manual del curso de geología y propiedades de los reservorios hidrocarburíferos
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INSTITUTO DE ESTUDIOS DEL PETRÓLEO. IEP
MANUAL DEL CURSO:
GEOLOGÍA Y PROPIEDADES DE LOS
RESERVORIOS HIDROCARBURÍFEROS
AUTORA:
MSC. ING. LUCÍA MARIBEL CORAL CONDE
AGOSTO – 2012
1
CURSO DE GEOLOGÍA Y PROPIEDADES DE LOS
RESERVORIOS HIDROCARBURÍFEROS
OBJETIVO GENERAL
Transferencia de conocimientos básicos a los trabajadores de EP PETROECUADOR de
la geología y las propiedades de los reservorios hidrocarburíferos.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Comprender el sistema petrolero que está constituido por la roca madre, la roca
reservorio y la roca sello, como también el proceso de generación de
hidrocarburos, la expulsión y migración de los mismos, y la generación de
trampas capaces de almacenarlos.
Conocer las propiedades de la roca y de los fluidos en reservorios
hidrocarburíferos.
Entender los mecanismos de producción primaria en reservorios
hidrocarburíferos.
METODOLOGÍA
Eminentemente activa y participativa sobre la base de la temática del curso.
Para el efecto, los organizadores proveerán a la Instructora, de los recursos de apoyo
didáctico como: computador, proyector y aulas adecuadas, para que los participantes
mantengan un alto nivel de motivación.
DURACIÓN
15 Horas
2
CONTENIDO
PRESENTACIÓN
INTRODUCCIÓN
CAPÍTULO I
1. EL SISTEMA PETROLERO
1.1. Las Rocas ………………………………………………………………….
1.1.1. Las Rocas Ígneas ………………………………………………………..
1.1.2. Las Rocas Metamórficas …………………………………………………..
1.1.3. Las Rocas Sedimentarias ………………………………………………..
1.1.3.1.Clasificación de las Rocas Sedimentarias Según su Origen ………………
1.2. La Roca Madre …………………………………………………………….
1.3. Expulsión y Migración ……………………………………………………
1.4. La Roca Reservorio ………………………………………………..…….
1.5. La Roca Sello ………………………………………………..…………..
1.6. La Trampa ………………………………………………………………..
1.6.1. Trampas Estructurales .………………………………………………..…
1.6.2. Trampas Estratigráficas ………………………………………………..…
1.6.3. Trampas Combinadas ………………………………………………..…
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6
6
8
9
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13
14
15
16
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18
18
CAPÍTULO II
2. PROPIEDADES DE LA ROCA Y DE LOS FLUIDOS
2.1. Porosidad …………………………………………………………………. 20
3
2.2. Permeabilidad ……………………………………………………………..
2.3. Permeabilidad Efectiva ……………………………………………………
2.4. Permeabilidades Relativas ………………………………………………...
2.5. Viscosidad …………………………………………………………………
2.6. Presión de Burbuja ………………………………………………………...
2.7. Factor Volumétrico del Petróleo …………………………………………..
2.8. Presión Capilar ……………………………………….................................
2.9. Movilidad del Fluido ……………………………………………………...
21
23
23
25
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26
27
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CAPÍTULO III
3. MECANISMOS DE PRODUCCIÓN PRIMARIA
3.1. Empuje por Gas en Solución ………………………………………………
3.2. Empuje por Casquete Gasífero …………………………………..……..…
3.3. Empuje por Acuífero Activo ……………………………………………....
3.4. Expansión de la Roca y los Fluidos ……………………………….………
3.5. Drenaje por Gravedad ………………………………………………..……
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ANEXOS:
EVALUACIÓN DEL CURSO
BIBLIOGRAFÍA
4
PRESENTACIÓN
El curso de Geología y Propiedades de los Reservorios Hidrocarburíferos, está diseñado
para la Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR, está
concebido para ser comunicado en 15 horas académicas. El tiempo de duración es
estrecho si tomamos en cuenta la extensión y la complejidad de la temática. Por lo cual
se impone, una gran capacidad de síntesis para resumir en un pequeño manual la
abundante información existente alrededor del tema.
INTRODUCCIÓN
Conocer la geología y las propiedades de los reservorios hidrocarburíferos es muy
importante para la explotación exitosa de los mismos.
En este documento el capítulo I contiene el sistema petrolero, el cual está constituido
por la roca madre, la roca reservorio y la roca sello, como también el proceso de
generación de hidrocarburos, la expulsión y migración de los mismos, y la generación
de trampas capaces de almacenarlos.
En el capítulo II se describen las propiedades de la roca y de los fluidos en reservorios
hidrocarburíferos.
Y en el capítulo III se detallan los mecanismos de producción primaria en reservorios
hidrocarburíferos.
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CAPÍTULO I
1. EL SISTEMA PETROLERO
El sistema petrolero está constituido por la roca madre, la roca reservorio y la roca sello.
Para que una cuenca sedimentaria tenga posibilidades de contener acumulaciones de
hidrocarburos, debe tener estos tres elementos básicos.
El proceso de generación de hidrocarburos, la migración de los mismos y la generación
de trampas capaces de albergarlos debe ocurrir en una determinada secuencia para que
se produzca dicha acumulación.
La comercialidad o no de esta acumulación de hidrocarburos dependerá de:
Factores geológicos: como el volumen, la calidad del reservorio, la calidad del
petróleo, la profundidad de la acumulación.
Factores técnicos: tales como el grado de dificultad para perforar hasta la
acumulación, el grado de dificultad para montar las instalaciones de superficie.
Factores económicos: como el costo de desarrollo, el costo de extracción, el
costo de transporte, el valor del hidrocarburo.
Los hidrocarburos se generan, migran, acumulan y se preservan en las rocas, motivo por
el cual resulta fundamental entenderlas.
1.1. LAS ROCAS
“Las rocas comprenden al conjunto o agregado de minerales y mineraloides en diversas
proporciones, un sistema de poros y una cantidad variable de fluidos (aire, agua,
petróleo, gas).
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Se clasifican por su origen y composición. Las rocas pueden ser ígneas (intrusivas,
extrusivas), sedimentarias (clásticas, no clásticas, residuales), y metamórficas (foliadas,
granoblásticas).” [Stinco y Barredo, 2011].
1.1.1. LAS ROCAS ÍGNEAS
“Las rocas ígneas son aquellas que resultan del enfriamiento y de la cristalización del
magma (en profundidad) o de lava (en superficie). Si son producto de la cristalización
de un magma se denominan “intrusivas” en tanto que si son el producto de la
solidificación de la lava son “extrusivas”.” [Stinco y Barredo, 2011].
En la Figura 1.1 se observa ejemplos de rocas ígneas.
Figura 1.1: Rocas Ígneas (basada en Stinco y Barredo, 2011).
1.1.2. LAS ROCAS METAMÓRFICAS
“Las rocas metamórficas son aquellas en donde actúa un proceso de transformación
mediante el cual la composición mineral, la textura o ambas (en una roca) cambian
creando una nueva roca por efectos de presión, temperatura y fluidos químicamente
activos.
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Los factores que controlan el desarrollo del metamorfismo son la composición inicial de
la roca, presión, temperatura, esfuerzos, reactividad química inducida de los fluidos y el
tiempo durante el cual cada uno de ellos actúa.
Desde el punto de vista textural es posible reconocer rocas metamórficas granoblásticas
(cuyos granos -blastos- tienden a ser equidimensionales) y foliadas (donde los minerales
se desarrollan siguiendo cierta alineación).
Entre las granoblásticas encontramos: granulita, mármol, skarn, metacuarcita y
anfibolita. Dentro de las foliadas tenemos: pizarra, filita, esquisto, gneiss.” [Stinco y
Barredo, 2011].
Se muestra rocas metamórficas granoblásticas en la Figura 1.2, rocas metamórficas
foliadas en la Figura 1.3 y afloramientos de rocas metamórficas en la Figura 1.4.
Figura 1.2: Rocas Metamórficas Granoblásticas (basada en Stinco y Barredo, 2011).
Figura 1.3: Rocas Metamórficas Foliadas (basada en Stinco y Barredo, 2011).
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Figura 1.4: Afloramientos de Rocas Metamórficas (basada en Stinco y Barredo, 2011).
1.1.3. LAS ROCAS SEDIMENTARIAS
“Las continuas transformaciones que sufre el planeta son impulsadas por fuerzas de
origen interno y externo. Las primeras son el resultado de la dinámica terrestre y son
responsables de la modificación de la corteza por medio de la formación de las
montañas y de cuencas sedimentarias, entre otras cosas. Las de origen externo en
cambio, tienden a destruir las irregularidades de la superficie de los continentes
originadas por las fuerzas internas y a restablecer el equilibrio de la litosfera. Se
manifiestan en los procesos de erosión y transporte de materiales por el viento, cursos
de agua continentales, mares y océanos, glaciares y la gravedad.
De manera que se puede hablar de un ciclo donde alternan los procesos destructivos y
constructivos de los materiales de la corteza terrestre, que así está sometida a cambios
constantes. Este ciclo constituye el “Ciclo de Wilson”.
Los procesos formadores de las rocas sedimentarias tienen lugar en la superficie
terrestre o muy cerca de ella, en ese sentido se dice que son procesos “exógenos”. En
contraposición con los formadores de las rocas ígneas y metamórficas que son
“endógenos”.” [Stinco y Barredo, 2011].
En la Figura 1.5 se observa el Ciclo de Wilson.
9
Figura 1.5: Ciclo de Wilson (basada en Tarbuck y Lutgens, 1999).
1.1.3.1. CLASIFICACIÓN DE LAS ROCAS SEDIMENTARIAS
SEGÚN SU ORIGEN
Las rocas sedimentarias se clasifican según su origen en clásticas, no clásticas y
residuales.
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ROCAS SEDIMENTARIAS CLÁSTICAS
Las rocas sedimentarias clásticas se subdividen en las rocas epiclásticas, que están
formadas por clastos derivados de la fragmentación de rocas preexistentes; y en las
piroclásticas, que están formadas por fragmentos de origen volcánico.
Entre las rocas sedimentarias epiclásticas, y disminuyendo el tamaño del clasto,
tenemos a los conglomerados y areniscas (son las rocas reservorio); las limonitas y
arcillas (son rocas madre y rocas sello).
Se muestra un corte exhibiendo la forma de los clastos en la Figura 1.6.
Figura 1.6: Corte Exhibiendo la Forma de los Clastos (basada en Stinco y Barredo, 2011).
ROCAS SEDIMENTARIAS NO CLÁSTICAS
Las rocas sedimentarias no clásticas comprenden a las rocas químicas, como las
evaporitas; a las rocas organógenas, como las calizas arrecifales, cretas, coquinas; y los
carbonatos, como las dolomías y calizas.
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Las evaporitas son excelentes rocas sello, como la anhidrita, la halita y el yeso. Estas
rocas son sellos efectivos, ya que pueden alcanzar grandes espesores, más de 2300 pies,
por lo que su presencia impide la migración de los hidrocarburos.
En la Figura 1.7 se observa rocas sedimentarias no clásticas.
Figura 1.7: Rocas Sedimentarias no Clásticas (basada en Stinco y Barredo, 2011).
“Las calizas y dolomías son excelentes rocas reservorio y suelen verse afectadas por el
desarrollo de fracturas. Tienden a depositarse cerca de su lugar de origen. La
temperatura, salinidad del medio y presencia o ausencia de material silicoclástico son
fundamentales en el desarrollo de las mismas. El 90% de las mismas corresponde a
sedimentos carbonáticos producto de la actividad biológica desarrollada en ambientes
marinos.
Las rocas carbonáticas se depositan bajo condiciones de presión y temperatura
ambientales por lo tanto se ven ampliamente influenciadas por los fenómenos de
meteorización que facilitan el desarrollo de porosidad y permeabilidad secundarias,
recristalización y dolomitización (remplazo de calcita por dolomita).” [Stinco y Barredo,
2011].
Se muestra en la Figura 1.8 un arrecife y un afloramiento de rocas no clásticas.
12
Figura 1.8: Arrecife y Afloramiento de Rocas no Clásticas (basada en Stinco y Barredo,
2011).
ROCAS SEDIMENTARIAS RESIDUALES
Las rocas sedimentarias residuales son aquellas rocas que principalmente son producto
de la erosión con un mínimo transporte., como la laterita y la bauxita.
Estas rocas sedimentarias residuales desde el punto de vista petrolero no son
importantes.
1.2. LA ROCA MADRE
Las rocas madre son rocas en donde se ha acumulado suficiente materia orgánica,
preservada y térmicamente madura, para formar petróleo. Son usualmente de grano fino
las partículas orgánicas y se ubican más fácilmente en el medio ambiente de aguas
quietas.
Las rocas madre son comúnmente en su mayor parte rocas de grano fino,
particularmente lutitas, otras fuentes potenciales son los carbonatos de grano fino.
Un factor muy importante para determinar si una roca rica en orgánicos se convertirá en
roca madre, es su maduración térmica.
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Para generar hidrocarburos se necesita:
De un sedimento, generalmente de grano muy fino que se haya depositado junto
con una cantidad apreciable de materia orgánica de cierta calidad, en un
ambiente anaeróbico y siempre subacueo.
Debe haber sufrido un soterramiento tal que genere presiones y temperaturas
capaces de transformar la materia orgánica en hidrocarburos.
Las condiciones anteriores deben haberse mantenido en el tiempo suficiente para
que la transformación ocurra, pero que no se prolongue demasiado como para
que los hidrocarburos se degraden.
1.3. EXPULSIÓN Y MIGRACIÓN
“Luego que el petróleo y el gas es generado en la roca madre, el incremento de la
presión interna causa microfracturas que permiten el movimiento de los hidrocarburos.
Este proceso es llamado expulsión y si se acumula inmediatamente en una roca
reservorio se habla de migración primaria. Si el proceso involucra pasos de acumulación
y migración alternos, se habla de migración secundaria.
Para que el petróleo migre es necesaria la existencia de gradientes de presión y cambios
de volumen en las rocas involucradas. La migración puede involucrar o no movimiento
de agua. Las posibles rutas de migración pueden ser rocas reservorio (cuerpos
sedimentarios, estratificación), superficies erodadas y meteorizadas, rocas fracturadas,
intrusiones y fallas.
La migración culmina cuando el hidrocarburo queda acumulado en la roca reservorio.
La distancia recorrida por el petróleo y el gas puede ser del orden de unos pocos
kilómetros hasta cientos.” [Stinco y Barredo, 2011].
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1.4. LA ROCA RESERVORIO
Las propiedades fundamentales que un buen reservorio debe tener para acumular
hidrocarburos son las siguientes:
Porosidad, o suficiente espacio poroso vacío en la roca que permite el
almacenamiento de hidrocarburos.
Permeabilidad, la habilidad del hidrocarburo de fluir dentro o fuera de esos
poros. Lógicamente, los únicos poros efectivos son esos que están
interconectados y permiten que lo fluidos circulen a través de ellos.
Las principales rocas reservorios son las areniscas, los carbonatos y las rocas
fracturadas, a profundidades que oscilan entre los 650 y 18000 pies.
En la Figura 1.9 se observa ejemplos de afloramientos de areniscas.
Figura 1.9: Afloramientos de Areniscas (basada en Stinco y Barredo, 2011).
Aunque las rocas más comunes que actúan como reservorio de hidrocarburos son las
areniscas, la mayor producción de petróleo proviene de rocas calcáreas; esta aparente
contradicción se explica por los mega yacimientos de oriente medio que producen de
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formaciones calcáreas, sin embargo la mayoría de los yacimientos son productivos de
rocas clásticas.
Se observa la producción por tipo litológico en la Figura 1.10.
Figura 1.10: Producción por Tipo Litológico (basada en Stinco y Barredo, 2011).
1.5. LA ROCA SELLO
La roca sello se caracterizan por su baja permeabilidad, lo que no permite que el
hidrocarburo continúe migrando hacia la superficie, cuando este sello es eficiente y
tiene una geometría adecuada se dice que el hidrocarburo fue entrampado.
Un factor importante en la roca sello es la ductilidad, porque esta propiedad impide el
desarrollo de fracturas.
En el caso de anticlinales solo un sello vertical se requiere (Figura 1.11), pero las fallas
y trampas estratigráficas deben ser selladas vertical y lateralmente.
La lutita es la roca sello dominante de las reservas mundiales y es mayoritariamente la
cubierta en cuencas donde las areniscas son las rocas reservorios dominantes.
16
Sin embargo las evaporitas son las rocas sello más eficientes, son particularmente
comunes en cuencas ricas en carbonato y frecuentemente forman sellos para reservorios
carbonaticos.
Figura 1.11: Roca Sello
1.6. LA TRAMPA
En el ciclo de la generación, migración y acumulación de hidrocarburos el factor crítico
es el desarrollo de una trampa, que es una configuración geométrica de estructuras y/o
estratos, en la cual los tipos de roca permeable como el reservorio están rodeados y
confinados por tipos de roca impermeable como el sello.
La característica esencial de una trampa es que tiene la posibilidad de acumular y
retener en su interior al hidrocarburo.
Las trampas en su mayoría se encuentran en una de tres categorías. Pueden ser trampas
estructurales, trampas estratigráficas, o trampas combinadas que tienen ambos aspectos,
estructurales y estratigráficas.
Sello
17
1.6.1. TRAMPAS ESTRUCTURALES
El objetivo de exploración más común son las trampas estructurales, porque son
relativamente fáciles de detectar y las estadísticas mundiales indican que las trampas
con hidrocarburos halladas más frecuentemente corresponden a los anticlinales.
El anticlinal puede producirse solo o en combinación con fallas. Pueden ser las fallas
también trampas por sí mismas, pero en cualquier caso las fallas deben ser herméticas e
impermeables si el hidrocarburo es acumulado.
Los domos salinos son trampas por acuñamiento contra un diapiro, se producen por el
movimiento de sal en zonas de grandes acumulaciones de sal y tectonismo más o menos
activo.
Se muestra en la Figura 1.12 trampas estructurales.
Figura 1.12: Trampas Estructurales
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1.6.2. TRAMPAS ESTRATIGRÁFICAS
“Las trampas estratigráficas responden a variaciones en el estrato como el principal
elemento formador, por lo tanto la deformación estructural puede existir o no y es
independiente de la misma.
Las trampas estratigráficas más comunes se forman por: cambios depositacionales
laterales (variaciones faciales, acuñamiento) o por creación de relieve al depositarse con
posterior depositación de material impermeable por encima.” [Stinco y Barredo, 2011].
En la Figura 1.13 se observa una trampa estratigráfica.
Figura 1.13: Trampa Estratigráfica
1.6.3. TRAMPAS COMBINADAS
Las trampas combinadas se encuentran frecuentemente en áreas donde las fallas y los
pliegues estuvieron creciendo activamente durante la deposición. Estas estructuras en
crecimiento produjeron cambios laterales en facies sedimentarias o discordancia, las
cuales ayudaron a formar la trampa.
Se observan trampas combinadas en la Figura 1.14.
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Figura 1.14: Trampas Combinadas
20
CAPÍTULO II
2. PROPIEDADES DE LA ROCA Y DE LOS FLUIDOS
En este capítulo se describen las principales propiedades de la roca y los fluidos.
2.1. POROSIDAD (Φ)
La porosidad de una roca se define como la fracción del volumen total de la roca no
ocupada por el esqueleto mineral de la misma; en los reservorios de hidrocarburos, la
porosidad representa el porcentaje del espacio total que puede ser ocupado por líquidos
o gases [PIRSON, 1965].
En la Figura 2.1 se muestra una porción amplificada de roca reservorio donde se ilustra
la distribución de los granos de la roca.
“La porosidad de la roca suele clasificarse en primaria y secundaria. La porosidad
primaria se debe a los procesos sedimentarios que originaron el reservorio. La
porosidad secundaria se debe a movimientos posteriores de la corteza terrestre o a la
acción de aguas subterráneas. La porosidad de las arenas es, en general, primaria.”
[BIDNER, 2010]. Mientras que las rocas carbonáticas, como las calizas y dolomitas,
tienen porosidad secundaria, en las cuales la porosidad secundaria podría ser resultado
de disoluciones, cementaciones, recristalizaciones, etc.
“La porosidad también puede clasificarse en porosidad efectiva (poros continuos
interconectados) y en porosidad no efectiva (poros discontinuos aislados). La suma de
ambas constituye la porosidad total.
En la Ingeniería de Reservorios solamente se considera la porosidad efectiva, pues es la
que permite el movimiento de los fluidos.” [BIDNER, 2010].
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Figura 2.1: Porosidad de una Roca
2.2. PERMEABILIDAD
La permeabilidad es la “capacidad de la roca para permitir fluir petróleo, gas o agua a
través de los poros interconectados sin que se dañen o se desplacen las partículas de la
roca” [STINCO, 2001]. El símbolo de la permeabilidad es k.
La permeabilidad queda definida mediante la ecuación de movimiento de fluidos de
Darcy, que para flujo lineal y horizontal resulta [ARCHIER. AND WALL, 1986]:
dL
dPk
A
Q
(2.1)
Donde:
Q
A
k
= Caudal, [L3/t]
= Área transversal al flujo, [L2]
= Permeabilidad, [L2]
1 mm
22
μ
P
L
= Viscosidad, [M/Lt]
= Presión, [M/Lt2]
= Longitud, [L]
“La roca tiene una permeabilidad de 1 Darcy si un fluido de 1 cp de viscosidad se
mueve a un caudal constante de 1 cm3 / seg a través de una sección transversal de 1 cm2,
cuando se aplica un gradiente de presión de 1 atm / cm (Figura 2.2).
El Darcy es una unidad muy grande para tener uso práctico, por lo que se utiliza el
milidarcy” [BIDNER, 2010].
Figura 2.2: Ecuación de Darcy
Se define como velocidad Darcy al caudal volumétrico dividido por el área transversal
al flujo.
A
Qv
(2.2)
23
2.3. PERMEABILIDAD EFECTIVA
La permeabilidad efectiva es la “capacidad del pasaje de un fluido en presencia de
otros” [STINCO, 2001].
Para definirla se generaliza la ecuación de Darcy para cada fase:
dL
dPk
A
Q i
i
i i
(2.3)
Donde:
Qi
A
ki
μi
Pi
L
= Caudal de la fase i, [L3/t]
= Área total transversal al flujo, [L2]
= Permeabilidad efectiva de la fase i, [L2]
= Viscosidad de la fase i, [M/Lt]
= Presión de la fase i, [M/Lt2]
= Longitud, [L]
“La permeabilidad efectiva está influenciada por varios factores: la geometría del medio
poroso, la mojabilidad de la roca-reservorio, la distribución de los fluidos en el medio
poroso, y la saturación de cada uno de los fluidos” [BIDNER, 2010].
2.4. PERMEABILIDADES RELATIVAS
La permeabilidad relativa es el “cociente entre la permeabilidad efectiva a cierto fluido
saturando parcialmente la roca y la permeabilidad cuando la saturación es del 100 %”
[STINCO, 2001].
k
kk
iri (2.4)
24
Donde:
kri
ki
k
= Permeabilidad relativa de la fase i
= Permeabilidad efectiva de la fase i, [L2]
= Permeabilidad absoluta, [L2]
Las permeabilidades relativas son función de la saturación. En la Figura 2.3 se
muestran curvas típicas de un sistema agua – petróleo.
Figura 2.3: Permeabilidades Relativas en un Sistema Agua - Petróleo
Donde:
kr
kro
krw
= Permeabilidad relativa
= Permeabilidad relativa del petróleo
= Permeabilidad relativa del agua
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
0% 20% 40% 60% 80% 100%
Kr
SW (%)
CURVAS DE PERMEABILIDADES RELATIVAS
KroKrw
25
Sw = Saturación de agua
Las características usuales de las curvas de permeabilidades relativas agua – petróleo de
acuerdo a la mojabilidad de la roca (rocas hidrófilas y oleófilas), se observan en la
Tabla 2.1 [CRAIG, 1982]:
Tabla 2.1: Características de Curvas de Permeabilidades Relativas para Rocas
Hidrófilas y Oleófilas
ROCA HIDRÓFILA ROCA OLEÓFILA
Sw irreducible > 0,2 < 0,15
Saturación en el cruce de las curvas > 0,5 < 0,5
Krw máxima < 0,3 > 0,5
Las rocas hidrófilas son aquellas mojadas por agua y las rocas oleófilas son mojadas por
petróleo.
2.5. VISCOSIDAD (μ)
Se define como la resistencia que opone un fluido bajo una fuerza tangencial al
desplazamiento de algunas de sus moléculas con respecto a otras.
La viscosidad del petróleo está en función de la temperatura, disminuye con el aumento
de la misma.
La viscosidad del agua también está en función de la temperatura, disminuyendo cuando
aumenta la temperatura.
26
2.6. PRESIÓN DE BURBUJA (Pb)
La presión de burbuja de un hidrocarburo se define como la presión a la cual se libera la
primera burbuja de gas que se encuentra disuelta en el petróleo. El símbolo de la presión
de burbuja es Pb.
2.7. FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO (Bo)
El factor volumétrico del petróleo, cuyo símbolo es Bo, se puede definir a cualquier
presión, como el volumen en barriles que un barril en condiciones estándar ocupa en el
reservorio, es decir, a la temperatura del reservorio y con el gas disuelto que puede
retener el petróleo a esa presión [CRAFT Y HAWKINS, 1968].
estándar scondicioneen petróleo devolumen
reservorio del uray temperatpresión a petróleo devolumen Bo
Las condiciones estándar se definen como 15 °C de temperatura y 1 atmósfera de
presión.
Considerando que la temperatura del reservorio es constante, el factor volumétrico del
petróleo varía con la presión. En la Figura 2.4 se observa dicha variación. A presiones
mayores que la presión de burbuja el petróleo se expande como fluido monofásico a
medida que disminuye la presión, por eso el Bo aumenta.
A presiones menores que la de burbuja el Bo disminuye pues se van liberando las
fracciones más livianas de hidrocarburos.
(2.5)
27
Figura 2.4: Factor Volumétrico del Petróleo en Función de la Presión
2.8. PRESIÓN CAPILAR (Pc)
La presión capilar en un medio poroso se define “como la diferencia de presión que
existe entre la interfase que separa a dos fluidos inmiscibles, uno de los cuales moja
preferentemente la superficie de la roca” [CRAIG, 1982].
Este fenómeno aparece debido a que los poros de la roca reservorio tienen dimensiones
capilares, por lo cual se crea una presión capilar entre las fases mojante y no mojante.
wnc ppP (2.6)
Donde los subíndices c, n y w significan capilar, no mojante y mojante,
respectivamente.
Una curva típica de presión capilar agua – petróleo en función de la saturación de agua
la podemos ver en la Figura 2.5:
28
Figura 2.5: Presión Capilar en Función de la Saturación de Agua
“La presión capilar en el reservorio es función de las saturaciones de las fases. En el
reservorio la roca está saturada, como máximo, con tres fases” (agua, petróleo y gas)
[BIDNER, 2010]. Por eso se consideran 2 presiones capilares: una en la interfase agua –
petróleo y otra en la interfase gas – petróleo.
2.9. MOVILIDAD DEL FLUIDO (M)
La movilidad del fluido es la permeabilidad efectiva de la roca a ese fluido dividida por
la viscosidad del fluido.
Entonces la movilidad del petróleo es ko / μo y la movilidad del agua es kw / μw. El
valor de la movilidad depende de la saturación del fluido. Se define como relación de
movilidades M al cociente entre la movilidad del agua y del petróleo [WILLHITE, 1986].
0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
PR
ES
IÓN
CA
PIL
AR
(P
si)
SW (%)
CURVA DE PRESIÓN CAPILAR VS. SATURACIÓN DE AGUA
29
wkro
okrw
wko
okwM
Una relación de movilidades de 1 indica que el petróleo y el agua se mueven a la misma
velocidad. Cuando la relación de movilidades es menor que 1, el agua se mueve más
lento que el petróleo, dando lugar a una alta eficiencia de desplazamiento. Por el
contrario, cuando la relación de movilidades es mayor que 1 el agua avanza más rápido
y ocurre el fenómeno de fingering.
Fingering: generalmente se produce cuando un fluido menos viscoso como el
agua desplaza a uno más viscoso como el petróleo, afectando la eficiencia areal
de barrido. Este fenómeno se ilustra en la (Figura 2.6) donde se observa que
quedan zonas sin barrer del fluido desplazado (fluido 2).
Figura 2.6: Fingering en un Reservorio
(2.7)
30
CAPÍTULO III
3. MECANISMOS DE PRODUCCIÓN PRIMARIA
La cantidad de petróleo que puede ser desplazado por la energía natural depende del
tipo de reservorio. Los reservorios son clasificados dentro de cinco categorías generales
basadas principalmente en el origen de su energía [WILLHITE, 1986]. Éstas son:
1) Empuje por gas en solución.
2) Empuje por casquete gasífero.
3) Empuje por acuífero activo.
4) Expansión de la roca y los fluidos.
5) Drenaje por gravedad.
En general los tres primeros son los mecanismos de drenaje natural más importantes y
serán descriptos con mayor detalle.
3.1. EMPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN
El petróleo en condiciones de alta presión puede contener grandes cantidades de gas
disuelto. Cuando la presión del reservorio se reduce debido a que los fluidos son
producidos, el gas se libera de la solución y desplaza al petróleo del reservorio a los
pozos productores. La presión en la que comienza a liberarse gas se denomina presión
de burbuja.
En la Figura 3.1 [MURPHY, 1952], se muestra el comportamiento típico de un reservorio
con empuje por gas en solución. La presión del reservorio y la producción de petróleo
declinan rápidamente.
Las recuperaciones son bajas, están en el orden del 5 al 35% del POIS. El recobro es
bajo porque el gas es más móvil que la fase petróleo en el reservorio. Cuando la presión
declina, el gas fluye más rápido que el petróleo produciéndose la depletación acelerada
31
de la energía del reservorio, que se caracteriza por el incremento de la relación gas /
petróleo (R.G.P.) en el campo.
Figura 3.1: Historia de Producción Típica de un Reservorio con Empuje por Gas en
Solución
3.2. EMPUJE POR CASQUETE GASÍFERO
Cuando el reservorio tiene una gran capa de gas, posee una gran cantidad de energía
almacenada en forma de gas comprimido. La capa de gas se expande conforme los
fluidos son retirados del reservorio, el petróleo es desplazado por un empuje de la capa
de gas asistido por el drenaje gravitacional. La expansión de la capa de gas es limitada
por el nivel de presión disponible y por la producción de gas luego que se conifique con
gas el pozo.
Se observa el comportamiento característico de un reservorio con empuje por casquete
gasífero en la Figura 3.2 [MURPHY, 1952]. La presión y la producción de petróleo
declinan más lentamente que en el caso con empuje del gas disuelto.
La eficiencia del recobro es del 20 al 40 % del petróleo original in situ.
32
Figura 3.2: Historia de Producción Característica de Reservorios con Casquete
Gasífero
3.3. EMPUJE POR ACUÍFERO ACTIVO
Un reservorio con empuje por agua tiene una conexión hidráulica a través de los poros a
la roca saturada de agua llamada acuífero. El acuífero puede estar totalmente o
parcialmente bajo el reservorio. A menudo el acuífero está en el límite del campo.
El agua en un acuífero está comprimida. Como la presión del reservorio se reduce por la
producción de petróleo, el agua se expande, creando un flujo natural de agua en los
límites entre el reservorio y el acuífero.
El comportamiento característico de un reservorio con empuje por agua se ve en la
Figura 3.3 [MURPHY, 1952]. Se observa que la presión decae lentamente y se mantiene
por encima de la presión de burbuja, con lo que la relación gas - petróleo producida
instantánea (R.G.P.) se mantiene prácticamente constante.
El caudal de petróleo se mantiene hasta que la producción de agua se torna significativa.
La eficiencia de la recuperación varía del 35 al 80 % del petróleo original in situ
(POIS) [THAKUR AND SATTER, 1998], siendo el mecanismo de drenaje natural más
eficiente.
33
Figura 3.3: Historia Productiva Típica de un Reservorio que Poseen Empuje de
Acuífero Activo
Varios reservorios con empuje de agua están conectados a acuíferos que tienen
limitadas cantidades de energía. Si no hay suficiente información geológica acerca del
acuífero, a partir de los datos de perforación u otros registros, la extensión del acuífero
y su capacidad para proveer de energía al reservorio no será conocida hasta que el pozo
entre en producción.
3.4. EXPANSIÓN DE LA ROCA Y LOS FLUIDOS
Un petróleo es subsaturado cuando éste contiene menos gas que el que es requerido para
saturar el petróleo a la presión y temperatura del reservorio. Cuando el petróleo es
altamente subsaturado, mucha de la energía del reservorio se almacena en forma de
líquido y compresibilidad de la roca.
La presión disminuye rápidamente a medida que los fluidos son retirados de un
reservorio subsaturado hasta que se alcanza el punto de burbuja. Entonces, el gas en
solución pasa a ser el mecanismo más importante para desplazar el fluido. Los recobros
son bajos, están entre el 1 al 10% del POIS.
34
3.5. DRENAJE POR GRAVEDAD
El drenaje por gravedad debería ser considerado como un mecanismo de producción
primario en reservorios de gran espesor, que tienen buena comunicación vertical o en
reservorios con buzamiento empinado.
El drenaje gravitacional es un lento proceso porque el gas debe migrar sobre la
estructura o al tope de la formación, para ocupar el espacio anteriormente ocupado por
el petróleo. La migración del gas es rápida en relación al drenaje de petróleo, entonces
los caudales de petróleo son controlados por el caudal de petróleo drenado.
La eficiencia del recobro es alta, está en el orden del 40 al 80 % del petróleo original in
situ.
Tabla 3.1: Mecanismos de Producción
Mecanismos Presión del Reservorio Producción de
Agua
Factor de
Recobro
Empuje por gas
en solución
Declina rápidamente y
continuamente.
Ninguna (excepto en
reservorios con alta
saturación de agua).
5% - 35%
Promedio:
20%
Empuje por
casquete gasífero
Declina suave y
continuamente.
Ausente o
insignificante.
20% - 40%
Promedio:
> 25%
Empuje por
acuífero activo
Permanece alta. Es sensible
a las tasas de producción de
petróleo, agua y gas.
Aumenta
apreciablemente.
35% - 80%
Promedio:
50%
Expansión de la
roca y los fluidos
Declina rápidamente y
continuamente.
Ninguna (excepto en
reservorios con alta
saturación de agua).
1% - 10%
Promedio:
3%
Drenaje por
gravedad
Declina rápidamente y
continuamente.
Ausente o
insignificante.
40% - 80%
Promedio:
60%
35
En la Tabla 3.1 se observa los factores de recobro asociados a los diferentes
mecanismos de producción primarios [THAKUR AND SATTER, 1998].
La energía natural que origina la producción resulta, en la mayoría de las formaciones,
de una combinación de efectos. Cada reservorio tiene características particulares y
produce por una especial combinación de distintos mecanismos de drenaje.
36
ANEXOS
37
EVALUACIÓN DEL CURSO
CUESTIONARIO DE EVALUACION
CURSO DE GEOLOGÍA Y PROPIEDADES DE LOS
RESERVORIOS HIDROCARBURÍFEROS
POR FAVOR MARQUE CON UNA (X) SUS RESPUESTAS
1. ¿ Qué se requiere para formar acumulaciones comerciales de hidrocarburo ?
Roca madre y trampas
Roca reservorio y roca sello
Todas las anteriores
( )
( )
( )
2. ¿ Las rocas ígneas pueden ser ?
Foliadas o granoblásticas
Intrusivas o extrusivas
No clásticas o residuales
( )
( )
( )
3. ¿ Los procesos formadores de las rocas sedimentarias son ?
Endógenos
Exógenos
Ninguno de los anteriores
( )
( )
( )
4. ¿ Las rocas sedimentarias clásticas se subdividen en ?
Epiclásticas y piroclásticas
Foliadas y granoblásticas
Todas las anteriores
( )
( )
( )
5. ¿ Las evaporitas son excelentes rocas sello ?
Si
No
( )
( )
38
6. ¿ Las rocas madre son en su mayor parte ?
Rocas de grano grueso
Rocas de grano fino
Ninguna de las anteriores
( )
( )
( )
7. ¿ Cuáles son las rocas madre más importantes ?
Areniscas
Lutitas
Todas las anteriores
( )
( )
( )
8. ¿ Las propiedades fundamentales de un buen reservorio son ?
Porosidad y permeabilidad
Viscosidad
Presión de burbuja
( )
( )
( )
9. ¿ Cuáles son las dos rocas reservorio más importantes ?
Carbonatos y lutitas
Lutitas y areniscas
Areniscas y carbonatos
( )
( )
( )
10. ¿ Cuáles son las rocas sellos más importantes ?
Lutitas y evaporitas
Carbonatos y areniscas
Lutitas y areniscas
( )
( )
( )
11. ¿ Las trampas pueden ser estructurales, estratigráficas, o combinadas ?
Si
No
( )
( )
39
12. ¿ La porosidad secundaria se debe a los procesos sedimentarios que originaron el reservorio ?
Si
No
( )
( )
13. ¿ La porosidad efectiva es aquella que tiene poros discontinuos aislados ?
Si
No
( )
( )
14. ¿ Cuando la relación de movilidades es menor que 1, el agua se mueve: ?
Más rápido que el petróleo
Más lento que el petróleo
Ninguna de las anteriores
( )
( )
( )
15. ¿ El fingering se produce cuando un fluido más viscoso desplaza a uno menos viscoso ?
Si
No
( )
( )
16. ¿ En los reservorios con empuje por gas en solución la producción del petróleo: ?
Declina lentamente
Declina rápidamente
Ninguna de las anteriores
( )
( )
( )
17. ¿ En los reservorio con empuje por casquete gasífero, la eficiencia del recobro del petróleo original in situ es de ?
1 % - 10 %
20 % - 40 %
35 % - 80 %
( )
( )
( )
40
18. ¿ En los reservorios con empuje por agua la presión del reservorio: ?
Declina rápidamente
Declina lentamente
Ninguna de las anteriores
( )
( )
( )
19. ¿ Un petróleo es subsaturado cuando éste contiene menos gas que el que es requerido para saturar el petróleo a la presión y temperatura del reservorio ?
Si
No
( )
( )
20. ¿ En los reservorio con mecanismo de drenaje por gravedad, la eficiencia del recobro es ?
Baja
Alta
Ninguna de las anteriores
( )
( )
( )
41
BIBLIOGRAFÍA
Archier, J.S. and Wall, C.G., 1986, Petroleum Engineering – Principles and Practice,
Editorial Graham & Trotman, Londres – Reino Unido.
Bidner, Mirtha, 2010, Propiedades de la Roca y los Fluidos en Reservorios de Petróleo,
Eudeba – Editorial de la Universidad de Buenos Aires, Argentina.
Craft, B.C. y Hawkins, M.F., 1968, Ingeniería Aplicada de Yacimientos Petrolíferos,
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Craig, Forrest, 1982, Aspectos de Ingeniería de la Inyección de Agua, Editorial Society
of Petroleum Engineers, New York – Estados Unidos.
Murphy, 1952, Petroleum Engineer, University of Michigan, Estados Unidos.
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Barcelona – España.
Stinco, Luis, 2001, Introducción a la Caracterización de Reservorios de Hidrocarburos.
Empleo de Técnicas de Subsuelo en la Evaluación de Formaciones, Editorial
Asociación Geológica Argentina, Buenos Aires – Argentina.
Stinco, L. y Barredo, S., 2011, Geología del Petróleo y del Gas, FIUBA, Buenos Aires
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Editorial Pennwell, Tulsa – Estados Unidos.
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Unidos.