El futuro de la Faja Petrolífera del Orinoco (Parte II)

Mecanismos de producción
Conocido los valores del POES, el “factor de recobro - FR” es el parámetro indispensable para establecer las reservas probadas, y para establecer éste se necesita conocer antes el “mecanismo de producción” principal de los yacimientos. Para definir los mecanismos de producción de la Faja se considera en primer lugar que los yacimientos son casi horizontales, presentando un buzamiento regional de no más de cuatro grados en dirección Sur-Norte, sin contactos gas-petróleo, pero sí agua-petróleo. Otro parámetro de interés son las características de las arenas que conforman los yacimientos, las cuales en general tienen alta porosidad, son no consolidadas, es decir, son deleznables y se producen en gran medida junto con el crudo y bitúmen. Finalmente, influirá en el comportamiento de producción la presencia de agua. Por ejemplo, en el caso de Cerro Negro hay una producción creciente de agua en el tiempo. En la Faja el mecanismo predominante es el de gas en solución, con la característica que se está en presencia de un “Petróleo Espumante”, lo cual incrementa el recobro final.Con respecto a la declinación anual de producción de los yacimientos en explotación, una buena referencia es el caso del área O-16 que tiene 20 años produciendo (anteriores campos Jobo y Pilón) y ahora pertenece a Cerro Negro y produce los bitúmenes para Bitor, a través de 97 pozos completados, de los cuales hay unos 50 activos. En esa área hay elevada producción de agua y arena, y alta declinación (15% en los pozos desviados y 10% en los horizontales). La presión inicial era de 1126 libras por pulgada cuadrada (lpc) y hoy es de 735 lpc. Unos parámetros confiables para la evaluación de las reservas también aparecen en el estudio de Bitor, en el caso de la presión y corte de agua, se utilizaron los siguientes: Producción de abandono 50 barriles por día por pozo y corte de agua 95%.Los FR de las cuatro áreas en explotación se ha estimado conservadoramente entre 6,1% y 11,8 % del POES (Tabla 1). Un estudio de 2004 para el área de Bitor lo sitúa en 5,69%, utilizando las curvas de declinación de presión de cada pozo en producción. El Plan de Negocios 2006-2012 de PDVSA presenta un factor de recobro aún más conservador de 2,3%, porque incluye tanto las áreas en explotación como las que no han sido otorgadas. Por otra parte, PDVSA presentó en Houston en 2004 (Figura 3), escenarios de factores de recobro de 8,5%, 12,0%, 16,0% y hasta 20%, para alcanzar producciones pico de 3,0, 4,5, 7,0 y 8,0 millones de barriles diarios, correspondiente a los años 2030, 2050, 2060 y 2065 respectivamente.

Producción actual
Los pozos multilaterales, la perforación horizontal, el uso de bombas electro sumergibles y la inyección de vapor y diluentes han resultado elementos exitosos para tener los altos volúmenes de producción que reporta el Ministerio de Energía y Petróleo para las cuatro Asociaciones Estratégicas y Bitor. Para el mes de mayo 2004, según el MEP, se estaban produciendo 617.000 barriles diarios de crudos extrapesados y bitumen, a través de unos 961 pozos activos, lo que produce el excelente indicador de 642 barriles diarios por pozo. El Ministro de Energía y Petróleo informó recientemente del otorgamiento de 27 bloques de la Faja con un área de 500 kilómetros cuadrados cada uno, siguiendo lo establecido en el Artículo 37 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH). Considerando la extensión total de las cuatro áreas ya otorgadas, se concedería el resto en toda su extensión, y por lo tanto tales bloques serán contiguos, por lo menos adyacentes por varios lados, lo que hará obligatorio la firma de Convenios de Unificación de los yacimientos en explotación, según lo establecido en el Artículo 42 de la LOH. Al aplicar los Convenios de Unificación de los yacimientos, los operadores de cada bloque deberán compartir con sus vecinos todas las inversiones, los gastos y la producción, y por supuesto las ganancias, en función de una serie de parámetros, donde resaltarán las reservas de petróleo que diga tener cada uno, los límites de los yacimientos, así como la ubicación geográfica de cada bloque.

Costos de Producción

Los costos de producción aguas arriba se han reducido drásticamente, al descender de 3,0 $/Bbl en 1991 a 0,95 US$/Bbl en 2003, al pasar de la producción en frío a los pozos horizontales y las bombas electro sumergibles (ver Figuras 4 y 5 presentadas por PDVSA), lo que multiplicó la producción de los pozos. Los costos de mejoramiento están entre 2 y 3 US$/Bbl, los financieros entre 4 y 5 US$/Bbl, para un costo total entre 7 y 9 US$/Bbl. Cuando se otorgaron las licencias para las asociaciones los costos totales se estimaron alrededor de 12 US$/Bbl.

Mejoramiento
El proceso de mejoramiento comprende dos etapas. Un mejoramiento muy sencillo, acua conversión, que produce un crudo de 16º API. Otro, el mejoramiento parcial más avanzado donde resulta en un producto mayor a 26º API y luego un producto llamado sintético de alta calidad que puede ir a cualquier mercado. Hay otra corriente similar ente 16 y 22º API que va a procesos subsecuentes de refinación. Los productos de Petrozuata van a Paraguaná y Lake Charles, y los de Cerro Negro van a Chalmette. Los crudos mejorados de alta calidad de Sincor y Hamaca (Ameriven) van al mercado abierto. Estos dos últimos tienen gravedades de 32º API y 26º API, respectivamente (ver Figura 6 presentada por PDVSA). Los primeros subproductos del mejoramiento son el gas asociado, el crudo “sintético”, los gases mejorados, el coke y los gases puros. De estos resultan el GLP, los productos tradicionales de refinería, las olefinas (etano, propano, butanos), nafta, kerosén y diesel. El coke va a generación eléctrica y de los gases puros se produce gas de síntesis y GTL (gas to liquid, que es un diesel puro).En Cerro Negro se tienen 2 trenes de deshidratación y tratamiento, un sistema de compresión de gas para ser usado como combustible y ventas, y un sistema de disposición de agua salada. Los detalles del mejorador son los siguientes: Destilación atmosférica (157 kbd), coquificación retardada (48 kbd / 2200 TPD de Coke), purificación de hidrógeno e hidrotratador de nafta, tratamiento de aminas, 2 plantas de azufre súper Clauss y una planta de tratamiento de aguas agrias y efluentes. En el mediano plazo, las Asociaciones tienen las siguientes propuestas:Petrozuata instalará un desalador adicional, un grupo de bombas de residuo corto en las unidades de vacío y modificarán los equipos menores de la unidad HTN. Por su parte Sincor modificará su fraccionador y otros equipos menores de las unidades de coquificación, HTN y sistemas de alivio. Cerro Negro y Hamaca solo realizarán modificaciones menores en algunos equipos.Hay propuestas para producir y mejorar el crudo de Machete y construir plantas de mejoramiento en Guiria. Falta por plantearse la construcción en el mismo sitio de plantas de mejoramiento y refinerías.

Usos de los extrapesados y del bitumen
Para el desarrollo futuro de la Faja, será indispensable ratificar el uso que tendrán los crudos a extraerse. Hasta el presente se han definido dos usos: Los extrapesados para mejoramiento y manufactura y los bitúmenes, en forma de Orimulsión, para generación eléctrica. En el futuro, la producción de los 27 nuevos Bloques será de unos 4,0 millones de barriles diarios, de comportarse como las áreas actualmente en explotación (150.000 barriles diarios promedio). Una magnitud tal de producción que será necesario tener respuestas a las siguientes preguntas:
¿Cuánto se dispondrá de los extrapesados para manufactura?
¿Cuánto se dispondrá de bitumen para generación eléctrica?, si se considera la posición actual de altos representantes del MEP, como el viceministro de Hidrocarburos Bernard Mommer.
¿Dónde se manufacturarán los nuevos extrapesados? Tomando en cuenta que sería necesario construir varios complejos JOSE, de ser en Venezuela, ó de resolver los problemas de transporte, si va a exportarse para ser mejorado en otros países.
¿Cómo se dispondrá de los altos volúmenes de azufre y vanadio que se producirían en las plantas de mejoramiento?
¿Dónde será la generación de electricidad? ¿Se exportará toda la Orimulsión para tal fin (Saúl Guerrero), o su electricidad equivalente para América Latina, generándola en Venezuela, como lo visualiza Poleo?
¿Cómo se industrializarán las corrientes de gas que se producirán en las plantas de mejoramiento? Se estima que la producción y el mejoramiento de los 617 MBD de crudos extrapesados de hoy, generan 133 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) de gas, de los cuales solo se consumen 40 MMPCD en las operaciones.
¿Qué mecanismos financieros se utilizarán para que la estatal PDVSA aporte como mínimo el 51% de las nuevas inversiones requeridas, acorde con la LOH?, recordando que para el desarrollo de los primeros cuatro bloques y el mejoramiento del crudo producido se requirieron US$ 14.600 millardos.
¿Permitirán los estudios de impacto ambiental estos desarrollos?
¿Qué ciudades modernas tendrán que construirse en esa extensión para garantizar la infraestructura social, económica e industrial que se necesitará?

Propuestas
Será conveniente la creación de un Ente regulador, con personal altamente calificado, autárquico e independiente del Ministerio de Energía y Petróleo, para armonizar el desarrollo futuro de la Faja, tanto desde el punto de vista técnico como ambiental y social.
Se requiere aprobar por el Ministerio de Energía y Petróleo un Reglamento de Unificaciones, para facilitar los procesos que en el pasado han resultado tan tortuosos sobre esta materia.
El Reglamento antes propuesto deberá considerar las aprobaciones de actividades por “Paquetes” dada la analogía y magnitud en número de las mismas (Vg. pozos, estaciones de flujo y recolección, oleoductos, etc.)
El otorgamiento de las nuevas áreas, por parte del Ente regulador deberá ser a través de mecanismos de cesión lo más ágiles posible.
Será necesario definir la infraestructura poblacional que soportará el desarrollo de la Faja.

La Naturaleza de los Yacimientos Naturalmente Fracturados

Los yacimientos naturalmente fracturados plantean una paradoja relacionada con la producción. Incluyen yacimientos con baja recuperación de hidrocarburos: estos yacimientos pueden parecer altamente productivos al comienzo pero su producción declina rápidamente. Además, se caracterizan por la irrupción temprana de gas o agua. Por otra parte, forman parte de algunos de los yacimientos más grandes y productivos de la Tierra. La naturaleza paradójica de esta clase de yacimientos está dada por los grandes esfuerzos que hace la industria por comprenderlos mejor y modelarlos con suficiente certeza.

Si bien casi todos los yacimientos de hidrocarburos son afectados de alguna manera por las fracturas naturales, los efectos de las fracturas a menudo se conocen en forma imprecisa y en gran medida se subestiman. En los yacimientos carbonatados, las fracturas naturales ayudan a generar porosidad secundaria y estimulan la comunicación entre los compartimientos del yacimiento. No obstante, estos conductos de alta permeabilidad a veces entorpecen el flujo de fluidos dentro de un yacimiento, conduciendo a la producción prematura de agua o gas y haciendo que los esfuerzos de recuperación secundaria resulten ineficaces. Las fracturas naturales también están presentes en todo tipo de yacimiento siliciclástico, lo que complica el aparentemente simple comportamiento de la producción dominado por la matriz. Además, las fracturas naturales constituyen el factor de producibilidad principal en una amplia gama de yacimientos menos convencionales, incluyendo los yacimientos de metano en capas de carbón (CBM), los yacimientos de gas de lutitas y los yacimientos de roca basamento y roca volcánica. Si bien las fracturas naturales desempeñan un rol menos importante en los yacimientos de alta permeabilidad y alta porosidad, tales como las turbiditas, comúnmente forman barreras para el flujo, frustrando los intentos para calcular las reservas recuperables y predecir la producción con el tiempo en forma precisa.

Ignorar la presencia de las fracturas no es una práctica óptima de manejo de yacimientos; tarde o temprano, es imposible ignorar las fracturas porque el desempeño técnico y económico del yacimiento se degrada. El mayor riesgo que implica la falta de una caracterización temprana de las facturas naturales es que tal omisión puede limitar severamente las opciones de desarrollo de campos petroleros. Por ejemplo, una compañía que no aprovecha las oportunidades para las fracturas naturales durante la primera etapa de desarrollo puede desperdiciar recursos en operaciones de perforación de pozos de relleno innecesarias. Es probable que los equipos a cargo de los activos de las compañías nunca lleguen a extraer los hidrocarburos originalmente considerados recuperables porque, sin comprender el impacto de las fracturas naturales sobre el comportamiento de la producción, no habrán preparado adecuadamente el campo para la aplicación de técnicas de recuperación secundaria.

Clasificación de las fracturas
A la hora de desarrollar y modelar los yacimientos fracturados, la capacidad de comprender y predecir las características de los sistemas de fracturas y fallas es esencial. La complejidad de los sistemas de fracturas naturales se capta en los métodos descriptivos, genéticos y geométricos que los geocientíficos emplean para clasificar las fracturas naturales. El conocimiento de los tipos de fracturas mejora la simulación del flujo de fluidos a través de las fracturas, porque los diversos
tipos de fracturas conducen el fluido en forma diferente. Para apreciar los esquemas de clasificación comunes, se necesita un conocimiento básico de cómo se desarrollan las fracturas naturales. No obstante, para adquirir ese conocimiento se requiere algo más que la amplia observación de las fracturas naturales; es necesario vincular esas observaciones con datos de experimentos de laboratorio controlados. En el laboratorio, los tipos de fracturas se dividen en dos grupos relacionados con su modo de formación: las fracturas por esfuerzo de corte (cizalladura) que se forman con la cizalladura paralela a la fractura creada y las fracturas por esfuerzos de tracción que se forman con una tracción perpendicular a la fractura creada.

Las fracturas por esfuerzo de corte y las fracturas de tracción descriptas a partir de experimentos de laboratorio poseen contrapartes netas que existen naturalmente; las fracturas por esfuerzo de corte corresponden a fallas, mientras que las fracturas de tracción corresponden a grietas.16 Esta distinción de índole mecánica constituye una forma útil de clasificar las fracturas. Las fallas se forman en su mayor parte durante la ocurrencia de episodios tectónicos significativos, cuando el esfuerzo diferencial es alto. Las fallas tectónicas se forman habitualmente a lo largo de una amplia gama de escalas, con desplazamientos que varían desde milímetros hasta kilómetros. Las imágenes sísmicas generalmente permiten la detección de las fallas más grandes, mientras que se requieren datos de pozos para identificar y caracterizar las fallas más pequeñas. Las fallas tectónicas típicamente atraviesan la estratigrafía sin impedimentos y, en consecuencia, se conocen como fallas no limitadas por estratos. Las grietas, o fracturas que no exhiben un desplazamiento visible, se forman en sentido perpendicular a la estratificación y pueden ser o no limitadas por estratos. Las grietas limitadas por estratos terminan en las superficies de estratificación y a menudo desarrollan un espaciamiento regular y forman redes conectadas bien organizadas en una vista en planta. Comúnmente, existe una serie larga y continua de grietas, que se conocen como grietas sistemáticas, unidas por un arreglo perpendicular de grietas transversales que rematan las grietas sistemáticas. 17 Las grietas no limitadas por estratos tienen lugar en una amplia gama de escalas y se agrupan espacialmente.

Clasificación de los yacimientos fracturados
La mayoría de los yacimientos, si no todos, contienen fracturas. El grado en que las fracturas inciden en el flujo de fluidos a través de un yacimiento es lo que debería dictar el nivel de recursos necesarios para identificar, caracterizar y modelar las fracturas. Los efectos de las fracturas pueden cambiar a lo largo de la vida productiva del yacimiento como las presiones y los tipos de fluidos cambian durante las etapas de recuperación primaria y secundaria. Por otra parte, las fracturas no siempre conducen fluido; a menudo constituyen barreras para el fluido. Los yacimientos fracturados se clasifican en base a la interacción existente entre las contribuciones de porosidad y permeabilidad relativas tanto del sistema de fracturas como del sistema de matriz. En los yacimientos de Tipo 1, las fracturas proveen tanto los elementos de porosidad como los elementos de permeabilidad. Los yacimientos de Tipo 2 poseen baja porosidad y baja permeabilidad en la matriz y las fracturas proveen la permeabilidad esencial para la productividad. Los yacimientos de Tipo 3 poseen alta porosidad y pueden producir sin fracturas, de manera que las fracturas en estos yacimientos proveen permeabilidad adicional. Los yacimientos de tipo M poseen alta porosidad y permeabilidad matricial, de manera que las fracturas abiertas pueden mejorar la permeabilidad, pero las fracturas naturales a menudo complican el flujo de fluidos en estos yacimientos a través de la formación de barreras. Las fracturas no suman porosidad y permeabilidad adicional significativa a los yacimientos de Tipo 4, sino que, por el contrario, suelen constituir barreras para el flujo. Otra clase de yacimientos, los de Tipo G, ha sido creada para los yacimientos de gas fracturados no convencionales, tales como los yacimientos CBM, y para los yacimientos de gas condensado fracturados. La mayoría de los yacimientos de Tipo G corresponden o se aproximan a la clasificación de Tipo 2. Para que la clasificación NFR resulte válida, se debe conocer tanto el sistema de fracturas naturales como el sistema de matriz de un yacimiento, además de la compleja interacción de flujo entre esos sistemas. Muchos son los factores que afectan el flujo de fluidos en un yacimiento NFR, incluyendo la orientación de los esfuerzos, las direcciones de las fracturas naturales, si las fracturas están rellenas de minerales o son abiertas, las propiedades y fases de los fluidos de yacimientos, y la historia de producción e inyección del campo. Si bien muchos de estos factores no pueden ser controlados, algunos problemas pueden mitigarse. Por lo tanto, las estrategias de desarrollo de campos petroleros pueden ajustarse a los sistemas de fracturas naturales para optimizar la producción y la recuperación. Cuanto antes se adquiera este conocimiento, más preparados estarán los equipos a cargo de los activos de las compañías para tomar decisiones importantes relacionadas con el manejo de campos petroleros en las primeras etapas de su desarrollo.

El futuro de la Faja Petrolífera del Orinoco (Parte I)

El pasado 07 de enero 2006 se cumplieron 70 años de la perforación del primer pozo en el Campo Faja Petrolífera del Orinoco, el Canoa-1 el cual resultó seco. Cuenta el geólogo Aníbal R. Martínez que comenzó a perforarse el 16 de octubre de 1935. El campo sería descubierto el 14 de noviembre de 1938 por el pozo Suata-1. Esa gran fuente de recursos que es la Faja podría convertirse en una de las mejores alternativas energéticas para el mundo de los tiempos por venir.

La Faja es la acumulación de petróleo movible más importante del mundo. Otras acumulaciones gigantes son las Arenas de Atabasca en Canadá (1.600 MMMB de recursos), las “lutitas petrolíferas” de Wyoming, Utah y Colorado en los EE.UU. (1.200 MMMB de recursos) y las acumulaciones similares que puedan encontrarse en China, Australia, Alemania, Estonia, Brasil y otros países.Estas acumulaciones que pudieran competir con la Faja, tienen la característica que los hidrocarburos que contienen no fluyen en forma natural, desde los yacimientos hacia los pozos, por lo que en la mayoría de los casos tienen que ser explotados utilizando prácticas de minería o procesos de “recuperación asistida” y físicos dentro o fuera del yacimiento. En otras palabras, es más costosa su producción. Valga aclarar que los depósitos en las “lutitas” no son de petróleo propiamente dichos, son mezclas de kerógeno y rocas compuestas de arena, arcilla y carbonato de calcio.

¿Por qué el desarrollo total de la Faja en el mediano y largo plazo?
Partiendo de la premisa de que la Faja es la única fuente significativa de reemplazo de la declinación de los campos petroleros “tradicionales” de Venezuela, es necesario desarrollarla completamente, si se quiere continuar siendo el suplidor confiable que ha representado el país, desde el comienzo de la explotación de sus hidrocarburos en 1914. Otra razón de peso es la oportunidad de aprovechar el suplir parte importante de la creciente demanda de energía a nivel mundial. Y lo más esencial, es la fuente para generar las divisas necesarias para apalancar el paso del país hacia la modernidad y el progreso.

El petróleo original en sitio
Tan significativo como las reservas recuperables, es el petróleo original en sitio (POES). En el caso de la Faja, el POES se ha estimado entre 914 (Aníbal R. Martínez) y 1.360 (PDVSA, Plan 2006-2012) millardos de barriles (MMMB). Para dar el sentido de estas cifras, valga recordar que desde 1917, cuando comenzó a registrarse la producción de Venezuela hasta 2003, ochenta y seis años de explotación con pico de 3,7 MMBD en 1970, la producción acumulada de petróleo y bitúmenes había alcanzado la cifra de 56,6 MMMB, cifra que representa solo el 6,2 % del POES conservador de la Faja – 914 MMMB.Las magnitudes del petróleo original en sitio de la Faja, así como sus reservas recuperables son tales, que para cualquier efecto práctico se pueden utilizar cualquiera de las arriba citadas, ya sean las que se han presentado como oficiales por los más altos representantes del Ministerio de Energía y Petróleo (MEP) y de Petróleos de Venezuela (PDVSA) en sus tantas presentaciones y declaraciones públicas a nivel nacional e internacional, o las cifras de Aníbal R. Martínez, más conservadoras, que aparecen en su reciente libro La Faja del Orinoco, Editorial Galac, Caracas, 2004..Sin embargo, para tener las cifras más exactas, se tendrá que esperar los resultados de la declaración del Ministro de Energía y Petróleo, en el sentido que todas las reservas de semejante acumulación serían certificadas:

…La Faja se ha dividido en 27 bloques, de 500 kilómetros cuadrados cada uno, para certificar sus reservas y, en opinión del ministro Ramírez, obtenidos los datos se le podrá decir al mundo que el escenario ha cambiado, “que las reservas ubicadas en Venezuela son de petróleo y que este país es un actor fundamental para cualquier plan energético que se tenga en el planeta”… En la certificación de la Faja participarán Exploración y Producción de PDVSA, la Corporación Venezolana de Petróleo (CVP), el INTEVEP y el Ministerio de Energía y Petróleo. Fuente:PDVSA, 10 de julio de 2005…

Conviene aclarar que el método de certificación a seguir en todos los casos deberá ser el aprobado por los Congresos Mundiales de Petróleo WPC, por la Sociedad de Ingenieros de Petróleo SPE y la Asociación Norteamericana de Geólogos Petroleros AAPG, adoptadas por la Naciones UnidasEste volumen de petróleo está localizado en seis áreas de tierras planas que ocupan un total de 13.600 km2, es decir el 30% de toda el área geográfica que comprende la Faja al norte del río Orinoco (46.000 km2). Tiene 460 Km. de largo por 100 Km. de ancho, extendiéndose desde la población de Tucupita en el este hasta la el pueblo de Calabozo por el oeste. Una extensión casi de Caracas a San Cristóbal, en línea recta. El área de la Faja está prácticamente despoblada, apoyándose en las ciudades vecinas de El Tigre, Anaco, Maturín y Ciudad Bolívar, por lo que un desarrollo de varios millones de barriles diarios requerirá del diseño de una infraestructura poblacional y de servicios más sólida, como ocurrió con el desarrollo de la Costa Bolívar y del Lago de Maracaibo que para llegar a desarrollar tres millones de barriles diarios, tuvo que apoyarse en una ciudad como Maracaibo y poblaciones como Cabimas, Ciudad Ojeda, Lagunillas y Bachaquero, así como del desarrollo de campos petroleros de grandes dimensiones como Tía Juana y Lagunillas. Continuará...

Tomado de Soberanía.org

Nota Técnica: Evaluación de la Eficiencia Volumétrica de Barrido (Ev)

Uno de los parámetros críticos en la evaluación de un yacimiento de petróleo con presencia de una energía adicional -como un acuífero- o la presencia de pozos inyectores de algún fluido, es la Eficiencia Volumétrica de Barrido. Y más cuando se trata de un acuífero, ya que no existe modelos matemáticos en la literatura que describan el flujo de ambos fluidos dentro del espacio poroso. Los modelos descritos fueron hechos para estudios de waterflooding (recuperación secundaria), donde el petróleo es empujado por un frente de agua o gas. Entonces si hay presencia de un acuífero, que se puede hacer? La respuesta es bastante sencilla: se puede asumir que el encroachment o zona de invasión del acuífero puede ser representado por varios pozos inyectores en línea directa y proceder a hacer el cálculo de Dykstra Parsons común hasta calcular la permeabilidad K al 50% y 84.1% (Variación de permeabilidad en dirección Z). Luego de esto y para obtener un valor puntual de Eficiencia Volumétrica de Barrido, se procede a utilizar la técnica de DeSouza y Brigham, donde calculando el parámetro Y (que se encuentra en función de la Razón de Movilidad (M), RAP y la Variación de Permeabilidad en dirección Z) para obtener un valor puntual de Ev. Es importante recalcar que se debe tener "amarrados" todos los datos petrofísicos, además de tener una idea clara del modelo sedimentológico del yacimiento. Si requieres más información, papers acerca de este tema, solamente deja tu comentario con tus inquietudes.