Este artículo de acceso abierto está bajo Licencia Creative Commons Attribution 4.0 Internacional
Vol. 1, núm. 3
Octubre-diciembre, 2025
Venezuela
ISSN-e: 3080-6666
Página 19
Importancia de las propiedades petrofísicas obtenidas en muestras de
roca a presiones de confinamiento para la determinación de las
capacidades de almacenamiento y flujo de los yacimientos
Importance of petrophysical properties obtained from rock samples at
confining pressures for determining reservoir storage and flow capacities
DOI: https://doi.org/10.5281/zenodo.17419337
Recibido: 2025-07-10 Aceptado: 2025-08-18
Atencio, Edilio
1
Correo: edilioatencio@gmail.com
Orcid: https://orcid.org/0009-0008-0226-1024
Panesso, Rafael
2
Correo: panessor@ inter-rock-ca.com
Orcid: https://orcid.org/0009-0004-1281-8253
Quaglia, Alfonso
3
Correo: quagliaa@inter-rock-ca.com
Orcid: https://orcid.org/0009-0001-3039-0850
Sandoval, Berenice
4
Correo: beresandoval@hotmail.com
Orcid: https://orcid.org/0009-0005-0478-592X
Resumen
Este estudio presenta un nuevo flujo de trabajo para la caracterización petrofísica de yacimientos
en dos áreas geográficas (A, en Suramérica y G, en Norteamérica), integrando datos de núcleos
y registros de pozo bajo condiciones de presión de confinamiento. Se calibraron propiedades
como porosidad y permeabilidad, logrando una estimación con un mayor grado de certidumbre
del volumen original de petróleo en sitio (POES), con reducciones entre 14% y 22% respecto a
métodos tradicionales. La correlación núcleo-perfil fue sólida en los pozos A, pero mostró
discrepancias en los pozos G, atribuidas a heterogeneidades litológicas. El análisis de
sensibilidad reveló una alta dependencia de los valores de corte de porosidad y arcillosidad.
Aunque se requiere validación adicional, el método mejora la precisión, reduce tiempos de
ejecución, incrementa la eficiencia y aporta valor estratégico para la toma de decisiones en
exploración y producción.
Palabras clave: Caracterización petrofísica, presión de confinamiento neto, calibración núcleo-
perfil, porosidad, permeabilidad, volumen original de petróleo en sitio, heterogeneidad litológica,
análisis de sensibilidad, evaluación de reservas y optimización de flujo de trabajo.
1
Ing. Geólogo, mención Recursos Petroleros. Universidad de Oriente. Bolívar, Venezuela
2
Ing. Geólogo. Mg. en Ingeniería de Petróleos con especialización en la caracterización petrofísica de yacimientos no
convencionales. Inter-Rock, C.A. Sucursal Colombia.
3
Ing. Geólogo. Mg. en Geología y Mineralogía. PhD en Educación Superior. Inter-Rock. LLC. Houston, USA
4
Ing. Geólogo. Universidad de Oriente. Bolívar, Venezuela.
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confinamiento para la determinación de las capacidades de almacenamiento y flujo de los yacimientos
Atencio, Edilio; Panesso, Rafael; Quaglia, Alfonso y Sandoval, Berenice
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Abstract
This study introduces a novel workflow for petrophysical reservoir characterization in two
geographic areas (A, in South America and G, in North America), integrating core and log data
under confining pressure conditions. Porosity and permeability were calibrated to improve the
estimation of original oil in place (OOIP), showing reductions between 14% and 22% compared to
traditional methods. Core-log calibration showed strong correlation in wells A, with discrepancies
in wells G likely due to unmodeled lithological heterogeneities. Sensitivity analysis indicated high
dependence on porosity and clay cutoffs. While further validation is recommended, the workflow
improve accuracy, reduces execution time, enhances efficiency and provides a valuable tool for
hydrocarbon exploration and production decision-making.
Keywords: Petrophysical characterization, confining pressure, core-log calibration, porosity,
permeability, original oil in place, lithological heterogeneity, sensitivity analysis, reserve estimation,
workflow optimization, net overburden pressure.
Introducción
El estudio se centró en la caracterización petrofísica de yacimientos utilizando datos de
núcleos y registros de dos áreas geográficas: una, localizada en Suramérica y designada con la
letra “A” y otra, en Norteamérica con la letra “G”. Ambas zonas contaban con 2 pozos cada una
(A-1 y A-2) y (G-1 y G2) respectivamente, de acuerdo con American Petroleum Institute (1998).
Se desarrolló un nuevo flujo de trabajo para calibrar las propiedades petrofísicas de
yacimientos, considerando el efecto de la presión de confinamiento, tanto en la porosidad como
en la permeabilidad. La caracterización petrofísica de los yacimientos antes mencionados se llevó
a cabo mediante la integración de datos de núcleos y registros de pozos disponibles, mejorando
así la estimación de las reservas, siguiendo las pautas de Contreras y García (2007).
Tradicionalmente, los análisis de núcleos se realizan a condiciones de presión estándar, lo
que subestima el impacto de la presión de sobrecarga en las propiedades petrofísicas. Nuestro
flujo de trabajo incorpora mediciones de laboratorio realizadas a condiciones de confinamiento,
lo que permite determinar, con un mayor grado de certidumbre, el volumen original de petróleo
en sitio (POES) y el comportamiento de las rocas en el subsuelo.
El volumen de Petróleo Original En Sitio (POES) se estimó usando los nuevos parámetros
petrofísicos. Estos cálculos mostraron una disminución considerable, entre el 14% y el 22%, en
comparación con las estimaciones anteriores. Esta reducción se interpreta como una
"sinceración" o ajuste más realista de los cálculos volumétricos. No obstante, es importante
mencionar que la precisión de estos resultados está limitada por la calidad de los datos y las
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interpretaciones a priori empleadas en el proceso, según Cosentino (2001); Panesso y Quaglia
(2002).
Se recomienda realizar estudios adicionales para validar los modelos utilizados y mejorar
la caracterización de los yacimientos. La calibración núcleo-perfil mostró una buena correlación
entre los valores de porosidad y permeabilidad obtenidos de los núcleos y los registros,
especialmente, en la formación correspondiente a los pozos A1 y A2. No obstante, se observaron
algunas discrepancias en la formación correspondiente a los pozos G1 y G2, posiblemente debido
a heterogeneidades litológicas no consideradas en el modelo, tales como: variaciones en el
tamaño de grano, cambios en la mineralogía, presencia de laminaciones y/o cementación
irregular.
Las estimaciones de reservas obtenidas en este estudio son ligeramente inferiores a las
estimaciones previas, lo que sugiere la necesidad de realizar estudios adicionales para confirmar
estos resultados. Un análisis de sensibilidad indicó que los resultados son más sensibles a los
cambios de los valores de corte de porosidad y arcillosidad.
Este nuevo flujo de trabajo no solo mejora la precisión de las evaluaciones petrofísicas, sino
que también reduce los tiempos de ejecución, mejora la precisión y la eficiencia en los procesos
de caracterización petrofísica, ayudando a tomar decisiones tempranas más informadas y
minimizando los riesgos. Además, proporciona una herramienta valiosa para la toma de
decisiones en la exploración y producción de hidrocarburos.
La industria petrolera busca, constantemente, mejorar la precisión de las estimaciones de
reservas y optimizar la recuperación de hidrocarburos. Sin embargo, las prácticas actuales de
calibración núcleo-perfil, que suelen realizarse a condiciones de presión estándar, subestiman el
impacto de la presión de confinamiento en las propiedades petrofísicas de las rocas yacimiento.
Esta omisión puede llevar a errores significativos en la evaluación de yacimientos y en la toma
de decisiones de inversión al sobreestimar los volúmenes de hidrocarburos.
1. Objetivos del estudio
- Desarrollar un procedimiento para la calibración núcleo-perfil considerando el efecto de la
presión de confinamiento.
- Comparar los resultados obtenidos en el nuevo flujo de trabajo con los resultados de métodos
estándar tradicionales.
- Validar el nuevo flujo de trabajo mediante la ejecución de casos de estudio.
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2. Metodología
El estudio metodológico se basó en Rider (1996), el cual contempla los siguientes
aspectos:
2.1. Control de calidad
La calidad de los datos de núcleos y registros es esencial para obtener resultados
confiables, por lo que, se recomiendan protocolos minuciosos de planificación tanto en la
certificación de los registros como en la obtención de Núcleos para garantizar la
representatividad de los datos. En el caso específico de los núcleos, es indispensable
implementar procedimientos adecuados de corte, manejo y preservación tanto para los
análisis convencionales como los especiales.
2.2. Calibración núcleo-perfil
La calibración núcleo-perfil es fundamental para relacionar las propiedades medidas en
el laboratorio con las inferidas de los registros de pozo, sobre todo, considerando las
mediciones a presión de confinamiento. Los análisis de registros procesados se comparan
gráficamente con las propiedades petrofísicas de los núcleos, procurando una buena
calibración, de manera tal, que se logren establecer coeficientes de correlación aceptables en
eventuales regresiones entre pruebas de laboratorio y los registros.
2.3. Construcción del modelo petrofísico
Porosidad y permeabilidad son las propiedades más comúnmente evaluadas y
correlacionadas con otras propiedades del yacimiento, aunque el volumen de arcilla y la
saturación de agua son también cruciales para los cálculos volumétricos. En este caso, las
correlaciones se hicieron tanto a condiciones estándar como a presión de confinamiento para
estimar las diferencias en los intervalos estudiados.
2.4. Integración de datos y tipos de roca
La combinación de datos de núcleos, registros y producción permite construir modelos
petrofísicos de baja incertidumbre. Así como también, la determinación de los tipos de roca,
la cual depende, especialmente, del radio de garganta de poros. La caracterización petrofísica
Integrada de yacimientos hidrocarburíferos es una herramienta clave para entender la
heterogeneidad de los yacimientos, según Quaglia et al. (2020).
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2.5. Análisis de sensibilidad
Evaluar la incertidumbre asociada a las estimaciones volumétricas del POES para
comparar los métodos estándar y a presión de confinamiento.
3. Análisis y discusión de resultados
El estudio realizado estuvo dirigido, principalmente, para caracterizar las propiedades de
las rocas y estimar las variaciones en la estimación de las reservas de hidrocarburos
considerando los efectos de la presión de confinamiento y la heterogeneidad de los yacimientos
estudiados.
Ambos casos de estudio tienen importantes implicaciones en la determinación de
propiedades petrofísicas, entre las cuales tenemos: Mayor confiabilidad de los datos, Mejores
prácticas en la caracterización del yacimiento y la predicción del comportamiento de producción,
lo cual permitirá la toma de decisiones más informadas para la ubicación de nuevos pozos, la
selección de métodos de recuperación y la optimización de la producción. En base a lo anterior,
se indica lo siguiente:
a) La presión de confinamiento tuvo un efecto significativo en la porosidad y permeabilidad, lo
que a su vez influyó en la estimación de las reservas, observándose una disminución en ambas
propiedades. En el caso de la porosidad, la disminución fue de 3% para la formación “A” y de 1%
en la formación “G”. La pérdida de permeabilidad por efecto de la presión de sobrecarga fue de
un 35% en la formación “A” y de un 27% en la formación “G”.
b) La calibración núcleo-perfil mostró una buena correlación entre los valores de porosidad y
permeabilidad obtenidos de los núcleos y los registros, especialmente, en la formación
correspondiente a los pozos A1 y A2. No obstante, se observaron algunas discrepancias en las
formaciones atravesadas por los pozos G1 y G2, posiblemente debido a heterogeneidades
litológicas no consideradas en el modelo.
c) Se identificaron zonas con diferentes características petrofísicas, lo que sugiere
heterogeneidad en los yacimientos. Se clasificaron las rocas en función de su radio de garganta
de poros a condiciones estándar, que luego al ser analizadas a presión de confinamiento
disminuyeron su calidad como se observa en la figura 1, donde la roca tipo Megaporoso (Color
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Rojo) disminuye de 98% a 94% en la formación “A” y en el caso de la formación “G” se observa
como la roca Macroporosa (Color Azul) disminuye de 38% a 28%.
d) En la determinación volumétrica del petróleo original en sitio (POES), aplicando el método que
toma en cuenta la presión de confinamiento, se observó una disminución en el orden de un 14%
para la formación “G” y de un 22% en la formación “A” en comparación con los cálculos estándar,
lo que se considera más bien como una “Sinceración” de los cálculos volumétricos (Ver tabla 1).
Figura 1. Variación porcentual de los tipos de roca de condiciones STD a NOBP.
Fuente: elaborado por los autores (2025)
Tabla 1. Gráfico de proporciones de Tipos de roca (STD) y (NOBP) Pozos ALFA y GAMMA.
POZO
FORMACIÓN
STD
NOBP
% VARIACION
POES
POES
ALFA-1
A
49574.85
38299.96
22.74
ALFA-2
83678.35
65822.15
21.34
GAMMA-1
G
70255.77
60194.52
14.32
GAMMA-2
25504.76
21861.20
14.29
Fuente: elaborado por los autores (2025)
Nota. Variación del cálculo volumétrico de reservas (POES – Bbls Acre/ft). Como se observa en la tabla 1, la
variación del POES significa una disminución de reservas en Bbls x ACRE/Ft, que en nuestro trabajo lo
hemos querido denominar más bien “sinceración” de reservas en vez de “disminución de reservas”.
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Conclusiones
a) Se evaluaron las formaciones “A” y “G”, generando propiedades como: arcillosidad, porosidad,
permeabilidad, saturación de agua y tamaño de garganta de poros.
b) Se demostró que la presión de confinamiento tiene un impacto significativo en las propiedades
petrofísicas, reduciendo la porosidad y permeabilidad de los yacimientos estudiados.
c) La calibración núcleo-perfil fue fundamental para obtener un modelo petrofísico confiable.
d) Se identificó variabilidad en las propiedades petrofísicas a lo largo de los intervalos estudiados,
indicando cierta heterogeneidad en los yacimientos al identificarse hasta 5 tipos de rocas
diferentes.
e) Se calculó el volumen de petróleo en sitio (POES), observándose una disminución en las
reservas al considerar los efectos de la presión de confinamiento.
Recomendaciones
a) Establecer un riguroso control de calidad de los datos de registros y núcleos.
b) Implementar procedimientos de toma de muestras que garanticen la representatividad de las
muestras de la roca yacimiento.
c) Incorporar al máximo análisis a presión de sobrecarga para optimizar los cálculos y mejorar la
caracterización petrofísica del yacimiento.
d) Incorporar pruebas como el análisis de difracción de rayos X (XRD), presión capilar y registros
especiales para obtener una caracterización más detallada y precisa del yacimiento.
e) Realizar análisis de sensibilidad para evaluar cómo los cambios en los parámetros de entrada
afectan los resultados, sobre todo en los cálculos volumétricos de reservas.
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Referencias
American Petroleum Institute (1998). Recommended practices for core analysis. Recommended
practice 40. Second Edition. Sections 1-3. Washington, D.C.
Contreras, E. y García, M. (2007) Importancia de las actividades de planificación, corte, manejo
y análisis de los núcleos de perforación de pozos petroleros. Boletín IIE, 75-85.
Cosentino, L. (2001). Integrated Reservoir Studies. Editions Technip, Paris.
Panesso, R. y Quaglia, A. (2002). Reserves re-estimation using scal to validate sw model from
neural net processed old logs. La Ceibita field, Eastern Venezuela. Case Study. SCA
(Society of Core Analysts), SCA 2002-47, California, USA.
Quaglia, A., Montilva, A., Porras, J. y Panesso, R. (2020). Análisis comparativo para los rangos
de propiedades petrofísicas usando diferentes métodos de presión capilar de inyección de
mercurio. Geominas.
Rider, M. (1996) The Geological interpretation of well logs (2nd Edition). Sutherland, Scotland.
Editorial Rider-French Consulting Ltd.
Declaración de conflicto de interés y originalidad
Conforme a lo estipulado en el Código de ética y buenas prácticas publicado en PetroRenova
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plagio para verificar su originalidad.
Para citar este artículo:
Atencio, E., Panesso, R., Quaglia, A. y Sandoval, B. (2025). Importancia de las propiedades petrofísicas
obtenidas en muestras de roca a presiones de confinamiento para la determinación de las
capacidades de almacenamiento y flujo de los yacimientos. PetroRenova Indexed, Revista Científica
de la Energía. Vol. 1, núm. 3, octubre-diciembre, 2025. https://doi.org/10.5281/zenodo.17419337
