guia de yacimientos

UNELLEZ-BARINAS INTRODUCCIN A LA INGENIERA DE YACIMIENTOS Y PROPIEDADES DE LAS ROCAS

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ING. YORMAN MANTILLA

MODULO 1

TEMA 1. INTRODUCCIN A LA INGENERA DE YACIMIENTOS

ORIGEN DEL PETROLEO

Las teoras relacionadas a la formacin de gas y de petrleo (catagnesis: conversin de la materia orgnica)

involucran consideraciones orgnicas e inorgnicas.

Teora Orgnica

El petrleo y el gas natural se han formado por la transformacin de la materia orgnica vegetal y animal, cuya

estructura molecular ha sufrido alteraciones por efecto de altas temperaturas, accin de bacterias y

microorganismos, altas presiones en el subsuelo y otros agentes a lo largo de millones de aos. Esta teora es la ms

aceptada actualmente.

Teora Inorgnica

Explica el origen de estos hidrocarburos gracias a la combinacin de elementos qumicos como el carbono y el

hidrogeno sometidos a altas temperaturas y presiones, ubicados en capas muy profundas de la tierra.

Condiciones para que se de una acumulacin de petrleo o gas:

ROCA MADRE: el material de la cual se forma el hidrocarburo.

ROCA RECIPIENTE: la roca porosa capaza de almacenarlo.

MIGRACIN: movimiento de los hidrocarburos de la roca madre a la roca recipiente, siendo vas de porosidad

y permeabilidad que permitan su movimiento.

SINCRONIZACIN GEOLGICA: para permitir que exista la trampa para el momento en que ocurra la migracin.

SELLO: todo material combinacin de materiales de la Corteza Terrestre que sea impermeable al paso de

fluidos.

El petrleo es un lquido natural, el cual presenta la siguiente composicin:


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CLASIFICACIN DE LOS YACIMIENTOS

1. GEOLGICA

Geolgicamente, los yacimientos se clasifican en estratigrficos, estructurales y combinados.

Estratigrficos: lentes de arena, cambios de facies, calizas o dolomitas porosas, cambios de permeabilidad.

Facies Sedimentaria: es una secuencia de roca sedimentaria que se caracteriza por su geometra (forma), litologa,

estructuras sedimentarias, paleo corrientes y fsiles.

Estructurales: Fracturas en calizas o rocas gneas, discordancias, fallamiento en areniscas, sinclinales, anticlinales,

domos salinos, entre otros.

Anticlinales y sinclinales: cuando los estratos que originalmente se encuentran horizontales se pliegan en forma de

arcos o domos ocasionando que los hidrocarburos migren desde abajo por medio de las capas permeables y porosas

hacia el tope de la estructurales.


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Discordancia: es una discontinuidad estratigrfica en la que no hay paralelismo entre los materiales infra y

suprayacentes.

Combinados: Hace referencia a las posibles combinaciones que se presenten entre los dos grupos anteriores.

Fallas: son fracturas con desplazamientos. Ocurren cuando una superficie rocosa se fractura y ocurre un

desplazamiento de las partes una relacin a la otra.

Investigar: TIPOS DE FALLAS

2. DE ACUERDO AL PUNTO DE BURBUJA

Yacimientos saturados cuando el petrleo no acepta ms gas en solucin bajo las condiciones de temperatura y

presin existentes (Pyac < Pb) , lo que ocasiona que un exceso de gas se desplace hacia la parte superior de la

estructura, lo que forma una capa de gas sobre el petrleo.

Yacimientos de petrleo no saturados tambin se desarrolla una capa de gas por los vapores que se desprenden

en el yacimiento al descender la presin. Si la presin del yacimiento se encuentra por encima de la presin de

burbujeo el yacimiento se denomina subsaturado.

3. DE ACUERDO AL ESTADO DE LOS FLUIDOS

Yacimientos de petrleo: Sus condiciones iniciales de presin y temperatura caen en la regin liquida de una sola

fase, el yacimiento es conocido como subsaturado y al bajar la presin el fluido retiene todo el gas en solucin hasta

que decline la presin al punto de burbujeo a partir del cual comienza la liberacin de gas. La temperatura del

yacimiento es mucho menor que la temperatura crtica.


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Yacimientos de gas asociado: El gas que se produce en los yacimientos de petrleo, de gas-petrleo y de condensado,

recibe el nombre de gas asociado, ya que se produce conjuntamente con hidrocarburos lquidos.

El gas que se genera en yacimientos de gas seco se denomina gas no asociado o gas libre y sus partes liquidas son

mnimas

Yacimientos de gas seco: Se caracterizan porque su temperatura es mucho mayor que la temperatura crtica y no

ocurre condensacin como producto de la cada de presin que se presenta durante la produccin en el

yacimiento, ni en superficie. Est formado principalmente por metano y algunos intermedios.

Yacimientos de gas hmedo: Presentan caractersticas similares a las del caso anterior slo que aqu durante la

produccin puede condensarse cierto porcentaje de gas al alcanzarse la regin bifsica como consecuencia de la cada

de presin y temperatura en superficie.

Yacimientos de gas condensado (retrgrados): Son aquellos cuyas temperatura est entre la crtica y la

cricondentrmica, por lo cual, prevalecen las condiciones bifsicas durante la vida del yacimiento.

Punto de Burbujeo: Es el punto donde a una determinada presin y temperatura se forma la primera burbuja de gas del

lquido en una regin de dos fases.

Punto de Roco: Es el punto donde a una determinada presin y temperatura se forma lquido del gas en una

regin de dos fases.

Cricondentrmica: La ms alta temperatura a la cual el lquido y el vapor pueden coexistir en equilibrio.

Cricondenbrico: La mayor presin a la cual el lquido y el vapor pueden coexistir en equilibrio.

Retrgrado: Cualquier regin donde la condensacin o vaporizacin ocurre de forma contraria al comportamiento

normal.

Condensacin Retrograda: Cuando el lquido se condensa bien sea disminuyendo la presin a temperatura

constante, o incrementando la temperatura a presin constante.


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4. DE ACUERDO A VARIACIONES DEL VOLUMEN ORIGINALMENTE DISPONIBLE A HIDROCARBUROS

Volumtricos, cuando no existe un acufero adyacente al yacimiento (yacimiento cerrado).

No volumtricos. El volumen disponible a hidrocarburos se reduce por la intrusin de agua procedente de un acufero

aledao.

RECOBRO PRIMARIO Y SECUNDARIO

Es la cantidad de petrleo o gas en sitio de un yacimiento el cual puede ser obtenido mediante tcnicas primarias o

secundarias.

MECANISMOS DE PRODUCCIN

Empuje natural: este proceso ocurre cuando la presin en el yacimiento es muy elevada y hace que el hidrocarburo se

desplace con facilidad a la superficie.

Mecanismo de produccin primaria: la recuperacin primaria resulta de la utilizacin de las fuentes de energa natural

presentes en los yacimientos para el desplazamiento del petrleo hacia los pozos productores. Tales fuentes son:


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Cuando se alcanza la presin de burbuja; el empuje por gas en solucin se transforma en la fuente de energa para el

desplazamiento del fluido.

Gas en solucin: debido a las condiciones de presin y temperatura existentes en los yacimientos, los componentes

livianos de los HC pasan a la fase gaseosa y se mantienen en la zona de HC lquidos la cual produce el empuje por gas en

solucin.

Esta presente en los yacimientos donde la py es menor que la pb (yacimiento saturado), debido a la extraccin de los

fluidos el gas desprende pequeas burbujas que se expanden y desplazan el petrleo del yacimiento hacia los pozos

productores.


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Empuje hidrulico: ocurre cuando exista asociado a la zona de petrleo una porcin de roca con alta saturacin de agua,

llamada acufero. El agua en un acufero esta comprimida pero a medida que la presin del yacimiento se reduce debido

a la produccin de petrleo, se expande y crea una invasin natural de agua en el lmite yacimiento acufero. La

energa del yacimiento tambin aumenta por la compresibilidad de la roca en el acufero. Cuando este es muy grande y

contiene suficiente energa, todo el yacimiento puede ser invadido con esa agua.


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Las caractersticas de este mecanismo son:

Py declina rpida y continuamente, la RGP permanece baja en pozos buzamiento arriba, la produccin de agua es

ausente y su FR es der 40-80%.

Mecanismo de produccin secundaria: este se aplica cuando ya el pozo no esta produciendo por flujo natural; y cuyo

propsito es mantener la presin del yacimiento (adicin de energa). Cuando el agua procede de un acufero o es

inyectada en los pozos, el recobro es acompaado por un mecanismo de desplazamiento, el cual puede

ser ayudado por drenaje gravitacional. El gas se inyecta como fluido de desplazamiento para ayudar al recobro de crudo

y tambin como gas cclico para recuperar condensados. Dicha inyeccin normalmente modifica la presin de roco

y por lo tanto desplaza el diagrama de fases. Por lo general se usa inyeccin de gas natural o inyeccin de agua. En

el caso de gas se inyecta para mantener la presin y expandirla.

Mecanismo de produccin terciaria: llamado tambin recobro mejorado, los cuales se desarrollaron para cuando los

procesos secundarios resultan inefectivos o para casos donde el recobro primario no se utiliz por bajo potencial

de recobro. Los procesos terciarios utilizan gases miscibles e inmiscibles (HC, N2, CO2 y Gases Inerte), qumicos


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(Soluciones alcalinas, polmeros, soluciones minerales, surfactantes y espumas), energa trmica (inyeccin de agua

caliente, inyeccin cclica y continua de vapor, combustion en sitio, SAGD) y otros como las bacterias.


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TEMA 2. PROPIEDADES DE LAS ROCAS

POROSIDAD

En los yacimientos de petrleo, la porosidad representa el porcentaje del espacio total que puede ser ocupado por

lquidos o gases. Dicha propiedad determina la capacidad de acumulacin o de depsito de la arena y generalmente se

expresa como porcentaje, fraccin o decimal.

Por lo tanto, La porosidad es la fraccin del volumen bruto total de la roca que constituyen los espacios no slidos, y

est definido por:

=Porosidad Absoluta

Vb = Volumen Bruto

Vm =Volumen Matriz

Siendo el volumen poroso (Vp), la diferencia entre el volumen bruto y el de la matriz (Vb-Vm).

SI OBSERVARAMOS LA ROCA A TRAVS DE UN MICROSCOPIO SE PODRA APRECIAR

LA POROSIDAD DE LA MISMA, QUE EN LA FIGURA ESTA REPRESENTANDA POR EL

ESPACIO DE COLOR TURQUESA, QUE ES LA PARTE NO SLIDA. LA MATRIZ O LA PARTE

SLIDA ESTA REPRESENTADA EN COLOR MARRN, CABE DESTACAR QUE LA PARTE

SLIDA ES LA QUE PREVALECE EN LA ROCA.

CLASIFICACIN DE LA POROSIDAD

La porosidad se puede clasificar de dos maneras:

1. En base a su origen:

Original o Primario: (intergranular): Es aquella que se produce en la matriz de una roca que est compuesta de

granos individuales de forma ms o menos esfricos, cuyo empaque permite que existan poros entre ellos. Este

tipo de porosidad se desarroll al mismo tiempo que los sedimentos fueron depositados.

Inducida o Secundaria: Es el producto de la accin de agentes geolgicos tales como: lixiviacin, fracturamiento y

fisuramiento sobre la matriz de la roca despus de la deposicin, as como tambin por la accin de las aguas de

formacin. Este tipo de porosidad se form por un proceso geolgico subsecuente a la deposicin del material.

Esta, a su vez, puede clasificarse en:

Porosidad en solucin: La cual se presenta en rocas cuyos intersticios estn formados por soluciones de algunas

porciones solubles de roca contaminada con cidos orgnicos.

Porosidad por fractura: Originadas en rocas sometidas a varias acciones de diastrofismo.


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Porosidad por dolomitizacin: Es el proceso mediante el cual las calizas se transforman en dolomitas, las cuales

son ms porosas.

2. En base al volumen poroso considerado

Absoluta o Total: Es el porcentaje de espacio poroso total, con respecto al volumen total de la roca,

considerando los poros que estn o no interconectados entre si . Una roca puede tener una porosidad absoluta

considerable y aun no as tener conductividad a los fluidos, debido a la falta de comunicacin entre los poros.

Este es el caso de las lavas y otras rocas gneas con porosidad vesicular.

Efectiva: Es el porcentaje de espacio poroso intercomunicado, con respecto al volumen total de la roca. Por

consiguiente, es una indicacin de la facilidad a la conductividad de los fluidos por la roca.

No efectiva: es la diferencia entre la porosidad absoluta y la porosidad efectiva. noefectiva=a-e

La porosidad total siempre va a ser mayor o igual a la efectiva. Para el ingeniero de yacimientos la porosidad ms

importante es la efectiva, pues constituye los canales porosos interconectados, lo que supone que puede haber

importantes saturaciones de hidrocarburos en dichos espacios.

La porosidad es considerada:

Muy Baja cuando es =< 5%

Baja cuando es >5% pero =10% pero =20% pero =30% 3

La porosidad mxima que se puede encontrar es de 47.6%.

FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD

- Tipo de empaque

Empacamiento Cubico de esferas Empacamiento Cubico de varillas Empacamiento ortorrmbico de esferas


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Empacamiento rombodrico de esferas.

- Escogimiento de los granos: Mientras los granos de la roca sean ms uniformes mayor ser la porosidad.

- Arreglo de los granos: La simetra influye en el valor de la porosidad, mientras menos simetra exista ms

afecta la porosidad.

- Cementacin: Los granos estn pegados entre s mediante una cementacin natural que por supuesto resta

espacio poroso a ser ocupado por los hidrocarburos.

- Presencia de Grietas y Cavidades: Son factores que favorecen la porosidad

- Consolidacin: La presin de sobrecarga de un estrato crea acercamiento entre las rocas. Mientras sea

menor su efecto, mayor ser el valor de porosidad.

MTODOS PARA DETERMINAR LA POROSIDAD

Mediciones de laboratorio, aplicados a muestras de ncleos, y utilizando instrumentos especiales

(porosmetro de Ruska):

Volumen Total

Volumen de granos

Volumen poroso efectivo

Mediciones en sitio, es decir en los pozos, mediante los registros elctricos.

CLCULO DE LA POROSIDAD TOTAL La porosidad de la roca puede ser obtenida de los registros densidad, neutrn y snico. Los tres registros responden a las caractersticas inmediatas alrededor del pozo. La profundidad de investigacin es poco profunda (slo unas pocas pulgadas) y por consiguiente dentro de la zona lavada. INVESTIGAR: EN QUE CONSISTE CADA REGISTRO.


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SATURACIN

La saturacin es el porcentaje de un fluido ocupado en el espacio poroso, y est definido como:

S fluido= Porcentaje del Fluido que satura el espacio poroso

Vf= Volumen del Fluido dentro del espacio poroso

Vp= Volumen Poroso

Si consideramos que bsicamente el volumen poroso de una roca que contiene hidrocarburos, esta saturada con

petrleo, gas y agua tenemos que:

Sw=Saturacin de Agua

So=Saturacin de Petrleo

Sg=Saturacin de Gas

PERMEABILIDAD

Investigar: Cul fue el experimento de Darcy en laboratorio?

La permeabilidad es la facultad que tiene la roca para permitir que los fluidos se muevan a travs de los espacios

porosos interconectados, se tiene, por medio de La Ley de Darcy que:

K= Permeabilidad (Darcys)


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= Viscosidad en la direccin de recorrido del fluido (cps)

L= Distancia que recorre el fluido

A=Seccin transversal (cm 2) h

P = Diferencia de Presin (atm) (P 2 P 1)

q= Tasa de produccin (cm 3 /s)

La permeabilidad manifiesta la capacidad de una roca para transmitir un fluido, dependiendo de la porosidad

efectiva y del tamao predominante de los poros individuales. Tambin es la propiedad que posee la roca para

permitir que los fluidos se puedan mover a travs de la red de poros interconectados.

UNIDADES DE LA PERMEABILIDAD

La unidad de la permeabilidad es el Darcy. Como es una unidad bastante alta para la mayora de las rocas productoras, la

permeabilidad generalmente se expresa en milsimas de darcys, milidarcys.

TIPOS DE PERMEABILIDAD

Permeabilidad Absoluta. Cuando la permeabilidad (K) se refiere a un fluido homogneo o un solo lquido fluyendo a

travs del medio y es mide en laboratorio, se conoce como Permeabilidad Absoluta.

Permeabilidad Efectiva. La permeabilidad efectiva de un fluido, se refiere a un medio donde fluyen dos o ms fluidos

(fases) a la vez, y se representa por K o, K g y K w, y la permeabilidad relativa se representa por K ro, K rg y K rw.

Permeabilidad Relativa. Es la relacin entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta. Existe K

efectiva y relativa a los fluidos que generalmente se encuentran en los yacimientos: Petrleo, Gas y Agua.

PERMEABILIDAD PROMEDIO

TIPOS DE FLUJO EN LA PERMEABILIDAD: FLUJO LINEAL Y FLUJO RADIAL.

REPRESENTACIN DE LAS PERMEABILIDADES RELATIVAS

El clculo de las permeabilidades relativas es muy til en la ingeniera de yacimientos. Las curvas que describen como varan con respecto a las saturaciones de los fluidos muestran factores importantes en el yacimiento en estudio.


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Con la curva de permeabilidades relativas, en el caso del grfico entre el agua y el petrleo, podemos identificar

cuatro puntos importantes: Swc (Saturacin de Agua Connata), Soc (Saturacin Crtica de Petrleo), Kro

(Permeabilidad Relativa del Petrleo en el punto de Swc) y Krw (Permeabilidad Relativa del Agua en el punto

de Soc) que constituyen los Ends Points o Puntos Finales de las curvas.

CARACTERSTICAS DE LAS CURVAS DE PERMEABILIDAD RELATIVA

1. Para que un proceso de imbibicin (desplazamiento de petrleo por agua) la fase mojante (fluido que tiende a

adherirse a las paredes de la roca) comience a fluir se requiere alcanzar un cierto valor de saturacin a fin de formar una

fase continua. Esto se denomina Saturacin Crtica o de Equilibrio (0 30%)

2. Para que un proceso de drenaje ocurre una saturacin equivalente de la fase no mojante (0-15%)

3. La permeabilidad relativa de la fase mojante se caracteriza por una rpida declinacin para pequeas disminuciones

en saturaciones a valores altos de saturacin de la fase mojante.

4. La permeabilidad relativa de la fase no mojante aumenta rpidamente para pequeos incrementos de saturacin de

dicha fase por encima de la saturacin de equilibrio.


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5. Las sumas de las permeabilidades relativas (Kro + Krw) (Kro+Krg) representan la interaccin mutua entre las fases, lo

cual hace disminuir la suma de las permeabilidades relativas a un valor menor de la unidad, para la mayora de los

valores de saturacin.

6. En la produccin de petrleo, el agua y el petrleo fluirn a saturaciones que estarn entre los dos puntos finales.

7. El punto de cruce entre las dos curvas en general no ocurre Sw iguales a 50% por lo que se tiene que:

Si en Sw=50% => Krw Krw>Kro =Petrleo es Fase Mojante

COMPRESIBILIDAD

La compresibilidad es el cambio en volumen por cambio unitario en de presin.

C=Compresibilidad

V=Volumen

V/P =Cambio en Unidad de Volumen por Cambio Unitario de Presin

Las compresibilidades ms importantes en conocer son:

Compresibilidad de la Matriz

Compresibilidad de los Poros

Compresibilidad Total

Compresibilidad Efectiva.

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