CARACTERISTICAS DE LOS YACIMIENTOS

Para que los hidrocarburos permanezcan dentro del yacimiento, los estratos

suprayacentes y subyacentes que lo cobijan deben ser impermeables para evitar la

migración (desplazamiento). Así mismo, los lados tienen que impedir la fuga de los fluidos.

CONDICIONES PARA QUE EXISTA UN YACIMIENTO:

Un yacimiento de petróleo y/o gas debe estar asociado a una cuenca sedimentaria y

para su existencia deben estar presentes los siguientes elementos:

• Carga de hidrocarburos

• Roca reservorio

• Trampa

Cuenca sedimentaria

La existencia de una cuenca sedimentaria es condición forzosa para la existencia de

un yacimiento de hidrocarburos. Una cuenca sedimentaria es una depresión de la corteza

terrestre con tendencia a hundirse y donde se depositan las rocas sedimentarias. Las rocas

sedimentarias son las únicas en las cuales se generan los hidrocarburos y también donde

mayormente éstos se acumulan. El área de estas cuencas es muy variable, desde pocas

decenas de miles de km2 a superar el millón de km2, mientras que su espesor es en general

de miles de metros (mayora 10.000 m en algunos casos). Estas cuencas sedimentarias se

encuentran rodeadas por zonas llamadas de basamento, formadas por rocas más antiguas a

las del relleno y cuya erosión genera los sedimentos que van a parar a la cuenca y

transformarse en rocas sedimentarias

Carga de hidrocarburos

Para que una roca sea cargada con hidrocarburos, es necesario que se trate de un tipo

de roca que los pueda generar para luego producir su expulsión y migración hacia el

reservorio. Allí el hidrocarburo quedará almacenado hasta su explotación por el hombre o

que salga a superficie formando manaderos. A principios del siglo XX las opiniones sobre

el origen del petróleo se dividían entre dos grupos: los que sostenían su origen orgánico y

quienes le atribuían un principio inorgánico. Actualmente sólo se acepta como verdadera la

hipótesis de origen orgánico. Según ella, durante millones de años las sustancias orgánicas

provenientes de restos de animales y vegetales tales como plancton, algas y diversos

microorganismos, fueron quedando incorporados a los sedimentos que se depositaban en el

fondo de los mares y lagos donde estos organismos vivían. Normalmente a esa profundidad

no hay oxígeno, por lo cual la materia orgánica se preserva. Estos sedimentos del fondo, en

general arcillosos, constituyeron lo que luego sería la “roca generadora” de petróleo. Esta

roca es a su vez cubierta por otros sedimentos y así va quedando enterrada a una

profundidad cada vez mayor, sometida a presiones y temperaturas más altas de las que

soportaba cuando se depositó.

La generación de petróleo y/o gas se produce como en una cocina. Cuando la roca

generadora se calienta, la materia orgánica se va transformando y descomponiendo hasta

llegar a los compuestos orgánicos más simples, que son los hidrocarburos. Para que todo

este proceso tenga lugar es necesario que transcurra mucho tiempo (millones de años). Por

eso se dice que el petróleo es un recurso no renovable, pues el tiempo que tarda en formarse

es enorme comparado con la duración de la civilización humana. Al estar en profundidad,

la roca generadora está sometida a presión, lo que hace que poco a poco el petróleo o gas

generado sufra la “expulsión” de la roca generadora. Ese hidrocarburo se desplaza a través

de pequeñas fisuras o por el espacio poral que hay entre los granos de las rocas vecinas,

empujando parte del agua que suele estar ocupando esos espacios. El petróleo y el gas, al

ser más livianos, desplazan al agua cuando se mueven hacia arriba buscando lugares de

menor presión. El proceso durante el cual el petróleo y el gas pueden llegar a viajar grandes

distancias se llama “migración”. Cuando los hidrocarburos no pueden alcanzar la superficie

pues se encuentran con una barrera que les impide continuar, empiezan a acumularse dando

origen a un yacimiento o acumulación.

Roca reservorio

No es cierta la idea generalizadora de que el petróleo se encuentra bajo la tierra en

grandes “cavernas” o “bolsones” o “lagos subterráneos”. En realidad el petróleo se

encuentra “embebido” en cierto tipo de rocas, a las que se denomina reservorios. Un

reservorio es una roca que tiene espacios que pueden contener fluidos dentro de sí,

denominados poros, que son capaces de contener petróleo o gas del mismo modo que una

esponja contiene agua. Un En un yacimiento, los poros del reservorio están saturados con

petróleo o gas. Las propiedades fundamentales que describen un reservorio son la

porosidad y la permeabilidad.

Trampa

Para que se forme un yacimiento, el petróleo y el gas tienen que concentrarse en un

lugar, evitando escapar hacia la superficie. Este elemento que favorece la concentración es

la trampa.

El sello funciona como una barrera que impide el ascenso vertical del hidrocarburo y

está compuesta por una roca impermeable, que cubre al reservorio. En general es una roca

arcillosa aunque puede tener otra naturaleza como sal, yeso y hasta rocas volcánicas. Hay

dos formas básicas de trampa, la trampa estructural que se produce por deformación del

reservorio junto con el sello que lo cubre y deja zonas de las cuales no puede escapar el

hidrocarburo en su movimiento ascendente. Los tipos más comunes corresponden a los

anticlinales y domos. La trampa estratigráfica se produce por cambios en la sedimentación

del reservorio. Estos cambios representados por pérdida de espesor, porosidad o

permeabilidad del reservorio interrumpen la migración del hidrocarburo desarrollándose el

yacimiento pendiente abajo del cambio. Se han descripto las condiciones necesarias para la

existencia de un yacimiento. Se verá ahora cuál es el camino para encontrarlo.

POROSIDAD

La porosidad se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total

de la roca (la propiedad inversa a la porosidad es la compacidad). Matemáticamente:

φ= porosidad

Vp = volumen poroso

Vt = volumen total

De acuerdo a la interconexión del volumen poroso, la porosidad se define en

porosidades absoluta, efectiva y no efectiva.

Clasificación de la porosidad

Durante el proceso de sedimentación y mitificación, algunos de los poros que se

desarrollaron inicialmente pudieron sufrir aislamiento debido a varios procesos

diagenéticos o catagénicos tales como cementación y compactación. Por ende, existirán

poros interconectados y otros aislados. Esto conlleva a clasificar la porosidad en absoluta y

efectiva dependiendo de que espacios porales se miden durante la determinación del

volumen de estos espacios porosos.

1. Porosidad absoluta

Es aquella porosidad que considera el volumen poroso de la roca esté o no

interconectado. Esta propiedad es la que normalmente miden los porosímetros comerciales.

Una roca puede tener una porosidad absoluta considerable y no tener conductividad de

fluidos debido a la carencia de interconexión poral. La lava es un ejemplo típico de esto.

2. Porosidad efectiva.

Es la relación del volumen poroso interconectado con el volumen bruto de roca. Esta

porosidad es una indicación de la habilidad de la roca para conducir fluidos, sin embargo

esta porosidad no mide la capacidad de flujo de una roca. La porosidad efectiva es afectada

por un número de factores litológicos como tipo, contenido e hidratación de arcillas

presentes en la roca, entre otros.

3. Porosidad no efectiva.

Es la diferencia que existe entre la porosidad absoluta y efectiva.

Clasificación Geológica de la porosidad

A medida que los sedimentos se depositaron en los mares antiguos, el agua fue el

primer fluido que llenó el espacio poroso. Esta agua se le denomina agua connata. Un

método común de clasificación de la porosidad se basa en la condición si porosidad se

formó inicialmente o si fue producto de una diagénesis subsiguiente (dolomitización),

catagénesis, campo de esfuerzos o percolación de agua.

1. Porosidad primaria o intergranular.

La cual se desarrolló al mismo tiempo que los sedimentos fueron depositados. Rocas

sedimentarias con este tipo de porosidad son: areniscas (detríticas o clásticas) y calizas (no

detríticas). La porosidad primaria a su vez se clasifica en:

2. Porosidad intercristalina.

Se refiere a los espacios existentes entre los planos de un cristal o espacios vacíos

entre cristales. Muchos de éstos poros son sub-capilares, v.g. poros menores de 0.002 mm

de diámetro. La porosidad que se encuentra entre cristales o partículas tamaño lodo se

llama comúnmente “microporosidad”.

3. Porosidad Integranular.

Es función del espacio vacío entre granos, es decir, de los espacios intersticiales de

toda clase en todo tipo de roca. Esta porosidad comprende tamaño sub-capilar a super-

capilar. Generalmente, los espacios tienen un diámetro mayor de 0.5 mm.

4. Planos estratificados.

Existe concentración de espacios vacíos de diferentes variedades paralelos a los

planos de estratificación. Las geometrías mayores de muchos yacimientos petroleros están

controladas por este tipo de porosidad. Entre las causas de espacios vacíos en los planos

estratificados se cuentan: diferencias de los sedimentos depositados, tamaño de partículas y

arreglo de depositación y ambientes de depositación.

5. Espacios Sedimentarios Misceláneos.

Esto se debe a: (1) espacios vacíos resultantes de la depositación de fragmentos

detríticos de fósiles, (2) espacios vacíos resultantes del empaquetamiento de oolitas, (3)

espacios cavernosos de tamaño irregular y variable formados durante el tiempo de

depositación, y (4) espacios creados por organismos vivos en el momento de la

depositación.

6. Porosidad secundaria, inducida o vugular.

Ocurre por un proceso geológico o artificial subsiguiente a la depositación de

sedimentos. Puede ser debida a la solución o fractura (artificial o natural) o cuando una roca

se convierte en otra (caliza a dolomita). La porosidad secundaria es el resultado de un

proceso geológico (diagénesis y catagénesis) que tomó lugar después de la depositación de

los sedimentos. La magnitud, forma, tamaño e interconexión de los poros podría no tener

relación directa de la forma de las partículas sedimentarias originales. La porosidad

secundaria se clasifica en:

7. Porosidad de disolución.

Integrada por canales resultantes de la disolución del material rocoso por acción de

soluciones calientes o tibias que circulan o percolan a través de la roca. Las aperturas

causadas por meteorización (juntas alargadas y cavernas) y espacios vacíos causados por

organismos vivientes pueden sufrir alargamiento debido a dilución.

8. Porosidad de Fractura.

Son aperturas en la roca producto de fallamiento estructural de las rocas del

yacimiento debido a tensión originada por actividades tectónicas tales como doblamiento y

falla. Esta incluye juntas, fisuras, y fracturas. Las porosidades de fractura normalmente no

superan el 1 % en carbonatos.

9. Espacios secundarios misceláneos.

En esta clasificación se tienen: (1) a arrecifes, los cuales son aperturas en las crestas

de anticlinales estrechos, (2) pinchamientos y llanos, los cuales son aperturas formadas por

la separación de estratos sometidos a un suave desplome, y (3) espacios vacíos causados

por brechas submarinas y conglomerados que resultan de movimientos gravitarios del

material del fondo marino después de mitificación parcial.

Factores que afectan la porosidad

1. Tipo de empaque.

Idealmente se pueden formar los siguientes tipos de empaquetamientos los cuales

tienen diferente valor de porosidad. El incremento de la presión de confinamiento hace que

los granos pobremente clasificados y angulares muestren un cambio progresivo de

empaquetamiento aleatorio a un empaque más cerrado, reduciendo con ello la porosidad.

Según el tipo de empaque se tienen los siguientes valore de porosidad:

Cúbico, porosidad = 47.6 %

Romboedral, porosidad = 25.9 %

Ortorrómbico, porosidad = 39.54 %

Tetragonal esfenoidal, porosidad = 30.91 %

2. Grado de cementación o consolidación.

Cemento que une los granos y que se forma posterior a la depositación ya sea por

dilución de los mismos granos o por transporte. Son cementos: carbonato de calcio,

carbonato de magnesio, carbonato de hierro, limonita, hematita, dolomita de sulfato de

calcio, arcillas, y combinación de estos. Las areniscas altamente cementadas presentan

bajas porosidades. Lo contrario ocurre con rocas poco consolidadas. La cementación toma

lugar tanto en el tiempo de mitificación como en el proceso de alteración de la rocas

causada por agua circulante. De la calidad del material cementante dependerá la firmeza y

compactación de la roca. Se tiene, entonces, formaciones consolidados, poco consolidados

y no consolidados.

3. Geometría y distribución de granos

Se debe a la uniformidad o clasificación de los granos. Dicha clasificación depende, a

su vez, de la distribución del tamaño del material, tipo de depositación, características

actuales y duración del proceso sedimentario. Cuando los granos son más redondeados

proporcionan más homogeneidad al sistema y por ende la porosidad será mayor.

4. Presión de las capas suprayacentes.

Las capas suprayacentes pueden compactar el yacimiento y reducir el espacio poroso.

La compactación tiende a cerrar los espacios vacíos, forzar el fluido a salir y permitir un

mayor acercamiento de las partículas minerales, especialmente en rocas sedimentarias de

grano fino.

5. Presencia de partículas finas.

La arcillosidad afecta negativamente la porosidad, a mayor arcillosidad menor

porosidad debido a que este agente se aloja en el espacio disponible que poseen los poros

para almacenar hidrocarburo.

ACUIFERO

Muchos yacimientos, ya sean de gas o crudo, están limitados parcial o totalmente por

rocas saturadas con agua, denominadas acuíferos. Estos pueden ser muy grandes en

comparación con el yacimiento adyacente, caso en el cual se consideran de extensión

infinita, bajo todo punto de vista practico. También pueden ser tan pequeños que su efecto

sobre el comportamiento del yacimiento puede considerarse insignificante.

Basados el grado de declinación de presión que ocurre en el yacimiento con un flujo

natural de agua se pueden clasificar en:

ACUIFERO ACTIVO, PARCIALMENTE ACTIVO O INFINITO

 La intrusión de agua es igual a la rata total de producción. El yacimiento con

acuíferos activos tienen una lenta y gradual declinación de presión. Su radio es

aproximadamente 10 veces mayor al radio del yacimiento.

ACUÍFERO NO ACTIVO O FINITO

La caída de presión durante el tiempo de producción es notable, debido a que el

acuífero no puede dar una respuesta total a la caída de presión para compensarla.

GEOMETRIAS DE FLUJO DE ACUIFEROS EN YACIMIENTOS DE

PETROLEO

EMPUJE LATERAL

El agua se desplaza a través de los flancos del yacimiento a medida que este produce

hidrocarburos y la caída de presión al límite.

EMPUJE DE FONDO

Ocurre en yacimientos de gran superficie y con caídas suaves de presión en el cual el

contacto agua-yacimiento se sitúa en la base.

EMPUJE LINEAL

Ocurre desde un flanco hacia el yacimiento con un área transversal constante