Geologia Del Reservorio

GEOLOGIA DEL RESERVORIO Introducción.El objetivo de este trabajo es presentar el conocimiento de la geología de un reservorio y de los mapas característicos para el estudio de estos. El énfasis principal se pone en las características físicas de un reservorio, fluidos de reservorio y sus propiedades, trampas de hidrocarburos y mecanismos de empuje natural. Entre los mecanismos de empuje natural se verán los empujes por gas, agua y empuje combinado. Entre las trampas se verá las trampas anticlinales, de falla y estratigráficos. Este trabajo está dirigido a cualquier persona que se desempeñe en el campo de estudio de fluidos hidrocarburiferos de subsuelo en el que la habilidad para aplicar el conocimiento de la geología de un reservorio es el principal objetivo. Marco Teórico.Un reservorio es una formación que contiene fluidos en diferentes proporciones variables, en formaciones rocosas, entre granos de areniscas o en las cavidades de carbonatos interconectados. Un reservorio para ser productor deberá tener un porosidad suficiente para contener fluidos y permeabilidad para que puedan moverse; debe contener hidrocarburos en cantidades comerciables; debe poseer mecanismos de empuje natural. Esta ultima de mucha importancia debido a que el petróleo no se mueve por sí mismo, entonces necesita el empuje que le otorga el gas y agua que se encuentran compresos dentro del reservorio; en formaciones con porosidades que van desde 5% en areniscas a 30% en arenas no consolidadas; esta porosidad de difícil calculo debido a que las formaciones son variables en especial en carbonatos. Aunque las formaciones no son constantes en general se asocia una buena porosidad a una permeabilidad alta. La presión de reservorio o de formación en condiciones normales deberá ser igual que el de una columna de agua salada a la misma profundidad, que tiene un rango entre 0.446 psi/ft – 1psi/ft; las formaciones con presión anormal se deben al aumento de la presión de fluidos y al contacto granograno. Fluidos de Reservorio: Se encuentra petróleo, gas, agua, gases ácidos y solidos de hidrocarburos; dichos componentes que pueden variar en su calidad, fase y cantidad. Composición elemental del petróleo, asfalto, kerógeno. Elemento Petróleo Carbón 84.5 Hidrogeno 13 Sulfuro 1.5 Nitrógeno 0.5 Oxigeno 0.5

Asfalto 84 10 3 1 2

Kerógeno 79 6 5 2 8

Clasificación del petróleo liquido Fase Liquido Liquido Liquido/Gas Gas Gas

Tipo de fluido Petróleo Negro Petróleo Volátil Condensado Gas Húmedo Gas Seco

Relación gas/petróleo ( 0 – 2000 1700 – 3300 3000 – 150000 150000 Petróleo no Producido

El petróleo crudo varía su composición por el tipo, color, gravedad y viscosidad, se puede calcular su reserva en ft-acre de espacio poroso mediante el porcentaje de saturación y la cantidad recuperable multiplicando el petróleo en reservorio por el factor de contracción y el factor de recuperación. Los petróleos se clasifican por su composición en alifáticos, donde los petróleos parafinicos llamados aceites ligeros son de cadena simple con la formula y los nafténicos generalmente petróleos pesados y agrios son de cadena con ciclos con la formula ; y en aromáticos generalmente de olor fuerte, insaturados con anillos bencénicos. Componente Gasolina Kerosén Diesel Gas/Petróleo Crudo Pesado Remanentes

Tamaño C5 – C10 C11 – C13 C14 – C18 C19 – C25 C26 – C40 C40 +

% Volumen 27 13 12 10 20 18

Tipo Parafínicos Nafténicos Aromáticos Asfalticos

%Peso 25 50 17 8

Las principales propiedades físicas que se estudian de los petróleos son:  

   

Densidad/Gravedad: Se mide en comparación al agua pura en unidades API, que son más altas mientras más baja sea la gravedad específica del petróleo. Volumen: El volumen del petróleo en la solución depende del GOR, la cantidad de gas que se puede disolver en el petróleo depende de la presión de reservorio, la presión subirá hasta alcanzar hasta que se sature y alcance el punto de burbuja y cuando esta presión baje el gas saldrá de la solución. Para calcular la cantidad en superficie se debe multiplicar por el factor de contracción y por el factor de volumen de formación para lo contrario. Viscosidad: La viscosidad del petróleo en solución depende de la cantidad de gas disuelto y la temperatura, mientras más suban estos más se reducirá la viscosidad. Índice de Refracción: Depende de la densidad del petróleo, mediante refractómetros de puede medir el API, mientras más alto el IR más bajo el API. Fluorescencia: Ayuda a medir el API durante los registros de pozos, mientras más claros sean mayor será su API. Punto de Fluidez: Es la temperatura a la que ya no fluye el petróleo generalmente entre 56.7ºC y 32ºC.

El gas natural se produce en reservorios de bajo del punto de ebullición, es asociado cuando se encuentra con petróleo y no asociado cuando se encuentra solo. Para que el gas se produzca primero se deberá alcanzar el punto de burbuja, el gas que se produzca podrá salir en forma de líquido o gas seco dependiendo de la presión y la temperatura; teniendo una saturación de más de 0.3 L/1000 PC para ser gas húmedo.

Componentes Metano Etano Dióxido de Carbono Nitrógeno

% Volumen 72.3 14.4 0.5 12.8

Los reservorios de agua se clasifican en reservorios de agua meteórica cuando es absorbida por la tierra durante las lluvias y agua congénita que es agua de mar absorbida durante la sedimentación; esta agua intersticial se encuentra en los poros debido a la presión capilar generalmente se encuentra entre el 10 – 50% del total de los poros. Para medir la cantidad de agua se utiliza la Saturación de agua mediante la relación entre la cantidad de agua intersticial y la porosidad; y la permeabilidad y el tamaño de los granos entonces cuando el porcentaje de agua de reservorio sube, la permeabilidad, porosidad y el tamaño del grano disminuyen por lo que la presión capilar aumenta. La recuperación de petróleo está en función de la cantidad de porosidad por lo que se deberá calcular antes de la producción. Trampas: Las trampas son debidas a un conjunto de condiciones geológicas que retienen los hidrocarburos en depósitos porosos, generalmente compuestos de lutitas y/o evaporitas. La mayoría de la trampas no se llenan hasta sus puntos de rebosamiento estructural debido a que no se mantiene la presión de hidrocarburo, pero varios campos generalmente en oriente medio están compuestas de trampas de sobrellenado donde se derraman hidrocarburos. Las trampas bajo condiciones hidrostáticas son de origen estructural en combinaciones hidrodinámicas caracterizadas por gas inclinado o contactos de aceite-agua. Las trampas para el petróleo y gas bajo condiciones hidrostáticas tienen en general dos mecanismos de trampas:  Una superficie superior arqueada  Una terminación hasta por inmersión del depósito.

Los tipos de trampas que se desarrollan a través del movimiento de arena son: (A)las trampas de domo, (B y C)trampas de falla, (D)trampa de acuñamiento, (E)trampas anticlinales y (F)trampas de truncamiento.

Las trampas anticlinales varían ampliamente en tamaño y forma, con la característica que el contacto gas-agua o agua-aceite rodea completamente una acumulación de hidrocarburos. La estructura general se extiende a través de un espesor considerable de formación de modo que las trampas se forman en todas las rocas del yacimiento.

Las trampas de falla dependerán de la eficiencia del área en la cara de la falla, el sello puede ser el resultado de la de diferentes tipos de formaciones, una trampa sencilla puede ocurrir cuando los contornos estructurales proporcionan cierre contra una sola falla. Las acumulaciones de trampa de falla tienden a ser alargadas y paralelas a la tendencia de falla generalmente en los sedimentos deltaicos. Las trampas estratigráficas son el resultado de cambios laterales que impiden la migración continua de hidrocarburos en un yacimiento, relacionado generalmente con su ambiente de depositación o con cambios posteriores. Un tipo de trampa estratigráfica común es la trampa lenticular, generalmente comunes en los carbonatos arrecifales.

No asociado discordancias

con

Deposicional Diagenética

Asociado con discordancias

Suprainconformidad Sub-discordancia

Acuñamientos Canales Bares Arrecifes Transición de permeabilidad De vuelta Huella de valle Canal Truncamiento

la

porosidad

y/o

Mecanismos de Empuje Natural: Para que un reservorio sea productivo deberá tener alguna forma de mecanismo de empuje natural para forzar a los hidrocarburos subir a superficie, los tipos de empuje son: El empuje de gas puede ser como una capa de gas o en solución, dependiendo de las presiones insitu; entonces cuando la presión descienda el gas saldrá en solución y mantendrá el impulso natural del reservorio; este impulso puede continuar durante largos periodos con leves cambios de presión recuperando hasta un 50%.

El empuje de agua es debida a la expansión del agua que se encuentra comprimida, mantendrá un impulso más estable y duradero que el empuje por gas, pudiendo recuperar hasta un 70% de los fluidos de reservorio. Generalmente no se encuentra un solo tipo de empuje dentro del reservorio, por lo que se emplean los diferentes mecanismos para producir. Mapas: Los mapas geológicos se utilizan para encontrar el depósito y determinar donde perforar el pozo, mientras que los mapas de reservorio se utilizan para determinar los detalles de esa formación específica. Los mapas isócronos son mapas de contorno derivados del análisis sísmico de secciones transversales, dan cobertura tridimensional pudiendo mostrar las profundidades. Los mapas de profundidad estructural son contornos de demostración de un horizonte en particular, se construyen para horizontes específicos que muestran una vista de planta. Debido a que muchas trampas están asociadas con defectos es necesario:   

Construcción de mapas de superficie de falla para todas las fallas importantes. La integración de los mapas de fallas con mapas de horizontes estructurales. Asignación de múltiples horizontes a distintas profundidades.

Los mapas isópacas se producen a partir de datos sísmicos, estos mapas delinean el verdadero grosor vertical de una unidad de roca y el contorno que representan líneas de espesor entre dos planos de referencia. Estos mapas son muy útiles en la determinación de la relación estructural responsable de un tipo dado de sedimentación, los geólogos usan estos mapas en los estudios de medios ambientes de depositación de arena, estudios genéticos, cartografía derivada determinando la historia de los movimientos de fallas y el cálculo de los volúmenes de hidrocarburos.

Conclusiones.Las características petrofísicas del reservorio deben tener un estudio cuidadoso en especial el tipo de empuje natural con el que cuenta el reservorio, porque en base a estos se realizara la producción del reservorio. La composición de los fluidos de reservorio son siempre variables en sus características y sus componentes, la determinación del tipo de fluido y su composición es determinante para una buena producción. Las propiedades físicas del petróleo son de mucho interés para determinar principalmente su gravedad API y su viscosidad. Las trampas son primordiales para el sellado y la posterior acumulación de hidrocarburos dentro de reservorios, su reconocimiento es de mucha importancia porque a partir de este se detectara el lugar de interés donde se encuentra el entrampamiento de hidrocarburos. Del mecanismo de empuje natural no solo dependerá el recobro inicial de hidrocarburos, sino también su posterior tipo de recuperación mejorada. El desarrollo y la familiarización con los mapas geológicos son de gran importancia en especial para el ingeniero encargado del área geológica, a partir de su correcta lectura, se podrá encontrar el reservorio y determinar el mejor lugar donde se procederá a perforar el o los pozos; además también se podrá conocer características importantes y especificas del reservorio con los que se realizara la ingeniería de desarrollo del reservorio. Bibliografía.Baker Hughes, 1999, Procesos geológicos-Geología del Reservorio, INTEQ. Jorge Doria Medina, Geología del Petróleo-Fluidos en el Subsuelo.

Definiciones.Porosidad: La porción de una roca que se compone de roca no-vacíos. Puede ser llenado con diversos fluidos, tales como aceite. Permeabilidad: La capacidad de una roca para transmitir fluidos. El grado de permeabilidad depende del tamaño y forma de los poros, el tamaño y la forma de sus interconexiones, y el alcance de las interconexiones. Contacto: Cuando la superficie entre dos fluidos del yacimiento (típicamente, el contacto de aceite / agua) se deforma hacia arriba en un "cono" forma como resultado de la producción de líquido superior. Contacto Aceite-Agua: El contacto entre el aceite y el agua en un reservorio que representa el nivel más profundo de aceite productivo. Gas-petróleo (GOR): La cantidad de gas superficie que puede ser disuelto en un aceite tanque de almacenamiento cuando es llevado a una presión y temperatura. Condición de la saturación: Una condición en la que el petróleo y el gas están en equilibrio termodinámico. Cuando las fuerzas químicas ejercidas por cada componente en la fase de aceite es igual a la fuerza química ejercida por el mismo componente en la fase de gas. En esta condición, no habrá transferencia de masa de los componentes de una fase a la otra. Factor de contracción: Una medida de la disminución del volumen de aceite a medida que el gas sale de la solución en la superficie. Factor de recuperación: La cantidad de aceite que se puede recuperar en base a la porosidad, permeabilidad y el tipo de mecanismo de empuje. Punto de Burbuja: La temperatura y la presión a la que parte de un líquido empieza a convertir en gas. Si un cierto volumen de líquido se mantiene a una presión constante, pero la temperatura deja de aumentar, el punto en el que la burbuja de gas comienza a aparecer es el punto de burbuja. Factor Volumen de Formación: La relación de un volumen de fase (agua, aceite, gas o gas más aceite) a condiciones de reservorio, en relación con el volumen de una fase superficial (agua, aceite, gas) en condiciones estándar que resultan cuando el material de depósito es llevado a la superficie. Trampa: El lugar donde están excluidos de petróleo y gas desde el movimiento adicional de modo que el proceso de acumulación puede comenzar a ocurrir. Dado que los geólogos búsqueda de hidrocarburos en trampas potencialmente productivas, una trampa es todavía una trampa de hidrocarburos, incluso si no están presentes. Migración: El movimiento de hidrocarburos de una roca de origen a una zona de acumulación.