DEFINICIONES DE RESERVAS Y RECURSOS. Lo que sigue es la traducción de los puntos mas representativos de las definiciones de reservas y recursos. Pueden verse en ingles : Reservas: http://www.spe.org/cda/content/0,1085,284,00.html Recursos: (http://www.spe.org/cda/content/0,1085,286,00.html)

Definiciones del SPE, WPC y AAPG (Marzo de 1997 y Febrero de 2000) PETRÓLEO: En lo que sigue y en las definiciones, el término “petróleo” se refiere a los líquidos y gases que existen en los yacimientos que son predominantemente integrados de compuestos hidrocarbonados. El petróleo también puede contener compuestos no hidrocarburíferos, en los cuales se combinan azufre, oxígeno, y/o nitrógeno con el carbono e hidrógeno. Los ejemplos comúnes de compuestos no hidrocarbonados encontrados en el petróleo son el nitrógeno, el dióxido del carbono, y el sulfuro de hidrógeno. El SPE y WPC reconocen que las técnicas matemáticas apropiadas pueden ser usadas según sean requeridas y que se deja a los paises el derecho de fijar el criterio exacto para aseverar razonablemente la existencia de reservas petroleras. No se excluye ningun método; sin embargo, si se utilizan métodos probabilísticos, los porcentajes elegidos deben ser reglamentados inequivocamente. RESERVAS Las reservas de petróleo [Figura 1] son las cantidades de petróleo que se anticipa serán recuperadas comercialmente de reservorios conocidos hasta una fecha dada. A los efectos de definición “petróleo” incluye los gases o líquidos producidos.

Figura 1Todas las estimaciones de la reserva involucran algún grado de incertidumbre. La incertidumbre depende principalmente de la cantidad de datos geológicos e ingenieriles fiables en el momento de la estimación y la interpretación de estos datos.

El grado relativo de incertidumbre puede manifestarse asignando a las reservas una de dos clasificaciones principales, probadas o no probadas. Las reservas no probadas tienen menor certeza de existir que las reservas probadas y pueden ser clasificadas en probables y posibles para denotar la incertidumbre creciente de su extracción.

El intento de SPE y WPC aprobando clasificaciones adicionales más allá de las reservas probadas se dirige a facilitar la consistencia entre profesionales que usan tales términos. Presentando estas definiciones, ninguna de las dos organizaciones está recomendando la difusión pública de las reservas “no probadas” La difusión pública de las cantidades clasificadas como reservas no probadas se deja a la discreción de los países o compañías involucradas.

La estimación de reservas se realiza bajo condiciones de incertidumbre. El método de estimación se llama “deterministico” si un único número de estimación de reserva está hecho basándose en datos geológicos, ingenieriles y económicos.

El método de estimación se llama “probabilístico” cuando los datos geológicos, ingenieriles y económicos se usan para generar un rango de estimaciones y sus probabilidades asociadas.

Las reservas identificadas como probadas, probables, y posibles ha sido el método de clasificación más frecuente y se han utilizado para dar una indicación de la probabilidad de recuperación. Debido a las incertidumbres potenciales, debe ejercerse cautela al adicionar o agregar reservas de clasificaciones diferentes.

Las reservas generalmente se revisarán cuando aparezcan nuevos datos geológicos, ingenieriles o económicos. Las reservas no incluyen cantidades de petróleo de inventario, y pueden reducirse a efectos económicos y financieros cuando sean necesarias para el procesamiento de hidrocarburos a extraer.

Pueden atribuirse las reservas a producción por extracción primaria o por los métodos de recuperación mejorada. Los métodos de la recuperación mejorada incluyen todos los métodos para complementar la energía natural del reservorio aumentando la recuperación final. Ejemplos de tales métodos son el mantenimiento de presión, reciclado de fluidos, waterflooding (inyeccion de agua), métodos térmicos, químicos y el uso de recuperación miscible o fluidos de desplazamiento inmiscibles. Como la tecnología de petróleo continúa evolucionando pueden desarrollarse otros métodos de recuperación mejorada en el futuro.

RESERVAS PROBADAS

Las reservas probadas son las cantidades de petróleo que, por el análisis de los datos geológicos e ingenieriles, puede estimarse con razonable certeza que serán comercialmente recuperables en un futuro definido, de los reservorios conocidos y bajo las condiciones económicas los métodos, y las regulaciones gubernamentales actuales. Las reservas probadas pueden categorizarse como desarrolladas o no desarrolladas.

Si se usan métodos determinísticos, el término “razonable certeza” expresa un grado alto de confianza que las reservas probadas se recuperarán. Si se usan los métodos

probabilísticos, debe haber por lo menos un 90% de probabilidad de que las cantidades a ser recuperadas igualarán o excederán la estimación.

En general, las reservas son consideradas probadas cuando la producibilidad comercial del reservorio se apoya en tests de producción real o pruebas de la formación. En este contexto, el término “probadas” se refiere a las cantidades reales de reservas de petróleo y no sólo la productividad del pozo o reservorio. En ciertos casos, el número correspondiente a reservas probadas puede asignarse sobre la base de estudios de pozo y/o análisis que indican que el reservorio es análogo a los reservorios en la misma área que están produciendo (o han probado la posibilidad de producir) en las pruebas de la formación. El área del reservorio considerada como conteniendo reservas probadas incluye: (1)El área delineada por perforación de pozos y definida por los contactos agua petróleo (si se conocen) y (2) Las áreas no perforadas del reservorio que pueden juzgarse en forma razonable como comercialmente productivas, sobre la base de los datos geológicos e ingenieriles disponibles. En la ausencia de datos en los contactos de fluido, la ocurrencia conocida más baja de hidrocarburos controla el límite de las reservas probadas, a menos que datos geológicos o ingenieriles indiquen otra cosa.

El área del reservorio considerada como conteniendo reservas probadas incluye:

(1) el área delineada por perforación y definida por los contactos de fluido, y (2) El área aun no perforada del reservorio que puede juzgarse razonablemente

como comercialmente productiva sobre la base de datos geológicos y de ingeniería. En la ausencia de datos de contactos agua fluido, el punto de menor ocurrencia de hidrocarburos controla el límite de las reservas probadas, salvo que este límite esté indicado por otras pruebas definitivas geológicas, o datos ingenieriles.

Las reservas pueden ser clasificadas como probadas si los medios para procesar y transportar esas reservas para ser comercializadas están operacionales en el momento de la estimación o hay una expectativa razonable que se instalarán tales medios.

Las reservas en las locaciones no desarrolladas son clasificadas como probadas no desarrolladas con tal de que

(1) las locaciones son desplazamientos directos de pozos que han indicado la producción comercial en la formación objetivo;

(2) es razonablemente certera la presunción de que tales locaciones están dentro de los límites productivos probados y conocidos de la formación objetivo;

(3) las locaciones mantienen el espaciamiento ordenado por las regulaciones si estas existen;

(4) Es bastante probable que las locaciones se desarrollarán. Las reservas de otras locaciones sólo se categorizan como probadas no desarrolladas cuando los datos ingenieriles y geológicos de los pozos indican con certeza razonable que la formación objetivo es lateralmente continua a las locaciones conocidas y contiene petróleo comercialmente recuperable

Las reservas que serán producidas a través de la aplicación de métodos establecidos de recuperación asistida son incluidas en la clasificación como reservas probadas cuando

(1) la comprobación exitosa por un proyecto piloto o la respuesta favorable de un programa instalado en el mismo reservorio o un reservorio análogo con una formación similar y un fluido similar provee el soporte sobre el que se basa el proyecto

(2) Se tiene razonable certeza que el proyecto se llevará a cabo. Las reservas todavía no establecidas a ser recuperadas por métodos de la recuperación asistida sólo son incluidas en la clasificación de reservas probadas (1) después de una respuesta de la producción favorable del reservorio a traves de (a) una experiencia piloto piloto representativa o (b) un programa de producción en realización dónde la respuesta apoya el análisis sobre el cual el proyecto es basado y (2) es bastante probable que el proyecto se realizará.

RESERVAS NO PROBADAS

Las reservas no probadas se basan en datos geológicos, ingenieriles y económicos similares a los usados para estimar las reservas probadas; pero las incertidumbres técnicas, contractuales, económicas, o de regulación evitan ser clasificadas como probadas.

Las Reservas No Probadas pueden ser clasificadas en “Reservas No Probadas Probables” y “Reservas No Probadas Posibles”.

Las reservas no probadas pueden estimarse asumiendo condiciones económicas futuras diferentes de aquéllas prevalecientes en el momento de la estimación. El efecto de posibles mejoras futuras en las condiciones económicas y los desarrollos tecnológicos puede ser expresado asignando cantidades apropiadas de reservas a las clasificaciones “probables” y “posibles”.

RESERVAS NO PROBADAS PROBABLES

Las reservas probables son las reservas no probadas sobre las que el análisis geológico e ingenieril de los datos sugiere que es más probable que sean producidas que no lo sean. En este contexto, cuando se usan los métodos probabilísticos, debe haber por lo menos un 50% probabilidad que la recuperada final igualará o excederá la suma las reservas probadas más las probables.

En general, las reservas probables pueden incluir

(1) las reservas que se anticipa serán probadas cuando se perforen pozos de desarrollo, en los casos en los que el conocimiento del reservorio es insuficiente para clasificar estas reservas como probadas,

(2) Las reservas en formaciones que parecen ser productivas basándose en análisis de pozos, pero faltan datos de coronas o pruebas definitivas; o cuyos reservorios no son análogos a reservorios del área que están en producción o que contienen reservas probadas

(3) Las reservas incrementales atribuibles a pozos intercalares que hubieran podido ser clasificados como probadas si la distancia entre pozos hubiera sido permisible

por las regulaciones en el momento de la estimación (fuera del radio de drenaje) (N del T)

(4) las reservas atribuibles a métodos de la recuperación asistida repetidamente exitosos cuando a) el proyecto piloto esta planeado pero no ejecutado (b) la roca reservorio, los fluidos, y características del reservorio parecen favorables para su aplicación comercial,

(5) Las reservas en una zona de la formación que parece estar separada del área de reservas probadas por una falla geológica y la interpretación geológica indica el área objetivo se encuentra estructuralmente más alta que el área de reserva probada.

(6) las reservas atribuibles a un workover futuro, tratamiento, el cambio de equipo, u otros procedimientos mecánicos dónde tal procedimiento no se ha probado exitoso en pozos que exhiben conducta similar en reservorios análogos, y

(7) Las reservas incrementales en reservorios probadas dónde una interpretación alternativa de producción o datos volumétricos indican más reservas que las que pueden ser clasificadas como probadas.

RESERVAS NO PROBADAS POSIBLES

Las reservas posibles son aquellas no probadas en las que el análisis geológico y los datos ingenieriles sugieren que es menos probable que sean recuperadas que las reservas probables. En este contexto, cuando se usan los métodos probabilísticos, debe haber por lo menos un 10% de probabilidad de que la recuperada final igualará o excederá la suma de las reservas probadas más las probables más las posibles.

En general, las reservas posibles pueden incluir:

(1) las reservas que, basadas en las interpretaciones geológicas, posiblemente podrían existir más allá de áreas clasificadas como probables,

(2) las reservas en formaciones que parecen ser productivas basadas en perfiles de pozo y análisis de coronas pero pueden ser no productivas en a las operaciones comerciales,

(3) reservas incrementales atribuidas a procesos de perforación intercalar que estén sujetos a incertidumbre técnica,

(4) las reservas atribuidas a métodos de la recuperación asistida cuando (a) un proyecto piloto se planea pero no está en operación y (b) la roca reservorio, el fluido, y las características del reservorio son tales que existe una duda razonable acerca de la comercialidad del proyecto,

(5) Las reservas en un área de la formación que parece estar separada por fallas geológicas del área de reservas probadas y la interpretación geológica indica que el área objetivo se encuentra estructuralmente más baja que el área de reservas probadas.

Categorízación de reservas por estado

Las categorías de reservas por estado definen el estado de desarrollo y producción de pozos y reservorios. Desarrolladas: Las Reservas Desarrolladas son las reservas que se esperan recuperar de los pozos existentes, incluso las reservas “behind pipe” (detrás de la cañería). Las reservas provenientes de recuperación asistida son consideradas desarrolladas sólo después de que el equipo necesario se ha instalado, o cuando los costos para hacerlo sean relativamente menores. Pueden sub-categorizarse como reservas desarrolladas en producción o no en producción. Desarrolladas en producción: son aquellas que se espera que sea recuperadas de zonas que están abiertas y produciendo en el momento de la estimación. Reservas desarrolladas en producción provenientes de recuperación asistida son consideradas como tales después de que el proyecto de recuperación asistida está en el funcionamiento. Desarrolladas no en producción: Incluye las reservas “shut in” y “behind pipe”. Las reservas “shut in”se espera que serán recobradas de: (1) zonas abiertas en el momento de la estimación pero que no han empezado a producir (2) pozos cerrados por condiciones del mercado o falta de conexión, o (3) pozos no productivos por razones mecánicas. Las reservas behind-pipe son las que se esperan recuperar de las zonas con pozos existentes que requerirán trabajos de completamiento antes de ser puestos en producción. Reservas no desarrolladas: las reservas no desarrolladas son aquellas que se espera recuperar de: (1) los nuevos pozos en áreas no perforadas, (2) de profundizar los pozos existentes a un reservario diferente, o (3) donde se requiere una inversión relativamente grande para recompletar un pozo existente o (b) montar instalaciones de producción o transporte para proyectos de recuperación primaria o asistida.

RECURSOS ( Definiciones a Febrero de 2000) (http://www.spe.org/cda/content/0,1085,286,00.html)

Como un desarrollo posterior, el SPE y WPC reconocieron los beneficios potenciales a ser obtenidos complementando una serie de definiciones adicionales, (que no son reservas), para cubrir la base entera del recurso, incluyendo cantidades de petróleo contenidas en reservorios que son actualmente sub comerciales o no descubiertos todavía. Estos otros recursos representan adiciones potenciales futuras a las reservas y son, por consiguiente, importantes para países y compañías en los sectores de planeamiento y cartera de inversiones. Además, la Asociación americana de Geólogos de Petróleo (AAPG) participó en el desarrollo de estas definiciones y se unió al SPE y WPC como organización patrocinadora.

Nada en las definiciones siguientes de recursos debe interpretarse como modificando las definiciones existentes para las reservas de petróleo según lo aprobado por el SPE/WPC en el marzo de 1997.

Al igual que en el caso de reservas no probadas (probables y posibles), la intención del SPE y WPC aprobando clasificaciones adicionales más allá de las reservas demostradas (probadas) es facilitar la consistencia entre profesionales que usan tales términos.

Presentando estas definiciones, ninguna organización patrocinante está recomendando la difusión pública de cantidades clasificado como “los recursos”. Esa difusión se deja a la discreción de los países o compañías involucrados.

Las estimaciones numéricas derivadas de estas definiciones se apoyan en la honestidad, habilidad, y juicio del evaluador y son afectadas por la complejidad

Figura 2

geológica, la etapa de exploración o desarrollo, el porcentaje recuperado de los reservorios, y la cantidad de datos disponibles.

NO EN ESCALA http://www.spe.org/cda/content/0,1085,284,00.html

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ESTIMACIÓN ALTA

NO RECUPERABLES

RANGO DE INCERTIDUMBRE CRECIENTE

RECURSOS PROSPECTIVOS

ESTIMACIÓN BAJA MEJOR ESTIMACIÓN

SISTEMA DE CLASIFICACIÓN DE RECURSOS

RECURSOS CONTINGENTES

ESTIMACIÓN BAJA MEJOR ESTIMACIÓN ESTIMACIÓN ALTA

PETRÓLEO YA PRODUCIDO

PROBADAS

RESERVAS

PROBADAS MAS PROBABLES

PROBADAS MAS

PROBABLES MAS

POSIBLES

El uso de las definiciones debería mejorar la distinción entre las varias clasificaciones y proporcionar más consistencia al recurso informando.

DEFINICIONES. El sistema de clasificación de recursos se resume en la Figura 2 y las definiciones pertinentes se dan debajo. En otra parte, los “recursos” se han definido como incluyendo todo el petróleo que se estima inicialmente in situ; sin embargo, algunos usuarios consideran que sólo la porción estimada como recuperable se constituye en recurso.

En estas definiciones, se definen las cantidades inicialmente in situ como el Petróleo Total inicialmente in situ, Petróleo inicialmente in situ Descubierto y el Petróleo inicialmente in situ No Descubierto, y los volúmenes recuperables separadamente como Reservas, Recursos Contingentes y Recursos Prospectivos. En todos los casos, debe entenderse que las Reservas constituyen un subconjunto de los recursos siendo esas cantidades que están descubiertas (es decir, en reservorios conocidos), recuperables, comerciales y restantes.

PETRÓLEO TOTAL INICIALMENTE IN SITU. El Petróleo total inicialmente in situ es esa cantidad de petróleo que se estima existía originalmente en los reservorios. Por consiguiente, el Petróleo inicialmente in situ Total es esa cantidad de petróleo que se estima, con una dada fecha, estar contenida en los reservorios conocidos, más esas cantidades ya producidas, más las cantidades estimadas en los reservorios todavía no descubiertos. El Petróleo inicialmente in situ total puede subdividirse en Petróleo inicialmente in situ Descubierto y el Petróleo inicialmente in situ No descubierto, con el Petróleo inicialmente in situ Descubierto limitado a los reservorios conocidos.

Se reconoce que todo las cantidades del Petróleo inicialmente in situ pueden constituir recursos potencialmente recuperables; pero la estimación de la proporción que puede ser recuperable esta sujeta a incertidumbres significativas y cambiará con las variaciones en las circunstancias comerciales, desarrollos tecnológicos y disponibilidad de los datos. Una porción de esas cantidades clasificadas como irrecuperables pueden volverse recursos recuperables en el futuro si las circunstancias comerciales cambian, ocurren desarrollos tecnológicos, o son adquiridos datos adicionales.

PETRÓLEO DESCUBIERTO INICIALMENTE IN SITU. El Petróleo Inicialmente In Situ Descubierto es esa cantidad de petróleo que se estima, en una fecha dada, estar contenido en reservorios conocidos, más las cantidades ya producidas. El petróleo inicialmente in situ descubierto puede subdividirse en las categorías comercial y no comercial, con la porción estimada como potencialmente recuperable clasificada como Recursos Contingentes y Recursos Prospectivos, según se define debajo.

RESERVAS. Ya definidas más arriba en el documento. Son las cantidades de petróleo que se anticipa serán recuperadas comercialmente de acumulaciones conocidas desde una fecha dada.

Las cantidades recuperables estimadas de reservorios conocidos que no cumplen el requisito de comercialidad deben ser clasificadas como Recursos Contingentes, según lo definido debajo. La definición de comercialidad para una acumulación variará según las condiciones y circunstancias locales y se dejará a la discreción del país o compañía involucrada. Sin embargo, todavía deben categorizarse las reservas según los criterios específicos de las definiciones de SPE / WPC y, por consiguiente, el concepto

reservas probadas se limitará a las cantidades que son comerciales con las condiciones económicas actuales, mientras las reservas probables y posibles pueden ser basadas en las condiciones económicas futuras. En general, los volúmenes de petróleo no deben ser clasificados como reservas a menos que haya una expectativa de que el reservorio se desarrollará y se pondrá en producción dentro de un tiempo razonable.

En ciertas circunstancias, pueden asignarse ciertos volúmenes a reservas, aunque el desarrollo pueda no ocurrir durante algún tiempo. Un ejemplo de esto sería cuando los yacimientos se dedican a un contrato del suministro a largo plazo y sólo se desarrollarán como y cuando se produzca la exigencia de satisfacer ese contrato.

 

RECURSOS CONTINGENTES. Los Recursos Contingentes son esas cantidades de petróleo que se estima, en una fecha dada, serán potencialmente recuperables de los reservorios conocidos, pero que no se considera actualmente que sean comercialmente recuperables.

Se reconoce la existencia de ambigüedad entre las definiciones de “recursos contingentes” y “reservas no probadas”. Ésta es una reflejo de variaciones en la práctica de la industria actual. Se recomienda que si el grado de compromiso no es tal que se espera que la acumulación sea desarrollada y puesta en producción dentro de un margen de tiempo razonable, los volúmenes recuperables estimados para ese reservorio sean clasificados como recursos contingentes.

Por ejemplo, los Recursos Contingentes pueden incluir los reservorios para los que no hay ningún mercado viable actualmente, o donde la recuperación comercial es dependiente en el desarrollo de nueva tecnología, o donde la evaluación del reservorio todavía está en una fase inicial.

PETRÓLEO INICIALMENTE IN SITU NO DESCUBIERTO. El Petróleo inicialmente in situ no descubierto es esa cantidad de petróleo que se estima, en una fecha dada, podría estar contenido en reservorios todavía a ser descubiertos. La porción potencialmente recuperable estimada de Petróleo inicialmente in situ no descubierto es clasificada como los Recursos Prospectivos, según la definición debajo.

Recursos Prospectivos. Los Recursos Prospectivos son los volúmenes de petróleo que se estima, en una fecha dada, serán potencialmente recuperables de los reservorios no descubiertos.

La Recuperada final estimada (EUR, RFE en castellano) no es una categoría del recurso como a tal, si no un término que puede aplicarse a una acumulación individual de cualquier estado o madurez (descubierto o no descubierto). La Recuperada final estimada se define como el volumen de petróleo que se estima, en una fecha dada, será potencialmente recuperable de un reservorio, más las cantidades ya producidas.

Suma o adición de reservas. Los volúmenes de petróleo clasificados como Reservas, Recursos Contingentes o Recursos Prospectivos no deben sumarse entre sí sin la

consideración debida a las diferencias significativas en el criterio asociado a su clasificación. Ejemplificando, hay un riesgo significativo de que reservorios que contienen Recursos Contingentes o Recursos Prospectivos no llegarán a la producción comercial.

RANGO DE INCERTIDUMBRE. El Rango de Incertidumbre, como se muestra en la Figura 2, refleja la impresisión creciente de obtener volúmenes potencialmente recuperables estimado para un reservorio. Cualquier estimación de cantidades del recurso para un reservorio está sujeta a inseguridades técnicas y comerciales, y debe, en general, ser citada como un rango de valores. En el caso de Reservas, este rango de incertidumbre se refleja en las estimaciones de Reservas Probadas (1P), Reservas Probadas más Probables (2P) y Reservas Probadas más Probables más Posibles (3P). Para otras categorías del recurso se recomiendan los términos Estimación Baja, Mejor Estimación y Estimación Alta. El término " Mejor Estimación " se usa aquí como una expresión genérica para la estimación que se considera más certera que será recuperada de reservorio entre la fecha de la estimación y el momento del abandono. Si se usan los métodos probabilísticos, este término generalmente sería una medida de la media de la distribución de incerteza. Las condiciones "Estimación Baja" y "Estimación Alta" deben proporcionar un valor razonable del rango de incertidumbre en la Mejor Estimación. Para los reservorios no descubiertos (Recursos Prospectivos) el rango de error será, en general, substancialmente mayor que los rangos para los reservorios descubiertos. En todos los casos, sin embargo, el rango real será dependiente en la cantidad y calidad de los datos técnicos y comerciales qué estén disponibles para esa área. Cuando más datos aparezcan para un reservorio específico (por ejemplo pozos adicionales, datos de comportamiento del reservorio) el rango de incerteza en la recuperada final para ese reservorio debería reducirse.

SISTEMA DE CLASIFICACIÓN DE RECURSOS. REPRESENTACIÓN GRÁFICA

La Figura 2 es una representación gráfica de las definiciones. El eje horizontal representa el rango de incertidumbre en el volumen recuperable estimado para un reservorio, el eje vertical representa el nivel de estado / madurez de la acumulación. Muchas compañías escogen subdividir cada categoría del recurso usando el eje vertical para clasificar los reservorios sobre la base de decisiones comerciales requeridas para llevar un reservorio a la producción.

Como se indica en la Figura 2, la Estimación Baja, Mejor Estimación y Estimación Alta de volúmenes potencialmente recuperables deben reflejar alguna comparabilidad con las categorías de las Reservas Probadas (1P), Reservas Probadas más Probables (2P) y Reservas Probadas más Probables más Posibles (3P), respectivamente. A pesar de que puede haber un riesgo significativo de que los reservorios no comerciales o no descubiertos lleguen a producción comercial, es útil considerar el rango de volúmenes potencialmente recuperables independientemente de ese riesgo.

 Si se usan los métodos probabilísticos, los volúmenes deben ser basados en metodologías análogas a las aplicables a las definiciones de reservas; debe haber por lomenos un 90% probabilidad de que, asumiendo que el reservorio se desarrolla, las cantidades realmente recuperadas igualarán o excederán la Estimación Baja. Un valor de probabilidad equivalente a 10% debe, en general, ser usado para la Estimación Alta. Donde se usan los métodos determinísticos, debe seguirse una analogía similar a las definiciones de las reservas.

Como un posible ejemplo, considérese un reservorio que no es comercial por falta de un mercado. Los volúmenes recuperables estimados son clasificados como los Recursos Contingentes, con estimados de Bajo, Mejor y Alto. Cuando el mercado se desarrolla posteriormente, y en la ausencia de nuevos datos técnicos, el reservorio pasa a la categoría Reservas y las Reservas Probadas se deberían aproximar a la Estimación Baja anterior.

Traducción de: Eduardo Barreiro