factores relativos del yacimiento tema 1

8/15/2019 Factores Relativos Del Yacimiento Tema 1

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TEMA N.1 FACTORES RELATIVOS AL YACIMIENTO

ORIGEN DEL PETROLEO

Este es uno de los temas más problemáticos en la discusión de geología del petróleo

debido a que hay coincidencias limitadas acerca de cómo se forma el petróleo, comomigra, y como se acumula. Sin embargo, debido a que hay petróleo en estructuras queincluyen yacimientos lejos de donde aparenta estar el estrato fuente, el hecho de que elpetróleo se forma, migra, y acumula es una realidad.Las teorías relacionadas a la formación de gas y de petróleo (catagnesis! con"ersión dela materia orgánica# in"olucran consideraciones orgánicas e inorgánicas.$ Teoría OrgánicaEl petróleo y el gas natural se han formado por la transformación de la materia orgánica"egetal y animal, cuya estructura molecular ha sufrido alteraciones por efecto de altastemperaturas, acción de bacterias y microorganismos, altas presiones en el subsuelo yotros agentes a lo largo de millones de a%os. Esta teoría es la más aceptada actualmente.

$ Teoría InorgánicaE&plica el origen de estos hidrocarburos gracias a la combinación de elementos químicoscomo el carbono y el hidrogeno sometidos a altas temperaturas y presiones, ubicados encapas muy profundas de la tierra.Los amplios argumentos sobre cuál es la fuente han sido desafiados con poca resolución.Sin embargo, la e"idencia actual le brinda más peso al origen orgánico del petróleo debidoa la presencia de componentes hidrocarburos en materia orgánica deri"ada de la "idaanimal y "egetal. 'ara nuestros propósitos, el origen del petróleo será considerado defuentes orgánicas.

MIGRACION DE HIDROCARBUROS

La mayoría de los hidrocarburos se hallan en rocas porosas de grano grueso y permeable,con poco o nada de materia orgánica insoluble. Es improbable que el crudo hallado enestas rocas se pudiera originar allí puesto que no hay se%ales de materia orgánica sólida.'or lo tanto, la mayoría de yacimientos de hidrocarburos son trampas para la migración destos.La migración primaria es la liberación de compuestos hidrocarburos del erógeno en lascapas fuentes y su transporte dentro de los poros estrechos de la roca fuente de granofino.Los hidrocarburos e&pelidos de la roca madre pasan hacia unidades de roca más porosasy más permeables. Este fenómeno se llama migración secundaria).'uesto que la mayoría de las rocas en el subsuelo se hallan saturadas con agua, el

mo"imiento de hidrocarburos tiene que ser debido a flujo acti"o de agua, o flujoindependiente de la fase acuosa, por despla*amiento o por difusión. 'uesto quenormalmente los hidrocarburos son menos densos que el agua, su acumulación tomalugar en la parte más alta de la trampa. La migración es detenida por rocas superioresrelati"amente impermeables.



DEFINICIÓN DE YACIMIENTOSe entiende por yacimiento una unidad geológica de "olumen limitado, poroso ypermeable que contiene hidrocarburos en estado líquido y+o gaseoso. Los cincoingredientes básicos que deben estar presentes para tener un yacimiento dehidrocarburos son! ()# fuente, (# -amino migratorio, (# /rampa, (0#

1lmacenaje+porosidad, (2# /ransmisibilidad+'ermeabilidad.

CLASIFICACION DE LOS YACIMIENTOS HIDROCARBUROS

Los yacimientos de hidrocarburos, por ser productos de la naturale*a son diferentes en

cuanto a sus características y no hay dos que sean iguales. 'or esto es necesario

clasificarlos seg3n diferentes criterios.

CLASIFICACION BASADA EN LA CONFIGURACION DE LAS TRAMPASGEOLOGICAS

4esde el punto de "ista geológico se utili*an las formas físicas de las estructuras oestratos impermeables que limitan la roca yacimiento, donde los hidrocarburos quedan

entrampados, como el criterio más sencillo para clasificar los yacimientos.

Tra!"a# e#$r%c$%ra&e#

Son aquellas donde inter"ienen principalmente factores tectónicos, pliegues, fallas, y suscombinaciones.Estas trampas se deben a procesos posteriores al depósito de los sedimentos. Ejemplo! la

deformación de los estratos del subsuelo causada por fallas (fractura con

despla*amiento# y plegamientos. 5ay tres formas básicas de la trampa estructural en la

geología del petróleo! anticlinal, falla y domo salino.

Tra!"a# e#$ra$igrá'ica#

Son aquellas donde el factor principal que la origina es la perdida de permeabilidad y

porosidad de la roca yacimiento debido a un cambio litológico. Ejemplo! de arena a lutita.

La presencia de este tipo de trampas está relacionado con el ambiente en el cual se

depositaron los estratos y con el sitio que ocupan en la cuenca. 'ueden formarse por

cambio de permeabilidad y pueden presentarse en forma de cu%a alargada encajada entre

dos estratos, como el caso de los lentes de arena.

Tra!"a# !i($a#

Este tipo de yacimientos de hidrocarburos puede estar formado por la combinación de dos

o más trampas estructurales y estratigráficas en "ariadas modalidades cuya geometría es

el resultado de una combinación de procesos tectónicos y cambios en la litología.



CLASIFICACION DE LOS YACIMIENTOS EN BASE A LOS HIDROCARBUROS )UECONTIENEN

Yaci!ien$o# *e "e$r+&eo).6 'etróleo "olátil (1lto encogimiento#

.6 petróleo 7egro (8ajo Encogimiento#

a# Li"ianob# 9edianoc# 'esadod) E&tra pesado (8itumen#

Yaci!ien$o# *e ga#).6 :as seco.

.6 :as 53medo.

.6 :as -ondensado.

Los parámetros que se consideran de utilidad en esta clasificación se subdi"iden en dos

grupos.

a# 1quellos que se miden en el campo durante las pruebas de producción! 'resión,

temperatura, ;elación :as6 petróleo o (condensado#, :ra"edad 1'<, y color de

líquido de tanque, etc.b# 1quellos que se obtienen en el laboratorio usando muestras representati"as y

simulando el comportamiento de los fluidos durante el agotamiento de presión.

4ependiendo del estado en que se encuentren inicialmente las me*clas de hidrocarburosen el yacimiento, en forma general, los yacimientos se pueden clasificar en yacimientos de

petróleo y yacimientos de gas.

Yaci!ien$o# *e "e$r+&eo ,o&á$i&

El encogimiento en este crudo es hasta del 02 =, cuando la presión cae ligeramente

debajo de la presión de burbujeo.

La composición típica de un petróleo "olátil, es de - )>?@ = y -ABC).2=, de acuerdo a

este contenido de -AB el petróleo se encuentra en fase liquida en el yacimiento.

Los crudos "olátiles se caracteri*an!

6 ;:' en el rango de ))@@ a 2@@@ '-7+876 'etróleo de tanque

:ra"edad 1'< C 02-olor! amarillo oscuro a negro.



6 Dactor "olumtrico C ).2 88l+8D

En la mayoría de los casos es difícil saber si un yacimiento es de petróleo "olátil o de gas

condensado, porque en ambas la temperatura del yacimiento es cercana a la temperatura

critica de la me*cla.

Los yacimientos de petróleo "olátil pueden ser saturados o subsaturados.

'etróleo "olátil saturados.6 la presión inicial es igual a la presión de burbujeo ('i'b# y tan

pronto ocurre una peque%a declinación de la presión hay liberación de gas. En este caso

se puede tener inicialmente en el yacimiento una capa (o casquete# de gas en equilibrio

con el petróleo. El gas del casquete es del tipo de gas condensado y presenta

condensación retrograda.

'etróleo "olátil subsaturado.6 la presión inicial es mayor que la presión de burbujeo

('iC'b# y no ocurre liberación de gas hasta tanto la presión del yacimiento no sea igual a

la de burbujeo.

Yaci!ien$o# *e "e$r+&eo negro

Estos yacimientos se caracteri*an por tener un alto contenido de -AB (C@=# y bajo

contenido de metano (>2@=#. La temperatura de estos yacimientos es inferior a la

temperatura crítica de la me*cla.

Los petróleos negros (blac oils# se caracteri*an!

6 ;:'>))@@ '-7+8D6 'etróleo de /anque

1'<>02-olor! negro o "erde oscuro

6 Dactor Folumtrico> ).2 88l+8D

Los yacimientos de petróleo negro pueden ser saturados si 'i'b

Los yacimientos de petróleo negro pueden ser subsaturados si 'iC'b

-uando 'i'b, el yacimiento puede tener una capa de gas bu*amiento arriba de la *ona

de petróleo. ;egularmente este gas es h3medo o seco y no presenta condensación

retrograda.

4e acuerdo a la :ra"edad 1'< del petróleo, se clasifica!

Li"ianos @>1'<G0@

9edianos @>1'<G@



'esados )@>1'<G@

E&tra pesados 1'<>)@ (8it3menes#

Yaci!ien$o# *e ga# #eco

Estos yacimientos contienen principalmente metano (=-)CH@#, con peque%as cantidades

de pentanos y componentes más pesados (=-2>)#. 4ebido al alto contenido de

componentes "olátiles del gas seco, la condensación del líquido solo se alcan*a a

temperaturas bajo @ D.

La temperatura de los yacimientos de gas seco es mayor que la temperatura

cricondentermica y ni las condiciones del yacimiento ni las de superficie se entran a la

región de dos fases durante el agotamiento de presión del yacimiento por lo que la me*cla

de hidrocarburos se encuentra siempre en la fase gaseosa. /eóricamente los yacimientos

de gas seco no producen líquidos en superficie, sin embargo, la diferencia entre un gas

seco y un gas h3medo es arbitraria y generalmente un sistema de hidrocarburos que

produ*ca con una relación gas6liquido (;:L# mayor de )@@@@@ '-7+87 se considera

seco. 4el gas seco se puede e&traer cierta cantidad de líquidos por medio de procesos

criognicos (enfriamiento#.

Yaci!ien$o# *e ga# -.!e*o

Los gases h3medos se caracteri*an por un mayor contenido de componentes intermedios

y pesados que los gases secos. El trmino 53medo pro"iene que a las condiciones de

separación en superficie la me*cla cae en la región de dos fases generando relaciones

gas6líquido que )2@@@ '-7+87.

El líquido del tanque tiende a ser incoloro (similar al de la gasolina natural# con gra"edad

1'< mayor a ?@. El contenido líquido del gas h3medo es menor de @ 87+99'-7.

Los gases h3medos difieren de los gases condensados en lo siguiente.

6 7o ocurre condensación retrograda durante el agotamiento de presión.6 /iene menor cantidad de componentes pesados.6 La cantidad de líquido condensado en el separador es menor.

Yaci!ien$o# *e ga# con*en#a*oLa composición de la me*cla de hidrocarburos de un yacimientos de gas condensado es

toda"ía predominante metano (C?@=#, como en el caso de los yacimientos de gas seco y

h3medo, aunque la cantidad relati"a de hidrocarburos pesados es considerablemente

mayor. In gas condensado es un gas con líquidos disuelto.



La temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica y la

cricondentermica de la me*cla.

In gas condensado presenta condensación retrograda isotrmica en un rango de

temperaturas (@@6 0@@ D# y presiones (@@@ a J@@@ psi# normales en yacimientos.

En su camino hacia el tanque de almacenamiento, el condensado sufre una fuerte

reducción de presión y temperatura, e ingresa rápidamente en la región de dos fases para

llegar a superficie con las siguientes características!

;elación :as6-ondensadoC2@@@ '-7+87

:ra"edad 1'< del condensado! 02 a ?@

-ontenido de -) del gas condensado K?@=

-ontenido de -ABG).2 =

-olor del condensado! incoloro amarillo6claro

-9'S<-<7ES /<'<-1S 4E 9EM-L1S ';FE7<E7/ES 4E N1-<9<E7/S 4E

5<4;-1;8I;S.

COMPONEN TE

GASSECO

GASHUMEDO

GASCONDENSA

DO

PETROLEO

VOLATILPETROLEO NEGRO

C1 96 87.07 75 64.36 48.83

C2 2 3 7 8 2.75

C3 1 2 4.5 4 1.93

C4!"C4 0.5 2 3 4 1.60

C5!"C5 0.5 1 2 3 1.15 C6 ! 0.5 2.5 4 1.59

C7# ! 1.5 6 17 42.15

PMC7# ! 115 125 180 225 RGL$PCN%&N

100000 26000 7000 2000 625

API ! 60 55 50.1 34.3

C'(' d*(+,d' !

I"-'(''A/.C(/'

C/L*'

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-1;1-/E;<M1-<7 4E DLI<4S 4E N1-<9<E7/S E7 81SE 1 <7D;91-<7 4E

';IE81S 4E ';4I--<7 N 171L<S<S -;91/:;1D<-S.

;:' 1'< -AB -) -L;



:1S SE- C)@@@@@ 66666 >@.A KH@ 66666666666666:1S 5I9. C)2@@@ ?@ a A@ >0 J@ a H@ <7-L;:1S -74. C2@@@ C02 >).2 C?2 19. -L1;'E/. FL. C))@@ C02 C).2 >?2 19. S-I;'E/. 7E:; >))@@ G02 C@ >2@ 7E:;6FE;.

CLASIFICACIÓN TERMODIN/MICA 0SEG1N EL DIAGRAMA DE FASES2

'ropiedades intensi"as.6 son aquellas que son independientes de la cantidad de materiaconsiderada, por ejemplo! la "iscosidad, densidad, temperatura, etc.

'unto crítico.6 es el estado a condición de presión y temperatura para el cual laspropiedades intensi"as de las fases liquidas y gaseosas son idnticas.

Pre#i+n cri$ica3 es la presión correspondiente al punto crítico.

Te!"era$%ra cri$ica3 es la temperatura correspondiente al punto crítico.

C%r,a *e 4%r4%5eo 0e4%&&ici+n23 es el lugar geomtrico de los puntos, presión6

temperatura, para los cuales se forma la primera burbuja de gas, al pasar de la fase

liquida a la región de dos fases.

C%r,a *e roci+ 0con*en#aci+n23 es el lugar geomtrico de los puntos, presión6

temperatura, en los cuales se forma la primera gota de líquido, al pasar de la región de

"apor a la región de las dos fases.

Regi+n *e *o# 'a#e#3 es la región comprendida entre las cur"as de burbujeo y roció. En

esta región coe&isten, en equilibrio, las fases liquidas y gaseosa.

Cricon*en4ar 0cri,a"or4ar23 es la má&ima presión a la cual pueden coe&istir en

equilibrio un líquido y su "apor.

Cricon*en$er!a3 es la má&ima temperatura a la cual pueden coe&istir en equilibrio un

líquido y su "apor.

6ona *e con*en#aci+n re$rogra*a3 es aquella en la cual al bajar la presión, a

temperatura constante, ocurre una condensación.



Pe$r+&eo #a$%ra*o3 es aquel que a las condiciones de presión y temperatura a que se

encuentra esta en equilibrio con su gas.

Pe$r+&eo 4a5o #a$%ra*o3 es el que, a las condiciones de presión y temperatura a que se

encuentra, es capa* de disol"er más gas.

Pe$r+&eo #%"er#a$%ra*o3 el aquel que en las condiciones de presión y temperatura a que

se encuentra, tiene mayor cantidad de gas disuelto que el que le correspondería en

condiciones de equilibrio.

Sa$%raci+n crí$ica *e %n '&%i*o3 es la saturación mínima necesaria para que e&ista

escurrimiento de dicho fluido en el yacimiento.



emplea el termino retrogrado porque generalmente durante una dilatación isotrmicaocurre "apori*ación en lugar de condensación. En realidad, una "e* que se alcan*a elpunto de roció, debido a que la composición del fluido producido "aria, la composición delfluido remanente en el yacimiento tambin cambia, y la cur"a en"ol"ente comien*a ades"iarse. El diagrama de fases representa una me*cla y solo una me*cla de

hidrocarburos. 4esgraciadamente, para la recuperación má&ima de líquido, estades"iación es hacia la derecha, lo que acent3a a3n más la perdida de líquido retrogradoen los poros de la roca del yacimiento.

Si ignoramos por el momento esta des"iación en el diagrama de fases, desde el punto de"ista cualitati"o, la "apori*ación del líquido formado por condensación retrograda (liquidoretrogrado# se presenta a partir de 8 hasta la presión de abandono 8. Estare"apori*acion ayuda a la recuperación liquida y se hace e"idente por la disminución enlas ra*ones gas6petróleo en la superficie. La prdida neta de líquido retrogrado ese"identemente mayor para! a# menores temperaturas en el yacimiento, b# mayorespresiones de abandono, y c# mayor des"iación del diagrama de fases hacia la derecha, lo

cual es, naturalmente, una propiedad del sistema de hidrocarburos.En cualquier tiempo, el líquido producido por condensación retrograda en el yacimientoestá compuesto, en gran parte, de un alto porcentaje (por "olumen# de metano y etano, yes mucho mayor que el "olumen de líquido estable que pudiera obtenerse por condensación del fluido del yacimiento a presión y temperatura atmosfricas. Lacomposición del líquido producido por condensación retrograda cambia a medida que lapresión disminuye, de manera que 0 = del "olumen liquido retrogrado a una presión, por ejemplo, de A2@ psia puede contener un condensado estable a condiciones de superficieequi"alente a ? = del "olumen retrogrado a 2@ psia.Si la acumulación ocurre a @@@ psia y A2 D, punto -, el fluido del yacimiento se encuentraen estado monofásico, denominado en este caso líquido, debido a que la temperatura está

por debajo de la temperatura critica. Este tipo de yacimiento se denomina de punto deburbujeo, ya que a medida que la presión disminuye se alcan*ara el punto de burbujeo, eneste caso 2@ psia, punto -). 'or debajo del punto de burbujeo aparecen burbujas, o unafase de gas libre. E"entualmente, el gas libre comien*a a fluir hacia el po*o, aumentandocontinuamente. <n"ersamente, el petróleo fluye cada "e* en cantidades menores, ycuando el yacimiento se agota queda a3n mucho petróleo por recuperar. tros nombresempleados para este tipo de yacimiento de líquido (petróleo# son! yacimiento de depleción,de gas disuelto, de empuje por gas en solución, de dilatación o e&pansión y de empuje por gas interno.

Dinalmente, si la misma me*cla de hidrocarburos ocurre a @@@ psia y )2@ D, punto 4,

e&iste un yacimiento de dos fases, que contiene una *ona de líquido o de petróleo con una*ona o capa de gas en la parte superior. -omo las composiciones de las *onas de gas yde petróleo son completamente diferentes entre sí, pueden representarse separadamentepor diagramas de fases indi"iduales (que tendrán poco com3n entre sí# o con el diagramade la me*cla. Las condiciones de la *ona liquida o de petróleo serán las del punto deburbujeo y se producirá como un yacimiento de punto de burbujeo, modificado por lapresencia de la capa de gas. Las condiciones de la capa de gas serán las del punto derocío y puede ser retrograda o no retrograda, como se puede "er en la siguiente figura.



4iagrama de fases para un fluido de un yacimiento con capa de gas y *ona de petróleo

a# -apa de gas retrogradab# -apa de gas no retrograda

Los yacimientos de hidrocarburos se encuentran inicialmente ya sea en estadomonofásico (1, 8, y -# o en estado bifásico (4#, de acuerdo con la posición relati"a depresiones y temperaturas en los diagramas de fases. En depleción "olumtrica (donde noe&iste intrusión de agua# estos diferentes yacimientos monofásico pueden comportarse!)# como yacimientos simples o normales de gas (1#, donde la temperatura del yacimientoe&cede el cricondentermicoO # como yacimiento de condensación retrograda (de punto de

roció# (8#, donde la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica yla temperatura del punto cricondentermicoO # como yacimientos de gas disuelto (de puntode burbujeo# (-#, donde la temperatura del yacimiento está por debajo de la temperaturacritica. -uando la presión y temperatura caen dentro de la región de dos fases, e&istiráuna *ona de petróleo con una capa de gas en la parte superior. La *ona de petróleoproducirá como un yacimiento de petróleo de punto de burbujeo y la capa de gas como unyacimiento monofásico de gas (1# o como un yacimiento retrogrado de gas (8#.

CLASIFICACIÓN DE ACUERDO AL MECANISMO DE PRODUCCIÓN

La producción inicial de hidrocarburos está acompa%ada por el uso de la energía naturalde este y normalmente se conoce como producción primaria. El petróleo y el gas sondespla*ados hacia los po*os productores bajo producción primaria mediante!a# e&pansión de fluido, b# despla*amiento de fluidos, c# drenaje gra"itacionald# e&pulsión capilar.



-uando no e&iste ni acuífero ni inyección de fluidos, la recuperación de hidrocarburos sedebe principalmente a la e&pansión del fluido, sin embargo en crudo, este podríaproducirse mediante drenaje gra"itacional.

;E-I'E;1-<7 ';<91;<1.6 seg3n musat define como el periodo de producción que

comien*a con el descubrimiento del yacimiento y contin3a hasta que las fuentes deenergía natural para e&pulsar el petróleo no mantienen caudales de producción que

resulten económicas. 4ebido a que la presión del yacimiento siempre declina durante la

recuperación primaria, esta tambin se conoce como agotamiento de presión. La energía

original hace que los fluidos lleguen a los po*os aunque sea con energía e&terna, como el

le"antamiento artificial, para lle"ar los fluidos hasta la superficie.

El principal efecto del mantenimiento de presión es disminuir la declinación de la presión

del yacimiento, y por lo tanto conser"ar su energía y aumentar la recuperación de

petróleo.

El uso de gas natural o inyección de agua es llamado producción secundaria y su principalpropósito es mantener la presión del yacimiento (adición de energía#, de modo que eltrmino mantenimiento de presión normalmente se usa para describir procesos derecuperación secundaria.-uando el agua procede de un acuífero o es inyectada en los po*os, la recuperación esacompa%ada por un mecanismo de despla*amiento, el cual puede ser ayudado por drenaje gra"itacional o e&pulsión capilar. El gas se inyecta como fluido de despla*amientopara ayudar la recuperación de crudo y tambin como gas cíclico para recuperar condensados. 4icha inyección normalmente modifica la presión de rocío y por lo tantodespla*a el diagrama de fases.

E&isten otros procesos de despla*amiento llamado recuperación terciaria y mejor referidacomo (Enhancedil;eco"ery, E;# los cuales se desarrollaron para cuando los procesossecundarios resultan inefecti"os. 1dicional a la adición de energía al yacimiento, esteproceso considera cambios en las propiedades de la roca (como la mojabilidad# o delfluido (como la "iscosidad o la tensión interfacial#. Sin embargo, el mismo proceso seconsidera para casos donde la recuperación primaria no se utili*ó por bajo potencial derecuperación. En este caso el trmino terciario está mal empleado. En algunosyacimientos es "entajoso iniciar un proceso secundario o terciario antes de terminar laproducción primaria. En estos casos el trmino recobro mejorado (impro"edoilreco"ery,<;# se ha con"ertido en popular y algunos consideran que la diferencia entre E; e <;

es que esta 3ltima in"olucra un proceso de reingeniería y caracteri*ación del yacimiento.En muchos yacimientos pudieren simultáneamente operar "arios mecanismos deproducción, pero generalmente predomina uno o dos. 4urante la "ida del yacimiento lapredominancia puede cambiar de un mecanismo a otro ya sea natural o artificialmente.'or ejemplo, un yacimiento "olumtrico podría producir inicialmente por e&pansión defluidos, cuando este se ha repletado lo suficiente la producción hacia los po*os podríadeberse a drenaje gra"itacional ayudado por un mecanismo de bombeo. 9ás tarde, unproceso de inyección de agua puede usarse para adicionar mayor empuje a los



hidrocarburos. En este caso el ciclo de los mecanismos es e&pansión6gra"itacional ydespla*amiento de drenaje.

En general la producción de los yacimientos se debe a los siguientes mecanismos!). 5idráulico, cuando se presenta agua pro"eniente de un acuífero adyacente.

. :as en Solución. Los fluidos gaseosos ayudan a producir la fase líquida cuandoel gas intenta liberarse del seno del crudo.. -apa de gas (7o hay distribución uniforme de los fluidos#0. E&pansión líquida y de roca (hasta el punto de burbuja#2. :ra"edad o segregación gra"itacional, el cual es com3n en yacimientos con espesor considerable y que tienen buena comunicación "ertical o en yacimientos que tienen altobu*amiento pues permiten la migración del gas a la parte superior de la estructura.?. -ombinadoA. En yacimientos gasíferos se tiene depleción o e&pansión gaseosa

Mecani#!o# *e Pro*%cci+n Na$%ra&

En la industria petrolera se han identificados cinco mecanismos de producción. La mayoríade los yacimientos presentan una combinación de "arios mecanismos con uno de ellospredominante, siendo frecuente tambin que durante la "ida producti"a de un yacimientoact3en los cinco mecanismos en diferentes periodos!$ Empuje o 4espla*amiento 5idráulico$ Empuje o 4espla*amiento por -apa de :as$ Empuje o 4espla*amiento por :as 4isuelto$ Empuje o 4espla*amiento por :ra"edad$ E&pansión de la roca y los fluidos

E!"%5e o De#"&a7a!ien$o Hi*rá%&ico

curre cuando e&iste una capa de agua por debajo de la *ona de petróleo, la cual puedeser original del yacimiento, o pro"enir de un afloramiento que la alimenta desde lasuperficie. 1unque el agua es poco compresible, los grandes "ol3menes que e&isten en elsubsuelo acumulan una cantidad considerable de energía que, actuando en forma depistón, de abajo hacia arriba, empuja los fluidos a tra"s de los poros de la roca, los ele"apor la tubería productora del po*o y los despla*a por las instalaciones de la superficie



hasta las estaciones de recolección.

E!"%5e o De#"&a7a!ien$o "or Ca"a *e Ga#En los yacimientos cuyo contenido original de gas ha sido mayor del que puede disol"erseen el petróleo bajo las condiciones de presión y temperatura e&istentes, el "olumen de gasno disuelto forma una cresta o casquete encima de la *ona de petróleo y a medida queeste se produce, la e&pansión del gas ejerce un efecto de pistón de arriba hacia abajo quedespla*a el petróleo.



E!"%5e o De#"&a7a!ien$o "or Ga# Di#%e&$o

curre en todos los yacimientos donde el gas se encuentra disuelto en el petróleo y por lotanto, no e&iste una capa o casquete de gas libre. 1 medida que se e&trae fluidos por lospo*os productores, la presión del yacimiento se reduce y el gas disuelto se e&pandegenerando la fuer*a que empuja al petróleo.



E!"%5e o De#"&a7a!ien$o "or Gra,e*a*En algunos yacimientos con mecanismo de impulsión por gas disuelto, la inclinación de la

roca es bastante pronunciada y ese factor facilita que el petróleo se desplace bajo laacción de la gra"edad hacia la parte inferior. 1l mismo tiempo ocurre la migración de gaslibre hacia la parte alta, formándose un casquete de gas secundario.Ese doble efecto del despla*amiento del petróleo y la formación del casquete contribuyena mejorar el porcentaje de recuperación, el cual bajo condiciones óptimas puede alcan*ar el 0@= del petróleo presente en el yacimiento.

E("an#i+n *e &a Roca 8 *e &o# F&%i*o#En algunos yacimientos sin capa acuífera y con poco gas disuelto en el petróleo, laproducción inicial se obtiene solamente por e&pansión del petróleoO y bajo estascondiciones la presión declina rápidamente a medida que se e&trae el petróleo.

La recuperación por e&pansión de líquido está en el orden de = del petróleo originale&istente en el yacimiento.Ina "e* identificado el tipo de yacimiento y el mecanismo de e&pulsión predominante delmedio poroso, el ingeniero de yacimientos debe seleccionar el mtodo de producción deacuerdo a la energía predominante en el yacimiento, y siguiendo un control estricto sobreel comportamiento de la producción, debe apro"echar al má&imo dicho mecanismo dee&pulsión para recuperar la mayor cantidad posible de petróleo.Las herramientas com3nmente utili*adas por el ingeniero de yacimientos para e"aluar lasdistintas acumulaciones de hidrocarburos son!'ruebas de 'roducción (4S/#$ 'ruebas de ;estauración de 'resión (8uild6Ip#

$ 1nálisis de las ;ocas (73cleos#$ 1nálisis de los Dluidos ('F/#$ 5istoria de 'roducción (petróleo, agua y gas#$ 4eclinación de 'resión

4e estos análisis se puede predecir el comportamiento futuro del yacimiento, estimar elcaudal de petróleo y gas a recuperar, planificar el desarrollo del yacimiento y finalmenteseleccionar los posibles mtodos de ;ecuperación Secundaria aplicables para mejorar elrecobro final (<nyección de 1gua, :as, Emulsiones, 'olímeros, Fapor de 1gua, etc.#.



PROPIEDADES PETROFISICAS DE LA ROCAPOROSIDAD

'orosidad es una medida de los espacios "acíos o huecos contenidos una roca,e&presada como una

fracción (o porcentaje# del "olumen total de dicha roca.

La definición anterior se puede e&presar matemáticamente como sigue!

Fb P Fs Fp (Fol. de p or o s# ..... (6)# Fb

Fb (Fol. de roca#

4onde!

'orosidad

Fb Folumen bruto o total de roca

Fs Folumen ocupado por los sólidos o "olumen degranos Fp Folumen de poros Fol. /otal 6 Fol. desólidos.

CLASIFICACION DE LA POROSIDAD

).6 En base al "olumen poroso considerado

1#'orosidad absoluta (a#.6 Es la ra*ón del espacio poroso total al

"olumen total de roca, sin tomar en cuenta si los poros estáncomunicados entre sí o no.

Fp ( c o mu n ic a d os y no comunicados#Fb

8#'orosidad efecti"a (Qe#. 6 Es la ra*ón del espacio poroso intercomunicado al

"olumen total de roca.

Qe Fp ( inte r c o m unicado s #............ (6#

Fb

En atención a la recuperación de los hidrocarburos de los depósitos subterráneos(yacimientos# stos deberán despla*arse cientos de metros a tra"s de los porosabiertos de la roca hacia los po*os

productores. Si los hidrocarburos ocupan espaciosporosos aislados, stos no podrán ser recuperados y en consecuencia tendrán pocointers dentro del campo de la ingeniería petrolera.



b"iamente la Rporosidad efecti"aR será la que interese al ingeniero petrolero, ya quees una indicación de la conducti"idad de los fluidos, aunque no una medida de ellosnecesariamente.

La porosidad efecti"a es una función de muchos factores litológicos. Los másimportantes son! forma de

los granos, distribución o arreglo de los granos,compactación, cementación, cantidad y clase de arcillas

y estado de hidratación de lasmismas

Se hace una ilustración gráfica de los conceptos anteriores con la Dig. 6)), la cualmuestra "arios

arreglos de empacamiento de esferas y sus porosidades

correspondientes.

La porosidad es considerada!

9uy baja cuando es > 2=

8aja cuando es C 2= pero > )@ =

'romedio cuando es C )@= pero > @=

8uena cuando es C @= pero > @=

E&celente C @=

E/-/*"'E/-/*"'

R':'*d-'E/-/*"'



.6 En base a su origen o tipo de formación

).6 'orosidad 'rimaria (intergranular#.6 Es la porosidad formada simultáneamente conel depósito de los sedimentos. Los huecos contribuyentes a este tipo, son losespacios entre los granos indi"iduales de los sedimentos. Las rocas sedimentarias

clásticas o detríticas tienen este tipo de porosidad.Ejemplo! 6 1reniscas, conglomerados,

cali*a, etc.

.6 'orosidad Secundaria. 6 Está constituida por ca"ernas, fisuras, fracturas, juntas,etc., formadas despus de que los sedimentos fueron depositados, por agentes talescomo soluciones circulantes, dolomiti*ación, mo"imientos tectónicos, etc.Las rocas sedimentarías no clásicas, tienen este tipo de

porosidad.

Ejemplo! cali*as, dolomitas.

-abe aclarar que las formaciones almacenadoras pueden

presentar simultáneamente ambas

porosidades.

FACTORES )UE AFECTAN LA POROSIDAD

E#cogi!ien$o *e &o# grano#! 9ientras los granos de la roca sean más uniformes mayor

será la porosidad.

Arreg&o *e &o# grano#! La simetría influye en el "alor de la porosidad, mientras

menos simetría e&ista más afecta la porosidad.

Ce!en$aci+n! Los granos estan pegadosT entre sí mediante una cementación natural

que por supuesto resta espacio poroso a ser ocupado por los hidrocarburos.

Pre#encia *e Grie$a# 8 Ca,i*a*e#! Son factores que fa"orecen la porosidad

Con#o&i*aci+n! La presión de sobrecarga de un estrato crea acercamiento entre lasrocas.

9ientras sea menor su efecto, mayor será el "alor de porosidad.

.2@ 4E/E ; 9< 7 1-<7 4E ';S< 4 1 4

E&isten dos mtodos básicos para la determinación de la porosidad

()# 9todo directo y (# 9todo indirecto.

METODO DIRECTO



La porosidad de la formación productora se puede obtener directamente a partir de

muestras representati"as de dicha formación (n3cleos#, utili*ando mtodos de laboratorioT.

9ediciones de laboratorio, aplicados a muestras de n3cleos, y utili*ando instrumentosespeciales (i.e. porosímetro de ;usa#!

Folumen /otalFolumen de granosFolumen poroso efecti"o

METO INDIRECTO3

La porosidad de las formaciones productoras se puede determinar indirectamenteTpor medio de los

registros geofísicos. Es el mtodo más com3nmente utili*ado, yaque se obtiene un "alor RpromedioR de

la porosidad del yacimiento, "alor más

apro&imado al real.

4e acuerdo con la información obtenida, pro"eniente de los registros elctricos,registros sónicos de

porosidad, registros de densidades y registros radioacti"os, setendrán los elementos necesarios para que ayudados por ciertas correlacionespromedio de la formación almacenadora de hidrocarburos.

SATU R A CION D E FL U IDOS 0S'2

En un yacimiento normalmente está presente más de un fluido. Se acepta que

inicialmente los espacios

porosos de la roca fueron llenados con agua de mar en sutotalidad. Los hidrocarburos más ligeros se mo"ieron por gra"edad hacia la parte másalta de la estructura hasta alcan*ar posiciones de equilibrio hidrostático y dinámico,despla*ando en su recorrido agua de los intersticios hasta una saturación de aguacongnita, de aquí que cuando un yacimiento es descubierto, este puede contener aceite, gas y agua.

El trmino Rsaturación de fluidosR es utili*ado para indicar la presencia de los fluidosen la formación. La saturación de fluidos se defineT como! La fracción o porcentajedel espacio poroso ocupado por un fluido particular a las condiciones del yacimiento.

9atemáticamente se puede e&presar la definición anterior como sigue!Sf ( Fol. de fluidos U c .y.# V..(6H#

(Fol. de poros#

1l representar idealmente un poro o intersticio (figura inferior#, saturado por aceite, gasy agua, se

encontraría normalmente en la forma siguiente!



So (Fol. de aceite U c. y .# V..(6)@# (Fol. de poros#

Sg ( Fol. de g a s U c.y .# VVV(6))#

(Fol. de poros#

SW ( Fol. de a g ua U c .y.# V..(6)# (Fol. de poros#

Si un poro contiene ricamente aceite, gas y agua, se podrá

demostrar que

So B Sg B SW ) VV. (6

)#

S5- B SW ) VV.(6

)0#

Luego!

S5- ()6 SW# VV.(6)2#

PERMEABILIDAD

La permeabilidad es la facultad que tiene la roca para permitir que los fluidos se

mue"an a tra"s de los espacios porosos interconectados, se tiene, por medio de

La Ley de Darcy X

que!

Lue



Y 'ermeabilidad (4arcys#

µ Fiscosidad en la dirección de recorrido del fluido

(cps#

L 4istancia que recorre el fluido 1Sección trans"ersal(cm#h (cm#h

∆' 4iferencia de 'resión (atm#

(' P ')# q /asa de producción

(cm+s#

La unidad de la permeabilidad es el Darc8. Se dice que una roca tiene una

permeabilidad de un darcy cuando un fluido monofásico con una "iscosidad de un

centipoise (cps# y una densidad de ) gr+cc que llena completamente ()@@= de

saturación# el medio poroso a"an*a a una "elocidad de ) cm+seg# bajo un gradiente de

presión de presión de ) atm. -omo es una unidad bastante alta para la mayoría de las

rocas productoras, la permeabilidad generalmente se e&presa en milsimas de darcy,

REPRESENTACIÓN GRÁFICA DONDE SE EXPLICA LALEY DE DARCY QUE DEFINE EL MOVIMIENTO DEFLUIDOS A TRAVÉS DEL MEDIO POROSO, CUYA

UNIDADES DE LA



milidarcys. Las permeabilidades de las formaciones de gas y petróleo comercialmente

productoras "arian desde pocos milidarcys a "arios miles. Las permeabilidades de

cali*as intergranulares pueden ser sólo una fracción de un milidarcy y a3n tener

producción comercial,

siempre y cuando la roca contenga fracturas u otro tipo deaberturas adicionales naturales o artificiales. ;ocas con fracturas pueden tener

permeabilidades muy altas y algunas cali*as ca"ernosas se apro&iman al equi"alente

de tanques subterráneos.

La permeabilidad de un n3cleo medida en el laboratorio puede "ariar considerablemente

de la permeabilidad promedio del yacimiento o parte del mismo, ya que a menudo

se presentan "ariaciones muy grandes en la dirección "ertical y hori*ontal. 9uchas "eces

la permeabilidad de

una roca que parece uniforme puede cambiar "arias en un n3cleo de) pulgada. 'or lo general, la permeabilidad medida paralela al plano de estratificación

es más alta que la permeabilidad "ertical. 1demás, en algunos casos, la permeabilidad

a lo largo del plano de estratificación "aría considerable y consistentemente con la

orientación del n3cleo debido probablemente a la deposición orientada de partículas de

mayor o menor alargamiento y a li&i"iación o cementación posteriores por aguas

migratorias. En algunos yacimientos pueden obser"arse tendencias generales de

permeabilidad de un sitio a otro, y muchos yacimientos determinan sus límites total o

parcialmente por rocas de cubierta superior. Es com3n la presencia de uno o más

estratos de permeabilidad uniforme en parte o en todo el yacimiento. 4urante el

desarrollo adecuado de

yacimientos es acostumbrado tomar muchos n3cleos de po*osseleccionados a tra"s del área producti"a, midiendo la permeabilidad y porosidad de

cada pie de n3cleo recuperado.

PERMEABILIDAD ABSOLUTA 092

Se denomina Rpermeabilidad absolutaR de la ;oca, cuando sta se encuentrasaturada al )@@ = de un fluido homogneo igual al que se usa como fluidodespla*ante durante la prueba.

'E;9E18<L<414 EDE-/<F1 (Yo, Yg, YW#.Se define como Rpermeabilidad efecti"aR de una roca, a la permeabilidad a un fluidoparticular cuando la saturación de ste fluido en la roca es menor del )@@=.

PERMEABILIDAD RELATI:A 09ro; 9rg; 9r<#.



YroYo+YO YrgYg+YO YrWYW+Y

Yro 'ermeabilidad relati"a al aceite. Yrg 'ermeabilidad relati"a al gas. YrW 'ermeabilidad relati"a al agua.

COMPRESIBILIDADLa compresibilidad es el cambio en "olumen por cambio unitario de presión.

--ompresibilidadFFolumen

δF+δ' -ambio en Inidad de Folumen por -ambio Initario de 'resión

Las compresibilidades más importantes en conocer son!-ompresibilidad de la 9atri*-ompresibilidad de los 'oros-ompresibilidad /otal-omrpresibilidad Efecti"a

Presiòn capilar

El hecho de que el agua y el petróleo sean inmiscibles es muy importante. -uando talesfluidos están en contactos una interfase bien definida e&iste. Las molculas cerca de la

interfase están desigualmente atraída por las molculas "ecinas y esto da un incrementoen el ni"el de energía libre en la superficie por unidad de área o tensión interfacial . Si lainterfase es cur"a la presión en el lado cónca"o e&cede el con"e&o y esta diferencia esconocida como presión capilar. La e&presión general para calcular la presión capilar encualquier punto de la interfase entre petróleo y agua es (Expresión de Laplace#!

ENTRAMPAMIENTO DE AGUA ENTRE DOS GRANOS ESFÉRICOS DEARENISCA EN UN RESERVORIO DE ROCA MOJADA POR AGUA



PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

=3 PROPIEDEADES DEL GAS

>3 PROPIEDADES DE LOS HIDROCARBUROS LI)UIDOS

factores relativos del yacimiento tema 1

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