidos em laboratório, compra e instalação de equipamentos, 
construção de estações para coleta do petróleo, etc., também existem os custos para manter o 
sistema em operação. À medida que o tempo vai passando, a produção de petróleo vai decrescendo, 
tendendo-se à situação emque a receita proveniente da venda do petróleo é insuficiente para cobrir 
as despesas de manutenção da operação. Essa é a condição de abandono do projeto. Não existe um 
ponto definido em que essa situação ocorre porque tanto o preço do petróleo quanto os custos de 
operação estão sujeitos a oscilações determinadas pelo mercado. Os custos de operação são ainda 
influenciados por outros fatores: quantidade total de fluido que está sendo produzida, existência ou 
não de outros reservatórios nas proximidades de tal modo que as instalações e os serviços possam 
ser compartilhados, etc. 
Como se pode ver, o volume recuperável e por conseqüência o fator de recuperação sofrem 
alterações ao longo da vida produtiva do reservatório, não só como resultado da obtenção de mais 
informações a respeito da formação e dos fluidos nela contidos mas também devido a alterações no 
quadro econômico. 
13.5. Métodos de Cálculo 
Não existe uma maneira única de se estimar os volumes originais de hidrocarbonetos e as 
reservas de uma jazida de petróleo. Dependendo das circunstâncias esses volumes podem ser 
calculados de maneiras bastante diversas. Dentre os métodos utilizados destacam-se a analogia, a 
análise de risco, o método volumétrico e a performance do reservatório. A escolha de um ou outro 
tipo depende, entre outros fatores, da época em que é feito o estudo e da quantidade de informações 
disponíveis a respeito da jazida. 
13.5.1. Analogia 
Este é um tipo de procedimento utilizado em uma época que precede à perfuração do pri-
meiro poço a penetrar na jazida, ou seja, do poço descobridor. Nessa época as informações a 
respeito do reservatório são praticamente inexistentes. Tem-se uma série de evidências, entretanto, 
ainda não se tem a comprovação da existência de uma acumulação de petróleo na região que está 
Estimativa de Reservas 13-5 
sendo pesquisada. As estimativas são feitas a partir de dados e resultados de reservatórios localiza-
dos nas proximidades, os quais se acredita tenham características semelhantes às do reservatório que 
está sendo estudado. É evidente que esse tipo de estimativa está sujeito a erros, uma vez que o 
estudo não se baseia em dados reais do reservatório. 
13.5.2. Análise de risco 
Como o método anterior, a análise de risco também é um processo utilizado antes da per-
furação do poço descobridor. Da mesma forma, a estimativa é feita a partir de resultados de reserva-
tórios cujas características são semelhantes às do reservatório em estudo e que se localizam nas suas 
proximidades. A diferença entre os dois processos reside no fato de que na análise de risco existe 
uma certa sofisticação no tratamento estatístico dos dados e os resultados são apresentados, não 
como um valor único, mas como uma faixa de resultados possíveis. 
13.5.3. Método volumétrico 
Este é um método para cálculo do volume original que pode ser usado tanto para reser-
vatório de líquido quanto para reservatório de gás. O método se baseia na determinação volumétrica 
da quantidade total de hidrocarbonetos originalmente existente no reservatório. 
Seja Vr o volume total da rocha que compõe o reservatório, cuja porosidade média é φ. O 
volume poroso será dado por Vrφ. Como uma parte do volume poroso está ocupada pela saturação 
inicial de água (Swi), somente a fração (1−Swi) poderá estar ocupada por hidrocarbonetos. Assim, o 
volume de hidrocarbonetos, em condições de reservatório, é dado pelo produto Vrφ(1−Swi). 
Para um reservatório de óleo, o volume de óleo nas condições-padrão é obtido dividindo-se 
o seu volume em condições de reservatório pelo fator volume-formação do óleo. Então, o volume 
original de óleo medido em condições-padrão ou standard (N) é dado pela expressão: 
 
oi
wir
B
SVN )1( −φ= , (13.1) 
onde Boi é o fator volume-formação do óleo nas condições iniciais do reservatório. Em um reserva-
tório de óleo pode-se calcular também o volume de gás que se encontra dissolvido no óleo. Esse 
volume é determinado pelo produto do volume original de óleo, medido em condições-padrão, pela 
razão de solubilidade inicial, ou seja, NRsi. Então, 
 
oi
siwir
s B
RSVG )1( −φ= , (13.2) 
onde Gs é o volume original de gás em solução medido em condições-padrão. A Figura 13.3 ilustra 
como o volume original de óleo é medido no reservatório e a maneira como deve ser expresso. 
Estimativa de Reservas 13-6 
N
óleo
V Sr wiφ −(1 )
líquido
V S
B
r wi
oi
φ −(1 )
N =
 
Figura 13.3 − Volume original - reservatório de óleo. 
Para um reservatório de gás ou para a capa de gás de um reservatório de óleo, o volume o-
riginal de gás medido em condições-padrão (G) é calculado pelo método volumétrico através da 
equação: 
 
gi
wir
B
SVG )1( −φ= , (13.3) 
onde Bgi é o fator volume-formação do gás nas condições iniciais do reservatório. A Figura 13.4 
mostra esquematicamente o cálculo do volume original de um reservatório de gás. 
G
Gás
V Sr wiφ −(1 )
Gás
V S
B
r wi
gi
φ −(1 )
G =
 
Figura 13.4 − Volume original - reservatório de gás. 
Conforme se observa, neste processo são necessárias as seguintes informações sobre o re-
servatório: volume total da rocha portadora de hidrocarbonetos, porosidade média da rocha, 
saturações dos fluidos e fator volume-formação do fluido. 
A porosidade média da rocha e a saturação de água podem ser obtidas através da interpre-
tação de perfis ou de análises de amostras de testemunhos dos poços realizadas em laboratório. Os 
fatores volume-formação dos fluidos do reservatório podem ser obtidos através das chamadas 
análises PVT ou por meio de correlações empíricas. 
Estimativa de Reservas 13-7 
O cálculo do volume de rocha Vr é obtido de mapa fornecido pela área de geologia. A par-
tir da perfuração de poços e da delimitação do campo é traçado o chamado mapa de isópacas, que 
indica os pontos do reservatório que contêm hidrocarbonetos e possuem iguais espessuras da 
formação. A Figura 13.5 apresenta um exemplo de mapa de isópacas de um reservatório. 
20 m
0
20
40
60
80
Vista de perfil
do reservatório
Curvas de isópacas
 
Figura 13.5 – Exemplo de mapa de isópacas de um reservatório. 
Do mapa de isópacas planimetra-se cada área, interior a cada uma das curvas de isópacas, 
obtendo-se então um gráfico semelhante ao exemplo mostrado na Figura 13.6. Nesse gráfico, a área 
hachurada representa o volume de rocha da parte do reservatório que contém o hidrocarboneto em 
estudo, ou seja, o volume Vr. 
1614121086420
0
20
40
60
Es
pe
ss
u
ra
 
(
)
m
Área de contorno (10 )3 2m
80
100
 
Estimativa de Reservas 13-8 
Figura 13.6 – Exemplo de gráfico da espessura com hidrocarboneto versus área de contorno de um mapa de 
isópacas. 
O valor do volume Vr pode ser obtido através de duas regras bastante conhecidas: a trape-
zoidal e a regra de Simpson. A regra trapezoidal é expressa por: 
 





+++++=
−1210 ...)(2
1
nnr AAAAAhV , (13.4) 
onde A0 é a área compreendida pelo contorno 0, A1 a área compreendida pelo contorno 1, An a área 
compreendida pelo contorno n e h a espessura de cada contorno. No exemplo da Figura 13.5 tem-se 
que h = 20 m. 
A regra de Simpson tem a vantagem de fornecer uma aproximação mais precisa da área sob 
uma curva irregular, mas tem a desvantagem de requerer um maior número de divisões, em interva-
los iguais, de tal maneira que este número seja par. Segundo essa regra o volume de rocha é dado 
por: 
 
[ ])...(2)...(4)(
3
1
2421310 −− +++++++++= nnnr AAAAAAAAhV . (13.5) 
Uma representação como a do mapa de isópacas pode não dar uma idéia exata do volume 
de hidrocarbonetos do reservatório, visto que podem existir variações horizontais e verticais da 
porosidade do mesmo. Portanto, uma melhor solução consiste em elaborar mapas com valores iguais 
do produto entre a espessura e a porosidade (hφ). Esses são conhecidos como mapas de isovol. Para 
o cálculo do volume de rocha um procedimento similar ao usado no caso do mapa de isópacas seria 
empregado, obtendo-se abaixo da curva hφ versus área do contornoo volume poroso da rocha-
reservatório, ou seja, o produto Vrφ. 
Considerando ainda que a saturação inicial de água pode variar horizontal e verticalmente 
no interior do reservatório, o cálculo volumétrico pode ser feito de maneira mais exata caso sejam 
construídos mapas com valores iguais do produto hφ(1−Swi), chamados mapas de isoíndices ou 
isopetróleo. Neste caso a área abaixo da curva hφ(1−Swi) versus área de contorno fornece direta-
mente o volume original de hidrocarbonetos em condições de reservatório, isto é, o produto 
Vrφ(1−Swi). 
___________________________ 
Exemplo 13.1 – De um mapa de isópacas de um reservatório de óleo foram obtidas as leituras 
apresentadas na Tabela 13.1. 
Tabela 13.1 – Leituras do mapa de isópacas - áreas em 103 m2 - Exemplo 13.1 
Contorno (m) 1a leitura 2a leitura 3a leitura 
0 1.710 3.420 5.130 
10 1.270 2.540 3.812 
20 884 1.765 2.652 
30 612 1.225 1.835 
40 360 720 1.080 
50 220 442 660 
60 123 245 370 
 
Estimativa de Reservas 13-9 
Outros dados são: 
 
Constante do aparelho (C = Aleitura/Areal)................................... 1,27 
Máxima isópaca com óleo........................................................ 66,7 m 
Porosidade média..................................................................... 12,4% 
Saturação média de água conata............................................... 35,2% 
Fator volume-formação inicial do óleo.............. ...................... 1,111 m3/m3std 
Fator volume-formação do óleo na pressão de bolha................. 1,117 m3/m3std 
Razão de solubilidade inicial.................................................... 25,4 m3std/m3std 
Calcular o volume: 
(a) total do reservatório em m3, utilizando a fórmula trapezoidal. 
(b) de óleo originalmente existente no reservatório (N), em m3std. 
(c) de óleo existente no reservatório na pressão de bolha (Nb), em m3std. 
(d) de óleo produzido desde a pressão original até a pressão de bolha (Npb), em m3std. 
(e) de gás em solução originalmente existente no reservatório (Gs), em m3std. 
(f) de gás produzido desde a pressão inicial até a pressão de bolha (Gpb), em m3std. 
Solução: 
Parte (a): 
Utilizando a fórmula trapezoidal o volume de rocha é dado por: 
605040302010600 2
)(
2
1 AtAAAAAAAhV mr +





++++++= , 
onde: 
27,1
leituraleitura
real
A
C
AA == , 
misópacaMáximatm 7,6607,6660 =−=−= 
e h = 10 m. Adotando-se como valores médios das 3 leituras os da 1a leitura obtém-se: 
27,1
10123
2
7,610220360612884270.1)123710.1(
2
1
27,1
10 33 ××+×





++++++=rV 
3610847,33 mVr ×= . 
Parte (b): 
O volume de óleo original é dado por: 
stdm
B
SVN
oi
wir 36
6
10448,2
111,1
)352,01(124,010847,33)1(
×=
−×××
=
−φ
= . 
Parte (c): 
O volume de óleo existente no reservatório na pressão de bolha é dado por: 
stdm
B
SVN
ob
wir
b
36
6
10435,2
117,1
)352,01(124,010847,33)1(
×=
−×××
=
−φ
= . 
Parte (d): 
Estimativa de Reservas 13-10 
O volume de óleo produzido até a pressão de bolha é a diferença entre o volume original e 
o volume na pressão de bolha: 
stdmNNN bpb
3666 10013,010435,210448,2 ×=×−×=−= . 
Parte (e): 
O volume de gás dissolvido originalmente existente é dado por: 
stdmNRG sis 366 10179,624,2510448,2 ×=××== . 
Parte (f): 
O volume de gás produzido até a pressão de bolha pode ser calculado pela expressão: 
stdmRNG sipbpb
366 10330,04,2510013,0 ×=××== . 
___________________________ 
13.5.4. Performance do reservatório 
Neste método são utilizados modelos em que a previsão do comportamento futuro (ou per-
formance futura) do reservatório se baseia em seu comportamento passado. Para tanto, é necessário 
que o reservatório já tenha um histórico de produção. Em alguns casos também são necessárias 
informações sobre o mecanismo de produção do reservatório. 
A análise do declínio de produção, a utilização da equação de balanço de materiais para a 
previsão de comportamento e a simulação numérica de reservatórios são métodos que se inserem no 
grupo denominado performance do reservatório. A utilização de um ou outro método depende de 
fatores tais como a quantidade e o tipo de dados de rocha e fluido disponíveis, a existência de 
recursos de informática (“software” e “hardware”), etc. 
a) Análise de declínio de produção2 
Este método se baseia apenas na observação do comportamento das vazões de produção ao 
longo do tempo. O declínio gradual da pressão do reservatório, decorrente da produção de fluidos, 
acarreta também um gradual declínio nas vazões de produção dos poços. A partir da análise do 
histórico de produção pode-se caracterizar a tendência de declínio da vazão. A partir da extrapola-
ção dessa tendência passada, estima-se o comportamento futuro da produção. 
A análise de declínio de produção é um processo bastante simplificado, uma vez que não se 
utilizam informações sobre as propriedades da rocha-reservatório, sobre o comportamento dos 
fluidos ou sobre as relações rocha-fluido. Tampouco se utilizam leis de fluxo nem se leva em 
consideração o mecanismo responsável pela produção do reservatório. São utilizadas apenas as 
relações de vazão versus tempo do histórico de produção. 
b) Equação de balanço de materiais3 
As equações de balanço de materiais são relações que associam o balanço de massa dos 
fluidos do reservatório com as reduções de pressão no interior do mesmo. A equação de balanço de 
materiais é a representação matemática da seguinte expressão: “A um tempo qualquer da vida 
 
2
 Vide Capítulo 11. 
3
 Vide Capítulos 7, 8 e 10. 
Estimativa de Reservas 13-11 
produtiva do reservatório, a soma das massas dos fluidos existentes no reservatório com a massa dos 
fluidos produzidos até então é igual à massa de fluidos originalmente existente nesse meio poroso”. 
Essas equações são escritas em termos das propriedades da rocha e do comportamento do 
fluido em função da pressão, das propriedades rocha-fluido e do histórico de produção, e são 
particularizadas para cada caso, dependendo dos mecanismos de produção atuantes no reservatório. 
Para se fazer a previsão procura-se escrever a equação de balanço de materiais de uma ma-
neira que o comportamento passado do reservatório esteja representado, ou seja, a equação deve 
relacionar a produção acumulada com a queda de pressão observada. Ao se encontrar essa equação, 
admite-se que ela também seja capaz de descrever o comportamento futuro do reservatório. Com 
essa equação estima-se que produção de fluidos corresponderá à queda de pressão que ocorrerá no 
reservatório. 
Como a equação de balanço de materiais fornece apenas relações entre a produção acumu-
lada de fluido e a queda de pressão, são necessárias outras equações que relacionem as produções 
acumuladas com vazões de produção e tempos, conforme mostrado no Capítulo 10. 
c) Simulação numérica de reservatórios4 
O termo simulação numérica de reservatórios se aplica à utilização de simuladores numéri-
cos e computacionais em estudos de reservatórios. Os procedimentos utilizados para se fazer 
previsões do comportamento futuro são semelhantes aos utilizados nos métodos baseados na 
equação de balanço de materiais. São introduzidos no modelo as informações geológicas, os dados 
de rocha, os dados de fluido, as propriedades rocha-fluido, etc., de maneira que o mesmo reproduza, 
com uma certa precisão, o histórico de produção. Quando o modelo passa a descrever o passado de 
maneira satisfatória, está pronto para ser utilizado na previsão do comportamento futuro. A diferen-
ça básica entre os dois processos está na maneira como é tratado o reservatório. Enquanto no 
balanço de materiais se usa somente uma equação, que trata o reservatório como se fosse um bloco 
único onde não há variações de propriedades, a simulação numérica permite a subdivisão do 
reservatório em células com propriedades diferentes, e envolve a solução simultânea de um grande 
número de equações que representam o fluxo no meio poroso. Diferentemente da equação de 
balançode materiais, a simulação fornece resultados em função do tempo. 
Os simuladores numéricos permitem mais sofisticação nos estudos dos reservatórios, po-
rém para tanto é necessário dispor de dados da rocha, dos fluidos, da geologia e do histórico de 
produção, não só em quantidade, mas com boa qualidade. 
Enfim, existem diversas maneiras de se fazerem previsões de comportamento de reservató-
rio e estimativas de volumes originais, volumes recuperáveis e reservas. A escolha de cada um dos 
processos deve ser feita sempre de maneira compatível com a natureza, a quantidade e a qualidade 
dos dados disponíveis, bem como em função do tempo e dos recursos disponíveis para processar 
esses dados e dos objetivos a que se destina o estudo. 
13.6. Problemas 
Problema 13.1 – Considere o reservatório denominado Zona A mostrado na Figura 13.7. 
 
4
 Vide Capítulo 12. 
Estimativa de Reservas 13-12 
Superfície do terreno
Fa
lha
V Dp( ) D
Zona
 A
 
Figura 13.7 – Seção vertical do reservatório Zona A - Problema 13.1. 
Na Figura 13.8 encontra-se um gráfico do volume poroso acumulado (Vp) em função da profundida-
de (D) para esse reservatório, onde os valores de D são negativos e medidos a partir da superfície do 
terreno. 
0 5 10 15 20
Vp (106 m3 )
-2500
-2400
-2300
-2200
-2100
-2000
-1900
Pr
of
u
n
di
da
de
,
 
D
 
(m
)
 
Figura 13.8 – Volume poroso acumulado versus profundidade - Problema 13.1. 
Outros dados são: 
Profundidade do contato gás/óleo............................................ Dg/o = 2.050 m 
Profundidade do contato óleo/água......................................... Do/w = 2.300 m 
Fator volume-formação do óleo à pressão original................... Boi = 1,26 m3/m3std 
Estimativa de Reservas 13-13 
Fator volume-formação do gás à pressão original.................... Bgi = 0,007 m3/m3std 
Razão de solubilidade inicial.................................................. Rsi = 40 m3std/m3std 
Saturação média de água conata............................................. Swi = 30% 
Calcular o volume de: 
(a) óleo originalmente existente no reservatório em m3std. 
(b) gás originalmente existente na capa de gás em m3std. 
(c) gás original total existente no reservatório em m3std. 
Respostas: 
(a) N = 5 ×106 m3std (b) G = 400 ×106 m3std (c) Gt = 600 ×106 m3std 
Problema 113.2 – Durante o processo de certificação de reservas de um determinado campo a 
equipe de gerenciamento de reservatórios apresentou as seguintes informações a respeito de um dos 
reservatórios, onde o método de recuperação utilizado é a injeção de água: 
 
Volume original de óleo “in place”......................................... N = 3 x 106 m3std 
Fator volume-formação do óleo na pressão original................. Boi = 1,2 m3/m3std 
Fator volume-formação do óleo na pressão atual..................... Bo = 1,1 m3/m3std 
Razão de solubilidade inicial.................................................. Rsi = 40 m3std/m3std 
Saturação média de água conata............................................. Swi = 15 % 
Saturação de óleo residual com injeção de água...................... Sorw = 35 % 
Fração recuperada................................................................... fR = 60 % 
 
Perguntam-se: 
(a) Os dados apresentados são consistentes? Por que? 
(b) Admitindo que os dados apresentados referentes às propriedades dos fluidos, às saturações 
e aos volumes de fluido produzidos estejam corretos, que característica do reservatório es-
taria com seu valor incorreto? 
(c) Na hipótese do item anterior, qual seria o valor mínimo do volume original de óleo N. 
(d) Na hipótese do item (b), qual seria a reserva de óleo mínima atual? 
Respostas: 
(a) Não. Porque orwo SS < (b) N (c) Nmin = 3,27 ×106 m3std (d) Reservamin = 1,47 ×106 m3std 
Bibliografia 
Craft, B. C. & Hawkins, M. F.: Applied Petroleum Reservoir Engineering. Englewood Cliffs, NJ, 
USA, Prentice-Hall, Inc., 1959. 
Xavier, J. A. D.: Estimativa de Reservas. Salvador, Bahia, Brasil, PETROBRAS/SEREC/CEN-
NOR. (Apostila.)