Módulo 8 1 ROCA GENERADORA ROCA RESERVORIO ROCA SELLO TRAMPAS EL RESERVORIO Y ELEMENTOS RELACIONADOS ROCAS MADRE ¿Existe una roca madre en la cuenca? 1. La cantidad de M.O. presente en las rocas (TOC) 2. Su calidad (Tipo de kerógeno) 3. Su madurez (reflectancia de vitrinita y pirólisis T max.) TIPO CARACTERÍSTICA Roca generadora potencial Contiene suficiente MO para generar hidrocarburos Roca generadora efectiva Idem pero existen evidencias de campo degeneración de hidrocarburos Roca generadora relíctica Roca que ha dejado de generar debido a enfriamiento termal durante alzamiento tectónico, pero aún preserva suficiente M.O. Roca generadora agotada Idem anterior pero ya no puede generar hidrocarburos debido a consumición de la M.O. o sobremaduración. ROCAS MADRE - El ambiente depositacional - Abundante producción de materia orgánica (comparar bancos rojos). Un ambiente de baja energía que permita la depositación y acumulación de la M.O. Condiciones reductoras y sepultamiento relativamente rápido que permitan la preservación de la M.O. ROCA TOC (%) Luititas (productoras) 2,2 – 2,5 % (0,9%) Calizas (productoras) 0,7 - 0,5 % (0,7-0,8%) Lutitas calcáreas 1,8-2,0% VALORES UMBRALES DE TOC PARA ROCAS PRODUCTORAS Los valores entre paréntesis indican los valores promedios de MO en las rocas correspondientes sean estas productoras o no. CALIFICACIÓN TOC LUTITAS TOC CALIZAS Pobre < 0,5% < 0,2% Escasa 0,5 – 1% 0,2 – 0,5% Buena 1,0-2,0% 0,5 – 1,0% Muy buena 2,0-5,% 1,0 – 2,0% Excelente 5% > 2%
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Módulo 8
1
ROCA GENERADORA
ROCA RESERVORIO
ROCA SELLO
TRAMPAS
EL RESERVORIO Y ELEMENTOS RELACIONADOS
ROCAS MADRE
¿Existe una roca madre en la cuenca?
1. La cantidad de M.O. presente en las rocas (TOC)
2. Su calidad (Tipo de kerógeno)
3. Su madurez (reflectancia de vitrinita y pirólisis T max.)
TIPO CARACTERÍSTICA
Roca generadora potencial Contiene suficiente MO para generar hidrocarburos
Roca generadora efectiva Idem pero existen evidencias de campo degeneración de hidrocarburos
Roca generadora relíctica Roca que ha dejado de generar debido a enfriamiento termal durante alzamiento tectónico, pero aún preserva suficiente M.O.
Roca generadora agotada Idem anterior pero ya no puede generar hidrocarburos debido a consumición de la M.O. o sobremaduración.
ROCAS MADRE
- El ambiente depositacional -
Abundante producción de materia orgánica(comparar bancos rojos).
Un ambiente de baja energía que permita la depositación y acumulación de la M.O.
Condiciones reductoras y sepultamientorelativamente rápido que permitan la preservaciónde la M.O.
ROCA TOC (%)
Luititas (productoras) 2,2 – 2,5 % (0,9%)
Calizas (productoras) 0,7 - 0,5 % (0,7-0,8%)
Lutitas calcáreas 1,8-2,0%
VALORES UMBRALES DE TOC PARA ROCAS PRODUCTORAS
Los valores entre paréntesis indican los valores promedios de MO en las rocas correspondientes sean estas productoras o no.
CALIFICACIÓN TOC LUTITAS TOC CALIZAS
Pobre < 0,5% < 0,2%
Escasa 0,5 – 1% 0,2 – 0,5%
Buena 1,0-2,0% 0,5 – 1,0%
Muy buena 2,0-5,% 1,0 – 2,0%
Excelente 5% > 2%
Oscar
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EL RESERVORIO: CARACTERÍSTICAS GENERALES, ESTRUCTURAS GEOLÓGICAS Y TIPOS DE TRAMPAS
Oscar
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Oscar
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Oscar
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Figura 352: Puntos principales a ser trata- dos en esta sección.
Oscar
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Figura 353: Roca madre, tipos y caracterís- ticas.
Oscar
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Figura 354: Factores que favorecen la preservación de la MO.
Oscar
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Figura 355: Rocas productoras y los valo- res umbrales de TOC.
Módulo 8
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CALIDAD DE LA MATERIA ORGÁNICA: EL KERÓGENO
A
B
C
D
LAS ETAPAS A Y B: LA FORMACIÓN DEL KERÓGENO
El principio de la preservación selectiva: Philp and Calvin (1976).
Productos altamente susceptibles a la biodegradación : carbohidratos (productos de biodegradación muy solubles en agua), proteínas (peptidos+aminoácidos---- CO2, agua y N).
Productos refractarios a la biodegradación : biopolímeros alifáticos (cutículas y paredes de esporas de algas, algunas esporas y granos de polen).
Kerógeno (del griego “productor de cera”) es una sustancia compleja formada por largas cadenas de carbono e hidrógeno con átomos de oxígeno, nitrógeno y azufre asociados a anillos heterocíclicos. El peso molecular medio es de 3000 y su fórmula empírica aproximada es C200H300SN5O11
(Zhenglu, 1985).
El kerógeno es normalmente insoluble en solventes orgánicos, mientras que el bitumen sí.
COMPOSICIÓN DEL KERÓGENOTipo 1 (kerógeno sapropélico) derivado de esporas, algas planctónicas y algo de materia animal fuertemente degradada por acción bacteriana. Tiene alto H/C (usualmente entre 1,3 y 1,7) y poco O (O/C<0,1). Común en cuencas de agua dulce.
Tipo 2 : mezcla de algas, organismos marinos y detritos de plantas transportados. Resulta un tipo transicional entre el 1 y el 2. Tiene relatvamente alta relación H/C y baja O/C (aunque más que el Tipo 1 pues incluye cetonas y ácidos carboxílicos). Es el tipo dekerógeno más común en cuencas marinas y el más común fuente de petróleo.
Tipo 3 (kerógeno húmico): derivado de plantas terrestres (lignito, tanino, celulosa), tiene baja relación inicial H/C y alta O/C. Durante la maduración genera abundante agua y metano. La mayoría de los carbones se forman a partir de kerógeno tipo 3. Frecuentemente continental parálico.
Tipo 4 (kerógeno residual: derivado de M.O: descompuesta en forma de hidrocarburos aromáticos policíclicos. H/C < 0,5. No tiene potencial de generación de petróleo.
Oscar
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Figura 356: De la MO al kerógen.
Oscar
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Figura 357: De la MO al kerógeno (parte 2)
Oscar
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Figura 358: Estructura del kerógeno.
Oscar
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Figura 359: Tipos de kerógeno.
Módulo 8
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ROCAS MADRE
¿ Existe una roca madre en la cuenca ?
1. La cantidad de M.O. presente en las rocas (TOC)
2. Su calidad (Tipo de kerógeno)
3. Su madurez (reflectancia de vitrnita y pirólisis T max.)
TIPO CARACTERÍSTICA
Roca generadora potencial Contiene suficiente MO para generar hidrocarburos
Roca generadora efectiva Idem pero existen evidencias de campo degeneración de hidrocarburos
Roca generadora relíctica Roca que ha dejado de generar debido a enfriamiento termal durante alzamiento tectónico, pero aún preserva suficiente M.O.
Roca generadora agotada Idem anterior pero ya no puede generar hidrocarburos debido a consumición de la M.O. o sobremaduración.
La Pirólisis y el TOC
S1 Hidrocarburoslibres presentes en la muestra antes del análisis
Si S1>>S2
considerar migración o contaminación
S2 Volumen de hidrocarburos formados durante la pirólisis
Estima el potencial remanente degeneración
S3 CO2 producido durante XXX del kerógeno
Más importante en ocas calcáreas
S4 Carbono residual de la muestra
C residual con poco o ningúnpotencial de generación de hidrocarburos.
TOC = [0.082(S1 + S2) + S4]/10 derivado de la pirólisis no de LECO
OTROS MÉTODOS PARA EVALUAR LAS CARÁCTERISTICAS DE LA MATERIA ORGÁNICA
ESTUDIO DEL KERÓGEO INDICE DE HIDRÓGENO (HI) INDICE DE OXÍGENO (OI) PALINOFACIES Tmax INDICE DE MADURACIÓN TÉRMICA (TAI) REFLECTANCIA DE LA VITRINITA INDICE DE PRODUCCIÓN (PI)
MIGRACIÓN DEL PETRÓLEO
Primaria: Expulsión del fluido de la roca madre
Secundaria: Migración de la fuente a un reservorio siguiendo un patrón simple o complejo. Incluye también la migración dentro del reservorio.
Terciaria: Migración desde el reservorio o la roca madre a la superficie (también dismigración)
Remigración: Migración desde una posición dentro de un reservorio a otra o bien a otro reservorio.
ATENCIÓN hay una marcada diferencia entre terciaria y remigración.
¿Porqué se produce la migración?
¿Cómo se produce la migración?
Oscar
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Figura 360: La madurez de la MO
Oscar
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Figura 361: La pirólisis y el TOC.
Oscar
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Figura 362: Otros métodos para evaluar la madurez y calidad de la MO.
Oscar
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Oscar
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Figura 363: terminología en la migración de petróleo.
Módulo 8
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Remigración
¿Por qué se produce la migración?
Por un gradiente de presión inducido por la compactación ++
Por gradientes de presión inducidos por reacciones diagenéticas+
Por expansión debido a cambios de fase+
Por gradientes químicos –
Expansión termal
¿Cómo se produce la migración ?
Las condiciones de migración primaria son un poco diferentes a las de migración secundarias
FACTORES QUE DETERMINAN LOS GRADIENTES EN LA MIGRACIÓN
1. Compactación de las pelitas: Las pelitas pueden tener valores de porosidad depositacional (fluido poral) de hasta un 70% . Si bien el fluido poral asciende con respecto a su posición original, desciende con respecto a la superficie depositacional.
2. Deshidratación de arcillas expandibles: Ciertas arcillas como por ejemplo montmorillenita, bentonitas etc. durante la diagénesis liberan agua a los poros aumentando la presión poral. Otras reacciones diagenéticas también liberan agua.
3. Expansión debido a cambio de fase: Pasamos de kerógeno a petróleo y a gas aumentando la entropía del sistema. Además, disminuye el peso molecular de los HCs, con lo que la movilidad es mayor, y puede incluso aumentar tanto la presión intersticial que cause abundante microfracturación para liberar la presión de los poros.
4. Gradientes químicos: Se produce difusión controlada por concentraciones de hidrocarburos disueltos en el agua (delimitada importancia).
5. Expansión termal: Una fuente de calor externa o un gradiente geotérmico anómalo favorecen la migración del petróleo y el gas.
Oscar
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Figura 364: Ejemplos en la terminología de la migración de petróleo.
Oscar
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Figura 365: Origen de la migración.
Oscar
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Figura 366: Origen de los gradientes de migración
Oscar
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Figura 367: Rango de Tº para la generación de hidrocarburos y pérdida de porosidad estimada.
Módulo 8
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SITUACIÓN PROCESO
A- EL PETRÓLEO ES ASISTIDO EN SU MIGRACIÓN POR AGUA
- FlotaciónS+
- Solución de petróleo o gas en agua *-
- Solución de moléculas * orgánicas aún no totalmentetransformadas en petróleo en agua *.
- Formación de micelas en el agua *-
- Emulsión de petróleo *-
B- EL PETRÓLEO MIGRA EN FORMA SEPARADA
- Como una fase separada*+
- Solución de gas en petróleo (o viceversa)*
- Cambio de faseS
¿Cómo se produce la migración ?
Ref: * Principalmete primaria, S secundaria, + más eficiente – menos eficiente
MECANISMOS DE MIGRACIÓN PRIMARIA
El paso del petróleo desde la roca madre hasta la roca almacén se conoce como migración primaria
1. Difusión como una fase continua: el HC se mueve aprovechando fracturas y contactos entre formaciones rocosas como una fase independiente, dentro de una water-wet matriz.
2. Movimiento en disolución: parte del petróleo es soluble en agua y por lo tanto podría viajar en disolución con ésta. El problema es que en zonas someras la solubilidad es muy baja y en zonas profundas el tamaño del poro se reduce tanto que dificultaría los procesos de solubilidad.
3. Formación de burbujas de HCs: estas burbujas viajarían en inmiscibilidad líquida con el agua.
4. Formación de coloides y micelas de HCs: se produce una orientación de las moléculas de los HCs de tal modo que la parte hidrofóbica quede protegida por la parte hidrofílica.
MECANISMOS DE LA MIGRACIÓN SECUNDARIA
1. Flotación: El petróleo flota sobre la columna de agua y asciende debido al gradiente de presión (la fuerza de flotación es función de las diferencias de densidades agua-petróleo y al alto de la columna de hidrocarburos). Cuando alcanza una zona de baja permeabilidad inclinada se desplaza en forma inclinada con una fuerza de flotación proporcional al ángulo de ascenso.
2.Cambio de fase por variación de T: Al aumentar T aumenta la fuerza de flotación del hidrocarburo porque su densidad decrece más rápidamente que la del agua. Si la T es suficientemente alta el hidrocarburo puede pasar a fase gaseosa.
3. Cambio de fase por variación de P: Un aumento en P decrece la fuerza de flotación porque la densidad del hidrocarburo se incrementa más rápidamente que la del agua. S la variación en P es suficientemente importante la fase de hidrocarburo gaseoso puede pasar a líquida.
4. Gradientes hidrodinámicos: Se combina con la flotación de hidrocarburos y controla los patrones de disposición de éstos.
F=h.g(dw-dp)
F: fuerza de flotaciónh: alto columna petróleoG: ac. GravedadDw: densidad agua sub.Dp: densidad petróleo sub
Oscar
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Figura 368: Modelos de migración de petróleo.
Oscar
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Figura 369: Mecanismos de la migración primaria.
Oscar
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Figura 370: Mecanismos de la migración secundaria.
Oscar
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Figura 371: Fuerza de flotación y migración de hidrocarburos.
Módulo 8
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Cambio de fase por variación de T y PA: Calentamiento durante la etapa de preriftB: Aumento de presión en cuenca de antepaís
A
B
FACTORES OPUESTOS A LA MIGRACIÓN PRIMARIA
1. El tamaño de los poros: pelitas < 62 mic. y el tamaño poral promedio varía entre 1 nanometro y 15 micrones (efecto tamiz).
Entonces, ¿necesitamos microfracturación?McKenzie (1987) y Gluyas (2004), pelita 2%-3% de P. y tamaño poral entre 3 y 4 micrómetros la mayoría de los componentes moleculares del petróleo pueden circular sin necesidad de microfracturación. En debate.
(Momper, 1978)
ROCA GENERADORA
ROCA RESERVORIO
ROCA SELLO
TRAMPAS
EL RESERVORIO Y ELEMENTOS RELACIONADOS
Oscar
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Figura 372: La migración de hidrocarburos y los cambios de fases.
Oscar
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Figura 373: Factores opuestos a la migra- ción primaria (parte 1).
Oscar
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Figura 374 Factores opuestos a la migra- ción primaria
Oscar
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Oscar
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Oscar
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Figura 375: La roca reservorio.
Módulo 8
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ROCAS RESERVORIO
Un reservorio es una unidad rocosa de subsuelo que contienepetróleo, gas y/o agua en proporciones variables.
Los fluidos arriba señalados se alojan en los espacios poralesde la roca generados tanto por porosidad primaria comosecundaria (tipos de porosidad !!!).
Los espacios porales se encuentran interconectadospermitiendo que el fluido se mueva a través del reservorio(gargantas porales !!!).
La red poral del reservorio forma patrones característicos(porofacies !!!) cuya caracterización e interpretación puedeser de gran valor tanto desde el punto de vista ingenierilcomo geológico.
ROCAS RESERVORIO
Deben tener alta P para permitir el almacenamiento y alta K para hacer posible el movimiento de los fluidos.
a. Rocas muy bien seleccionadas granulométricamente que muestran alta porosidad primaria remanente.
b. Rocas que han sufrido procesos diagenéticos a resultado de los cuales se ha producido importante desarrollo de porosidad secundaria.
c. Rocas naturalmente fracturadas.
Para a: Areniscas eólicas poco o parcialmente cementadas, barras costeras, depósitos de point bar.
Para b: areniscas que han sufrido parcial o total disolución de clastos inestables p.e. fragmentos liticos, o del cemento o de a matriz.
RESERVORIOS Y SOBREPRESIÓN DE FLUIDOS
Los fluidos alojados en los poros del reservorio estan sujetos a una cierta presión llamada “presión de reservorio” o “presión de formación”.
La presión de formación en condiciones “normales” próxima al contacto petóleo-agua se aproxima a la presión hidrostática de una columna de agua salada a la profundidad considerada.
Algunos valores: 1. agua marina salinidad 55,000 ppm, gradiente de presión aproximado 0.446 psi/ft (0,51pwsi/ft), 2. El gradiente de presión hidrostática del agua dulce es de 0.433 psi/ft aproximadamente.
RESERVORIOS Y SOBREPRESIÓN DE FLUIDOS
Como hemos visto en muchos reservorios existe una transferenciade la presión litostática a la hidrostática y entonces el yacimientomuestra condiciones de sobrepresión, “cualquier presión queexceda la presión hidrostática de una columna de agua salina a unaprofundidad dada”.
Gradientes de presión de fluidos en reservorios con efectos de sobrepresión pueden ser de hasta 1 psi/ft, valor que coincide con el gradiente de presión listostática.
La explotación de yacimientos en reservorios con sobrepresiónconducen casi invariablemente a la compactación del reservorio(aumento en la subcidencia).
Oscar
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Figura 376: Aspectos básicos de las rocas reservorio.
Oscar
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Oscar
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Figura 377 : características de las rocas reservorio
Oscar
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Figurar 378: El reservorio y la sobrepresión de fluidos.
Oscar
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Figura 379: El reservorio y la sobrepresión de fluidos (parte dos)
Módulo 8
8
RESERVORIOS Y SOBREPRESIÓN DE FLUIDOS
Underpressure: es el fenómeno opuesto a la sobrepresión (muchas veces vinculado a la extracciónde hidrocarburos). Algunos autores la conciben comola fase final de reservorios que experimentaronsobrepresión. En sistemas naturales relacionado a cuencas con reservorios de gas que han sido ascendidasy consecuentemente la temperatura fue reducida.
ORIGEN DE LA SOBREPRESIÓN DE FLUIDOS EN RESERVORIOS
• 1 Vinculados a esfuerzos
• 1.1. Desequilibrio compactacional (estress por carga vertical)
• 1.2. Esfuerzos tectónicos (estress por compresiones laterales).
Sv = E. d. g (Sv presión litostática, E espesor de roca, d densidad. g gravedad)
Si parte de la presión de confinamiento es soportada por el fluido (P presión poral),
entonces la presión efectiva (Pe) sobre los contactos entre clastos es:
Pe = Sv – P
Si el sepultamiento es lento el equilibrio entre la Sv y la reducción del espacio poral puede ser mantenida. Si el sepultamiento es rápido se produce el “desequilibriocompactacional” llevando al desarrollo de porosidades anormalmente altas o fábricas anormalmente abiertas.
ORIGEN DE LA SOBREPRESIÓN DE FLUIDOS EN RESERVORIOS
• 2. Por incremento en el volumen del fluido
• 2.1. Incremento en la T (aquatermal)
• 2.2. Liberación de fluidos (agua) debido a transformacionesdiagenéticas).
• 2.3. Generación de hidrocarburos
• 2.4. Cracking de petróleo y gas.2.1. Baker (1972) incremento de 54º a 93º (recipiente sellado) la presión se incrementa en 8000 psi (incremento de volmen de sólo 1,65%). A 1000 m. originasobrepresión. Sin embargo si T aumenta, se incrementa la viscosidad, se reduce y por lo tanto mayor eliminación de fluido hacia arriba.
2.2. P.e. deshidratación de la esmectita (1% a 1,4% de agua liberada). Importanciasecundaria.
2.3. Creación de nuevos fluidos a partir de sustancia sólidas (petróleo, gas y CO2 !!).
2.4. P.e. generación de metano.
ORIGEN DE LA SOBREPRESIÓN DE FLUIDOS EN RESERVORIOS
• 3. Por movimientos de fluidos y flotación
• 3.1. Osmosis
• 3.2. Cabezas de presión hidráulica
• 3.3. Flotación debido a contrastes de densidad
3.1. Salmuera vs. Agua dulce, transferencia horizontal o vertical a través de capasemipermeable.
3.2. Reservorio/acuifero cubierto por roca sello con recarga en zonas altas (cuencasde antepais)
3.3 Principalmente flotación de petóleo y gas que es comprimido
(solo aplicable a reservorios, no extensión regional).
Oscar
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Figurar 380: el reservorio y la sobrepresión de fluidos (parte tres).
Oscar
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Oscar
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Oscar
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Figurar 381: origen de la sobrepresión de fluidos en los reservorios.
Oscar
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Figura 382: origen de la sobrepresión de fluidos en los reservorios (parte dos).
Oscar
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Figura 383: origen de la sobrepresión de fluidos en los reservorios (parte tres).
Módulo 8
9
MECANISMOS GENERADORES DE SUBPRESIÓN (UNDERPRESSURE)1. Baja permeabilidad en zona de recarga y alta en zonas de extracción.2. Dilatancia poral (p.e. ascenso tectónico). No se aplica a rocas intensamente
diagenizadas3. Efecto termal por enfriamiento de soluciones porales (p.e. ascenso tectónico)
COMPARTIMENTALIZACIÓN DE RESERVORIOS
La segregación, dentro de un reservorio, de acumulaciones de petróleo en compartimentos caracterizados por diferentes permeabilidades, presiones
de fluidos, saturación de petróleo, u otras condiciones específicas.
Sellos estáticos: Son capaces de atrapar columnas de petróleo porconsiderable tiempo geológico.
Sellos dinámicos: Son sellos de muy baja permeabilidad que permitenel pasaje “ínfimo” de petróleo. A escala de producción son sellosefectivos.
“Reservorios mal interpretados por estar compartimentalizados han sido comunes en la industria en los últimos 30 años y resulta claro que será de gran valor aprender de los costosos errores del pasado” de Jolley et al. 2010 («Reservoir compartmentalization: an introduction» Geologcal Society of London)
COMPARTIMENTALIZACIÓN DE RESERVORIOS2 criterios de análisis: origen
TIPO CARACTERÍSTICAS OBSERVACIONES
CompartimentalizaciónEstratigráfica
Controlada exclusivamentepor cambio de facies.
Varias escalas de compartimentalización.
CompartimentalizaciónTectónica
Resultante mayormente de fallas
A menudo variación de la profundidad del contacto agua-petróleo.
CompartimentalizaciónMixta
Tanto cambio de facies como factores tectónicos controlan este tipo de compartimentalización.
Situación intermedia a las dos anteriores. En ocasiones vinculados a diapirismo de evaporitas
COMPARTIMENTALIZACIÓN DE RESERVORIOS2 criterios de análisis: escala
“nivelesde compartimentalización”
De Al-Shaieb et al. AAPG Memoir 61 (1994) Utiliza a la sobrepresión como criterio de compartimentalización.
NIVEL EXTENSIÓN OBSERVACIONES
1 Ancho de la cuenca definiendo el MCC (megacomponent complex).
De miles a decenas de kilómetros cuadrados de extensión.
2 Se restrigen a áreas específicas y comprenden determinados horizontes
Cientos de kilómetros cuadrados.
3 Se restringe a pequeños campos petroleros.
Decenas a kilómetros cuadrados
Oscar
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Figura 384: origen de la baja presión de fluidos en los reservorios.
Oscar
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Oscar
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Figura 385: la compartimentalización en los reservorios.
Oscar
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Figura 386: la compartimentalización en los reservorios (parte dos).
Oscar
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Figura 387: la compartimentalización que los reservorios (parte tres).
Módulo 8
10
De Ainsworth (2010) Prediction of stratigraphic compartmentalization in marginal marine reservoirs. Geological Society of London.
UNIDADES DE FLUJO (Flow units)
« Es una porción mapeable de un reservorio dentro del cual las propiedades geológicas y petrofísicas que afectan el flujo de fluidos son consistentes, predecibles y diferentes de otros reservorios adyacentes» Ebanks et al. (2002) y Slatt (2007)
Dos «métodos» para su identificación y definición:
1. Análisis cualitativo de facies + cuantitativo de propiedades del reservorio
Ejemplo (de Slatt y Hopkins), 1991: 2 facies sedimentarias en abanicos submarinos (sólo teniendo en cuenta reservorios)a. Areniscas de canalb. Areniscas de lóbulos
Combinadas con las propiedades petrofísicas definen 5 unidades de flujo
Unidad de flujo
Nombre K (md) P (%) Φ medio(mm)
Φ cuellosporales
Facies
Excelente E mayor a 1000
23-34 0,18-0,30 0,01 Canales arenosos masivos
Buena G 100-1000 20-34 0,08-0,24 0,007 Canales y lóbulos arenosos masivos
PobreInterest.
Pi 0,01-1000
7-32 0,10-0,23 0,002 Interestratificadasareniscas y pelitas (canales y lóbulos)
Pobre(cemento)
Pc 0,01-1000
4-28 0,11-0,25 0,002 Canales y lóbulos arenosos muy cementados con calcita
Pobre(fino)
Pm Menor 0,01
Menor 2%
fango --- Limo y arcilla
de Slatt 2010
Oscar
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Figurar 388: ejemplo de compartimentali- zación en reservorios.
Oscar
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Figura 389: escala de la compartimentali- zación.
Oscar
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Figura al 390: las unidades de flujo, definición y caracterización.
Oscar
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Figura 391: las unidades de flujo, un ejemplo.
Oscar
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Módulo 8
11
UNIDADES DE FLUJO (Flow units)
Segundo método
Utliliza SML (Stratigraphic Modified Lorenz plot), grafica: la acumulada de la capacidad de almacenamiento vs. la acumulada de la capacidad de flujo.
Fórmulas de Maglio y Johnson, 2000)
Acumulativa de la capacidad de flujo (khcum)khcum = k1(h1-h0)+k2(h2-h1)+…+ki(hi-hi-1)/∑ki(hi-hi-1)
Acumulativa de capacidad de almacenamiento (Φhcum)Φhcum = Φ1(h1-h0)+ Φ2(h2-h1)+…+ Φi(hi-hi-1)/ ∑ Φi(hi-hi-1)
Donde K permeabilidad (md), h espesor del intervalo muestreado y Φporosidad fraccional
ROCA GENERADORA
ROCA RESERVORIO
ROCA SELLO
TRAMPAS
EL RESERVORIO Y ELEMENTOS RELACIONADOS
ROCA SELLO
Baja K (microdarcy) Ductilidad
Presión de entrada capilar de entrada >> Presión de flotación del hidrocarburo (hacia arriba)
FRECUENTESFangolitas (mudstones)
Lutitas (Shales)Evaporitas (evaporites)
Calizas micríticasMENOS FRECUENTES
DiamictitasPiroclastitas
Niveles de endurecimiento
Oscar
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Figura 392: método alternativo para la caracterización de las unidades flujo.
Oscar
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Figura 393: método alternativo para la caracterización de las unidades de flujo (parte dos).
Oscar
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Figura 394: la roca sello.
Oscar
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Figura 395: principales tipos de rocas sello.
Módulo 8
12
ROCA SELLOCausas de fugas
Efecto tectónicoSupresión de selloSistemas de fracturas sobreimpuestasSistemas de fracturas radiales
Fracturas no tectónicasTransfomación diagenética de minerales afectando al volumen de la rocaTransformación diagenética de la roca que afecta la mojabilidadAlivio por ascenso tectónico
Fracturación hidráulica: por dilatación de planos de debilidad preexistentes o por «fracturas hidráulicas»
Difusión (transporte molecular) para gas, probablemente de muy baja tasaJ= - Deff . Grad CbulkJ tasa de transporte por difusión, deff coeficiente de difusión efectiva y Cbulk concentración de la fase fluida del compuesto en difusión.
FUGA CAPILAR
Oscar
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Figura 396: la roca sello, causas de fuga.
Oscar
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Figura 397: la roca sello, causa de fuga (parte 2).