Geologia Del Petroleo Basica

GEOLOGÍA DEL PETROLEO BASICA

RICARDO MIER UMAÑA ESCUELA DE GEOLOGÍA UIS

INTRODUCCIÓN

El presente escrito constituye una revisión bibliográfica sobre los aspectos básicos de la geología del petróleo y está dirigido a estudiantes de pregrado de últimos niveles, tanto de geología como de ingeniería de petróleos. El libro trata inicialmente aspectos relacionados con el desarrollo de la industria del  petróleo y de la geología del petróleo, indicando cifras actuales de reservas y producción produ cción de  petróleo y gas a nivel mundial, latinoamericano y por países. Posteriormente Pos teriormente se mencionan las funciones del geólogo del petróleo y el marco general se una secuencia de exploración. En los siguientes capítulos se describen los factores básicos para la acumulación de hidrocarburos, explicándose posteriormente y con detalle la migración de hidrocarburos, los diferentes tipos de trampas y los estilos estructurales asociados a las mismas, los mecanismos formadores de cuencas y las principales clasificaciones utilizadas en la industria del petróleo. Debido el interés actual sobre el agua asociada al petróleo y al gas, así como la geoquímica orgánica en la generación, migración y acumulación de hidrocarburos, se elaboraron dos capítulos que cubren aspectos generales sobre estos temas. Dado el trabajo en equipo que se realiza hoy en día entre ingenieros de petróleo y geólogos, se presentan dos capítulos finales sobre las características del petróleo y el gas y su comportamiento de fases, describiendo las clasificaciones de los yacimientos y las características de los fluidos presentes. Finalmente se espera que este libro llene el vacío existente de publicaciones actualizadas en español sobre este tema y que a la vez se constituya en un texto de consulta inicial para las actividades relacionadas con estudio de la geología del petróleo.

CONTENIDO.

Página INTRODUCCIÓN 1-GENERALIDADES 1.1 Características físicas del petróleo. 1.2. Datos Básicos 1.3. Cuencas Sedimentarias

1 1 2 5

2- HISTORIA DE LA INDUSTRIA DEL PETROLEO 2.1. Generalidades 2.2. Desarrollo de la Industria Petrolera 2.3. Historia de la Geología del Petróleo 2.4. Cifras en la Industria Petrolera.

7 7 8 13 15

3- FUNCIONES DEL GEÓLOGO DE EXPLORACIÓN 3.1. Secuencia de Exploración en una Región nueva 3.2. Descripción Geológica para un estudio de Yacimiento.

28 28 32

4- FACTORES PARA LA ACUMULACIÓN DE HIDROCARBUROS. 4.1. Maduración del Hidrocarburo. 4.2. Descripción de los Factores Críticos 4.2.1. Roca Madre 4.2.2 Migración 4.2.3 Rocas Reservorio 4.2.4 Trampas 4.2.5 Sellos 4.2.6 Cuencas Sedimentarias

36 38 41 41 42 45 46 48 49

5- MIGRACIÓN DE HIDROCARBUROS 5.1. Migración del Petróleo 5.2. Migración Primaria y Secundaria 5.3. Causas del Movimiento del Petróleo 5.4. Carácter del Movimiento 5.5. Movimiento del agua Desplazada 5.6. Dirección de la Migración 5.7. Distancia y Epoca de la Migración 5.8. Cambios en el Petróleo durante la Migración

51 51 52 53 56 56 57 58 59

6- TRAMPAS. 6.1. Elementos de la Trampa 6.2. Roca Sello

60 60 63

6.2.1 Tipos de Roca Sello 6.3. Búsqueda y Detección de Trampas 6.4. Clasificación de Trampas.

63 64 65

7- ESTILOS ESTRUCTURALES ASOCIADOS A TRAMPAS DE HIDROCARBUROS. 7.1. Modelo de Fallas de Cizallamiento 7.2. Modelo de Bloques Fallados Compresivos 7.3. Modelo de Bloques Fallados Extensivos 7.4. Basamento, Arcos Irregulares, Domos y Hundimientos 7.5. Pliegues de Cabalgamiento 7.6. Modelo de Fallas Normales de Crecimiento 7.7. Estructuras Salinas y Diapiros de Shale

81 82 86 86 87 88 89 90

8- CUENCAS. 8.1. Generalidades 8.2. Mecanismos Formadores de Cuencas 8.3. Clasificación de cuencas Sedimentarias 8.4. Tipos de Cuencas Petrolíferas, Clasificación de Klemme, 1980. 8.5. Clasificación Global de Cuencas Sedimentarias, Kingston, 1983ª

91 91 94 101 102 113

9- AGUA ASOCIADA A PETROLEO Y GAS. 9.1 Análisis Químicos de las Aguas en Campos Petrolíferos 9.2. Composición Química de las Aguas de Campos Petrolíferos 9.3. Clasificación Genética 9.4. Clasificaciones Químicas 9.5. Composición Química del Agua Connata 9.6. Composición Química del Agua Meteórica 9.7. Agua para Inyección en empuje con agua y recobro mejorado

120 120 121 124 125 129 130 133

10- ORIGEN DE LOS HIDROCARBUROS. 10.1. Diagénesis de la Materia Orgánica 10.2. Hidrocarburos y tipo de Kerógeno 10.3. Cambios Químicos con la Maduración del Kerógeno 10.4. Profundidad, Temperatura y Tiempo 10.5. Técnicas de Análisis Geoquímicos de la Materia Orgánica

135 136 138 139 139 144

11- PETROLEO Y GAS. 11.1. Petróleo 11.2. Gas

149 149 159

12- COMPORTAMIENTO DE FASES DEL PETROLEO Y EL GAS 12.1. Generalidades 12.2. Clasificación de Yacimientos 12.3. Los Cinco Fluidos del Yacimiento

160 160 164 168

12.4. Clasificación con base en los Mecanismos de Producción. 12.5. Características de los diferentes Mecanismos de Producción BIBLIOGRAFÍA.

170 172

 

Generalidades

1. GENERALIDADES GENERALIDADES La palabra petróleo, se emplea para designar cada uno de los compuestos químicos líquidos resultantes de la combinación del carbono con el hidrógeno. En la industria la palabra hidrocarburo abarca los compuestos en estado gaseoso, líquido, semisólido y sólido. (Lagoven, 1990) El alto poder calorífico calorífico de los carburantes se debe al Hidrógeno, cuyo poder calorífico es de 28.886 Kilocalorías / Kilo ( 52.000 BTU / Libra). El Carbono tiene 8.055 Kilocalorías / Kilo (14.000 BTU / Libra); como ejemplo, la gasolina tiene 10.555 Kilocalorías / Kilo (19.000 BTU / Libra). Aparte de los elementos radiactivos, estos dos elementos mencionados tienen mas poder calorífico individual de combustión directa que el resto de los elementos. Pero si se quisiera utilizar el hidrógeno solo como carburante, el tanque para depositar el equivalente de 1 litro de gasolina sería casi la tercera parte del carro y aunque puede ser comprimido, se necesitaría un tanque muy fuerte, de 275 Kilos de acero / Kilo de hidrógeno. Si se quisiera usar el carbono solo como combustible, el problema sería que es sólido y no puede ser vaporizado sino a temperaturas mayores de 3.482 ° C

1.1. CARACTERISTICAS FISICAS DEL PETROLEO Color: por transmisión de luz puede ser, amarillo pálido, rojo, marrón, negro, por reflexión de la luz puede ser; verde, amarillo con tonos azules, rojo, marrón, negro. Los crudos pesados y extrapesados casi todos son negros

Olor: tienen el olor aromático de la gasolina, kerosene y otros derivados. Si contiene azufre, tendrá un olor fuerte, si contiene H2S, produce vapores irritantes y tóxicos. También se clasifican en dulces y agrios.

1

 

Generalidades

Densidad: Los hidrocarburos livianos y medianos pesan menos que el agua, los pesados pesan mas que el agua. La densidad varía de 0.71 a 1.1 lo cual equivale a 57.2 ° API hasta 3 °API.

La ecuación general para Grados API es:

°

 API  =

141.5

gravedades pecífica − 131.5

Un crudo con 10°API tiene la misma gravedad específica del agua.

Los crudos se clasifican por el rango de °API así. Extrapesados y pesados 0.0 - 21.9 °API Medianos Livianos

22 - 29.9 °API 30 y más

 Índice de Refracción: medido en un refractómetro varía de 1.39 – 1.49 Punto de Ebullición: desde 0 ° - 300 ° C o más Punto de Congelación: desde 15.5 ° hasta - 45 ° C Punto de Deflagración  (explosión): la primera chispa o flash point, desde -12 ° hasta 155 °C

Poder Calorífico: entre 8.500 – 11.350 calorías/ gramo o 15.350 – 22.000 BTU / libra Viscosidad: puede ser relativa, cinemática y

universal saybolt, su valor es importante en producción, transporte, refinación y petroquímica.

2

 

Generalidades

1.2. DATOS BASICOS Aunque la geología no es una ciencia exacta y por esta razón los geólogos no están acostumbrados a manejar cifras, los geólogos del petróleo y gas deben familiarizarse con una serie de datos básicos tales como:

•

Unidades para cuantificar el petróleo y el gas.

Petróleo; La unidad básica = Barriles (bls) 1 barril = 42 galones americanos 1 barril = 35 galones imperiales Algunos países no lo expresan en términos de volumen sino en peso y usan la Tonelada. La relación entre barril y tonelada es variable y depende de la gravedad específica del petróleo. 1 Ton = 7.33 barriles americanos Para crudos pesados el factor de conversión es 6.8 y para crudos livianos es 7.6 o más. Algunos países latinoamericanos expresan sus reservas en M3, hoy en día se trata de que todos lo expresen de esta manera.

Gas; La cantidad de gas natural siempre se han expresado en términos de volumen así; Pies3 o cf. (cubic feet), en Norteamérica y otros países M3 En países europeos 3

 

Generalidades

Actualmente se deben expresar en M 3 Debido a que el petróleo y el gas son comúnmente producidos en la misma región, es necesario expresar cantidades de petróleo y gas en combinación, para esto se utilizan unidades de petróleo equivalente así;

Petróleo Equivalente 1 barril de petróleo ligero equivale a 6.000 – 6.500 ft 3 de gas natural 1 metro3 de petróleo ligero a 1.000 – 1.120 m3 de gas

Debido a que 1 ft3 es una unidad muy pequeña al igual que el m 3, la unidad usada es:

1 Mft3  o 1 MMft3 Donde M = 1.000 y MM = 1.000.000 1 tft3 donde t = 1 trillón

También se utiliza: K (Kilo) = 1.000 M (Mega) = 1.00E+06 G (Giga) = 1.00E+09 T (Tera) = 1.00E+12

Unidades de energía por minuto 1 Kilojoule = 1 BTU por minuto 1 m3 de petróleo ligero = 35.6 x 10 6 BTU (energía calórica) 1 barril de petróleo ligero = 5.7 x 10 6 BTU 4

 

Generalidades

1 m3 de gas natural = 31.6 x 10 3 BTU 1 M ft3 de gas natural = 0.9 x 10 6 BTU

1.3. CUENCAS SEDIMENTARIAS Hay cerca de 700 cuencas en el mundo, de las cuales China posee 200, de estas 700 cuencas la mitad han sido parcialmente exploradas y cerca de 150 han sido productivas comercialmente, esto indica que unas 350 cuencas están por explorar. (Maraven, 1991) Cerca del 95 % del petróleo que se produce actualmente se presenta en 50 cuencas, el 75 % de este petróleo ocurre en 10 de ellas y una sola contribuye con el 50 % de la producción y es la cuenca del golfo Pérsico. Las otras nueve cuencas son: Maracaibo, Ural – Volga, West Siberian, Reforma – Campeche (México). Costa del Golfo y Cuenca Pérmica de USA, Sirte (Libia), Delta del Niger y Mar del norte.

NUMERO DE CAMPOS De los varios millones de pozos que han sido perforados, se han podido descubrir cerca de 33.000 campos de petróleo y gas. Muchos de estos fueron campos pequeños que ya han sido abandonados. Cerca de 18.000 campos han producido petróleo y gas en estados Unidos continental. Mas de 3.000 en la Unión soviética y cerca de 1.000 en Canadá. En contraste hay menos de 150 campos produciendo en el Medio Este.

PRINCIPALES CAMPOS 1234-

Ghawar en Arabia Saudita Campo Costero Bolívar, Venezuela Greater Burgan, Kuwait Romashkino, Ural – Volga, Unión Soviética 5

 

56789-

Generalidades

Samotlor, Siberia Kirkut. Medio Oriente Agha Jari, Medio Oriente Abqaiq, Medio Oriente Safaniya – Khafji, Medio Oriente

CLASIFICACIÓN DE CAMPOS Según las reservas probadas expresadas en millones de barriles, los campos petroleros se clasifican en los siguientes tipos;

TIPO

RESERVAS en MM bls

Pequeño Mediano Grande Gigante Super Gigante

25 – 100 100 – 300 300 – 700 700 - 1.000 Más de 1.000

PRECIO INTERNACIONAL DEL CRUDO El precio internacional se fija de acuerdo a crudos patrones o indicadores, algunos de estos son:

Indicadores:         

Ecuador Oriente Gabon Mandji México Maya Nigeria Forcados U. K Brent U.K Forties USA Ans USA WTI USA WTS

6

 

Generalidades

Para el caso colombiano, el crudo de referencia mas utilizado es el USA WTI. Los precios promedio de venta, según Carta Petrolera N° 87, de enero a diciembre de 1999 de crudo ECOPETROL fueron: Cupiagua Orito Caño Limón Cusiana Vasconia

22.07 USS/bl 15.99 USS/bl 16.24 USS/bl 17.52 USS/bl 12.73 USS/bl

7

 

Origen

BREVE INTRODUCCIÓN SOBRE EL ORIGEN DEL PETRÓLEO. Teorías Inorgánicas. Según estas teorías, el petróleo se forma por reacciones netamente químicas, es decir, sin la interacción de agentes vegetales y/o animales. Entre estas teorías, resalta la teoría del carburo , basada en experimentos de laboratorio donde el carburo de calcio y otros elementos, en presencia de agua, producían el hidrocarburo. a.

Teoría de los carburos alcalinos de Bethalot:   depósitos petrolíferos de metales alcalinos en estado natural reaccionan con CO2   a altas temperaturas formando carburos alcalinos, estos en contacto con agua liberan acetileno que después en un proceso de polimerización y condensación, forman petróleo. No hay evidencia; ni carburos ni metales alcalinos se encuentran en la tierra en estado natural.

b.

Teoría del carburo de hierro de Mendeleev:  carburos de hierro en la tierra en contacto con agua, formaban acetileno, el cual se escapa a través de las grietas hacia rocas porosas y alli se condensa y polimeriza en petróleo. No hay evidencia; carburos de hierro no se encuentran en la tierra en estado natural, óxidos magnéticos de hierro serían un producto de esta reacción. Irregularidades magnéticas han sido observadas en las proximidades de campos petrolíferos.

c.

Teoría volcánica de Moissan:   sugiere que las explosiones volcánicas pueden ser causadas por la acción del agua sobre los hidrocarburos. Evidencia: pequeñas cantidades de petróleo observadas en lavas volcánicas cerca del Etna y en el Japón. Petróleo en áreas volcánicas de México y Java.

d.

Teoría cósmi ca de Sokolov: el petróleo se considera producto original de la combinación de carbón e hidrógeno en la masa cósmica, durante la consolidación de la tierra. Evidencia: pequeñas cantidades de hidrocarburos encontrados ocasionalmente en meteoritos.

e.

Teoría de las calizas de yeso:   reacciones entre carbonatos y sulfatos de calcio con agua a determinadas temperaturas, pueden formar (en teoría) hidrocarburos. No hay evidencia: se ha hecho imposible demostrar la reacción prácticamente en el laboratorio. 135

 

Origen

Teorías Orgánicas. Según estas teorías, el petróleo se origino por una serie de procesos complejos a partir de sustancias animales y/o vegetales. Se desconoce sin embargo, la naturaleza exacta del material original (aunque hay buenos indicios a respecto) y de los procesos biológicos, químicos, físicos y geológicos involucrados.

a.

Teoría del origen animal de Engler:   el petróleo esta formado por un proceso de putrefacción de restos animales. El nitrógeno es eliminado y las grasas residuales se convierten en petróleo por efecto de la presión y la temperatura. Evidencia: aceite de apariencia a petróleo se puede destilar de sedimentos que contienen restos de peces, muchos depósitos de petróleo asociados a sedimentos marinos contienen foraminiferos en abundancia.

b.

Teoría del origen vegetal de Hofer: es petróleo es formado debido a la descomposición de detritos vegetales bajo condiciones que evitan la oxidación y la vaporización de los productos líquidos formados. Evidencia: petróleo encontrado en asociación con diatomáceos, algas, lignitos, carbón y lutitas de origen marino, aceites semejantes al petróleo, pueden ser destilados de sus sustancias.

c. Teoría de la Hidrogenación del carbón: materiales sólidos orgánicos convertidos en hidrocarburos líquidos, por combustión de hidrogeno puro a altas presiones y temperaturas en presencia de un catalizador adecuado tal como el níquel. Evidencia: hidrogenación del carbón en el laboratorio y en plantas comerciales.

Teoría Animal. Se asienta que el petróleo proviene de la descomposición de animales marinos tales como peces ostras, moluscos, corales y otros de forma microscópica, pues en la actualidad las costas y bahías están repletas de este tipo de organismos que cuando mueren y se entierran en los sedimentos marinos proveen material para 136

 

Origen

formar el petróleo. Esta observación se comprueba por la gran cantidad de fósiles que se encuentran en los sedimentos y formaciones antiguas.

Teoría Vegetal. Bajo esta clasificación aparecen varias fuentes que se indican como contribuyentes a la formación del petróleo:

a. Algas y otras plantas marinas:  la gran abundancia de estas en las costas, mares y océanos representan suficiente material para formar petróleo.

b. Plantas terrestres:   partiendo de la formación de carbón, se ha concebido que estas plantas encontradas en abundancia en bahías cerradas, lagunas y pantanos, tienen todos los componentes necesarios para transformarse en petróleo bajo condiciones adecuadas de posición y enterramiento de sus restos y a determinadas condiciones de presión y temperatura.

c. Plantas diatómicas:   son algas unicelulares que viven en el mar, en agua dulce o en tierra húmeda en cantidades asombrosas. Su presencia en estratos lutíticos bituminosos sugieren que estos organismos microscópicos han dado origen a la formación del petróleo.

d. Teoría del carbón:  en experimentos de laboratorio se ha observado que por destilación de varios tipos de carbón lignitico y bituminoso se obtienen hidrocarburos equivalentes a los componentes del petróleo.

Criterios que soport an las teorías de origen orgánico. 

Actividad óptica del petróleo debido a la presencia de derivados animales y vegetales.



Contenido de sustancias nitrogenadas muy semejantes a las encontradas en animales y plantas.



Contenido de parafinas y clorofila en la gran mayoría de los petróleos.



Grandes contenidos de sustancias orgánicas que se encuentran en los sedimentos. Así: carbono y nitrógeno que predominan en restos de animales y la producción de carbono e hidrógenos en diferentes procesos naturales de plantas y animales. 137

 

Origen

10. ORIGEN DE LOS HIDROCARBUROS

En el siglo XIX, se creía que el petróleo tenía un origen magmático y que migraba a lo largo de fallas. Hoy en día las evidencias indican que el petróleo es de origen orgánico. El proceso se inicia con la fotosíntesis así; Plantas = 6CO2 + 12 H2O = Luz = C6 H12 O6 + 6 H2O + 6 CO2 La glucosa, C6 H12 O6, es la materia prima para la síntesis de polisacáridos mas complejos y otros compuestos orgánicos. A su vez la fotosíntesis es una parte del complejo ciclo del carbono, el cual se muestra en la siguiente figura.

138

 

Origen

Figura. 10-1. Ciclo del Carbono. Tomado de Curso, Maraven. 1991. La materia orgánica se acumula en ambientes de aguas tranquila, o sea en ambientes de baja energía, en rocas de grano fino tipo lutitas (shales) y lodos. Estos ambientes son océanos, lagos o pantanos principalmente. (Maraen, 1991) Toda la materia orgánica del océano se forma originalmente a través de la fotosíntesis y su principal producto es el fitoplancton ( plantas microscópicas). El segundo factor importante es la tasa de aporte de nutrientes para la zona fótica, especialmente fosfatos y nitratos.

Se requiere una alta productividad y una alta preservación, la cual ocurre en las siguientes situaciones: -

Tasa de depositación rápida.

-

Cuerpos de agua pobres en oxigeno con fondos anóxicos. La acción de las bacterias ocurre entre los 30 – 60 cms superiores del sedimento.

-

También se favorece por la estratificación por densidad de las aguas; como el caso del agua de río entrando a un lago, laguna o mar, donde el agua menos densa y fresca flota sobre el agua del mar, lo cual hace que el oxigeno no pueda circular a capas superiores.

10-1 Diagénesis de la Materia Orgánica. Hay tres estados importantes en el enterramiento y evolución de la materia orgánica a hidrocarburos : Diagénesis, Catagénesis y Metagénesis. La diagénesis se inicia tan pronto el sedimento es enterrado y se considera que incluye todos los cambios hasta la generación de hidrocarburos. Los lodos recién depositados son inconsolidados y pueden contener mas del 80 % de agua en sus poros, perdiendo gran parte de su porosidad a partir de los 500 metros de profundidad y cualquier contenido de materia orgánica dentro de estas lutitas es sometida a cambios complejos. El punto de inicio de estos cambios son los cuatro grupos principales de compuestos orgánicos o biopolímeros, que son sintetizados por plantas y animales: 139

 

Origen

-

Carbohidratos = en plantas y animales

-

Proteínas = principalmente en animales

-

Lignina = cadenas de carbonos aromáticos, que ocurren en plantas superiores.

-

Lípidos = ocurren en plantas y animales.

Durante la diagénesis temprana, los biopolímeros complejos son rotos y transformados en moléculas pequeñas llamadas geomonómeros. El mas activo de los geomonómeros reaccionará espontáneamente con cada uno de los otros y polimeriza produciendo geopolímeros, que son complejos estables o sea resistentes a la biodegradaión. El producto final de la diagénesis de la materia orgánica es el Kerógeno; que se define como la materia orgánica en las rocas sedimentarias que es insoluble en solventes orgánicos. Al microscopio el kerógeno se presenta como fragmentos orgánicos diseminados. Parte de este material es estructurado, por lo cual pueden ser reconocidos como fragmentos de tejidos de plantas, esporas, algas, etc. Estos fragmentos derivados de plantas pueden ser agrupados en unidades biológicas denominadas macerales. Hay tres grupos de macerales importantes; vitrinitas, exinitas e inertinitas, que presentan las siguientes características: -

Vitrinitas = generalmente es dominante, siendo el principal componente del carbón. Se deriva de tejidos leñosos de plantas terrestres superiores, puede encontrarse en ambientes marinos y no marinos.

-

Exinita = en su mayoría se derivan de algas, esporas y polen. Su presencia indica ambientes marinos someros o lacustres.

-

Inertitnita = proviene de varias fuentes oxidadas antes de ser depositadas y recicladas. 140

 

Origen

-

Otros = existen compuestos amorfos como la Amorfinita y aunque no son verdaderos macerales, pueden madurar y generar petróleo a temperaturas mas bajas que otros macerales.

10-2. Hidrocarburos y tipo de Kerogeno. Los tipos de macerales y partículas amorfas presentes en el kerógeno, afectan su capacidad para generar hidrocarburos y determinan el tipo de petróleo generado de acuerdo al siguiente gráfico, ver figura 10-2.

Figura 10-2. Tipos de petróleos generados de kerógeno, basados en análisis de luz reflejada. Tomado de Maraven, 1991.

Los kerógenos precursores del petróleo pueden dividirse en los siguientes grupos:

-

Kerógeno tipo I o Kerógeno algal. Genera hidrocarburos saturados.

-

Kerógeno tipo II o kerógeno mixto. Genera petróleos nafténicos y aromáticos y mas gas que el tipo I.

-

Kerógeno tipo III. Genera principalmente gas seco y algunos petróleos parafínicos, derivados de los amorfos y de la exinita presentes. 141

 

Origen

-

Kerógeno tipo IV. Prácticamente no genera hidrocarburos y es muy raro.

10-3. Cambios Químicos con la Maduración del Kerógeno. En la diagénesis cada tipo de kerógeno tiene su propia química. Esta variabilidad química de los tipos de kerógenos inmaduros y los cambios que ocurren hasta generar petróleo, se pueden presentar como gráficos de relación H / C vs O / C, conocido como el diagrama de Van Krevelen. Ver figura 10-3.

Figura 10-3. Diagrama de Van Krevelen. Tomado de F.K. North, 1990 Si estos kerógenos son calentados, pueden alcanzar el segundo estado en la evolución de la materia orgánica o catagénesis; que es la etapa en que el petróleo y el gas son generados del kerógeno. Ver figur 10-4. En la etapa de la metagénesis, la generación de petróleo y gas termina, aunque una considerable cantidad de gas metano puede generarse por alteración termal del crudo previamente generado. El kerógeno residual de este estado llega a formar carbón puro o grafito.

142

 

Origen

10-4. Profundidad, Temperatura y Tiempo en la formación de los hidrocarburos. Las profundidades a las cuales se inicia la generación de hidrocarburos dependen de: -

Gradiente geotermal local. Tipo de Kerógeno Historia de soterramiento

Figura 10-4. Principales etapas de evolución del kerógeno y los productos generados. Tomado de F.K. North, 1990

A una profundidad promedio de 1 – 2 Km, tal como se observa en la figura 10-5, se inicia la diagénesis hasta una profundidad máxima de 2 – 3 Km, donde se encuentra la llamada ventana de generación de petróleo. La catagénesis tardía se inicia a profundidades entre 3 – 3.5 Km y corresponde a la zona de generación de gas húmedo y seco. La metagénesis se inicia a profundidades mayores de 4 Km, allí la roca madre está sobre madura o sobre cocinada y solo es posible que genere metano a partir de hidrocarburos previamente formados. Waples,1981. La relación con la temperatura de generación, se puede apreciar en el mismo gráfico, en el cual se plantea una temperatura hasta de 60 °C para la etapa de diagénesis o zona inmadura, entre 60 – 175 ° C para la ventana de generación de 143

 

Origen

petróleo y una temperatura entre 175 – 225 ° C para la formación de gas húmedo, las cuales corresponden a la etapa de catagénesis y de 225 – 315 ° C para la etapa de metagénesis o zona de generación de gas seco. Ver figura 10-5.

Figura10-5 Generación de Petróleo vs Temperatura. Tomado de Maraven, 1991.

Con respecto al tiempo, en la figura 10-6, se muestran las temperaturas de formación actuales graficadas contra la edad de diversas rocas madres, indicando que en rocas antiguas la temperatura es menor.

144

 

Origen

Figura 10-6. Gráfico de Temperatura vs Tiempo de generación de gas y petróleo. Tomado de Maraven, 1991 En la figura 10-7, se compara la profundidad y la temperatura de inicio de la ventana de generación de petróleo para rocas madres de diferentes edades, indicando que esta temperatura es mayor a medida que la roca es mas joven.

Figura 10-7 Profundidad y temperatura al inicio de la zona de formación de petróleo. Tomado de Maraven, 1991

De la anterior información de pueden establecer los siguientes aspectos de interés. -

El tiempo puede compensar a la temperatura y viceversa.

145

 

Origen

-

El efecto de la temperatura es exponencial, mientras que el tiempo es lineal, de aquí que la temperatura sea mas importante en la maduración.

-

Las rocas madres del paleozoico que nunca han sido calentadas por encima de 50 ° c, no generaran petróleo sin importar el tiempo.

-

En rocas madres jóvenes el tiempo es insignificante, cuando se presentan gradientes geotermales altos.

-

La roca madre puede permanecer a profundidades muy someras a temperaturas bajas por un largo período, antes de ser enterradas a suficiente profundidad para generar hidrocarburos.

Existen gráficos que relacionan la temperatura vs la refractancia de la vitrinita, para conocer el estado de generación. Esto se puede observar en la figura 10-8.

Figura10-8. Gráfico de Temperatura vs Refractancia de Vitrinita. Tomado de Maraven, 1991. Debido a que es importante determinar en un área cuando la materia orgánica ha sido calentada lo suficiente para producir hidrocarburos, se mencionan los siguientes métodos para saberlo: El primer método consiste en utilizar los gráficos de profundidad vs generación de hidrocarburos, vistos anteriormente. 146

 

Origen

Otro método consiste en extraer las parafinas normales de sedimentos recientes, estas tienen en su mayoría números impares de átomos de carbono, siendo el C29 el mas abundante. Dado que el fraccionamiento normal rompe las cadenas largas en dos o mas cortas, si se presenta una fuerte preferencia de carbones impares en las parafinas normales extraídas de un sedimento, se presume que el kerógeno no fue calentado lo suficiente para generar hidrocarburos El método utilizado actualmente es el propuesto por Waples (1980), quien modificó el método de Lopatin (1971), tomando tanto el tiempo y la temperatura, como una cantidad para evaluar la roca fuente. Propuso el índice de maduración tiempo – temperatura, llamado TTI. La idea se basa en que el petróleo empieza a ser generado desde TTI de 15 hasta TTI de 75 y el final de la generación es de 160 TTI. Las líneas de TTI se utilizan en gráficos de enterramiento de la roca fuente, para de esta manera evaluar la época de la ventana de generación de hidrocarburos. Ver figura 10-9.

Figura 10-9 Gráfico historia de enterramiento de una roca fuente. Tomado de P. P. Dickey, 1986.

Otros métodos para saber cuando las rocas han sido calentadas demasiado son; 147

 

Origen

Se extrae el kerógeno por disolución de arcillas y sílice, con ácido fluorhídrico y el kerógeno remanente se estudia estudia químicamente o al microscopio microscopio así:

-

Químicamente: si ha sido sobrecalentado será alto en C y bajo en H

-

Microscópicamente: será negro y opaco, en lugar de color naranja.

10-5. Técnicas de análisis geoquímicos de la materia orgánica. La evaluación y la caracterización de la roca fuente, se lleva a cabo mediante análisis de parámetros de cantidad, calidad y madurez de la materia orgánica, se la siguiente manera: La cantidad de materia orgánica, se evalúa con el carbono orgánico total (TOC), que es el porcentaje en peso de carbono orgánico en una roca. La manera de interpretar su contenido se presenta en la siguiente tabla:

% de TOC

INTERPRETACION

< 0.50

POBRE

0.50 – 1.0

REGULAR

1.0 – 2.0

BUENO

2.0 – 4.0

MUY BUENO

> 4.0

EXCELENTE

Relación entre la materia orgánica extractable y su potencial generador: Materia Orgánica Extractable en ppm

Potencial Generador

< 300

POBRE 148

 

Origen

300 – 1.000 1.000 – 2.000 > 2.000

REGULAR BUENO EXCELENTE

Técnica de columna cromatográfica o análisis SARA: SARA: consiste en la separación de la materia orgánica extractable en sus fracciones de Aromáticos, Saturados, Asfaltenos y Resinas. (SARA)

Relación entre el Kerógeno y el potencial generador.

RELACION H / C

POTENCIAL GENERADOR

> 1.2

EXCELENTE GENERADOR DE ACEITE

1.2 – 1.0

BUENO – REGULAR. GEN. DE ACEITE

1.0 – 0.8

MODESTO. GENERADOR DE ACEITE

< 0.8

GENERA POCA CANTIDAD DE GAS

La determinación del grado de evolución termal de la materia orgánica, se puede evaluar de acuerdo a la temperatura máxima (Tmax), obtenida mediante análisis de Rock – Eval y de la refractancia de la vitrinita en porcentaje ( % Ro) así;

T max

INTERPRETACION

< 435 ° C

INMADURO

435 – 465 ° C > 465 ° C

GENERACION DE PETROLEO GENERACION DE GAS

149

 

Origen

% de Ro

INTERPRETACION

< 0.50

INMADURO

0.5 – 1.2

MADURO

> 1.2

SOBREMADURO

La calidad de la materia orgánica se puede evaluar mediante el índice de hidrógeno (HI), obtenido a partir de análisis de pirólisis. La manera de evaluarlo es la siguiente:

HI

INTERPRETACION

> 700 KER. TIPO I

GENERADOR DE ACEITE

300 – 600 KER. TIPO II

GENERADOR DE GAS Y ACEITE

< 300 KER. TIPO III

GENERADOR DE GAS

Finalmente como información adicional y a manera de resumen se anexan dos gráficos; una tabla de rangos de maduración, figura 10-10 y una guía de madurez termal, color de las esporas. Figura 10 – 11.

150

 

Origen

Figura 10-10. Tabla de Rangos de Maduración. Tomado de F,K. F,K. North, 1990

151

 

Origen

Figura 10-11. Guía de Madurez Madurez Termal. Tomado de F,K. North, 1990

Transformación de la Materia Orgánica en Petróleo La materia orgánica dispersa en los sedimentos tiende al equilibrio pasando de biopolímeros a geopolimeros (o kerógeno) a kerógeno) a través de fraccionamiento, destrucción parcial y reagrupamiento de los componentes elementales de las macromoléculas. Se pueden distinguir tres etapas: -Degradación bioquímica La etapa de degradación bioquímica se inicia con la acción bacteriana sobre la materia orgánica. Este proceso se realiza a tr avés de la respiración en condiciones aerobias o por fermentación o fermentación en condiciones anaerobias (sin oxígeno). -Policondensación Muchas de las moléculas presentes en los organismos muertos son muy reactivas químicamente y espontáneamente reaccionan entre si para dar otro tipo d e polímeros con estructuras al azar, estos son los geopolimeros.

152

 

Origen

-Insolubilización La última etapa en la q ue hay una mayor policondensación y reordenamiento molecular. El resultado de estas tre s etapas (degradación, policondensación e insolubilización) es un policondensado insoluble en álcalis (compuestos de pH básico), llamada húmin, con una estructura análoga al kerógeno, del que se diferencia en que una parte del húmin es hidrolizable. El kerógeno es el húmin desmineralizado.

153

Petróleo y Gas

11. PETROLEO Y GAS 11-1. PETRÓLEO.

El petróleo crudo consiste principalmente de hidrocarburos, que son compuestos orgánicos de H y C. Hay una amplia variedad de hidrocarburos de diferentes pesos moleculares y tipos de moléculas. La mayoría son líquidos a temperatura y presión del reservorio, algunos gaseosos y pueden ocurrir libres o disueltos. Además algunas moléculas grandes de alto peso molecular, que son normalmente sólidas, pueden ocurrir disueltas en el crudo o como emulsificantes en forma de coloides. Estas moléculas pesadas a menudo contienen pequeñas cantidades de N, O y S, a los que se refieren comúnmente como compuestos NSO, constituyendo un porcentaje muy bajo, excepto en los crudos pesados. (Dickey, 1986). El C y el H al estar juntos forman hidrocarburos con una gran variedad de patrones, aumentando de un carbón por molécula a varios cientos de carbones por molécula, resultando cientos de hidrocarburos diferentes que pueden ocurrir en un crudo. Se clasifican según el peso molecular y de acuerdo al tipo de molécula, de la siguiente manera:

Parafinas o Alcanos o Saturados. Es el tipo de molécula lineal mas simple, su fórmula general es: Cn H2n + 2

Fórmula - Metano

Estado

CH 4

T° de Condensación

Gas

-258.7°F

H H

C

H

H - Etano

C 2  H 6 H

Gas

H 149

- 127.5 ° F

Petróleo y Gas

H

C

C

H

H

- Propano

H

C 3  H 8

H

H

H

C

C

C H

H

H

H

- Butano normal

H

C 4  H 10

H

H

H H

C

C

C C

H

H

H H

- Pentano normal

H

H

Gas

- 43.7 ° F

Gas

+ 31.1 ° F

H

C 5  H 12

Líquido

H

H

H H

H

C

C

C C

C

H

H

H H

H

H

150

+ 96.9 ° F ( a T° normal)

Petróleo y Gas

- Hexano normal

H

C 6  H 14

Líquido

H

H

H H

H

C

C

C C

C

H

H

H H

H

+ 155.7 ° F

H C

H

H

Al metano, etano , propano y butano, se le denomina gases licuados del petróleo o GLP Nota: 32 ° F = 0 ° Centígrados

Isoparafinas Los átomos de carbono pueden estar unidos formando brazos o ramas en lugar de moléculas lineales, a esta serie se le llama isoparafinas. Se inician cuando hay 4 (cuatro) carbones, debido a que con tres no hay forma de cambiar de sitio los carbones.

Isobutano

C 4  H 10

H H

C

H C

H

11 ° F

C H

H H C H H H

2 Metil Pentano

C 6  H 14

140 ° F H H

C

H C 151

HH

H

C C

C

H

Petróleo y Gas

H H C H HH

H

H Pentano = indica 5 carbones en línea Metil = indica 1 carbón ramificado 2 = indica que el brazo o sexto carbón está en el segundo carbón

3 Metil pentano

C 6  H 14

146 ° F

H

H

H

C

C

H

H

H

H

C C

C

H

H H C H

H

H

H

2-2 Dimetil Butano

C 6  H 14

H

H

136 ° F

H H C H

H

H

C C

C

H

H H C H

H

H

C

H

2-3 Dimetil Butano

C 6  H 14

121 ° F H

H

H H C H HC H H

C 152

C C

C

H H

Petróleo y Gas

H

H H

H

Se denomina GASOLINA, a los hidrocarburos entre C 5 y C 12 . Básicamente corresponden a una mezcla de parafinas de cadena recta o sencilla y una ramificada, en estado líquido. La GASOLINA EXTRA, es sintética ya que es elaborada en la refinería y corresponde a un Isoctano llamado Normaloctano, de fórmula C 8  H 18 . Normaloctano

H

H

H

H

H

H

H

H

H

C

C

C

C

C

C

C

C

H

H

H

H

H

H

H

H

H

Dentro de los isoctanos esta el 2 – 2 – 4 Trimetilpentano, que en general es un isoctano y es posible producirlo en refinería a partir de dos isobutanos (C4H10), de la siguiente manera: Isobutano

+

Isobutano

H

H

H

H H C H

H

C

C

C

H

H

H

H

H

H H C H

H

C

C

C

H

H

H

2 – 2 – 4 Trimetilpentano H

H 153

H

Petróleo y Gas

H

H H C H

H H C H

H

C

C

C

C

H

H

H

C

H H C H

H

H

Se debe tomar en cuenta que a medida que aumenta el número de átomos de carbono, la densidad y el punto de ebullición (BP) también aumentan.

Cicloparafinas o Naftenos. Las parafinas también se pueden formar en anillos, presentando dos hidrógenos en las uniones. Su fórmula general debida a ese tipo de enlace es: Cn H2n y son cíclicos.

Se inicia con 3 carbones así;

Ciclopropano

C 3  H 6

Gas

- 27 ° F

Ciclobutano

C 4  H 8

Líquido

55 ° F

Ciclopentano

C 5  H 10

Líquido

121 ° F

154

Petróleo y Gas

Metilciclopentano

C 6  H 12

Líquido

141 ° F

Ciclohexano

C 6  H 12

Líquido

177 ° F

Metilciclohexano

C 7  H 12

Líquido

214 ° F

Aromáticos. Tienen una estructura básica que consiste de anillos de 6 carbones, en la cual cada hidrógeno está unido con otro. Además varios anillos pueden igualmente unirse. La molécula de menor peso es el Benzeno o Bensoil C6 H6.

Benzeno

C 6  H 6

176 ° F

Tolueno

C 6  H 5  CH 3

231 ° F

Ortoxileno

C 6  H 4  (CH 3 ) 2

292 ° F

155

Petróleo y Gas

Meta – Xileno

C 6  H 4  (CH 4 ) 2

282 ° F

Olefinas o Alquenos o Etilenos Son hidrocarburos de cadena abierta con enlaces dobles, de fórmula Cn H2n. También se denominan hidrocarburos no saturados, por no tener el número máximo de hidrógenos. El compuesto mas simple es el Etileno C2 H4.

Etileno

C 2  H 4 H

H C = C

H

H

Las fórmulas se construyen igual que en los homólogos del etano, introduciendo grupos metileno CH2.

Propiedades detonantes de un combustible. Estas propiedades se obtuvieron seleccionando dos hidrocarburos puros como tipos. El uno es el n – eptano, que es el de mayor topeteo en los motores de cualquier gasolina y el otro es el 2- 2- 4 trimetilpentano, que era el mejor en ese aspecto. (Maraven, 1991) 156

Petróleo y Gas

Con estos dos hidrocarburos puros, se pueden preparar mezclas de iguales características detonantes a los combustibles ordinarios. Las propiedades detonantes se describen entonces mediante el “número o índice de octanos”, o sea el porcentaje de 2 – 2 – 4 trimetilpentano, en la mezcla sintética que iguala a la gasolina en su tendencia a producir topeteo. Los petróleos son mezclas complejas de hidrocarburos que incluyen cuatro series significativas de compuestos; parafinas, naftenos, olefinas y aromáticos. Estos compuestos difieren en el contenido o riqueza del hidrocarburo, siendo mayor el de las parafinas. En los petróleos naturales predominan las dos primeras series; en los productos del Cracking en refinería, pueden encontrarse también grandes cantidades de olefinas y aromáticos, así como NSO. Una refinería separa el petróleo crudo, en líquidos de diferentes usos, utilizando su punto de ebullición (BP). La siguiente tabla muestra la composición de un crudo típico:

Tipo Molecular

% en peso

Parafina

30

Naftenos

49

Aromáticos

15

Asfaltos

6

La siguiente tabla muestra las diferentes fracciones que pueden ser separadas en la refinería del anterior crudo:

Tamaño Molecular

% en peso

Gasolina (C 4  – C 10 )

31

Kerosene (C 11  – C 12 )

10 157

Petróleo y Gas

Gas Oil (C 13  – C 20 )

15

Aceite lubricante (C 20  – C 40 )

20

Residuos (C 40 ....)

24

En promedio el aceite crudo debería tener sus tipos de moléculas divididas como aparecen en la primera tabla. Pero algunos consisten casi completamente de parafinas, con pocos lubricantes y residuos, mientras que otros consisten de altos porcentajes de naftenos y aromáticos, con altos residuos y poca gasolina. En los primeros años la única manera para distinguir y separar los tipos de hidrocarburos que ocurren en el petróleo, fue utilizando su punto de ebullición (BP). Actualmente el cromatógrafo de gases, ha sido desarrollado y con él se obtienen separaciones mucho mas exactas de los diferentes compuestos de los hidrocarburos. Los análisis de un petróleo basados en cromatografía de gases o de un espectrómetro de masas, pueden ser usados para comparar dos muestras de petróleo y saber si provienen del mismo yacimiento. Generalmente el petróleo de diferentes bloques fallados en un mismo campo muestras ligeras diferencias. La propiedad física mas importante del petróleo crudo es su gravedad específica, la cual puede ser definida como la relación entre la densidad del petróleo y la densidad del agua, ambas tomadas a las mismas presiones y temperaturas. En Estados Unidos, la gravedad específica se expresa como gravedad API y se define así;

° API = (141.5 / Grav. Esp 60/60 ) - 131.5 60/60 indica que la densidad del petróleo y del agua fueron tomadas a 60 ° F. Fuera de Estados Unidos, la gravedad específica se expresa como densidad en grs / cm3 a temperaturas de 20 ° C.

158

Petróleo y Gas

La viscosidad se expresa en Saybolt Universal Seconds (SUS) a 100 ° F. Este es un número arbitrario, determinado por el tiempo en que 60 cm3 de líquido, fluyen por gravedad, por un orificio a un recipiente especial o viscosímetro. También se expresa en centipoises, para referirse a la viscosidad absoluta. El contenido de azufre es importante, debido a que afecta los proceso de refinería, ya que puede contaminar y dañar los catalizadores y corroer las instalaciones, además baja la calidad de sus productos. Los compuestos asfálticos, son compuestos orgánicos complejos que contienen N, S y O. Tienen pesos moleculares muy altos y tienden a aglomerarse en partículas coloidales, las cuales están en suspensión en los crudos pesados y pueden llegar a constituir hasta un 40 5 del petróleo. Algunos petróleos contienen grandes cantidades de ceras en solución. Estas presentan un alto peso molecular, con formas lineales como las parafinas, se cree que se han derivado de plantas. Cuando se disminuye la temperatura, la cera cristaliza y el petróleo pierde fluidez. La temperatura a la cual ocurre esto se denomina punto de fluidez.

11-2. GAS

El petróleo crudo en profundidad generalmente contiene cierta cantidad de metano disuelto en él. Sin embargo el gas natural frecuentemente ocurre sin petróleo líquido y se denomina “Gas no Asociado”. Algunos de estos gases parecen haberse formado a profundidades someras por bacterias y pueden ser identificados por una relación entre C 12  / C 13 . Otros gases no asociados, se formaron por fraccionamiento termal del petróleo, a temperaturas no mayores de 150 ° C. En algunos campos profundos, tanto el metano como considerables cantidades de hidrocarburos livianos ocurren en forma gaseosa y se llaman reservorios de gas condensado. Estos pueden ser el producto de la maduración y la destrucción parcial del petróleo crudo. 159

Petróleo y Gas

Cuando el gas no asociado no contiene hidrocarburos condensables se denomina gas seco. Pero si se obtienen mas de 3 galones por 1.000 pies cúbicos, se llama gas húmedo. Este es removido antes de ponerlo en la línea y es vendido como LPG ( liquified petroleum gas) El gas es principalmente metano con algunas cantidades de otros gases y pequeñas cantidades de N y CO 2 , aunque cuando están en altas cantidades el gas no se puede quemar. También presenta H 2 S, el cual es altamente venenoso, pero se puede remover y vender. El gas Helio, es un constituyente raro, pero muy apreciable.

La siguiente tabla indica la composición promedio de varios gases naturales comerciales.

Sitio PanhandleAmarillo (USA) Hugoton (Kansas) Velma (Oklahoma) Turney V. (Canadá)

Metano Etano 91.3 74.3 82.41 96.2

3.2 5.8 6.34 4.1

Propan Pentano y Butano o pesados 1.7 3.5 4.91 2.5

0.9 1.5 2.16 0.7

0.56 0.6 1.18 0.13

CO2 0.1

Tabla.11-1. Composición promedio de varios gases naturales.

WIKIPEDIA DERIVADOS DE LOS HIDROCARBUROS. En las destilerías el fraccionamiento del petróleo requiere de varias etapas; la primera de ellas es la Destilación Primaria  o "Topping". El crudo se calienta a 350°C y se envía a una torre de fraccionamiento, metálica y de 50 metros de altura, en cuyo interior hay numerosos "platos de burbujeo". La temperatura dentro de la torre de fraccionamiento aumenta progresivamente desde 350°C en su base, hasta menos de 100°C en su cabeza. Debido a que funciona continuamente, se prosigue la entrada de crudo caliente mientras que de platos ubicados a convenientes alturas se extraen diversas fracciones. Estas fracciones reciben nombres genéricos y responden a características bien definidas, pero su 160

Petróleo y Gas

 proporción relativa depende de la calidad del crudo destilado, de las dimensiones de la torre de fraccionamiento y de otros detalles técnicos. De la cabeza de las torres emergen gases. Este "gas de destilería" recibe el mismo tratamiento que el de yacimiento y el gas seco se une al gas natural

Las tres fracciones líquidas más importantes son, de arriba hacia abajo, -es decir, de menor a mayor temperatura de destilación -:

1) Naftas: Estas fracciones son muy livianas (densidad= 0,75 g/ml) y de baja temperatura de destilación: menor de 175°C. Están compuestas por hidrocarburos de 5 a 12 átomos de carbono. 2) kerosenes:  Los kerosenes destilan entre 175°C y 275°C, siendo de densidad  mediana (densidad= 0,8 g/ml). Sus componentes son hidrocarburos de 12 a 18 átomos de carbono. 1

2

El queroseno , querosene  o querosén (del griego κηρός - keros, cera) es un líquido transparente (o con ligera coloración amarillenta) obtenido por destilación del  petróleo. De densidad intermedia entre la gasolina y el gasóleo o diésel, se utiliza como combustible (el RP-1) en los motores a reacción y de turbina de gas o bien se añade al gasóleo de automoción en las refinerías. Se utiliza también como disolvente y para calefacción doméstica, como dieléctrico en procesos de mecanizado por descargas eléctricas y, antiguamente, para iluminación.

3) Gas oil:  El gas oil es un líquido denso (0,9 g/ml) y aceitoso, que destila entre 275°C y 325°C. Sus hidrocarburos poseen más de 18 átomos de carbono. Queda un residuo que no destila: el Fuel oil, que se extrae de la base de la torre. Es un líquido negro y viscoso de excelente poder calórico: 10.000 cal/g. Una alternativa es utilizarlo como combustible en centrales termoeléctricas, barcos, fábricas de cemento y vidrio. La otra es someterlo a una segunda destilación fraccionada: "La destilación conservativa", o destilación al vacío. Con torres de fraccionamiento similares a las descriptas se separan nuev as fracciones que, en este caso, resultan ser "aceites lubricantes". Estos son livianos, medios o pesados según su d ensidad y temperaturas de destilación. El residuo final es el asfalto, imposible de fraccionar. Este se utiliza para  pavimentación e impermeabilización de techos y cañerías.

161

Petróleo y Gas

Destilación secundaria. (Cracking) El porcentaje promedio respecto del crudo destilado es del 10%. Para aumentarlo se emplea un tercer procedimiento: "La destilación secundaria, destilación destructiva o cracking". Las fracciones pesadas como el gas oil y el fuel oil se calientan a 500°C, a presiones del orden de 500 atm, en presencia de sustancias auxiliares: catalizadores, que intervienen en el proceso. De allí que se mencione el "cracking catalítico". En esas condiciones la molécula de los hidrocarburos con muchos átomos de carbono se rompe formando hidrocarburos mas livianos, esto es, d e menor número de átomos de carbono en su molécula. La siguiente ecuación ilustra el hecho:

C18H38 = C8H16 + C8H18 + CH4 + C La ruptura de la molécula de 18 átomos de carbono origina nuevos hidrocarburos, dos de ellos de 8 átomos de carbono cada uno, iguales a los que componen las naftas. Otro hidrocarburo formado es el Metano: CH4, quedando un residuo carbonoso: el Coque de Petróleo. Las fracciones obtenidas mediante el Cracking se envían a torres de fraccionamiento  para separar:

1) gases. 2) Naftas y eventualmente kerosene. 3) Residuos incorporables a nuevas porciones de gas oil y de fuel oil. Gracias al Cracking se eleva el rendimiento en naftas hasta el 40-50 %

DERIVADOS DEL PETROLEO

Los siguientes son los diferentes productos derivados del petróleo y su u tilización: •

 ACIDO NAFTENICO:

Sirve para repara sales metálicas tales como naftenos de calcio, cobre, zinc, plomo, cobalto, etc., que se aplican en la industria de pinturas, resinas, poliéster, detergentes, tenso activos y funguicida. •

 A.C.P.M. O DIESEL:

Combustible de uso común, utilizados en buses y camiones.

162

Petróleo y Gas

•

 AL QUILBENCENO:

Se usa en la industria de todo tipo de detergentes, para elaborar plaguicidas, ácidos sulfonicos y en la industria de curtientes. •

 AL QUITRAN AROMATICO:

Materia primaria para la elaboración de negro de humo que, a su vez, se usa en la industria de la construcción. •

 ASFAL TOS:

Se utilizan para la producción de asfaltos y como material sellante en la industria de la construcción. •

BASES LUBRICANTES:

Es la materia prima de la producción de los aceites lubricantes. •

BENCENO:

Sirve para fabricar ciclohexano. •

BENCINA INDUSTRIAL:

Se usa como materia prima para la producción de disolventes alifáticos o como combustible domestico. •

COCINOL:

Especia de gasolina para consumos d omésticos. Su producción es mínima. •

COMBUSTOLEO O FUEL OIL:

Es un combustible pesado de hornos y calderas de industria. •

CERAS PARAFINICAS:

Es la materia prima para la producción de velas y similares, ceras para pisos, fósforos, papel parafinado, vaselinas, etc. •

CICLOHEXANO:

Es la materia prima para producir cap rolactama y ácido adípico con destino al nylon. •

DISOLVENTES ALIFATICOS:

Sirve para la extracción de aceites, pinturas, pegantes y adhesivos; para la producción de thinner, gas para quemadores industriales, elaboración de tintas, formulación y fabricación de pro ductos agrícolas, de caucho, ceras y betunes, y para limpieza en general. •

GAS PROPANO O GLP:

Se utiliza como combustible domestico e industrial. •

GASOLINA DE AVIACIÓN:

Para uso en aviones co n motores de combustión interna.

163

Petróleo y Gas

•

GASOLINA DE MOTOR CORRIENTE Y EXTRA:

Para consumo en los vehículos automotores de c ombustión interna, entre otros usos.

En general se obtiene a partir de la nafta de destilación directa , que es la fracción líquida más ligera del petróleo (exceptuando los gases). La nafta también se obtiene a  partir de la conversión de fracciones pesadas del petróleo (gasoil de vacío) en unidades de proceso denominadas FCC (craqueo catalítico fluidizado) o hidrocráquer . La gasolina es una mezcla de cientos de hidrocarbonos individuales desde C4 (butanos y butenos) hasta C 11  como, por ejemplo, el metilnaftaleno.

Gasolina de Destilación Directa:  Ausencia de hidrocarburos no saturados, de moléculas complejas aromáticas- nafténicas. El contenido aromático se encuentra entre 10-20%. Deben cumplirse una serie de especificaciones req ueridas para que el motor funcione  bien y otras de tipo ambiental. La especificación más característica es el índice de octano  ( MON, "motor octane number" , RON "research octane number"  o el promedio de los anteriores), que indica la resistencia que presenta el combustible a detonar. El octanaje indica la presión y temperatura a que puede ser sometido un combustible carburado (mezclado con aire) antes de auto-detonarse al alcanzar su temperatura de autoignición debido a la ley de los gases ideales. Hay distintos tipos de gasolinas comerciales, clasificadas en función de su número de octano. La gasolina más vendida en Europa (2004) tiene un MON mínimo de 85 y un RON mínimo de 90.

•

ORTOXILENO:

Es la materia prima para la producción de anhídrido ftálico. •

POLIETILENO:

Materia prima para la industria del plástico en general. •

QUEROSENO:

Se utiliza en estufas domesticas y en equipos industriales. Es el que comúnmente se llama petróleo. •

TOLUENO:

Se usa como disolventes en la fabricación de pinturas, resinas, adhesivos, pegantes, thinner y tintas, y como materia prima del benceno. •

TURBOCOMBUSTIBLE O TURBOSINA:

164

Petróleo y Gas

Gasolina para aviones jet, también conocida como Jet-A. •

XILENOS MEZCLADOS:

Se utilizan en la industria de las pinturas, y de thinner. El azufre que sale de las refinerías sirve para la vulcanización del caucho, fabricación de algunos tipos de acero y preparación de ácido sulfúrico. El gas sirve como combustible para usos domésticos, indústriales y para la generación de energía termoeléctrica. En el área industriales es la materia prima para el sector de la petroquímica. A partir del gas natural se obtiene, por ejemplo, el polietileno, que es la materia prima de los plásticos.

165

Comportamiento de Fases

12. COMPORTAMIENTO DE FASES DEL PETROLEO Y EL GAS 12-1. Generalidades Los hidrocarburos son todos mutuamente solubles. En reservorios naturales los hidrocarburos gaseosos ligeros, pueden estar totalmente en solución en el petróleo o pueden estar en dos fases separadas. La fase gaseosa encima y la fase líquida debajo. Un hidrocarburo ligero puro, como propano C3H8 o butano C4H10, puede existir tanto como gas, como líquido o como un fluido, dependiendo de la presión y temperatura del yacimiento. Ver figura 12-1.

Figura 12-1. diagrama de Fases de un hidrocarburo ligero, según t° y P. Tomado de Curso de Ingeniería de Yacimientos. Maraven. 1991.

En la figura anterior se observa que:

160

Comportamiento de Fases

-

Para altas presiones y bajas temperaturas, el material será líquido.

-

Para bajas presiones y altas temperaturas, el material será gaseoso.

-

Para altas presiones y altas temperaturas, superiores al punto crítico, el material existirá como una sola fase, que no es exactamente líquido ni gas, será fluido.

Suponiendo que el hidrocarburo del reservorio tiene una temperatura Tr2 y una presión A’. A medida que fluye desde la arena a través del pozo, la presión disminuye, pero la temperatura en el reservorio se mantiene constante. Ver figura 12-2.

Figura 12-2. Condiciones de Yacimiento en un diagrama P vs T. Tomado de Curso de Ingeniería de Yacimientos Maraven. 1991.

Cuando la presión baja y llega al punto A, el gas empieza a aparecer en la solución y se llama el punto de ebullición para el líquido (BP). Si la temperatura se mantiene 161

Comportamiento de Fases

constante y la presión disminuye hasta el punto B, el volumen consistirá de 75 % de aceite y 25 % de gas. Si el aceite y el gas suben por la tubería del pozo, se coloca un separador (sep) en superficie, o sea en la cabeza del pozo, antes del tanque de recolección. En este caso tanto la presión como la temperatura decrecen y el material se comportará según la línea de trazos de la figura anterior, hasta el punto marcado como Sep. El aceite irá entonces al tanque de almacenamiento, donde la presión disminuirá fuertemente, lo cual causará un poco mas de gas, como se muestra en el punto Stock Tank de la figura 12-2. El gas desarrollado incluye metano, etano, propano y considerables cantidades de hidrocarburos mas pesados, los cuales son normalmente líquidos, el resultado es una considerable disminución de aceite. La cantidad en la cual el petróleo decrece en volumen desde el reservorio hasta el tanque de almacenamiento se llama “ factor volumétrico de formación”. Su rango varía de 1.0 para aceites con bajas fracciones de ligeros a 2.0 o mas para aceites con grandes cantidades de ligeros.

Algunos reservorios contienen predominantemente hidrocarburos ligeros a presiones y temperaturas tan altas o superiores al punto crítico. Ver figura 12-3. Cuando la presión del reservorio disminuye de A’ - A, el fluido entra en la curva de líquido – vapor y el gas empieza a condensarse, a este fenómeno se le llama “ condensación retrógrada. Luego continúa hasta el punto B, donde la máxima cantidad de líquido se ha condensado. Una pérdida adicional de presión genera una vaporización del líquido y finalmente todo se convierte en gas nuevamente. Generalmente los reservorios de gas, contienen considerables cantidades de hidrocarburos condensados. Ver figura 12-3a.

162

Comportamiento de Fases

Figura 12-3. Diagrama de la Condensación Retrógrada del gas. Tomado de Curso de Ingeniería de Yacimientos Maraven. 1991.

Si la presión es reducida sin variar la temperatura, el material remanente es solo gas y en su viaje a la superficie dada la reducción de la temperatura, se puede formar una cantidad considerable de líquido. También se puede dar una situación en la cual aunque exista una reducción de temperatura en el viaje a superficie, no se forma una fase líquida, la cual se denomina fase seca o gas seco. Estas situaciones se explicaran en el siguiente aparte.

163

Comportamiento de Fases

Figura 12-3a. Detalle de la condensación Retrógrada el gas. Tomado de Curso de Ingeniería de Yacimientos Maraven. 1991.

12-2. CLASIFICACIÓN DE YACIMIENTOS. La estrategia con la cual se explota un yacimiento, depende en gran parte de la naturaleza de este. De aquí que los yacimientos sean clasificados, según ingeniería de yacimientos así: De acuerdo al estado en que se encuentran los hidrocarburos dentro de él y de acuerdo a los mecanismos primarios que actúen en su producción. (Maraven, 1991).

Clasificación según el estado de los hidrocarburos. Los hidrocarburos de un yacimiento son mezclas de un gran número de componentes, que suelen estar en fase líquida y / o gaseosa, dependiendo de la presión y temperatura a la cual estén sometidos. El comportamiento de fases de 164

Comportamiento de Fases

estos hidrocarburos se representa mediante un diagrama de presión – temperatura o diagrama de fases, como el que se ilustra en la figura 12-4.

Figura 12-4 Diagrama de Presión vs Temperatura para los hidrocarburos de un yacimiento. Tomado de Curso de Ingeniería de Yacimientos Maraven. 1991.

El área encerrada por las envolventes o curvas de punto de burbuja y de puntos de rocío, es la región donde existen dos fases; líquido y gas. Las curvas dentro de esta región representan puntos con un porcentaje de líquido determinado en el volumen total del sistema. Inicialmente los hidrocarburos de un yacimiento tienen su propio diagrama de fases, que depende de su composición. 165

Comportamiento de Fases

A medida que el porcentaje de hidrocarburos mas pesados aumenta en el sistema, la curva envolvente de la región de dos fases se ubica en una posición mas baja y hacia la derecha, como se muestra en la figura 12-5.

Figura 12-5 Curvas envolventes de fase de hidrocarburos para diferentes yacimientos. . Tomado de Curso de Ingeniería de Yacimientos Maraven. 1991. La ubicación del punto crítico en esta curva envolvente es el factor que determina los tipos de hidrocarburos en el yacimiento. Los yacimientos pueden ser clasificados entonces de acuerdo a la localización de la temperatura y presión iniciales con respecto a la región de dos fases. Si en la figura 12-4, del diagrama de presión vs temperatura, consideramos un yacimiento con un fluido a una temperatura inicial de 300 ° F y una presión inicial de 3.700 lpca, representado por el punto A. Debido a que dicho punto se encuentra fuera de la región de dos fases, los hidrocarburos se hallaran inicialmente en estado de una fase o monofásico, denominado gas. Como el fluido que queda en el yacimiento durante la producción permanece a 300° F, es evidente que el fluido se mantendrá en una sola fase o estado gaseoso a medida que la presión disminuya a lo largo de la trayectoria A – A1. 166

Comportamiento de Fases

Además la composición del fluido producido por el pozo no variará a medida que el yacimiento se agota. Esto será cierto para cualquier acumulación de esta composición, donde la temperatura del yacimiento excede el punto cricondentérmico, o máxima temperatura a la cual pueden coexistir dos fases, o sea 250 °F para el ejemplo. Aunque el fluido que queda en el yacimiento permanecerá en estado monofásico, el fluido producido al pasar del fondo del pozo a los separadores en superficie, aunque de la misma composición, pueden entrar en la región de dos fases, debido a la disminución de la temperatura, como lo representa la línea A – A2. Esto explica la producción de líquido condensado o Gas Húmedo, en la superficie a partir de un gas en el yacimiento. Es lógico que si la temperatura del fluido se mantiene por encima de 250 ° F, solo existirá gas en la superficie a las temperaturas normales del ambiente y la producción se llamará de Gas Seco. No obstante la producción puede aún contener fracciones líquidas, que pueden removerse por separación a bajas temperaturas o por plantas de recuperación. Si se considera de nuevo un yacimiento con el mismo fluido de la figura 12-4, pero a una temperatura de 180 °F y presión inicial de 3.300 lpca, punto B. Aquí la temperatura del yacimiento excede la temperatura crítica y como antes el fluido se encuentra en estado monofásico o gas. A medida que la presión disminuye debido a la producción, la composición del fluido producido será la misma que la del fluido del yacimiento A y permanecerá constante hasta alcanzar la presión del punto de rocío a 2.545 lpca, punto B1. Por debajo de esta presión, se condensa líquido de la mezcla de hidrocarburos del yacimiento en forma de rocío y de allí que a este tipo de yacimiento se le denomine Yacimiento de Punto de Rocío o de Condensación Retrógrada. Debido a esta condensación la fase gaseosa contendrá menos condensables. De otra parte, como el líquido condensado se adhiere a las paredes de los poros permanecerá inmóvil. Por consiguiente el gas producido en la superficie tendrá un contenido de líquido menor, aumentando así la relación gas – petróleo de producción. Suponiendo nuevamente un yacimiento cuyos hidrocarburos tienen el mismo diagrama de P vs T , con una presión de 3.000 lpca y una temperatura de 75 ° F, representados por el punto C. En estas condiciones los hidrocarburos están en una sola fase, que en este caso sería líquido, ya que su temperatura está por debajo de la temperatura crítica. Este tipo de yacimiento recibe el nombre de Yacimiento de Punto de Burbuja o de Gas Disuelto o Black Oil,  ya que a medida que la presión disminuye se alcanzará el punto de burbuja, para el caso a 2.500 lpca o punto C1 y por debajo del cual se empieza a desarrollar gas libre en el yacimiento, aumentando 167

Comportamiento de Fases

la relación gas – petróleo de producción. A estos yacimientos se les llama también

Subsaturados. Dado que la gravedad del petróleo producido en este tipo de yacimientos varía entre crudos extrapesados ( 8 ° API) hasta muy livianos ( 40 ° API), se suelen subdividir en dos categorías; yacimientos de petróleo volátil , que son los que producen crudos livianos y yacimientos de crudos convencionales o de petróleo crudo o no volátil. Finalmente supóngase que se tiene un yacimiento cuya presión fuese de 2.000 lpca y la temperatura de 150 ° F, es decir el punto D. En este caso los hidrocarburos estarían en dos fases; una líquida contenida en una zona de petróleo y otra gaseosa en una zona superior llamada capa de gas. A estos yacimientos se les denomina Yacimientos con capa de gas o Yacimientos Saturados. Como las composiciones de las zonas de gas y de petróleo son completamente diferentes entre sí, pueden representarse separadamente por diagramas de fases individuales o con el diagrama de la mezcla. Las condiciones de la zona líquida serán las del punto de burbuja y se producirá como un yacimiento de punto de burbuja, modificado por la presencia de la capa de gas. Las condiciones de la capa de gas, serán las del punto de rocío, pudiendo ser retrógrada o no.

12-3. Los Cinco Fluidos del Reservorio.

168

Comportamiento de Fases

Hay cinco tipos de fluidos de reservorio y son llamados usualmente; Black Oil o petróleo negro, petróleo volátil, gas retrógrado, gas húmedo y gas seco. Estos cinco tipos de fluidos han sido definidos debido a que cada uno requiere de diferente tratamiento por parte de los ingenieros de reservorio o yacimientos y de los ingenieros de producción. Los ingenieros deben identificar el tipo de fluido lo mas temprano posible en la vida del yacimiento, ya que este es el factor principal en muchas de las decisiones a tomar. El método de muestreo del fluido, el tipo y tamaño del equipo de superficie, los procedimientos de cálculo para determinar el petróleo y el gas en el sitio, las técnicas de predicción de reservas de petróleo y gas, el plan de agotamiento y la selección del método de recobro mejorado, dependen del tipo de fluido en el reservorio. El tipo de fluido solamente puede ser confirmado por observación en el laboratorio, aunque una evaluación de la información de producción usualmente indica el tipo de fluido. Los parámetros básicos para hacerlo son: - La relación gas – petróleo inicial de producción. (RPG) - La gravedad del líquido en el tanque de almacenamiento. - El color del líquido en el tanque de almacenamiento.

Identificación de campo del Black Oil. Se caracteriza por tener una relación gas – petróleo inicial de 2.000 scf / STB o menos. Donde; scf = pies cúbicos estandar de gas STB = Barriles estandar.

Las condiciones estandar del tanque son: Presión = 14.7 psia ( libra x pulgada cuadrada absoluta) 169

Comportamiento de Fases

Presión Absoluta = Presión medida + presión atmosférica Temperatura = 60 ° F También existe psim o psig = libra x pulgada cuadrada con manómetro o gauge. Donde psia = psig + 14.7 La relación de producción gas – petróleo, se incrementará durante la producción, cuando la presión del reservorio caiga por debajo del punto de burbuja. El aceite en el tanque usualmente tendrá una gravedad menor de 45 ° API La gravedad del petróleo en el tanque, decrecerá ligeramente con el tiempo, hasta el final de la vida del reservorio cuando volverá a aumentar. El petróleo en el tanque es negro, indicando la presencia de hidrocarburos pesados, algunas veces será verde o café.

Identificación de campo del petróleo volátil. La línea divisoria entre el black oil y el petróleo volátil es arbitraria, mientras que la línea que los separa de los gases retrógrados es clara, ya que el petróleo volátil tiene una temperatura crítica mayor que la temperatura del reservorio. Presenta una relación gas – petróleo inicial entre 2.000 – 3.300 scf / STB.

La gravedad del petróleo en el tanque es de 40 °API o mayor y aumenta durante la producción a medida que disminuye la presión. El petróleo en el tanque es coloreado, usualmente café, naranja o verde.

Identificación de campo de gases retrógrados. El límite inferior de la relación gas – petróleo para este caso es > 3.300 scf / STB. 170

Comportamiento de Fases

Los gases con relaciones altas de gas – petróleo, tienen cricondentérmicos cerrados a temperatura de reservorio y generan poco líquido retrógrado en el yacimiento. En la práctica cuando la relación gas – petróleo es superior a 50.000 scf / STB, la cantidad de líquido retrógrado en el reservorio es muy pequeña y el fluido del reservorio puede ser tratado como un gas húmedo. La relación gas – petróleo se incrementará después de iniciar la producción, cuando la presión del reservorio cae por debajo del punto de rocío. La gravedad del líquido en el tanque está entre 40° – 60 ° API y aumenta a medida que la presión desciende por debajo del punto de rocío.

Identificación de campo de gases húmedos. Los gases húmedos producen líquidos en el tanque, con el mismo rango de gravedad que los líquidos de los gases retrógrados. Sin embargo la gravedad del líquido en el tanque no cambia durante la vida del reservorio. El color del líquido usualmente es blanco acuoso. Los verdaderos gases húmedos tienen relaciones gas – petróleo de producción muy altas y se puede mantener constante durante la vida del reservorio. En ingeniería > 50.000 scf / STB, puede ser considerado como un gas húmedo.

12-4. Clasificación con base en los mecanismos de producción La producción de los fluidos del yacimiento es ocasionada entre otras cosas, por el gradiente de potencial existente dentro del yacimiento y hacia los pozos productores. El volumen dejado en el yacimiento como consecuencia de esta producción, debe ser reemplazado por otro agente o medio y esto constituye el“ mecanismo de producción”. Este reemplazo puede ser debido a uno mas agentes simultáneos pero por lo general, uno de ellos predomina. (Maraven, 1991). Si el reemplazo es debido a la expansión de los líquidos, se dice que el yacimiento es de Expansión de Líquidos. Si el reemplazo es debido a la disminución del espacio poral, se dice que el mecanismo de producción es la compactación de las rocas y el 171

Comportamiento de Fases

yacimiento es de Compactación. Los anteriores mecanismos son responsables de la producción de una pequeña cantidad del total de los fluidos existentes en el yacimiento. De otra parte, la disminución de la presión en el yacimiento puede permitir la liberación y expansión del gas que está en solución en el petróleo, el cual tiende a ocupar parte o todo el volumen dejado por los fluidos producidos. En este caso se dice que el mecanismo de producción es la Liberación del gas en solución y al yacimiento donde sucede este mecanismo se le llama Volumétrico o de Empuje de gas de solución. El recobro por este mecanismo es usualmente mayor que en los dos anteriores, pero aún es relativamente bajo. También se debe recordar que las fuerzas gravitacionales actúan en todo momento sobre el yacimiento y tienden a segregar los fluidos dentro de ellos. Esto puede originar el movimiento de los fluidos de las partes altas del yacimiento a las partes bajas y viceversa y con ello hacia los pozos productores. En este caso el yacimiento se llama de Segregación gravitacional  y el mecanismo se llama Empuje Gravitacional. Además los fluidos pueden ser reemplazados por otro fluido que está en movimiento, el cual ocupa parte o todo el mencionado volumen y suple con una energía externa al fluido desplazado y es el causante de dicho desplazamiento. A este tipo de mecanismo se le denomina empuje frontal y las fuentes para ellos son : -

El agua que invade al yacimiento desde un acuífero y recibe el nombre de Empuje Hidráulico.

-

El gas proveniente de la expansión de la capa de gas y recibe el nombre de Empuje por capa de Gas.

-

La combinación de los anteriores, denominándose Empuje Combinado.

-

El fluido que se inyecta al yacimiento y que se designa como Recobro Suplementario.

En la siguiente figura 12-6, se indican los anteriores mecanismos de producción.

172

Comportamiento de Fases

Figura 12-6. Clasificación de Yacimientos según mecanismos producción.Tomado de Curso de Ingeniería de Yacimientos Maraven. 1991.

de

12-5. Características de los diferentes mecanismos de producción. Empuje por Expansión Líquida. -

Presentan una declinación muy rápida de la presión del yacimiento.

-

El recobro que se obtiene por este mecanismo es muy bajo.( 5%).

-

En aquellos casos extremos donde muy poco o casi nada de gas está disuelto en el petróleo, la presión del yacimiento puede declinar hasta la presión de abandono con menos del 5 % de recobro de petróleo original. Además se caracteriza por una relación gas – petróleo es muy baja.

-

173

Comportamiento de Fases

Empuje por Gas en Solución. -

La presión declina rápida y continuamente.

-

La relación gas – petróleo es baja al principio, luego sube aun máximo y después declina rápidamente.

-

Su producción de agua es poca o nada y permanece constante.

-

El recobro esperado es de 10 – 25 % del petróleo inicial en el yacimiento.

Empuje por Segregación Gravitacional. Este mecanismo ocurre cuando existe baja viscosidad del petróleo, alta permeabilidad vertical, alta porosidad y alto buzamiento. Además para que actúe eficientemente la producción debe ser lenta, de modo que la fuerza gravitacional separe el petróleo y el gas formando una capa de gas en el tope de la trampa. -

La presión del yacimiento disminuye lenta y continuamente.

-

Formación de una capa de gas secundaria.

-

La producción de agua es insignificante.

-

Su recobro es muy variable.

Empuje por Capa de Gas. -

La presión del yacimiento declina ligera y continuamente.

-

La relación gas - petróleo se eleva continuamente en los pozos ubicados en la parte superior de la estructura, mientras que si dichos pozos son cerrados se eleva ligera y continuamente.

-

Su producción de agua es insignificante.

-

El recobro varía entre 20 – 50 %

Empuje por Agua o Hidráulico. 174

Comportamiento de Fases

-

La presión del yacimiento permanece alta y tiende a mantenerse.

-

La relación gas – petróleo permanece casi constante y es baja.

-

La producción de agua se inicia tempranamente y aumenta considerablemente.

-

El recobro es de 30 – 80 %

Empuje combinado. En este tipo de mecanismo, sus características dependen de la efectividad del mecanismo impulsor dominante, el cual a su vez puede variar con el tiempo.

PRODUCCION DE PETROLEO TOMADO DE: http://gustato.com/petroleo/Petroleo3.html

El petróleo crudo entrampado en el subsuelo está asociado a gas y agua, y se mantiene allí bajo presión. Cuando después de realizada la perforación se pone el pozo en producción, el nivel de presión en el reservorio determina según los caudales de petróleo extraído- hasta cuando el petróleo llegará sin ayuda alguna a la superficie. Si las presiones son altas, el petróleo es forzado a desplazarse hacia el fondo del pozo y fluye hacia arriba. Lo hace a través de una cañería de producción ("tubing"), de 5 a 10 centímetros de diámetro, que se baja cuando termina la perforación y se instala adecuadamente. La tubería queda unida a la cañería de entubación ("tubing") por empaquetaduras especiales ("packer") que a veces sirven también para aislar distintas capas productoras. El control de la producción se realiza en superficie por medio del "árbol de Navidad" (ver foto) compuesto por una serie de válvulas que permiten cerrar y abrir el pozo a voluntad, y donde la surgencia se regula mediante un pequeño 175

Comportamiento de Fases

orificio cuyo diámetro dependerá del régimen de producción que se quiera dar al pozo. Cuando llega a la superficie, el petróleo crudo -mezclado con gas en solución- es bombeado hacia una planta de procesamiento, que separa el gas del petróleo, enviando éste hacia tanques de almacenaje. La producción de distintos pozos tiene enormes variaciones: algunos aportan unos pocos m3, otros más de un millar por día. Esto se debe a diferentes factores, entre ellos el volumen de petróleo almacenado en el espacio poral de rocas reservorio diferentes, la extensión de las capas productoras, su permeabilidad, etc. El período de surgencia natural resulta lógicamente el de menor costo de producción, dado que toda la energía utilizada para producir el petróleo es aportada por el mismo yacimiento.

Fluidos de reservorio: Características Un reservorio petrolero es una formación de roca sedimentarla porosa y permeable cubierta por una capa de roca impermeable a través de la cual no pueden pasar líquidos o gases. Originalmente los poros se llenaron con agua, pero el petróleo y el gas, formados en una fuente rocosa contigua, gradualmente se filtraron en ellas entrampándose contra la capa de roca impermeable. La forma del reservorio debe permitir la acumulación del petróleo (o gas), y la capa de roca impermeable es esencial para imposibilitar su migración. Debido a las fuerzas capilares una parte del agua, originalmente en los poros, no pudo ser desplazada por el hidrocarburo. Esta agua inmovilizada se denomina agua intersticial. El volumen de todos los poros en una roca reservorio (porosidad) generalmente se expresa como un porcentaje del volumen total de roca. Cuanto mayor es la porosidad efectiva, mayor es la cantidad almacenada de petróleo. La porosidad total puede variar del 1 al 35 % del volumen total de roca. Para que el petróleo fluya a través del reservorio, debe haber una libre conexión entre los poros. La mayor o menor facilidad de pasaje de los fluidos a través de las rocas se llama permeabilidad y depende del tamaño de los canales que interconectan los poros. A este tipo de porosidad en la que los poros están interconectados la llamamos efectiva y por lo general se presenta asociada con buenas permeabilidades. Tanto la porosidad como la permeabilidad varían a lo largo de una formación rocosa y en consecuencia, pozos en diferentes lugares de un reservorio pueden tener gran diferencia de nivel de producción. Estos factores también varían con la profundidad, siendo afectados por las presiones y temperaturas a que son sometidas las rocas. Por último, es la historia geológica de un yacimiento lo que ha condicionado la evolución del reservorio. 176

Comportamiento de Fases

El petróleo contiene gas disuelto, cuya cantidad máxima depende de la presión y la temperatura del reservorio. Si el petróleo no puede disolver más gas bajo las condiciones de presión y temperatura reinantes, se dice que está saturado; el gas excedente entonces se trasladará a la parte superior del reservorio, donde formará un casquete de gas. Si el petróleo puede disolver más gas bajo estas condiciones, se dice que está sub-saturado y no se formará casquete de gas. El petróleo varía del tipo pesado, muy viscoso (con un peso específico cercano al del agua y con una viscosidad de 10 a 10.000 veces más alta), generalmente hallado en reservorios poco profundos que contienen escaso o nada de gas disuelto. Cuanto menos viscoso sea el petróleo, fluirá más fácilmente a través de los intersticios de la roca reservorio hacia el pozo.

Factores de recuperaci recuperación ón La proporción de petróleo del yacimiento que puede ser producida mediante distintos procedimientos de recuperación, varía ampliamente. Esto se debe a un número de factores, incluyendo la viscosidad del gas y densidad del petróleo; la presencia o ausencia de un casquete de gas; la presencia y fuerza de una base acuosa; la profundidad, presión y grado de complejidad del reservorio; la permeabilidad y porosidad de las rocas. El siguiente cuadro indica el rango de factores de recuperación que se puede esperar para varios tipos de petróleo.

Primaria (% de crudo in-situ)

Secundaria (% extra de crudo insitu)

Extra Pesado

1-5

-

Pesado

1 - 10

5 - 10

Medio

5 - 30

5 - 15

Liviano

10 - 40

10 - 25

TIPO DE CRUDO

Los valores bajos, para cada tipo de petróleo, se asocian mayormente con petróleo de bajo contenido de gas disuelto en reservorios desfavorables. Los valores altos se refieren a petróleos con alto contenido de gas disuelto en reservorios favorables. La recuperación primaria puede ser mayor que la 177

Comportamiento de Fases

indicada cuando se está en presencia de un fuerte acuífero; en tales circunstancias una operación de recuperación secundaria no es atractiva.

Diferentes tipos de Recuperación de Petróleo Con frecuencia se utilizarán los términos "recuperación primaria, secundaria y terciaria", que significan lo siguiente: Primaria:  Cuando

el petróleo surge naturalmente, impulsado por la presión del gas o el agua de la formación, o bien por la succión de una bomba. Secundaria:  Cuando

se inyecta gas y/o agua para restablecer las condiciones originales del reservorio o para aumentar la presión de un reservorio poco activo. Terciaria: Cuando

se utilizan otros métodos que no sean los antes descriptos, como por ejemplo, inyección de vapor, combustión inicial, inyección de jabones, C02, etc. En los procesos por miscibilidad se agregan detergentes que permiten un mejor contacto agua/petróleo al bajar la tensión superficial.

Recuperación primaria Los mecanismos naturales de producción contribuyen a lo que se conoce como recuperación primaria. Dependiendo del tipo de petróleo, las características del reservorio y la ubicación de los pozos, el porcentaje de petróleo, inicialmente contenido en un reservorio que puede ser producido por estos mecanismos (factor de recuperación) puede variar de un pequeño porcentaje para un empuje por separación del gas disuelto a un 30-35 por ciento para un empuje por agua o expansión del casquete. Tomando un promedio mundial, se estima que la recuperación primaria produce un 25 por ciento del petróleo contenido inicialmente en la roca. Para que el petróleo fluya de la roca reservorio al pozo, la presión a la que se encuentra el petróleo en el reservorio debe ser superior a la del fondo del pozo. El caudal con que el petróleo fluye hacia el pozo depende de la diferencia de presión entre el reservorio y el pozo, la permeabilidad, grosor de las capas y la viscosidad del petróleo. La presión inicial del reservorio generalmente es lo suficientemente alta para elevar el petróleo en los pozos de producción a la superficie, pero a medida que se extraen el gas y el petróleo la presión disminuye y el ritmo de producción comienza a descender. La producción, aun cuando está declinando, se puede mantener por un tiempo mediante procedimientos naturales tales como expansión del casquete de gas y el empuje del agua. 178

Comportamiento de Fases

Los principales mecanismos de producción natural son entonces, el empuje de agua, el empuje por gas disuelto y expansión del casquete de gas. Cuando esa energía natural deja de ser suficiente, se impone recurrir a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo. Hay cinco métodos principales de extracción artificial: Bombeo con accionamiento mecánico:  La bomba se baja dentro de la tubería de producción, y se asienta en el fondo con un elemento especial. Es accionada por medio de varillas movidas por un balancín, al que se le transmite movimiento de vaivén por medio de un tubo pulido de 2 a 5 metros de largo y un diámetro interno de 1 1/2 a 1 3/4 de pulgada, dentro del cual se mueve un pistón cuyo extremo superior está unido a las varillas de bombeo. El 70 % de los pozos de extracción artificial utiliza este medio, y sus limitaciones son la profundidad que pueden tener los pozos y su desviación (en el caso de pozos dirigidos). Bombeo con accionamiento hidráulico:  Una variante también muy utilizada son las bombas accionadas sin varillas. Se bajan dentro de la tubería y se accionan desde una estación de bombeo hidráulico, que atiende simultáneamente 5 ó más pozos desde una misma estación satélite. Este medio carece de las limitaciones que tiene el bombeo mecánico, y se pueden bombear pozos profundos o dirigidos. Extracción con gas o "gas lift" (surgencia artificial): Consiste en inyectar gas a presión en la tubería, para alivianar la columna de petróleo y llevarlo a la superficie. La inyección del gas se hace en varios sitios de la Dos equipos de bombeo mecánico operan simultáneamente en el mismo pozo y extraen petróleo de dos formaciones productivas. En el Yacimiento Chíhuido de la Sierra Negra, el más importante de Argentina, al norte de la provincia de Neuquén. Tubería, a través de válvulas reguladas que abren y cierran el paso del fluido automáticamente. Pistón accionado a gas ("plunger lift"): Es un pistón viajero, empujado por gas propio del pozo, y lleva a la superficie el petróleo que se acumula entre viaje y viaje del pistón. Bomba centrífuga con motor eléctrico sumergible: Es una bomba de varias paletas montadas axialmente en un eje vertical, unido directamente a un motor eléctrico. El conjunto se baja con una tubería especial que lleva el cable adosado y se baja simultáneamente o no con los tubos. Permite bombear grandes volúmenes. 179

Comportamiento de Fases

Recuperación Recuperació n secundaria A través de los años, los ingenieros en petróleo han aprendido que la aplicación de técnicas para el mantenimiento depresión en el reservorio puede producir más petróleo que el que se extrae por recuperación primaria únicamente. Mediante tales técnicas (conocidas como recuperación secundaría), la energía y el mecanismo de desplazamiento naturales del reservorio, responsables por la producción primaria, son suplementales por la inyección de gas o agua. El fluido inyectado no desplaza todo el petróleo. Una cantidad apreciable queda atrapada por fuerzas capilares en los poros de la roca reservorio y es pasada de largo. A esto se llama petróleo residual y puede ocupar de un 20 a un 50 por ciento del volumen del pozo. Además por las variaciones de permeabilidad, el agua inyectada puede saltear ciertas regiones portadoras de petróleo.

Recuperación Secundaria. Planta de Inyección de Agua.

La eficiencia total de un procedimiento de desplazamiento depende no sólo del número y la ubicación de los pozos de inyección y productores y de las características del reservorio (permeabilidad y petróleo residual), sino también de la relativa inmovilidad de los fluidos desplazantes y del petróleo desplazado. Sí la relación de movilidad es menor que uno (es decir, cuando el fluido desplazante tiene menor inmovilidad que el desplazado) la eficiencia del arrastre o desplazamiento será alta y se removerá una gran cantidad de petróleo.

Recuperación Recuperació n terciaria (Recuperación asistida) Recuperación asistida es el término que utiliza la industria petrolera pira describir las técnicas que se utilizan para extraer más petróleo de reservorios subterráneos, que el que se obtendría por mecanismos naturales o por la inyección de gas o agua. Los métodos convencionales de producción dejan en el reservorio una cantidad de petróleo que queda allí por ser demasiado viscoso o difícil de desplazar. El petróleo también podría quedar atrapado por capilaridad 180

Comportamiento de Fases

en las zonas inundadas del reservorio o podría no ser empujado por el agua y el gas que se inyectan en parte del yacimiento. En general, el objetivo de las técnicas de recuperación asistida de petróleo es extraer más hidrocarburos mejorando la eficiencia del desplazamiento.

El espectro y los objetivos de los procesos térmicos térmicos Los métodos térmicos son los más usados entre las diferentes técnicas de recuperación asistida. Del petróleo producido mundialmente mediante estas técnicas de recuperación terciaria, alrededor del 75% es obtenido por recuperación térmica. Los usos corrientes de esta tecnología, apuntan a mejorar la recuperación de petróleos pesados, con viscosidad entre 100 a 100.000 veces mayor que la del agua y que naturalmente son difíciles de obtener por los métodos convencionales. Un incremento en la temperatura disminuye la viscosidad del petróleo y por tanto su velocidad de desplazamiento. Este aumento de calor produce otros efectos positivos en el proceso de recuperación. Por ejemplo, los componentes más livianos tienden a evaporarse y el petróleo residual a aumentar en volumen (y disminuir aún más su densidad). Esos efectos no se producen todos al mismo tiempo ni son igualmente efectivos en todos los reservorios.

GAS NATURAL Como se mencionó previamente, muchas veces se encuentra gas natural asociado al petróleo. Originalmente el gas se formó contemporáneamente con el petróleo, y se lo denomina "natural" para diferenciarlo del manufacturado en el procesamiento del carbón, de otra materia orgánica o del mismo petróleo, cuando se destila. En el caso de un anticlinal, puede advertirse que el gas forma un casquete por encima del petróleo (porque es más liviano que éste), con el agua por debajo. Tanto el gas como el agua presionan sobre el petróleo. Por eso, cuando la perforación llega a la roca reservorio que aprisiona el petróleo, se rompe el equilibrio vigente y el petróleo es forzado a subir hasta la superficie. En este caso la producción se produce por surgencia. Durante mucho tiempo, la industria petrolera consideró al gas natural como un estorbo para sus operaciones, salvo cuando en las primeras etapas de la explotación el fluido servía para forzar la surgencia natural del crudo hacia la superficie.

181

Comportamiento de Fases

Sucede que para utilizar el gas natural a escala industrial -como se hace actualmente en los países más adelantados- el fluido demanda la construcción previa de costosas instalaciones, que incluyen desde centrales primarias de separación de gas (para eliminar de éste los componentes que afectan a las cañerías y rescatar subproductos más valiosos, como el propano, el butano y las naftas), hasta los compresores y las extensas tuberías de acero (gasoductos) en condiciones de llevar al producto a los grandes centros de consumo

182

4. AMBIENTES DE SEDIMENTACION EN ARENAS RESERVORIO En un principio (1912), se creyó que el principal factor geológico para la acumulación de hidrocarburos era la estructura o forma de las roca s. Posteriormente se iniciaron una serie de estudios sobre los ambientes de depositación sedimentaria, tanto actuales como antiguos y especialmente aquellos relacionados con deltas. Con esta información se generaron técnicas para: -

Predecir el tamaño y forma de los nuevos yacimientos por descubrir.

-

La subdivisión del reservorio en elementos que presenten características similares de  porosidad y permeabilidad, llamados Unidades de Flujo.

Los principales atributos de una roca reservorio son la porosidad y la permeabilidad, los cuales son conferidos a la roca por un proceso de tamizaje, efectuado por la acción del lavado de las corrientes. Hay dos situaciones depositacionales que conducen a un buen tamizaje; la acción de las mareas y las corrientes de agua, que constituyen playas y canales de río. Cuando los sedimentos empiezan a ser depositados en el mar, se forman grandes deltas, donde son característicos igualmente los canales y playas. La rápida sedimentación y el cambio de curso del río, cubren las arenas depositadas con sedimentos de grano fino, por lo cual se  preservan y pueden llegar a ser buenos reservorios de petróleo. Ver fig. --. Los abanicos submarinos y los depósitos de corrientes de turbidez o turbiditas, conforman  bajo el agua el frente del delta, el cual en algunas ocasiones contiene petróleo o gas.

4.1. PRINCIPALES TIPOS DE DEPOSITOS - Depósitos de Río: Los ambientes más comunes relacionados con depósitos de hidrocarburos, ver fig-- son; •

Abanicos Aluviales

•

Depósitos de Corrientes Entrelazadas

•

Llanuras de Inundación.

Abanicos Aluviales: al píe de cualquier cadena montañosa, se presentan depósitos de material grueso, pobremente sorteados, consistentes de conglomerados, arenas y arcillas

dispuestos en forma granodecreciente, estos son formados por las corrientes que erodan las montañas y depositan su carga en el cambio de pendiente formando depósitos cónicos, de  pequeño espesor y de poca extensión lateral. Esta depositación tiene lugar en ambientes oxidantes y rara vez son preservados en el subsuelo, debido a que las altas montañas tienden a erodarse y en las partes bajas los sedimentos son retrabajados y transportados por los ríos hacia el mar. Ocasionalmente se pueden encontrar en ellos yacimientos de petróleo y gas. Depósitos de Corrientes Entrelazadas: este tipo de depósitos ocurren en el cambio de  pendiente a la zona plana o de llanura, que se forma después del cono o aba nico aluvial. Los ríos traen enormes cantidades de sedimento que tienden a depositarlo en el centro del cause o zonas profundas. Debido a que el río está cambiando continuamente de curso, se divide en dos o más corrientes las cuales se unen pendiente abajo. Una secuencia típica de estos depósitos es: conglomerados en la base, arenas con estratificación cruzada amplia y limos con ondulitas (ripples) hacia el tope, constituyendo un ciclo de sedimentación granodecreciente que se repite. Ver fig --

Llanuras de Inundación: cuando la pendiente cambia y es muy suave, el flujo es lento y solo puede transportar lodo, formando bancos que posteriormente se depositan como extensos valles que van conformando la llanura de inundación. Ver fig. –

Debido a que la corriente es rápida en el canal o cause del río y lenta hacia las orillas, se va formando un dique natural (levee) a lo largo del curso que protege las tierras adyacentes. Cuando los ríos fluyen a través de curvas muy amplias, llamadas meandros, la corriente continua erodando la parte externa del meandro y forma depósitos en su parte interna, de arenas y arcillas, conocidos como depósitos de punta de barra o Point Bar, ver fig. --.

Ocasionalmente un meandro es cortado y forma un lago en media luna, los cuales  posteriormente son cubiertos por lodo que forman barreras impermeables entre los bancos de arena o point bar. Estos depósitos de point bar, constituyen una muy buena roca almacén, pueden ser irregulares o en forma de media luna, formando arenas permeables por algunas millas de ancho y varias millas de largo. Presentan una base erosional con material de arena gruesa y clastos de arcilla, luego arenas con estratificación cruzada cóncava hacia arriba, seguidas de arenas con estratificación cruzada corta y ondulitas, además es común encontrar fragmentos de madera y hojas. Ver fig. –

Estas arenas de canal pueden ser reconocidas utilizando registros de pozos con curvas de SP y de resistividad. Ver fig. –

Depósitos Deltáicos: Finalmente los ríos buscan o desembocan al mar y debido a que el agua del mar es relativamente quieta, el río se inclina y deposita toda su carga en él, construyendo un delta. Tanto los canales como las playas que se forman asociados al delta, han sido afectados por  procesos selectivos que limpian las arenas y les confieren una buena permeabilidad. Los deltas enterrados tienen arenas reservorios favorables, cubiertas por lodos y arcillas que actúan como sellos. La mayoría de los grandes campos petroleros se han encontrado en sedimentos de antiguos deltas. Tan pronto como el río abandona el delta, pueden ocurrir dos cosas; -

Las olas atacan la antigua línea de costa, separando la arcilla de la arena y llevando a la  primera a zonas más profundas y acumulando la arena en playas. Esto ocurre en deltas de carácter transgresivo.

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Los depósitos recientes de lodo y arcilla empiezan a compactarse. Inicialmente tienen  porosidades del 80 % con sus poros rellenos de agua, el peso del lodo suprayacente causa la compactación del lodo en profundidad reduciendo la porosidad y ocasionando la formación de pantanos en superficie.

Todas las construcciones deltáicas involucran procesos regresivos y la destrucción parcial o total procesos transgresivos. Un delta puede ser subdividido en varios ambientes sedimentarios, algunos son construidos en aguas saladas o salobres y son llamados marinos y otros son construidos en aguas frescas y se denominan fluviales.

Clasificación de Deltas. Según Sneider y de acuerdo al material acarreado por el río, ver fig.-- los deltas pueden ser: Deltas tipo Lodo: son aquellos que llevan cantidades pequeñas de arena en comparación con el sedimento tamaño arcilla. Por ejemplo los deltas del Misisipi y del Orinoco. Presentan muchos canales distributarios que se bifurcan y la línea de costa en unos lugares es arenosa y en otros es lodosa. Deltas tipo Arena: presentan grandes cantidades de arena en sus canales distributarios y a lo largo de la playa. Algunos distributarios llegan a ser meandriformes. Un ejemplo son los deltas del Nilo y del Niger.

Deltas cercanos a cadenas montañosas: son construidos por corrientes cortas y paralelas, que depositan sus sedimentos en cuencas cercanas. Como ejemplo está el sistema deltáico del Catatumbo. Estos depósitos también se denominan Abanicos Deltáicos. Otra clasificación ampliamente usada es de acuerdo al dominio, de esta manera se habla de deltas; Dominados por las Mareas, Deltas dominados por los Ríos y Deltas Mixtos.

Depósitos de Borde de Delta: cada canal distributario deposita su carga, formando una  barra de boca de canal o mouth bar. Aunque el canal del río puede tener 20 o más metros de profundidad, el agua es somera en la barra (2 – 10 metros) dependiendo de la fuerza de la corriente. Esta barra es usualmente en forma de media luna. La parte central de una barra antigua, puede ser excavada por una corriente y depositar arena hasta el centro de la boca y más adelante depositar arena mezclada con limo y arcilla. Por consiguiente una barra de  boca de canal tiene un contacto inferior arcilloso, que varía a limo y cambia abruptamente a arenas. A medida que el delta va creciendo en el mar, los canales distributarios se van extendiendo y van cortando las barras de boca de canal que previamente se habían depositado. Estas barras de boca de canal pueden ser identificadas en los registros de pozos tal como se  presenta en la fig. –

Cambios Verticales en los depósitos deltáicos; luego de que un antiguo delta ha descendido algunos metros, el río usualmente se sale del canal y comienza a construir un nuevo delta sobre el antiguo. Por consiguiente los depósitos deltáicos, a menudo consisten de una serie de ciclos repetitivos con variación vertical. Siendo la unidad más baja una arcilla marina o una arena transgresiva y el tope depósitos de borde como playas, barras off shore, y barras de boca de río. Ver fig. ---

Como se observa, en estos ambientes los shales y las arenas transgresivas son importantes, debido a que ofrecen la mejor manera de correlacionar los diferentes ambientes deltáicos, especialmente los shales por su contenido fosilífero.

Arenas de Playa y Arenas de Islas Barrera. Las mareas atacan los sedimentos depositados en la línea de costa, sacando el lodo y lavando las arenas, para formar una playa totalmente arenosa. Ver fig. –

Las olas actúan en ángulo recto a la dirección del viento, afectando muy rara vez la línea de costa, como resultado la acción de las mareas tiene una gran componente a lo largo de la costa. Algunas veces la profundidad del agua impide la formación de una playa, pero se puede formar una barra de arena paralela a la costa aguas adentro. La zona de resguardo entre la  barra y la playa usualmente es una laguna somera, donde se deposita material tamaño lodo. A estos depósitos se les denomina Islas Barrera. Las playas y las islas barrera, difieren en la forma de los canales de arena y de las barras de  boca de canal. Ver fig. ---

Depósitos de Agua Profunda. La mayoría de la carga fina que trae un río, cruza el delta y se deposita en los cambios de  pendiente del frente deltáico. Este material contiene arena fina y lodos pobremente sorteados, localizados en zonas donde son comunes los deslizamientos submarinos y los hundimientos. Algunas veces masas recientemente depositadas rompen el equilibrio, constituyendo una masa de lodo saturada en agua que se desliza por la pendiente, creando corrientes submarinas conocidas como corrientes de turbidez, formando abanicos submarinos similares a los abanicos aluviales pero con material fino. Cuando el flujo se detiene el depósito resultante consiste de arenas finas en la base, que gradan a limos y a shale con estratificación cruzada, formando ciclos de depositación completos o series de Bouma. Debido al tamaño de grano fino que los caracteriza, generalmente no forman buenas rocas reservorio. Los abanicos formados, ver fig. --, presentan las siguientes características: la parte más lejana se denomina abanico distal; presenta capas arenosas finas de poco espesor con bajas  porosidades y permeabilidades. La parte cercana a la pendiente o talud, es más gruesa con capas de arena gruesa a conglomerática. Algunos campos de gas y petróleo, se han encontrado en esta clase de depósitos turbidíticos, como en la cuenca de Ventura en Estados Unidos y en Venezuela.

Depósitos Eólicos. En áreas desérticas como el Sahara o Mohave, el viento transporta arenas y forma dunas. Estas arenas son limpias y bien sorteadas y ocurren en capas caracterizadas por estratificación cruzada a gran escala, con una inclinación máxima de 30°, generalmente se asocian con otros depósitos desérticos de sal o anhidrita. Tales arenas rara vez contienen  petróleo o gas, debido en parte a que son de origen continental y a que no pueden

conectarse con rocas marinas fuentes de materia orgánica. Además no presentan capas de shale que sirvan de sello durante la migración.

4.2. PROPIEDADES DE LOS YACIMIENTOS EN ARENISCAS Cualquier roca que presente buena porosidad y permeabilidad, puede ser una roca reservorio y contener hidrocarburos. La roca reservorio más común es la arenisca, debido a que presenta porosidad entre los granos. Esto no significa que todas las areniscas sean permeables, dado que los intersticios  pueden estar rellenos de arcilla, cristales de calcita o cemento siliceo, los cuales bloquearan el paso de los fluidos.

Características: •

Texturales y Composicionales.

Para el tamaño de los granos se utiliza la escala de Wentworth, la cual se indica a continuación, Fragmentos Arcilla

< 0.005 mm

Limos

0.05 – 0.005 mm

Arena muy fina

1.125 – 0.05 mm

Arena fina

0.25 – 1.125 mm

Arena media

0.5 – 0.25 mm

Arena gruesa

1.0 – 0.5 mm

Arena muy gruesa

2.0 – 1.0 mm

Gravas

> 2.0 mm

En cualquier arena reservorio se encuentran granos de diferente tamaño, la cantidad relativa de unos tamaños con respecto a otros, se determina desagregando la muestra y haciéndola  por tamices de diferente diámetro, es de anotar que las partículas finas (limos) no pueden

ser separados por este método. Los datos se tratan estadísticamente y se grafican en forma de histogramas y como curvas acumulativas. La permeabilidad depende del diámetro de los poros, los cuales dependen del tamaño de grano y de su distribución. Los granos de arena pueden ser cercanamente equidimencionales (redondez) o elongados, pueden presentar bordes lisos o angulares. Las arenas derivadas de rocas ígneas o metamórficas generalmente son muy angulares, pero cuando la arena se deriva de otra arena los granos pueden llegar a ser completamente angulares. Matriz; está conformada por las partículas de tamaño fino que se encuentran entre los granos, usualmente son de tamaño arcilla. Cuando el material fino excede en volumen, al volumen de los granos gruesos, los granos estarán soportados por la matriz y no se tocarán entre ellos, por consiguiente su porosidad será mínima. Clasificación; se clasifican de acuerdo a los minerales que conforman los granos. La mayoría de las clasificaciones se basan en las cantidades relativas de cuarzo, feldespatos y fragmentos de roca, utilizando modelos triangulares. Las areniscas cuarzosas, son excelentes rocas reservorio, excepto cuando sus poros están rellenos con sílice o calcita secundaria. Las areniscas líticas, generalmente son sucias debido a que los poros están rellenos de arcilla o partículas de arena fina, por consiguiente tendrán mala porosidad y permeabilidad. Las areniscas con fragmentos volcánicos, presentan baja porosidad y permeabilidad, debido a que estos fragmentos se alteran a zeolitas y arcillas que tapan los poros. Las areniscas feldespáticas, debido a que estos minerales se alteran fácil y rápidamente en transportes cortos, son malas rocas reservorio.

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Estructuras Sedimentarias.

Debido a que en la mayoría de estas rocas, el material que las conforma es llevado  pendiente abajo por corrientes, que varían continuamente en velocidad y dirección, todas las areniscas son laminadas, presentando capas alt ernantes de granos más gruesos o finos. Generalmente capas delgadas de shale se presentan intercaladas, bloqueando el movimiento de los fluidos a través de la estratificación; esta laminación es muy delgada para observase en los registros de pozos y algunas veces tampoco se observa en los núcleos, generando una  pérdida en la permeabilidad vertical, la cual tiene un profundo efecto en el comportamiento del reservorio, especialmente en procesos de recuperación con agua.

Cuando la laminación presenta ángulo con la estratificación se denomina laminación o estratificación cruzada, que generalmente es causada por el traslado de los canales de la corriente; también existe laminación cóncava o estratificación cruzada cóncava y estratificación cruzada a gran escala, causada por la acción del viento. Las Ondulitas o Ripple Marks, son marcas de oleaje, formadas en aguas someras a lo largo de la corriente o de la playa.

DIAGENESIS EN ARENISCAS. En las condiciones originales de depositación, las arenas limpias de playa, tienen una  porosidad aproximada de 40 % y una permeabilidad de varios darcys, luego de que han sido sepultadas a varios cientos de pies, la porosidad y la permeabilidad se reducen drásticamente. Teóricamente la porosidad disminuye con la profundidad tendiendo a cero a profundidades de 15.000 a 20.000 pies, actualmente se sabe que a esas profundidades todavía es posible encontrar buenas porosidades. El proceso de conversión de una arena suelta de playa a una roca, se llama litificación o diagénesis y sus mecanismos son; compactación, cementación, recristalización y disolución, todos relacionados con el flujo del agua a través de la roca. Cuando existe un sobrepeso adicional en los sedimentos, las arcillas expelen grandes cantidades de agua a diferencia de las arenas, las cuales por ser más rígidas se compactan menos, llegando a fracturarse o dislocarse sus granos. La porosidad en las areniscas es principalmente destruida por la depositación de sílice secundaria en los granos, proceso conocido como sobrecrecimiento. En algunas arenas la calcita es el primer mineral secundario que se precipita en sus poros, así como la presencia de conchas marinas en los shales y especialmente en las arenas, se disuelven en el agua de los poros y se precipitan cuando el agua se encuentra en ambientes menos someros. Posteriormente cuando el agua es más caliente, debido a la profundidad, la sílice constituye el principal cemento secundario en llenar los poros y algunas veces disuelve la calcita  previamente depositada. Este tipo de precipitación puede acabar totalmente con la  porosidad de la roca o se puede presentar en diferentes intervalos, generando una  permeabilidad variable. También hay algunas evidencias que sugieren que la presencia del  petróleo o gas en las arenas, inhibe la cementación de la sílice.

Arcillas en Areniscas: Las partículas de arcilla en los poros de una arenisca tiene tremendos efectos en las  propiedades del reservorio. La estructura de las arcillas es similar a las hojas de las micas y la manera de identificarlas es utilizando difracción de rayos X.

Las fuerzas capilares no permiten al petróleo entrar en poros con tamaños menores a 10 micrones de anchos y como los poros dentro de las arcillas son aún menores, en consecuencia los poros de las arcillas permanecen saturados en agua. En algunos casos la porosidad puede llegar a ser de 75 %, pero esta agua se encuentra inmovilizada en la arcilla y la arena producirá petróleo limpio sin agua. •

Tipos de Arcillas:

En muchos casos la arcilla fue depositada con las arenas y se llama SINGENETICA, también pudo ser introducida por actividad biológica y será BIOGENETICA. Cuando las arcillas son depositadas en profundidad, el agua que contienen sale de los poros y viaja a través de los mismos en arenas permeables. Si esto sucede a considerable  profundidad, el agua será cálida y podrá transportar en solución algunos de los materiales que ha podido disolver en su paso por el shale. Algunos de estos materiales serán depositados como cristales de minerales arcillosos en los poros de la roca. Estas arcillas se denominan AUTIGENAS, debido a que precipitaron donde fueron encontradas. Esto puede observarse con un microscopio electrónico. Las arcillas autigénicas ocurren en las areniscas de cuatro maneras diferentes; • • •

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En el límite de los poros, debido a que atacan la superficie de los granos. Rellenando los poros, dado que se extienden desde la superficie del poro. Reemplazando minerales o granos, especialmente feldespatos, aunque esta situación no es común. Rellenando fracturas, ayudando a cementar las areniscas.

En general hay cuatro tipos de minerales arcillosos que son; •

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Caolinita, que absorbe agua alrededor de sus bordes, pero no se hincha. Pero también origina daños en la formación, debido a que se presenta como bastos o filamentos, que son muy delicados y fácilmente pueden ser desplazados bloqueando los poros. Debido a que es soluble en ácidos se trata con polímeros como polihidróxidos de aluminio inmediatamente después de completar el pozo. Grupo de la Esmectita o Montmorillonita, las cuales se hinchan en presencia de agua fresca, taponando las gargantas de los poros. Este daño se puede prevenir utilizando agua salada o soluciones de cloruro de potasio. Illita, no se hinchan en presencia de agua, pero el problema consiste en que frecuentemente se encuentran en capas alternantes de esmectita. Presenta una forma de  panal abierto o estructura fibrosa, que causa grandes pérdidas de porosidad efectiva.

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Clorita, contienen hierro y magnesio, pero se comportan de forma similar a la illita. Se disuelve rápidamente con ácido clorhídrico, pero se forma un precipitado de hidróxido de hierro que es extremadamente dañino para la permeabilidad de la roca.

Además cuando las arcillas están rodeadas por agua con sal disuelta, algunos de los iones metálicos atacan su propia superficie, fenómeno que se llama intercambio de bases y la cantidad de bases intercambiables se expresan como la capacidad de cambio de cationes (CEC). Algunas de las propiedades de las arcillas dependen de la naturaleza de la base intercambiada. Efectos dañinos de las arcillas autigénicas. Las arcillas autigénicas afectan el desarrollo de un campo de cuatro maneras diferentes: •

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Pérdida de la porosidad primaria, por precipitación de las arcillas que rellenan los  poros. Afectan el cálculo de la porosidad total de la roca. La microporosidad, es la porosidad medida de poros y gargantas, pero es inefectiva para dejar fluir o guardar aceite. Por esta razón la porosidad total debe ser calculada como O(1- Sw), llamada HPV, volumen de poros de hidrocarburos. Generan extraconductividad. Debido a que el intercambio de cationes en las arcillas conduce electricidad, reduce la resistividad en las arenas, lo que puede llegar a subestimar la cantidad real de petróleo. Producen daños en la formación. Debido a que las partículas arcillosas son delicadas y débiles, pueden ser dislocadas por el filtrado de lodo y taponar las gargantas de los  poros. Además la esmectita puede hincharse debido al cambio de composición del agua original de salada a dulce.

POROSIDAD SECUNDARIA. La porosidad en las areniscas tiende a decrecer con la profundidad, como resultado del reemplazamiento y reacondicionamiento de los granos debido a la presión de sobre carga y también es resultado de la presencia de carbonatos y sílice en los poros. Aproximadamente a los 7.100 pies (2.100 metros), la porosidad secundaria comienza a aparecer. Se forma por el movimiento de aguas calientes, las cuales disuelven algunos granos incrementando la porosidad. En sección delgada se observa; corrosión en la superficie de los granos, moldes que indican la anterior presencia de un grano en esa cavidad, siendo el cemento calcáreo el más apto  para disolverse. Los granos de feldespatos y los fragmentos de roca igualmente se

disuelven. La porosidad secundaria hace posible que cuando desaparece la primaria, se  pueda dar un yacimiento económicamente rentable. Gráficamente esta porosidad se observa por  primaria, así;

un cambio de pendiente de la porosidad

Porosidad en zonas con presiones anormalmente altas, la pérdida de porosidad ha sido inhibida, debido a que los fluidos soportan las altas presiones.

EFECTOS DEL LODO DE PERFORACION SOBRE LAS ARENISCAS Cuando se perfora, el lodo desarrolla sobre las areniscas permeables un revoque costra o mud cake. Para minimizar la invasión del lodo y del filtrado de lodo, se hacen diferentes operaciones durante la perforación. Sin embargo pequeñas cantidades de partículas finas entran y tienden a taponar los poros en la vecindad del pozo. Cuando el filtrado de lodo entra en la arena e invade en una distancia de varios pies, si la arena contiene arcillas expansivas, estas pueden originalmente flocularse en el agua salada de los poros, pero cuando son desplazadas por el agua fresca, estas se hinchan. Si la roca contiene petróleo, el filtrado puede formar emulsiones estables o películas de asfaltos que bloquean los poros. Además los químicos presentes en el lodo pueden reaccionar con los componentes de la roca, formándose precipitados que igualmente  bloquean los poros. La cantidad en la cual la productividad del pozo se ve disminuida se denomina EFECTO SKIN, el cual se estima por pruebas de Drill Steam Test (DTT) y Transient Well Tests (TWT), que son registros de producción. Es muy difícil y en algunos casos imposible, corregir el daño causado a la formación o arena, por el lodo o filtrado de lodo, siendo la única forma fracturar la arena hidráulicamente, lo cual se denomina fracturamiento artificial.

EFECTOS DEL LODO SOBRE EL SHALE El filtrado de los lodos también presenta malos efectos sobre el shale, primero, causa que muchos shales se expandan, reduciéndose las paredes del pozo. Además grandes fragmentos del shale pueden caer y ser recirculados alterando las características del lodo y en el peor de los casos pueden taponar la tubería. Segundo, el filtrado dispersa partículas de

arcilla de los shales, los cuales al ser recirculados no podrán ser detenidos en la malla de la  piscina de lodo y se reincorporaran al lodo aumentando aumentando el contenido de sólidos del mismo, cambiando sus propiedades originales. El shale esmectítico tiende a hincharse y dispersarse, mientras que el cemento de illita y clorita, evita que se hinchen, pero se dispersan formando cavernas.

4.3. CAMPOS PETROLIFEROS EN DIFERENTES TIPOS DE ARENAS Arenas Fluviales. Los campos petroleros que ocurren en antiguos canales de ríos son muy comunes. Usualmente hay múltiples canales hacia los lados y unos sobre otros. Cuando un solo canal se encuentra rodeado por shale, forma un campo de petróleo alargado llamado shoestrings o acordonado. En otras ocasiones son curvos como el río o completamente rectos. Su identificación a partir de la litología y de la respuesta de los registros de SP y de resistividad, se presenta en la figura ....

Cuerpos Arenosos Tipo Playa. Las mareas continuamente golpean la costa o el frente del delta; las corrientes separan la arcilla de la arena, construyendo una playa de arenas limpias, tales playas son a menudo cubiertas por capas de lodo que el mismo delta construye externamente. De esta manera las arenas son completamente rodeadas por shale, formándose trampas de tipo estratigráfico  para petróleo. El ímpetuo de las corrientes y las corrientes longitudinales alisan la línea de costa creando  playas o islas barrera casi rectas. Desde las islas barrera y hacia la costa, se forma un lago donde se deposita arena y limo. El tamaño del grano de la arena aumenta del océano hacia el continente. Las arenas de playa y las islas de barrera presentan arenas gruesas y limpias en la parte superior, donde además existe mezcla por acción de organismos o bioturbación (burrows). La línea de costa en el lago es transicional y las arenas empiezan a presentar arcilla, hasta que finalmente se interdigitan con el shale del lago. La respuesta en los registros SP y de resistividad se observa en la figura ...

Depósitos de Corrientes de turbidez. (Turbiditas) Las primeras arenas petrolíferas identificadas claramente como depósitos de turbiditas, fueron encontradas en el Valle de Ventura, California. Los mejores espesores de estas

arenas se encontraron en el fondo de la cuenca, aunque se presentan muchos otros cuerpos arenosos.

CAMPOS DE PETRÓLEO CONSISTENTES DE DIFERENTES TIPOS DE BANCOS DE ARENA. Delta del Niger: es un delta alargado y complejo, con muchos ambientes de depositación y una serie de fallas de crecimiento. Muchos de los campos se encuentran buzamiento debajo de las fallas. Los cuerpos de arena fueron depositados en ambientes costeros y los subambientes mas importantes son: • •

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Costa afuera, presenta arcilla marina. Acercándose a la playa hay una zona de pie de barrera o Barrier Foot, que consiste de arcilla laminada, limo y arena fina. La playa está formada por arenas de barra de barrera. Detrás de las barras de barrera, hay una llanura de mareas y pantanos, representado por, arcillas, limos y turbas. Las barras están cortadas por canales de mareas meandriformes, que contienen arena media a gruesa. Corriente arriba el valle aluvial consiste de arcilla de pantanos y arenas de punta de  barra o point bar, cerca de los canales.

Estos ambientes pueden ser reconocidos en campos petroleros con la ayuda de registros de  pozos, muestras de corazones y de pared. Los cuales sirven para establecer la variación en el tamaño de grano, su distribución, estructuras sedimentarias y minerales autigénicos como glauconita. Los ambientes depositacionales de las arcillas se determinan por; mineralogía de las arcillas, contenido de fauna y análisis de polen. En el caso del campo de Nigeria, las principales arenas petrolíferas son; barras de islas  barrera, rellenos de canal y point bars. Además se han identificado cuatro ciclos de depositación, que están separados por una zona delgada de pizarras. Ver figura ....

Elk City – Oklahoma: se encontró utilizando prospección sísmica y es un anticlinal simétrico y uniforme. Los análisis de corazones y de registros de pozo, ayudaron a reconstruir su ambiente de depositación de la siguiente manera: •

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Barras de barrera; depósitos caracterizados por el aumento del tamaño de grano de base a tope y por su forma lineal. Abanicos aluviales; depósitos de areniscas y conglomerados, debidos a corrientes que  presentan gran variación del tamaño de grano, tanto en la vertical como en la

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horizontal, formando canales. Son relativamente rectos y tienden a formarse en ángulo recto con los anteriores depósitos de barras. Terminaciones deltáicas marinas; estos depósitos consisten de shales y areniscas finas a muy gruesas interestratificadas, con un aumento general en el tamaño de grano de base a tope. Usando un mapa de ambientes sedimentarios como guía y un mapa de espesores de arena preparado para cada unidad, se determinó el espacio poral y las direcciones  preferenciales de permeabilidad. Ver figura....

4.4. PATRONES DE LOS REGISTROS DE POZOS El primer paso para entender un reservorio, es conocer individualmente los cuerpos de arena. En la mayoría de los casos se encuentran acompañados por capas de shale guía. Aquellos que atraviesan todo el complejo deltáico, fueron muy probablemente depositados  por transgresiones marinas. El siguiente paso es identificar los ambientes de depositación utilizando los núcleos de  perforación y luego correlacionándolos con las respuestas de los registros de pozo. Swanson, 1980, en Handbook of Deltaic Facies, presenta una compilación de de patrones a  partir de registros de pozo, los cuales se indican a continuación. Ver figuras .... y ..... También se presenta una tabla resumen de electrofacies, para un intervalo del Eoceno en el Sur de Texas, a manera de ejemplo. Ver figura....

5. AMBIENTES DE SEDIMENTACION EN ROCAS CALCAREAS

Generalidades Las calizas son rocas sedimentarias comunes que a menudo contienen petróleo y aunque algunas veces el magnesio reemplaza al calcio, en la industria petrolera se les denominando rocas carbonatadas o carbonatos. El primer descubrimiento se hizo en Ontario (1850) y en Ohio e Indiana (1880),  posteriormente en el Oeste de Texas (1920) y entre 1930 y 1940, los grandes campos de Arabia Saudita. Los carbonatos difieren de las areniscas, en que estos han sido formados en su mayoría por restos de animales y plantas. Generalmente se encuentran cerca del lugar donde se originaron, o sea sufren poco o ningún transporte. El carbonato de calcio puede ser fácilmente disuelto por soluciones acuosas, ocurriendo procesos de disolución y cristalización después de la sedimentación. Las calizas son mucho más frágiles que las areniscas y como resultado del plegamiento o fallamiento, se pueden romper dejando fracturas abiertas, que servirán de vías para los fluidos. Los registros de pozo son menos usados para indicar la litología y las propiedades de los reservorios en rocas carbonatadas, en comparación con las areniscas. Esto se debe a las diferentes clases de poros en la misma litología y a que los registros indican la cantidad de  porosidad, pero no dicen nada a cerca del tipo de porosidad.

TIPOS DE ROCAS CALCAREAS Existen varias clasificaciones, que originan diferentes nombres para los mismos tipos de rocas, tales como; En 1913, A.W. Grabau propuso los siguientes términos: Calcilutita = para lodos calcáreos. Calcarenita = para calizas con partículas tamaño arena. Calciruditas = para calizas con partículas tamaño arena gruesa y conglomerática Estos son términos descriptivos de tamaño que son ampliamente usados. Posteriormente, 25 años después, las compañías petroleras desarrollaron sus propias clasificaciones, entre las mas usadas están:

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Clasificación de R. Folk, profesor de la universidad de Texas. Es descriptiva y se basa en la determinación de alquímicos; como fragmentos, oolitos, fósiles, pellets, etc y Ortoquímicos como; micrita y esparita. Clasificación de R. Dunham, geólogo de Shell, es una clasificación ambiental y es la mas usada en la industria petrolera. Los términos propuestos son: Mudstone = para rocas lodo – soportadas y menos de 10 % de granos Wackestone = para rocas lodo – soportadas con mas del 10 % de granos Packstone = para rocas grano - soportadas y más del 10 % de lodo Grainstone = para rocas grano – soportadas y menos del 10 % de lodo

- Existen otras clasificaciones como la de Leighton y Pendexter de Exxon, la cual es similar a la propuesta por R. Folk.

5.1. AMBIENTES DEPOSITACIONALES MODERNOS DE CARBONATOS El carbonato de calcio es depositado en el mar en diferentes ambientes, ver figura ....y por diferentes tipos de organismos como; Ostras y almejas, cuyas conchas son de carbonato de calcio y por muchos otros animales y plantas que también forman conchas llamadas exoesqueletos. Algunos animales como los corales, viven en colonias y forman grandes construcciones llamadas arrecifes. Los corales crecen únicamente en aguas cálidas y someras, por consiguiente se encuentran generalmente en los trópicos. Se han hecho muchos estudios sobre ambientes calcáreos modernos, especialmente en Islas Bahamas, cuba, Belice y México, igualmente en el área del Golfo Pérsico. Los resultados de algunos de estos estudios se explican a continuación.

Islas Bahamas. La parte norte del arrecife, ver figura ......., presenta una isla que consiste de varios tipos de carbonatos, formados cuando el nivel del mar fue mas alto, los cuales se cementaron y litificaron cuando el nivel del mar descendió. Entre la isla y el arrecife hay un lago, en el cual las mareas altas crean corrientes, seleccionando los fragmentos del arrecife, removiendo el lodo calcáreo y construyendo acumulaciones de fragmentos redondeados tamaño arena llamados oolitos. Detrás de la isla existe una zona amplia de agua somera, llamada Banco. Cerca de la isla hay pequeños movimientos de agua, que logran formar acumulaciones de lodo calcáreo. El lodo está lleno de vida orgánica y las algas crecen abundantemente en las aguas someras. Los gusanos que viven en el lodo excretan pellets fecales, de forma oval y tamaño milimétrico. Además las mareas lunares crean fuertes corrientes cerca de la punta del  banco, que barren el lodo hacia fuera y los granos tamaño arena son levados hacia el interior formando acumulaciones de oolitos.

Un comportamiento diferente en un ambiente moderno se encuentra a lo largo de las playas del Golfo de Persia, el cual está en clima árido. Ver figura ..... En este caso adyacente al arrecife existe una facies esqueletal como en las Bahamas, detrás del arrecife en el lago existe una zona donde se forman oolitos, en dirección a la tierra donde el agua es somera y no puede retrabajar los sedimentos, se forma una facies de lodo de pellets. Esta zona grada a una llanura salada, que se marca hasta la marea alta, esta llanura salada se llama Sabkha en árabe. En ella algas azul – verdosas crecen abundantemente. El agua marina es atraída a la superficie, por las fuerzas capilares, donde se evapora. La anhidrita, el yeso y algunas veces la sal, forman costras o capas. A medida que estos minerales cristalizan en superficie, el agua se enriquece en magnesio y convierte los lodos calcáreos en un Sabkha de dolomita.

5.2. AMBIENTES ANTIGUOS DE DEPOSITOS CALCAREOS La mayoría sino todos los carbonatos, fueron depositados simultáneamente en tres diferentes macroambientes que son; Plataforma continental, pendiente o talud y cuencas, cuya dirección y extensión puede ser predicha.

- Plataforma. El ambiente de plataforma es poco profundo, generalmente menos de 100 pies. Las corrientes son débiles y depositan lodo. Usualmente hay suficiente oleaje para mantener el agua oxigenada. Algunas veces en los bancos de lodo el oxigeno se utiliza en la parte superior y así la materia orgánica puede ser preservada. En este ambiente se pueden encontrar algunas cabezas coralinas aisladas y esparcidas o arrecifes alargados. Ver figura... Ambientes de depositación de carbonatos. Después de un levantamiento del nivel del mar, los sedimentos de plataforma construyen una secuencia regresiva de bancos de arena, la cual consiste de lodos calcáreos en la base, material grueso afectado por corrientes encima y sedimentos de supramareas como algas y algunas veces evaporitas. Si después hay un descenso de la corteza o un levantamiento del nivel del mar, el agua se hace más profunda y la secuencia de bancos de arena comienza de nuevo pero de manera transgresiva. Los grandes campos petrolíferos jurásicos de Arabia Saudita, consisten de secuencias de  bancos calcáreos tamaño arena, depositados en situaciones regresivas, donde cada secuencia termina en una capa de anhidrita, formada en ambientes tipo sabkha. Margen de Plataforma. Es una zona donde las condiciones son altamente favorables para la formación de calizas fosilíferas. Las corrientes del mar abierto traen nutrientes y a menudo los organismos construyen arrecifes, los cuales alcanzan el nivel del mar. Estas construcciones suministran continuamente limos y arenas calcáreas, los cuales son llevados a la parte interna de la  plataforma, conformando el material necesario para generar depósitos sedimentarios en ese

sitio. Además los fragmentos de algas y conchas forman bancos calcáreos que pueden llegar a tener un considerable espesor. La mayoría de los arrecifes pueden dividirse en tres partes, las cuales se ilustran en la siguiente figura......

 Núcleo del Arrecife: son los restos de la construcción arrecifal, en la cual sus espacios intersticiales están rellenos de cemento criptocristalino calcáreo. En consecuencia el núcleo es masivo, no estratificado y su porosidad es p rincipalmente secundaria. Flancos del Arrecife: consiste de estratos de caliza tamaño arena y conglomerados calcáreos, derivados del arrecife, los cuales se acuñan al alejarse. Area Interarrecifal: consiste de sedimentos normales de plataforma como; lodos calcáreos, arenas calcáreas, algas y evaporitas. Los arrecifes como las secuencias regresivas de plataforma, están a menudo cambiando verticalmente, debido a los cambios del nivel del mar. Los períodos de rápido crecimiento, están separados por períodos de exposición atmosférica, formándose barreras impermeables dentro de los mismos. Cuando los arrecifes ocurren en líneas costeras bien definidas, se llaman barreras arrecifales, en otras ocasiones están esparcidos al azar en la plataforma y en otras se forman como penachos en el talud continental, en todos es posible encontrar petróleo.

Depósitos de Margen de Talud . El material del talud, consiste de arenas calcáreas y bloques que por acción de las olas son desprendidos del arrecife y que se depositan al inicio de la pendiente. Se denominan arrecifes de talud y muchas veces son excelentes reservorios. Algunos tienen formas circulares conocidos como atolones, en los cuales el material de sus flancos se encuentra en la laguna central.

Depósitos de Cuenca . El material de la cuenca es de grano fino usualmente lodo calcáreo. Normalmente no tiene suficiente permeabilidad para almacenar hidrocarburos. Además los sedimentos de las cuencas gradan lateralmente a shales. En el caso de las cuencas epicontinentales, que  presentan muy poca circulación de agua en las partes profundas, la materia orgánica tiene altas posibilidades de preservarse y pueden llegar a ser rocas fuentes de hidrocarburos.

5.3. DIAGENESIS DE CARBONATOS Litificación. El carbonato de calcio es ligeramente soluble en agua, pero el bicarbonato de calcio es mucho más soluble. Cuando el gas dióxido de carbono ( CO2) es disuelto en el agua, forma ácido carbónico (H2CO3), el cual cambia el carbonato de calcio a bicarbonato de calcio. Aunque la reacción es compleja se puede resumir de la siguiente forma: CO2 + H2O = H2CO3 = CaCO3 = Ca(HCO3)2 CaCO3 + H2O + CO2 = Ca++ + 2HCO3 – El CaCO3 es cristalino, el Ca++ y el 2HCO3- son iones en solución. La reacción es reversible, aunque el carbonato de calcio cristalino puede disolverse o precipitarse, dependiendo de las condiciones de pH y Eh, en la solución acuosa. En términos generales, si el pH aumenta el carbonato de calcio precipita. Cuando el CO2 se disuelve en el agua hace el agua más ácida o sea que el pH baja. El CO2 es producido por bacterias que descomponen la materia orgánica y por los animales en su respiración, el cual es tomado fuera del agua por plantas como algas, que lo fijan para formar compuestos carbonosos orgánicos. Ligeros cambios de pH y de Eh, originan soluciones que disuelven o precipitan el carbonato de calcio. La porosidad y la permeabilidad en las rocas calcáreas, así como en las arenas, están controladas por las corrientes y las mareas en los ambientes de depositación original. Sin embargo la textura original es ampliamente alterada por la disolución y la precipitación del carbonato de calcio después del enterramiento. Los poros intergranulares son a menudo rellenos por calcita cristalina secundaria, que destruye la porosidad. Igualmente los lodos calcáreos impermeables, algunas veces son convertidos a cristales de dolomita equigranulares, confiriéndoles una excelente  permeabilidad. Muchos lodos calcáreos recientes, consisten principalmente de aragonito, el cual es la forma mas inestable de carbonato de calcio, por calcita rica en magnesio y algunas veces de dolomita. Esto indica que profundos cambios tienen lugar tan pronto los sedimentos son enterrados. En su condición inicial de depósito, los lodos calcáreos tienen una porosidad mayor del 50 %, pero cuando se consolidan y pasan a calizas, su porosidad es generalmente menor del 2 %. También cuando sedimentos calcáreos depositados recientemente son expuestos a la atmósfera, el agua fresca meteórica entra en los poros. Al principio disuelve el aragonito,  pero cuando llega más profundo comienza a saturarse y a reprecipitar en calcita, llenando los poros. Esto indica que la mayoría de los carbonatos fueron depositados en aguas someras, donde estuvieron expuestos a la atmósfera.

Las calizas consolidadas muestran abundante evidencia de disolución y reprecipitación. Las calizas micríticas esqueletales, a menudo presentan las conchas originales disueltas a manera de moldes, así como canales irregulares y cavidades (vugs), formados por soluciones que han penetrado, además fracturas que están rellenas por calcita cristalina.

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Dolomitización.

Las calizas por lo general son parcial o totalmente transformadas a dolomita, la cual es CaMg(CO3)2 y es cristalográficamente similar a la calcita, sin embargo es mas densa, menos soluble en agua, menos dúctil y mas frágil. Las aguas enriquecidas en magnesio, permiten que el carbonato de calcio de precipite algunas veces poco tiempo después del enterramiento. Luego los átomos de magnesio bajan y reemplazan a los de calcio. Este proceso de dolomitización usualmente involucra recristalización. En general el proceso de dolomitización es como se ilustra en la siguiente figura:

Debido a que se ha observado en depósitos recientes de carbonato de calcio que soluciones salinas o salmueras, producto de una zona evaporítica han podido convertir en dolomita al carbonato de calcio; esta podría ser la explicación a la presencia de dolomitas siempre en ambientes de plataforma y nunca en cuencas profundas. Además asociadas a evaporitas y capas de materiales algáceos, indicando zonas de evaporación en mares epicontinentales, con climas áridos. La dolomitización puede ser ayudada por el fracturamiento, debido a que se han encontrado zonas dolomitizadas cerca de fallas, cuando existe comunicación con aguas superficiales.  No hay duda de que las dolomitas son generalmente mas porosas y permeables que las calizas, lo que no se sabe es “si la dolomitización aumenta la permeabilidad o la  permeabilidad aumenta la dolomitización”.

Tipos de poros en carbonatos . Aunque los poros intersticiales en los carbonatos, básicamente se parecen a los de las areniscas, estos difieren en solubilidad y fragilidad. Por consiguiente los carbonatos a menudo, pero no siempre, presentan porosidad secundaria, que puede ser mayor a la primaria. Las fracturas contribuyen poco a la  porosidad, pero aumentan fuertemente la permeabilidad. Por esto el comportamiento de los

fluidos es igual al de las areniscas, cuando solo hay porosidad primaria, pero es muy diferente si existen cavidades, fracturas o canales. Aunque Choquette y Pray (1970), clasificaron los poros en los carbonatos en 15 tipos diferentes, solo los siguientes son importantes, desde el punto d e vista de los hidrocarburos: -

Porosidad Interpartícula o intergranular: cuando los poros entre los oolitos o entre granos tamaño arena, no están rellenos de lodo calcáreo o calcita secundaria, la roca tiene una excelente porosidad y permeabilidad. Esta porosidad es a menudo mejorada o destruida por exposiciones a la atmósfera, las cuales unidas a los cambios en la  profundidad del agua, generan reservorios con zonas estratificadas de baja porosidad y  permeabilidad, creándose barreras al flujo vertical de los fluidos.

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Porosidad Intercristalina: las soluciones dolomitizantes a veces convierten la roca en cristales rómbicos de dolomita equigranulares, haciendo de ellas muy buenos reservorios.

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Porosidad por Canales o Cavidades (vug): los carbonatos generalmente contienen túneles o canales pequeños. Cuando el rango es menor de 1 mm de diámetro se llama Pinpoint porosity, cuando es de varios mm o cms se denomina Vuggy porosity.

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Porosidad de Fractura: cuando los carbonatos son plegados o fallados, desarrollan fracturas. Si los esfuerzos son compresionales estas tienden a cerrarse. Una mayor cantidad de fracturas se genera por tensión en la parte superior o cresta de los anticlinales, formándose paralela y perpendicular al eje del pliegue, contribuyendo así a un aumento de la permeabilidad. Ver figura ....

Las rocas tanto areniscas como calizas, pueden presentar diaclasas en grupos o sets, las cuales generalmente se cierran en profundidad debido a la sobrecarga, que genera la compresión vertical y la expansión horizontal. Estas pueden ser fácilmente abiertas, si la presión de los fluidos excede cierto valor crítico. Esta técnica es conocida como fracturamiento artificial del yacimiento. El fracturamiento también puede ser ocasionado por la perforación, en este caso se reconoce por que no se presentan mineralizaciones en las caras de las fracturas y por lo general están localizadas en la parte central a lo largo del eje del núcleo.

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Porosidad Intrapartícula: a veces los granos calcáreos, los fragmentos esqueletales y los oolitos tienen microporosidad internamente. Esta porosidad es muy fina para admitir hidrocarburos, pero si es medida por los métodos de análisis de núcleos, generándose

valores erróneos de porosidad efectiva, o sea capaz de guardar petróleo o gas. Considerando que los microporos estén llenos de agua, las curvas de resistividad  pueden indicar altas saturaciones de agua, aunque los poros grandes contengan hidrocarburos. -

Porosidad por Moldes o Móldica: cuando los granos sufren disolución, queda solo micrita. Si la roca es principalmente lodosa con granos ocasionales, esta porosidad no es importante. Si los granos son abundantes como para tocarse unos con otros, tipo Packstone, las cavidades dejadas por los granos disueltos si son importantes para los hidrocarburos. Estos reservorios se llaman oolmóldicos y son poco comune s.

5.4. CAMPOS DE PETROLEO EN DEPOSITOS CALCAREOS

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Campos de Petróleo en Arrecifes .

Judy Creek Field. Alberta. Canadá. El arrecife fue un atolón, con flancos en escalones y una laguna interior. La mejor  porosidad está en la parte orgánica y en los detritos arrecifales. En su parte interior la  porosidad es errática.

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Campos en Carbonatos de Plataforma .

Area de Huge, en la cuenca Williston. La mayoría de los carbonatos de esta plataforma son micríticos y carecen de permeabilidad;  probablemente donde las aguas fueron someras y existían mareas, con arenas de fragmentos fósiles y oolitos, se desarrollaron zonas aptas para actuar como reservorios. Ghawar Field, Arabia Saudita. Es el campo de petróleo más grande del mundo. El petróleo está en carbonatos de  plataforma, hacia la zona de bancos calcáreos tamaño arena, en una estructura de tipo anticlinal bastante amplia. Wasson San Andres Field, West Texas. Es un depósito formado en una zona lagunar, entre un arrecife y la línea de playa. Las mejores porosidades están en el arrecife y en su parte interna. Además es una estructura anticlinal, cubierta por dolomita.

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Campos Tipo Fractura .

Gach Saram, Iran. Son una serie de anticlinales, que constituyen los mas prolíficos campos del mundo,  produce de las calizas de la Formación Asmari, localmente dolomitizadas. En general son Wackstones y Packstones ricas en foraminíferos, la porosidad de la matriz es de 9 %.

Beaver River Gas Field, Canadá. Es un anticlinal agudo y fallado, su ambiente de depósito corresponde a una amplia  plataforma en la zona intermareal. Está constituido por rocas calcáreas dolomitizadas en sus  primeros 250 pies, además la roca se encuentra intensamente fracturada.

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Campos de Carbonatos en Aguas Profundas

Existen dos tipos de campos en este caso; los formados cerca del pie de un arrecife, por sucesivos derrumbes de su talud y los formados por algas y foraminíferos que vivieron en la superficie, pero fueron depositados en z onas mas profundas. Poza Rica, México. Corresponde al primer tipo y es una caliza detrítica que presenta grandes cavernas intercomunicadas, formada por sucesivos derrumbes del talud del arrecife que se extienden 20 Km, mar adentro. Ekofisk, North Sea, Noruega.

Corresponde al segundo tipo, produce de cretas que no se esperaban productoras, las cuales tienen forma de domo, está a 12.000 pies de profundidad y tiene una porosidad de 30 %, además presenta presiones anormales de poros, las cuales explican su alta porosidad. La  permeabilidad es extremadamente baja 0.2 – 10 md, la cual debió ser aumentada por fracturamiento artificial.

6.DEPOSITOS NO CONVENCIONALES DE PETROLEO Y GAS

El término “no convencional”, se refiere a los depósitos de petróleo y gas de un significativo potencial comercial, que no son recuperables por métodos convencionales.

OIL SHALES

Se ha denominado así a una roca bituminosa con contenido de kerógeno, asociada a carbones, areniscas con restos de plantas, ch erts y tobas. La materia orgánica de los oil shales proviene entre un 10 – 50 % de algas, aunque en los depósitos comerciales el contenido de materia orgánica es menor de un 30 %. Los Oil Shales, se pueden clasificar según el tipo de contenido de materia orgánica, de la siguiente manera: -

Variedad Ultra – Rica, incluye rocas intermedias e ntre shale y carbón, cuyo origen son aguas frescas, comúnmente de tipo lacustre. Contiene abundante esporinita y bituminita de plantas superiores, resinita, vitrinita e inertinita. La torbanita contiene abu ndante algilita. La relación H:C es típicamente > 1.25 y la relación O:C < 0.1

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Lamosita, es el mas importante oil shale comercial, su relación H:C varía entre 1.3 – 1.7 y su O:C < 0.18

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Oil shales Marinos, ricos en alginita derivada de a lgas marinas. La relación H:C > 1.4 y la relación O:C 0.1 – 0.2.

-

Mezcla de Oil shales, presentan un mayor contenido de materia orgánica y sus relaciones atómicas son variables.

Ambientes de depositación,

ANALISIS DE FACIES A PARTIR DE PERFILES DE POZO.

La idea de utilizar los registros de pozo como herramientas sedimentológicas, proviene de los años 1956, a partir de ingenieros que trabajaban papa la compañía Shell – Pecten. Estudiando el delta del Mississippi, establecieron que la curva de SP presentaba formas características y que cada una de estas formas correspondía a una facies de un cuerpo arenoso en particular. Analizando la curva de SP, el tipo de contacto entre las arenas y shales,el cual puede ser neto o  progresivo y el carácter de la curva; lisa, aserrada, cóncava, rectilínea o convexa, se pueden establecer las clasificaciones mostradas en la siguiente figura.

Figura.5-5. Clasificación de electrofacies, según respuestas de los perfiles. Tomado de O.Serra 1985. Pirson, 1970 y 1977, asoció las facies y los ambientes de depósito a las formas características de las curvas, de esta manera varios geólogos utilizaron este método para construir mapas de facies.

Concepto de Electrofacies.

Debido a que cada perfil de pozo da en mayor o menor grado alguna información acerca de la composición mineralógica, la textura y las estructuras sedimentarias, se puede decir que cada perfil de pozo brinda una información particular de las propiedades de las rocas.

Además la geometría, se puede definir por el análisis del espesor verdadero a partir de registros y su extensión utilizando correlaciones entre los pozos y con la construcción de mapas isópacos. Con esto se comprueba que la mayoría de los parámetros necesarios para definir una facies o mas exactamente una litofacies, son posibles obtenerlos a partir de registros de pozos. Estas electrofacies fueron definidas por O. Serra en 1970, como “el conjunto de las respuestas de los perfiles que caracterizan a un estrato y permiten distinguirlo de otros”. Existe un parámetro adicional que los sedimentólogos no han considerado en sus definiciones de facies y es el fluido que ocupa el espacio poral de las rocas, el cual es considerado en la definición de electrofacies. En consecuencia estas también dependen la naturaleza de los fluidos presentes, tales como; gas, petróleo, agua dulce, agua salada y constituyen un factor importante para el reconocimiento de un ambiente sedimentario. La única objeción que presentan las electrofacies es el hecho de que no contienen la información paleontológica y por esta razón solo serían un equivalente de las litofacies.

Concepto de Electrosecuencia.

Algunas veces se observa que los registros evolucionan con la profundidad, esta evolución que tiene forma de rampa fue denominada por O. Serra (1970) como electrosecuencia y  propuso la siguiente definición: “un intervalo de profundidad de mayor espesor que la resolución vertical de la herramienta de medición y que presente una evolución continua y  progresiva entre dos valores extremos del parámetro medido, describiendo una rampa”. Esta variación puede reflejar un cambio progresivo en la composición mineralógica, la evolución de un parámetro textural, una evolución en la saturación entre zonas petrolíferas y acuíferos. De tal manera que las formas de campana y embudo de la curva de SP corresponden a electrosecuencias y no a facies o ambientes. En el siguiente cuadro resumen, se indican las diferentes electrosecuencias observadas y el tipo de facies y ambientes que podrían estar representando.

Figura.5-6. Electrofacies para curvas de SP y resistividad. Facies y ambientes asociados.

3.3 GEOMETRIA DEL RESERVORIO.

INTRODUCCIÓN. El principal factor para el geólogo de exploración es la geometría tridimensional del reservorio o sea; su tamaño, forma y orientación. Para el análisis de estos parámetros se requieren conocimientos del ambiente de sedimentación, la tectónica y la estratigrafía y esta información se obtiene a partir de: núcleos, secciones sísmicas regionales y datos paleontológicos. - Los núcleos proveen los datos de las facies sedimentarias, las cuales ayudan a determinar el proceso de sedimentación y el ambiente, así como las columnas y modelos estratigráficos. - Las secciones sísmicas, indican los arreglos específicos de los estratos dentro de una cuenca y la cantidad de control tectónico sobre los estratos guías, definiendo un modelo estructural. - La paleontología, provee los datos de la paleobatimetría y paleoclimas, así como la edad de los secuencias sedimentarias. Además es importante determinar el grado en el cual los reservorios representan depósitos singulares o aislados o si son el resultado de la superposición de múltiples depósitos.

3.3.1 Geometría de Reservorios Aislados. Su geometría será función del ambiente de depositación y del tipo de depósito. Los mas comunes tipos de reservorios de arenas en arreglos fluviales, deltáicos y costeros son:

Fluvial Abanicos aluviales Canales de ríos entrelazados Canales de ríos meandriformes. Point bars. Diques de ruptura. Crevass Splays

Deltas

Canales distributarios Diques de ruptura Barras de desembocadura de los distributarios. Mouth bars Costeros. Depósitos costeros Costas dominadas por olas Costas mixtas oleaje – mareas Barras de plataforma. Barras de oleaje Barras de mareas

Las propiedades geométricas de los reservorios pueden ser agrupadas en las siguientes categorías: orientación regional, forma del reservorio y tamaño.

Orientación Regional. Dependerá del armazón tectónico y paleogeográfico y del tipo de cuerpo de arena. Los sistemas fluviales obviamente se orientan en ángulo recto a la línea de costa y usualmente paralelos a los principales ejes tectónicos.  Normalmente los ríos fluyen a través del principal depocentro de una cuenca subsidente, lo cual es especialmente cierto en márgenes pasivos. En el caso de los abanicos aluviales y abanicos deltáicos, los patrones de drenaje y su orientación serán perpendiculares a los ejes tectónicos y las fallas. En márgenes  pasivos el drenaje fluvial formará cinturones de arenas ampliamente distribuidos, cubriendo toda la llanura costera y perpendiculares a la línea de costa. Los depósitos deltáicos exhibirán una orientación regional en función del régimen sedimentológico que domine en la línea de costa. Por esta razón sus ejes de depositación pueden ser perpendiculares (deltas dominados por mareas) o paralelos a la costa (deltas dominados por las olas). Ver figura 3. 50.

Figura 3. 50. Orientación de arenas a gran escala como función del tipo de proceso dominante en la costa.

Forma del Reservorio. La forma dependerá del tipo de depósito y puede variar desde: depósitos de canales acordonados hasta unidades laminares ampliamente distribuidas.

La siguiente tabla resume la forma mas probable de reservorios aislados formados en diferentes ambientes:

Elongados

Cinta

A / b > 10

a / b = 5 – 10

Elíptico a circular a/b<5

Sin límite Laminar

Tamaño y Dimensiones El tipo de depósito y el arreglo depositacional controlan el tamaño y dimensiones de los reservorios de arenas.

Las siguientes propiedades geométricas son válidas para sistemas aislados del tipo canales, diques y barras. Canales. Los depósitos de canal usualmente son continuos a lo largo de las pendientes depositacionales, aunque en el caso de los canales deltáicos su espesor decrece  pendiente abajo. El parámetro geométrico mas importante es el ancho del sistema de canales y la relación ancho espesor. Ver figura 3. 51. y 3. 52

Figura 3. 51. Ejemplos de geometrías de canales.

Figura 3. 52. Relaciones entre la morfología del canal y la geometría del reservorio.

Canales rectilíneos no sinuosos. Son típicos de distributarios de deltas dominados por ríos, su relación ancho / espesor varía entre 50 – 100 veces. El espesor de la arena refleja directamente la batimetría del canal, la cual varía entre < 5 – 25 metros. Un canal de arena con un espesor mayor de 25 metros, pertenecerá aun sistema de canales multihistórico. Canales Sinuosos. Cinturones meandriformes compuestos por point bars amalgamadas, ocurren en llanuras aluviales de bajo gradiente y en deltas dominados por las mareas. La migración lateral y la yuxtaposición de point bars , generan una relación ancho / espesor muy grande, del orden de 100 – 300 veces, con espesores > 25 metros. Canales Entrelazados. Ocurren en llanuras aluviales de alta pendiente, con una alta carga de arena / arcilla e igualmente ocurren en abanicos deltáicos. Estos depósitos forman amplias acumulaciones laminares, compuestas por muchos canales rellenos que migran lateralmente. Su relación ancho / espesor es > 300 veces.

Diques de Ruptura. Ocurren en llanuras de inundación fluvial, llanuras deltáicas y en bahías interdistributarias. Forman depósitos elípticos adyacentes y progradantes lateralmente a los canales. Ver figura 3. 53. Frecuentemente están aislados de los canales e interestratificados con shales. Su tamaño varía de cientos de metros a varios kilómetros y su espesor es de varios metros. Una relación ancho / espesor razonable es de 200 – 300.

Barras Deltáicas de Desembocadura.

- Barras fluviales y deltáicas dominadas por las mareas. Generalmente son lobulares o elípticas, con espesores de < 5 – 15 metros y su ancho es de varios kilómetros. Se sugiere una relación ancho / espesor de 100 - > 400. - Barras de deltas dominados por olas. Tienen una gran distribución debido a su alta dispersión a lo largo de toda la costa. El espesor de la barra será equivalente a la profundidad del nivel base de las olas, o sea  podría ser de <5 – 15 metros. Su relación ancho / espesor es muy alta > 500 y hasta > 1000.

Figura 3. 53. Facies e isópacas correspondientes a canales.

3.3.2 Secuencia del Reservorio. ( Stacking) En el anterior aparte se trataba la geometría de reservorios de arenas aisladas, ahora se tratará el caso de secuencias de reservorios multihistóricos. El grado de multihistoriedad estará controlado por dos parámetros principales: •

Rata de subsidencia

•

Tipo de sedimento suministrado

Rata de subsidencia. Para una rata dada o constante de suministro de sedimentos, la disminución de la rata de subsidencia aumenta la probabilidad de que el reservorio tenga conexiones por secuencias verticales y por amalgamamiento lateral (conex ión) Tipo de sedimento suministrado. Una alta relación arena / arcilla ( arena >> arcilla), aumenta la posibilidad de amalgamamiento e interconexión. En cuencas tectónicas que generan altas  proporciones de arena, los reservorios tienden a ser muy amalgamados. Se consideran dos ejemplos: depósitos fluviales y modelos de pendiente de  plataforma a gran escala. 1-Secuencias de canales fluviales. Los canales fluviales son relativamente estrechos y están sujetos a cambios laterales episódicos del canal dentro del valle aluvial (proceso de avulsión). Así en cierto tiempo el canal no podrá migrar lateralmente (como en el caso de canales entrelazados), pero cambiará hacia atrás y hacia delante en pequeños saltos. Si la rata de subsidencia es rápida con respecto a la periodicidad del canal, el canal resultante de arena tenderá a estar aislado dentro de los shales de la planicie de inundación. Ver figura 3. 54. Pero si la rata de subsidencia es lenta, los canales tenderán a amalgamarse y a erodarse mutuamente.

Si el suministro de sedimentos es constante, el espesor e interconexión del reservorio será inversamente proporcional a la rata de subsidencia. Ver figuras 3. 55 y 3. 56.

Figura 3. 54. Secuencia de un canal fluvial. Subsidencia lenta y rápida.

Figura 3. 55. Interconexión de los reservorios en diferentes contextos tectónicos.

Figura 3. 56. Geometría de canales individuales y empaquetamiento de canales.

2-Modelos de Pendiente – Plataforma. Para una rata constante de sedimentos fluviales suministrados, la relativa abundancia de arena será inversamente proporcional a la rata vertical de acumulación de depósitos deltáicos. Esta relación puede ser aplicada a los análisis de los patrones de los estratos en la  plataforma o en la pendiente. Ver figura 3. 57 y 3. 58. Si la subsidencia aumenta o el nivel del mar sube rápidamente, la rata de agradación (acumulación) en la plataforma será relativamente alta con respecto a la progradación en la pendiente. Pero si la subsidencia decrece, la relación progradación / agradación de la pendiente – plataforma se incrementará. Si el suministro de sedimentos es constante, el porcentaje de arena y el grado de interconexión del reservorio será proporcional a la relación progradación / agradación. Al mismo tiempo, la extensión de la línea de arenas deltáica ( el límite hacia el mar de acumulación significativa de arena), será proporcional a esta relación. Además la relación será menor para deltas construidos fuera de la cuña de la plataforma, si la rata de subsidencia es baja. En la mayoría de los casos, diferentes partes de la plataforma están subsidiendo a diferentes ratas. La figura 3. 59, ilustra un ejemplo de esta situación en la cuenca Mahakam, Indonesia. Desde el Mioceno medio, esta cuenca ha acumulado mas de 5.000 metros de sedimentos deltáicos en una rápida subsidencia de la plataforma, siendo la secuencia suprayacente producto de una evolución transgresiva.

Figura 3. 57. Efecto de la rata de acomodación con respecto a un aumento del nivel del mar o una subsidencia.

Figura 3. 58. Relaciones a gran escala entre una relativa abundancia de arena, rata de creación de un volumen sedimentario y la relación progradación / agradación (p/a) en la plataforma – pendiente.

Figura 3. 59. Cuenca Mahakam. Indonesia.

Historia de los Hidrocarburos

2. HISTORIA DE LA INDUSTRIA DEL PETROLEO

2.1. GENERALIDADES

La industria del petróleo nace cuando el Coronel Edwin L. Drake, en la localidad de Titusville – Pennsylvania, en el año de 1859, perforó el primer pozo de petróleo comercial. Este pozo tenía 19 metros de profundidad y duró construyéndolo dos años, en este momento comenzó la llamada fiebre del oro negro. (Primer Congreso Venezolano del Petróleo, 1962). Se inició una competencia entre el nuevo aceite de roca y los aceites de origen animal y vegetal que hasta la fecha se utilizaban como lubricantes y como materiales de iluminación. Esta fiebre del oro negro hizo que se perforaran muchos pozos y que a la vez se presentaron pozos secos, llegándose a concluir que el petróleo no se presenta en cualquier lugar del subsuelo Anteriormente el petróleo había sido usado por civilizaciones antiguas y medievales específicamente con fines bélicos, en Europa, Asia y China se utilizó en iluminación, en Oriente como impermeabilizante de barcos, de tal manera que hasta el siglo XIX se obtuvo de menes o manaderos excavando trincheras o por destilación del carbón El auge de la industria petrolera trajo consigo la evolución de los medios para transportarlo. Desde un comienzo, se empezó a transportar en barriles de madera por botes a través de los ríos cercanos, pero se empezaron a presentar problemas de almacenamiento y la solución fue construir carreteras, para llevarlo por medio de carretas hasta las vías las vías férreas. Para 1865 se construyó el primer vagón cisterna, de esta manera el petróleo era llevado por carretera hasta el ferrocarril y de allí a las ciudades. Posteriormente apareció el primer oleoducto, construido por M.E. Van Syckel, se hizo pensando en enlazar la producción desde el pozo al ferrocarril a través de un oleoducto, que tenía 5 millas de longitud, 2 pulgadas de diámetro y estaba enterrado a 2 pulgadas de profundidad. Esta nueva manera de transporte causó la reacción de los carreteranos, quienes le “ocasionaron daños” al nuevo oleoducto tratando de evitar su uso. 7

Historia de los Hidrocarburos

En 1878, Hostetter, vecino de Pittsburgh, comenzó la construcción de un oleoducto de 60 millas de longitud y 3 pulgadas de diámetro, con la idea de poder abastecer las ciudades directamente desde los pozos productores. Esto causó la “agresión” de las compañías de trenes al oleoducto. Posteriormente en 1879, se empezó a construir el primer oleoducto troncal de 108 millas de longitud y 6 pulgadas de diámetro, con capacidad para transportar 10.000 bls/ día, de esta manera se enlazó definitivamente la producción desde los pozos a las refinerías. Esta forma de transportar el petróleo mejoró su eficiencia cuando en 1928 se inventó la soldadura eléctrica y los tubos dejaron de ser roscados, evitándose las fugas del líquido. La importancia de la industria del petróleo, se debe a la preponderancia de los hidrocarburos como fuente de energía durante el siglo XX, aunque hasta hace pocos años se ha tomado conciencia de que el petróleo es un recurso no renovable. El aumento en el consumo se puede observar en el siguiente cuadro de producción mundial acumulada por períodos. (Lagoven, 1990).

PRODUCCION ACUMULADA DE PETROLEO (Miles de Barriles)

PERÍODO 1857 – 1900 1901 – 1950 1951 – 1973 1974 – 1983 Totales

AÑO 44 50 23 10 127

PRODUCCIÓN 1.732.217 63.877.882 233.866.475 208.329.930 507.806.504

PORCENTAJE 0.34 12.58 46.05 41.03 100

2.2. DESARROLLO DE LA INDUSTRIA PETROLERA

Para explicar el desarrollo de la industria petrolera se han propuesto los siguientes períodos; 1- Período 1857 – 1900, el cual corresponde a una industria suministradora de iluminantes. 2- Período 1901 – 1950, corresponde al arranque y consolidación de la industria, incluyendo la recuperación después de la segunda guerra mundial 8

Historia de los Hidrocarburos

3- Período 1951 – 1973, es la etapa de mayor auge industrial y comercial 4- Período 1974 – 1983, caracterizado por la iniciación de cambios en el precio del petróleo Los anteriores períodos presentan las siguientes características: 1- PERIODO 1857 – 1900

La industria se inicia en 1859 con el primer pozo comercial perforado por Coronel Drake y se caracteriza por ser una industria productora de iluminantes, específicamente kerosene. Las innovaciones industriales que se lograron durante este período requirieron del aporte de la industria petrolera, específicamente como combustibles, lubricantes y grasas. Estas innovaciones fueron; -

Proceso para convertir hierro en acero. Bessemer 1856 Ferrocarril Pacífico Central. USA Primer tramo del metro de Londres Siemens 1866. Inventa el Dínamo Nobel 1867. Inventa la Dinamita Graham Bell 1876. Teléfono Edison 1877. Fonógrafo Rockefeller 1882. Funda la Standard Oil Co. Benz y Daimier 1883. Fabrican vehículos Peward y Krebs. Primera aeronave Construcción de los ferrocarriles de; China 1888 y Transiberiano 1891 Francia construye un submarino eléctrico 1896 Marconi 1897. Telégrafo inalámbrico Zeppelin 1898. Inventa el Dirigible Los Curie descubren el Ra Etc., etc.

Durante este período los principales países productores fueron; Rusia 206 M bls, USA 174 M bls, Indonesia 6 M bls y Rumania 4.5 M bls. 2- PERIODO 1901 – 1950 9

Historia de los Hidrocarburos

A comienzo de siglo se multiplicaron los esfuerzos para la búsqueda de petróleo, adquiriendo las compañías concesiones en todo el mundo. Las principales fueron los grupos; Standard Oil Of New Jersey, que luego fue la Standard Oil Co ( Rockefeller 1837 – 1937) que hoy día es la Exxon Corporation y la Royal Dutch Petroleum Co. (1896) luego el grupo Dutch / Schell (1907). Los acontecimientos importantes de este período fueron: -

J.P Morgan funda el imperio del acero. 1901 Hermanos Wright, primer vuelo a motor. 1903 Ford, comienza a fabricar vehículos. 1903 Inicia la General Motors. 1908 Se abre al tráfico marítimo el canal de Panamá. 1914 Inicio de la primera guerra mundial (1914 – 1918), uso de aviones, barcos y tanques Venezuela, primer exportador mundial de petróleo. 1928 Gran depresión económica. 1920 – 1939. Inicio de la segunda guerra mundial. (1939 – 1945) Debido a la guerra se desarrolla la refinación y petroquímica del petróleo, se producen; gasolina, kerosene, combustóleo, lubricantes, grasas, plásticos, fibras y otros productos químicos. De 1945 a 1950, período de reconstrucción de las naciones, donde el petróleo fue importante

3- PERIODO DE 1951 – 1973

Corresponde a la reconstrucción de las naciones europeas y asiáticas después de la guerra, el petróleo es barato, su consumo es alto y hay despilfarro. Igualmente continua la exploración de nuevas reservas. Los principales acontecimientos de este período fueron: -

Irán nacionaliza su industria petrolera en 1951, ocasionando el cierre de 700 M bls / día y reservas de 27.000 MM de bls durante cuatro años.

-

Egipto nacionalizó el Canal del Suez y fue cerrado temporalmente, esto implicó navegar alrededor de Africa, por esta razón se construyeron grandes tanqueros. 10

Historia de los Hidrocarburos

-

Venezuela nacionaliza su petróleo en 1976

-

El 14 de Septiembre de 1960 se creó la OPEP, cuyos miembros fundadores fueron; Venezuela, Irán, Irak, Kuwait y Arabia Saudita

La producción de estos países en 1960 se presenta en el siguiente cuadro:

PAÍSES Venezuela Irán Irak Kuwait Arabia Saudita (A) Total OPEP (B) Total Mundo %A/B

PRODUCCIÓN EN B / D 2.846.107 1.050.000 975.000 1.625.000 1.240.000 7.730.107 20.858.670 37.09

RESERVAS MM DE BLS 17.382 35.000 27.000 62.000 50.000 101.382 300.986 63.58

En los siguientes años anotados abajo, el volumen de producción y de reservas de la Organización se refuerzan geográfica y potencialmente al ingresar otros países como:

PAÍSES

AÑO

PRODUCCIÓN B / D

Catar Indonesia Libia EUA Argelia Nigeria Ecuador Gabón

1961 1962 1962 1967 1969 1971 1973 1973

176.000 458.000 184.000 382.800 936.600 1.543.400 197.000 145.000

RESERVAS MM DE BLS 2.750 10.000 4.500 15.000 8.000 11.680 5.675 1.500

Las razones para la fundación de la OPEP, fueron las siguientes: 11

Historia de los Hidrocarburos

La reducción de precios del crudo de forma unilateral, por parte de los países consumidores, en los años 1959 y 1960 puso a los países productores en alerta y el 14 de septiembre de 1960, por invitación del gobierno de Irak, se reunieron en Bagdad, los representantes de Arabia Saudita, Iran, Irak, kuwait y Venezuela y constituyeron la OPEP. Su principal objetivo fue la coordinación y unificación de las políticas petroleras de los países miembros y la determinación de los mejores medios para salvaguardar sus intereses colectivos e individuales. La OPEP durante 1971 – 1984, logró incrementar los precios de los crudos, como se observa en el siguiente cuadro: CRUDOS OPEP Precio Promedio $ / Barril

Países Venezuela Arabia Libia

1971 2.66 2.19 3.24

1973 3.90 2.86 4.25

1974 13.95 11.70 15.77

1979 16.74 24.00 30.00

1980 28.87 28.67 29.83

1984 28.03 29.00 30.40

4- PERIODO 1974 – 1984

Después de 14 años de gestiones de la OPEP, se logró un sustancial aumento en los precios de 3.90 a 28.03 Se acordó poner fin a la venta barata de petróleo, dado que se consideró el petróleo como un recurso energético no renovable En la década de los 80, se inició con un descenso en la producción de crudo, se cree que el gran volumen almacenado anteriormente encontró salida e influyó en la producción, o que al terminarse este crudo almacenado se requeriría aumentar la producción, la siguiente tabla indica este descenso. Año

Producción Mundial M bls/d

12

Historia de los Hidrocarburos

1971 47.890 1972 50.674 1973 55.458 1974 * 55.304 1975 52.968 1976 57.575 1977 60.201 1978 60.285 1979 62.806 1980 * 59.765 1981 56.018 1982 54.148 1983 53.259 Otras áreas productoras fuera de la OPEP contribuyen con un volumen sustancial de crudos al consumo mundial. Por ejemplo; el crudo de Alaska fue a USA y Japón, el crudo de China fue al Japón, la producción del Mar del Norte a Inglaterra y la de Noruega y Dinamarca sirve para su propio abastecimiento, México le vende a USA. La producción de estas áreas y sus reservas entre los años de 1974 a 1984, se presentan en la siguiente tabla: Area

Alaska China Mar del Norte México URSS Total (A) Total Mundo (B) A/B

Reservas M de Bls 1974 193 1.300 36 514 9.243 11.286 56.722 19.90

1983 1.715 2.107 2.906 2.702 12.388 21.818 53.259 40.97

Producción M de Bls 1/1/74 10.000 25.000 23.247 13.582 83.400 155.325 715.697 21.70

1/1/84 8.642 19.100 21.134 48.300 63.000 159.876 669.303 23.89

2.3 HISTORIA DE LA GEOLOGIA DEL PETROLEO

Su historia se ha podido enmarcar en los siguientes cinco períodos (North, 1990) descritos así: 13

Historia de los Hidrocarburos

1- Años Pre – Geológicos. 1842 – 1901 Antes de 1900 la geología del petróleo no existía, los yacimientos se descubrían por la presencia de manaderos, aunque la teoría de las estructuras anticlinales asociadas a yacimientos se llegó a postular, pero influyó muy poco 2- Años 1901 – 1925 El uso de la geología para la identificación de estructuras comenzó en 1901, esta búsqueda se inició en Oklahoma, que en esa entonces era la capital mundial del petróleo. La idea era encontrar estructuras anticlinales y manadero asociados. Como hechos importantes de este período, se descubrió el campo Costero Bolívar, Venezuela, en una estructura homoclinal y se creó la Asociación Americana de Geólogos del Petróleo AAPG 3- Años 1925 – 1945 Los siguientes hechos importantes enmarcaron este período:

• •

• •

• • • • • •

•

Se postuló una teoría para la acumulación de petróleo y gas. Las trampas homoclinales se empezaron a considerar como de gran potencial. Se elaboró la primera clasificación de trampas Además de las areniscas, aparecen las calizas como rocas almacenadoras, dado los descubrimientos en; La Paz – Venezuela, Texas, Irak y México Se postulan teorías sobre el origen biogenético de los hidrocarburos Uso de la balanza de torsión para medidas de gravedad. 1920 Uso del gravímetro, para detección de domos de sal. 1930 – 1940 Uso de la sísmica de reflexión, para detectar estructuras en el subsuelo. 1927 Uso de los registros eléctricos. 1930 Uso de la perforación rotacional, lo cual aumentó la profundidad de investigación, dado que hasta 1925 la máxima profundidad fue de 1000 metros Aparecen la geoquímica y la micropaleontología como herramientas útiles en la búsqueda de hidrocarburos

14

Historia de los Hidrocarburos

4- Años 1945 – 1960 Los principales hechos de este período fueron:

• •

• • •

•

Se presenta una gran actividad de perforación Los geólogos y los geofísicos empiezan a trabajar en equipo en la etapa de exploración Desarrollo de la sedimentología moderna. Facies. Importancia del ciclo generación – migración – acumulación Trabajo en equipo de geólogos – geofísicos – ingenieros de petróleo en la etapa de desarrollo Se reconoce el valor comercial del gas natural

5- Años 60 en adelante Los principales hechos de este período son:

• •

• • •

•

•

• •

• •

El 14 de Marzo de 1960 se crea la OPEP Entre 1960 y 1967 se da un superávit de la producción que causa una baja en los precios Se descentraliza la producción en el medio oriente con libia y Nigeria En los 60 se descubren yacimientos en la Siberia Rusa. En los 70 se encuentran los grandes reservorios de México y del Mar del Norte Aumenta la importancia de la sedimentología en especial en rocas carbonatadas Mejoran los estudios de yacimientos con la aplicación de los ambientes de sedimentación y los procesos diagenéticos Uso y aplicación del microscopio electrónico en los 60 Avance en la adquisición y procesamiento de datos sísmicos con el uso de los computadores Mejoran las técnicas de registros de pozo Aplicación de la geoquímica orgánica en la generación, migración y acumulación de hidrocarburos

15

Historia de los Hidrocarburos

•

Se presenta una revolución científica de la geología con la aparición de la teoría de la tectónica de placas, las imágenes de satélite y la adquisición de la información

2-4. CIFRAS EN LA INDUSTRIA PETROLERA.

Las siguientes cifras pretenden actualizar los datos con respecto a reservas y producción de petróleo y gas a nivel Mundial, para la OPEP y América Latina desde 1990 a 1998. Esta información se toma de “ Estadísticas de la Industria Petrolera 1998”. ECOPETROL Dirección de Planeación Corporativa.

RESERVAS MUNDIALES DE PETROLEO 1998 (%) 4.16 1.81 7.29

13.27

3.70 65.11

5.61

16

Historia de los Hidrocarburos

RESERVAS MUNDIALES DE PETRÓLEO EN 1998 (Gbbl)

REGIONES

ORIENTE MEDIO EUROPA ORIENTAL NORTE AMERICA AMERICA LATINA AFRICA EUROPA OCCIDENTAL LEJANO ORIENTE TOTAL COLOMBIA

1990

1991

1992

662.60 661.60 661.80 59.80 58.80 59.20 32.00 31.80 30.00 121.10 119.70 123.80 59.90 60.50 61.90 14.50 14.50 15.80 50.20 44.10 44.60 999.20 991.00 997.10 2.00 2.00 3.10

1993

662.90 59.20 28.80 125.00 62.00 16.60 44.70 999.10 3.10

1994

1995

660.30 659.50 59.20 57.00 28.00 36.80 129.10 128.70 62.20 73.10 16.60 17.70 44.40 44.10 999.80 1016.90 3.10 2.90

RESERVAS MUNDIALES DE GAS 1998 (TPC)

6.99 3.08 7.02 34.00 5.49

4.49

38.92

17

1996

676.40 59.00 27.20 127.90 67.60 18.50 42.30 1018.90 2.80

1997

1998

%

676.90 673.60 65.11 59.10 59.10 5.61 26.80 27.50 3.70 126.20 137.30 13.27 70.00 75.40 7.29 18.10 18.70 1.81 42.20 43.00 4.16 1019.30 1034.60 2.60 2.40

Historia de los Hidrocarburos

RESERVAS MUNDIALES DE GAS (TPC)

REGIONES

1990

1991

ORIENTE MEDIO

1324.30

1319.10

EUROPA ORIENTAL

1619.00

1766.40 1963.30 2017.80 2001.80 1977.00

NORTE AMERICA

263.80

266.00

262.80

260.00

241.60

230.80

302.30

AMERICA LATINA

242.30

238.50

259.50

268.00

258.80

272.00

AFRICA EUROPA OCCIDENTAL

285.10

310.20

346.90

343.50

341.60

175.30

178.60

191.80

191.10

LEJANO ORIENTE

298.60

299.30

341.00

354.50

TOTAL

COLOMBIA

4208.40

4.50

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

%

1597.20

1671.10

1726.00

1749.00

34.00

2000.40 2003.10

2002.20

38.92

231.40

231.00

4.49

276.20

286.30

282.60

5.49

334.60

328.60

348.50

361.00

7.02

191.50

193.40

167.90

170.30

158.60

3.08

350.70

328.60

321.80

320.50

359.50

6.99

5014.30

5086.10

5143.90

7.70

6.90

6.90

1520.10 1581.00 1594.30

4378.10 4885.40 5015.90 4980.30 4933.60

3.90

3.90

7.40

7.60

7.60

PRODUCCION MUNDIAL DE PETROLEO 1998 (MBPD)

10.57 9.37

31.72

10.27 14.20

11.03

12.69

18

Historia de los Hidrocarburos

PRODUCCIÓN MUNDIAL DE PETRÓLEO 1998 (MBPD)

REGIONES

1990

1991

ORIENTE MEDIO EUROPA ORIENTAL NORTE AMERICA AMERICA LATINA AFRICA EUROPA OCCIDENTAL LEJANO ORIENTE TOTAL COLOMBIA

16.60 16.20 17.40 18.40 18.60 20.00 19.50 20.10 21.00 31.72 11.80 10.50 8.70 8.90 6.90 7.30 6.00 6.30

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998

9.20 8.80 7.40 6.30

8.10 7.30 7.20 7.20 8.50 8.30 10.50 8.30 7.30 7.60 8.60 8.90 6.20 6.30 6.90 7.00

4.00 4.20 4.50 4.70 5.60 6.30 6.50 6.40 6.50 6.70 60.30 59.90 60.00 59.80 60.30 0.40 0.40 0.40 0.50 0.50

19

6.60 7.20 67.00 0.60

6.80 7.10 64.80 0.60

7.40 7.30 8.30 8.40 9.70 9.40 7.10 6.80 6.50 7.20 66.30 0.70

%

11.03 12.69 14.20 10.27

6.20 9.37 7.00 10.57 66.20 0.80

Historia de los Hidrocarburos

PRODUCCION MUNDIAL DE GAS 1998 (GPCD)

9.94

6.01

11.40 31.32

3.62

5.57

32.16

PRODUCCION MUNDIAL DE GAS.1998. (GPCD)

REGIONES

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998

%

ORIENTE MEDIO 11.60 11.30 10.50 10.90 10.70 13.40 12.80 13.30 13.60 6.01 EUROPA ORIENTAL 83.70 82.70 79.40 76.20 74.00 63.80 73.80 68.50 70.90 31.32 NORTE AMERICA 60.80 66.90 64.50 66.70 70.00 66.20 72.60 72.20 72.80 32.16 AMERICA LATINA 9.90 6.40 9.10 9.10 9.40 10.30 11.40 11.90 12.60 5.57 AFRICA 5.90 6.30 7.10 6.90 6.80 8.20 8.10 8.40 8.20 3.62 EUROPA OCCIDENTAL 16.90 20.90 19.20 19.80 22.50 23.50 26.20 26.50 25.80 11.40 LEJANO ORIENTE 13.80 14.40 16.40 17.40 17.60 19.60 21.20 21.80 22.50 9.94 TOTAL 202.60 208.90 206.20 206.90 211.00 205.00 226.10 222.60 226.40 COLOMBIA 0.40 0.40 0.40 0.40 0.40 0.40 0.50 0.60 0.60

20

Historia de los Hidrocarburos

PRODUCCION DE PETROLEO DE LA OPEP 1998 (KBPD) 1.26 2.30 1.81 2.84 4.80 29.20 4.66

7.26

7.11

12.53 10.89

7.47

7.88

21

Historia de los Hidrocarburos

RESERVAS DE PETROLEO DE LA OPEP 1998 (GBBL) 0.31 0.46 0.62 1.15 3.67 0.62

11.71 32.25

2.80

9.04

12.18 11.17

14.01

22

Historia de los Hidrocarburos

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DE LA OPEP 1998 (KBPD)

PAISES

1990

1991

1992

1993

1994

1995

ARABIA SAUDITA IRAN IRAK E. ARABES UNIDOS VENEZUELA NIGERIA KUWAIT INDONESIA LIBIA ALGERIA ZONA NEUTRAL QATAR GABON TOTAL

6215 3120 2083 2101 2118 1808 1080 1274 1369 797 315 387 269 22936

8158 3342 280 2714 2341 1857 126 1433 1500 798 130 390 295 23364

8137 3455 425 2285 2314 1902 880 1346 1493 772 341 425 300 24075

7907 3671 448 2195 2335 1905 1690 1327 1361 747 360 429 302 24688

7818 3573 520 2230 2463 1930 1845 1329 1368 745 388 407 329 24943

8885 3705 545 2485 2840 1890 2105 1575 1415 1325

1996

8358 3600 890 2225 3200 2125 2077 1390 1410 830 484 460 510 355 370 27585 27469

1997

1998

8725 3650 776 2230 3450 2220 2175 1360 1450 860 550 670 370 28892

8389 29.20 3599 12.53 2145 7.47 2265 7.88 3127 10.89 2043 7.11 2085 7.26 1338 4.66 1378 4.80 816 2.84 520 1.81 661 2.30 361 1.26 28727

RESERVAS DE PETRÓLEO DE LA OPEP 1998 (Gbbl)

PAISES

ARABIA SAUDITA IRAN IRAK E. ARABES UNIDOS VENEZUELA NIGERIA KUWAIT INDONESIA LIBIA ALGERIA ZONA NEUTRAL QATAR GABON TOTAL

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

257.50 92.90 100.00 98.10 59.00 17.10 94.50 11.00 22.80 9.20 5.00 4.50 0.70 772.30

257.80 92.90 100.00 98.00 59.10 17.90 94.00 6.60 22.80 9.20 5.00 3.70 0.70 769.30

257.80 92.90 100.00 98.10 62.70 17.90 94.00 5.80 22.80 9.20 5.00 3.70 0.70 770.60

258.70 92.80 100.00 98.80 63.30 17.90 94.00 5.80 22.80 9.20 5.00 3.70 0.70 772.70

258.70 89.30 100.00 98.10 64.50 17.90 94.00 5.80 22.80 9.20 5.00 3.70 1.30 770.20

261.20 88.20 100.00 98.10 64.50 20.80 96.50 5.20 29.50 9.20 5.00 3.70 1.30 778.20

259.00 93.00 112.00 97.80 64.80 15.50 94.00 4.90 29.50 9.20 5.00 3.70 1.30 789.70

259.00 93.00 112.50 97.80 71.60 16.70 94.00 4.90 29.50 9.20 5.00 3.70 2.50 799.40

23

1998

%

259.00 32.25 89.70 11.17 112.50 14.01 97.80 12.18 72.60 9.04 22.50 2.80 94.00 11.71 5.00 0.62 29.50 3.67 9.20 1.15 5.00 0.62 3.70 0.46 2.50 0.31 803.00

%

Historia de los Hidrocarburos

RESERVAS DE PETROLEO DE AMERICA LATINA 1998 (GBBL)

0.59 0.07 1.91 1.54 1.91 5.22

53.38

35.15

RESERVAS DE PETRÓLEO DE AMERICA LATINA 1998 (Gbbl)

PAISES

1990

VENEZUEL A 59.00 MEXICO 52.00 BRAZIL 2.80 COLOMBIA 2.00 ECUADOR 1.40 ARGENTIN A 2.30 BOLIVIA 0.10 PERU 0.40 TOTAL 120.00

1991

1992

1993

1994

59.10 51.30 2.80 1.90 1.60

62.70 51.30 3.00 3.10 1.60

63.30 64.50 64.50 64.90 71.70 72.60 53.38 50.90 50.80 49.80 48.80 40.00 47.80 35.15 3.60 3.80 4.20 4.80 4.80 7.10 5.22 3.10 3.10 5.90 2.80 2.60 2.60 1.91 2.00 2.00 2.10 2.10 2.10 2.10 1.54

1.60 0.10 0.40 119.00

1.60 1.60 2.20 0.10 0.10 0.10 0.40 0.40 0.80 124.00 125.00 127.00 24

1995

1996

1997

1998

%

2.20 2.40 2.60 2.60 1.91 0.10 0.10 0.10 0.10 0.07 0.80 0.80 0.80 0.80 0.59 127.00 127.00 125.00 136.00

Historia de los Hidrocarburos

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DE AMÉRICA LATINA 1998 (KBPD) 1.23 0.30 4.08

 

9.14 33.68

8.13

10.31

33.13

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DE AMÉRICA LATINA 1998 (KBPD)

PAISES

1990

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998

VENEZUELA MEXICO BRAZIL COLOMBIA ECUADOR ARGENTINA BOLIVIA PERU TOTAL

2137 2553 631 440 285 483 26 130 6685

2375 2371 2450 2680 2669 2673 630 626 643 419 433 456 299 321 344 485 553 594 26 28 29 116 117 127 7030 7118 7316

2588 2685 671 450 365 650 30 129 7568

25

2750 2618 695 585 392 715 34 131 7920

3053 2855 919 626 392 844 28 114 8831

3320 3100 835 652 380 835 28 111 9261

3122 3071 956 754 378 847 28 114 9270

%

33.68 33.13 10.31 8.13 4.08 9.14 0.30 1.23

Historia de los Hidrocarburos

RESERVAS DE GAS DE AMERICA LATINA 1998 (TPC) 2.69 1.65

1.42 9.27

2.65 3.08

54.81 24.42

RESERVAS DE GAS DE AMÉRICA LATINA 1998 (TPC)

PAISES

VENEZUELA MEXICO BRAZIL COLOMBIA ECUADOR ARGENTINA BOLIVIA PERU

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

%

105.70 110.00 129.50 129.90 130.40 139.90 141.60 143.10 142.50 54.81 72.70 71.50 70.90 71.00 69.70 68.40 67.70 63.90 63.50 24.42 4.00 4.00 4.40 4.80 4.90 5.20 5.40 5.60 8.00 3.08 4.50 3.90 3.90 7.40 7.60 7.60 7.70 6.90 6.90 2.65 4.00 3.90 3.90 3.80 3.80 3.80 3.70 3.70 3.70 1.42 27.00 20.40 22.70 26.50 18.20 18.60 21.90 24.30 24.10 9.27 4.10 4.50 4.10 3.90 4.00 4.50 4.50 4.60 4.30 1.65 7.10 7.10 7.10 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 2.69 26

Historia de los Hidrocarburos

TOTAL

229.00 225.00 246.00 254.00 246.00 255.00 260.00 259.00 260.00

PRODUCCIÓN DE GAS DE AMÉRICA LATINA 1998 (GPCD) 0.86 1.72 22.64 24.53

0.09 5.66 41.25

3.34

PRODUCCIÓN DE GAS DE AMÉRICA LATINA 1998 (GPCD)

PAISES

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996

VENEZUELA MEXICO BRAZIL COLOMBIA ECUADOR ARGENTINA BOLIVIA PERU TOTAL

2.12 2.58 0.37 0.40 0.00 1.72 0.29 0.00 7.47

2.20 2.70 0.38 0.42 0.00 1.92 0.29 0.00 7.82

2.08 2.68 0.39 0.42 0.00 1.94 0.29 0.00 7.80

2.48 2.69 0.44 0.45 0.01 2.09 0.29 0.00 8.44

2.67 2.77 0.43 0.44 0.01 2.15 0.32 0.00 8.80

27

1997

1998

%

2.92 3.09 2.74 2.64 22.64 2.72 3.02 4.46 4.81 41.25 0.48 0.51 0.37 0.39 3.34 0.43 0.45 0.62 0.66 5.66 0.01 3.09 0.01 0.01 0.09 2.43 2.80 2.65 2.86 24.53 0.31 0.31 0.20 0.20 1.72 0.14 0.10 0.10 0.10 0.86 9.43 10.31 11.15 11.66

Historia de los Hidrocarburos

PRECIOS INTERNACIONALES DE CRUDO US$/BL

CRUDO

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998

U.S.A.WTI ARABIAN LIGHT CAÑO LIMON - COLOMBIA CUSIANA – COLOMBIA ORITO – COLOMBIA VASCONIA - COLOMBIA

24.46 21.48 22.18 0.00 21.09 0.00

21.50 17.78 18.65 0.00 18.53 0.00

20.56 17.22 17.86 0.00 17.54 0.00

28

17.44 15.27 16.07 0.00 16.45 15.07

17.19 14.27 14.98 0.00 15.21 0.00

18.44 15.82 16.76 17.60 16.49 16.73

22.12 19.33 20.41 22.05 19.63 20.78

20.61 18.71 18.31 19.08 17.55 17.27

12.78 11.39 11.92 12.91 11.13 10.42

Historia de los Hidrocarburos

29

Funciones del Geólogo

3. FUNCIONES DEL GEÓLOGO DE EXPLORACIÓN El trabajo del geólogo de exploración es encontrar yacimientos de petróleo y gas que puedan ser explotados comercialmente. (Maraven, 1991). Actualmente se considera que un equipo de exploración debe contar con los siguientes profesionales: •

•

•

•

Un Geólogo de Exploración ; que entienda la geología regional, histórica y estructural del área, el manejo de estratigrafía y facies de las rocas generadoras, reservorios y sellos. De esta manera podrá identificar los sitios con mayor probabilidad de acumulación de hidrocarburos. Un Geoquímico Orgánico; quien investigará donde se presentan sedimentos fuente, que puedan haber generado hidrocarburos en el pasado geológico. Un Paleontólogo - Palinólogo; conocedor de la bioestratigrafía del área, para interpretar los ambientes de depositación, las facies presentes y la edad de las rocas Un Geofísico de Exploración; quien deberá conocer las propiedades de las rocas, la geometría de los estratos, para plantear un modelo estructural del área.

Para la fase de desarrollo el equipo básico debe contar con un geólogo de desarrollo, un geofísico de desarrollo y un ingeniero de petróleo.

 3.1 SECUENCIA DE EXPLORACION EN UNA REGION NUEVA

Durante la secuencia de exploración se han propuesto las siguientes fases:

FASE DE INVESTIGACION Durante esta fase se debe:

28

Funciones del Geólogo

•

•

•

Identificar una cuenca sedimentaria; para esto se se requiere de la literatura geológica de la zona, mapas topográficos y geológicos, fotografías aéreas e imágenes landsat Hacer una interpretación inicial de la cuenca en estudio; la cual debe tomar en cuenta si se encuentra frente a cinturones montañosos plegados, estimar la orientación de los estratos que la conforman, la presencia de fallas y el grado de deformación Establecer la Estratigrafía del área; constituye el factor principal y consiste en establecer las descripciones y observaciones geológicas conocidas, tanto estratigráficas como paleontológicas. Los posibles espesores, para tener una idea de su continuidad y de la extensión areal de la sección sedimentaria. sedimentaria.

Además se deben conocer secciones litológicas en los lados opuestos de la cuenca para establecer su simetría. La variabilidad de la sección es normalmente más favorable que las secciones monótonas. Algunos estratos mapeados en superficie pueden indicar ambientes de depósito favorables. La presencia de estratos marinos, tipo shale son buenos indicadores. Es importante recordar en esta fase, que no siempre la geología de superficie representa directamente la geología del subsuelo

•

•

•

Establecer la presencia de hidrocarburos en superficie tales como resumaderos, volcanes de lodo, azufre o gibsita en los suelos Otros datos paleontológicos, como edad y tipo de fósiles encontrados, abundancia y variabilidad. Posibilidad de establecer capas guía Definir el Patrón Estructural; es el segundo factor en importancia, útil para establecer; La relación entre la cuenca y los afloramientos del cinturón montañoso. En áreas costeras, indica la relación entre la cuenca y la plataforma continental Presencia de alineamientos con orientaciones favorables

Relación de edad entre las estructuras detectadas y los estratos 29

Funciones del Geólogo

Concordancia entre la estructura y la topografía Con la anterior información se define el tipo de campo que se espera encontrar, se planea la logística del área para el caso de zonas remotas o marinas, se estiman las condiciones de acceso y se evalúa el costo de los trabajos geofísicos y de perforación

FASE DE RECONOCIMIENTO En esta fase se deben definir los siguientes aspectos: •

•

•

•

•

•

Localización de la estructura más favorable o play Un mejor entendimiento de la estratigrafía estratigrafía regional. La cual se puede hacer con perfiles sísmicos sísmicos de reconocimiento; identificando la posición posición de los horizontes horizontes reflectores, las posibles discordancias y los altos estructurales. Igualmente se pueden efectuar trabajos de aerogravimetría y magnetometría Mayor entendimiento del estilo estructural, definiendo estructuras de compresión o de extensión, de alta o baja amplitud y direcciones preferenciales, así como otras tendencias específicas como la dirección de depositación, cursos de corrientes, dirección de canales, etc Revisión de la interpretación inicial estratigráfica y estructural, incluyendo la información derivada de reconocimientos sísmicos o de pozos estratigráficos en localizaciones de bajo costo. Su propósito es verificar la estratigrafía e identificar los horizontes parcialmente generadores y almacenadores De las muestras de ripios de pozos, núcleos y registros conocidos, se definen los horizontes generadores y los reservorios. La geoquímica orgánica, es de gran importancia en esta fase para definir las características de maduración y las capas potencialmente generadoras

Con esta información y los datos geofísicos, se estima la dirección probable de migración de los fluidos, así como el sitio de la cuenca más favorable para la acumulación de hidrocarburos 30

Funciones del Geólogo

FASE ECONOMICA En esta fase se definen los siguientes aspectos: •

•

•

•

•

•

•

El principal objetivo es identificar estructuras perforables denominadas prospectos. En esta etapa las estructuras priman sobre la estratigrafía y los primeros pozos se dedican a probar estructuras Los estudios sísmicos son nuevamente localizados e intensificados sobre las áreas definidas en la etapa de reconocimiento Se seleccionan los sitios iniciales de perforación, se definen los horizontes y la profundidad, así como la duración y costo de la perforación Con la perforación se inicia la recolección de datos de pozo como; registros, testigos, temperatura y presión. También se pueden correr registros de velocidad para calibrar los datos de pozo con la sísmica Con esta información es posible hacer algunas estimaciones iniciales sobre reservas Finalmente dependiendo de la complejidad de las estructuras presentes se planea una sísmica detallada de tipo 3D

FASE DE CONSOLIDACION En esta fase de la exploración se debe ensamblar toda la información obtenida anteriormente de manera que permita conocer los siguientes aspectos: •

Nombre, localización y tipo de cuenca

•

Límites de la cuenca

•

Edades de inicio y terminación de la formación de la cuenca. Tiempo de las deformaciones 31

Funciones del Geólogo

•

Deformaciones presentes y discordancias significativas

•

Edad y naturaleza del basamento económico

•

Espesores de las rocas sedimentarias al centro y bordes de la cuenca

•

Volumen estimado de las rocas sedimentarias

•

Máxima profundidad de sedimentación y formación que representan

•

Estimación del gradiente geotermal

•

Rocas fuente más favorables y sus valores de maduración

•

Rocas reservorio más favorables y sus profundidades

•

Tipos de trampas más favorables y tiempo de creación

•

Probable dirección y tiempo de migración

•

Períodos de máximo llenado de la cuenca

•

Características hidrodinámicas

•

Probable distribución de campos

•

Mapa de prospectos y carta de correlación

 3.2 DESCRIPCION GEOLOGICA PARA UN ESTUDIO DE YA CIMIENTO

Con la información anterior es posible elaborar un estudio geológico del yacimiento, (Maravan, 1991) el cual debe contar con los siguientes apartes: •

Evaluación de la información;

Marco geológico regional y local. Mapas geológicos estratigráficos y estructurales Pozos perforados en el área, si los hay, con la siguiente información: 32

Funciones del Geólogo

Muestras de canal, de pared y núcleos; revisados, descritos e interpretados Tipos de registros tomados y sus escalas Datos de porosidad y permeabilidad Información de yacimientos o campos vecinos Análisis especiales; petrografía, rayos X, arcillosidad, presiones, etc

•

Marco Estructural

Se deben identificar y mapear los siguientes elementos; Tipo de estructura y entrampamiento Límites de la estructura Buzamientos Características de las fallas y discordancias presentes Contactos agua - petróleo y gas - petróleo Correlaciones con estudios de cuencas anteriores y con la información geofísica conocida

•

Marco Estratigráfico:

Debe permitir conocer los siguientes aspectos; Litología Descripción de núcleos y rípios, para calibración litológica de registros de pozo Secuencias estratigráficas; lentes, marcadores, etc. Espesores brutos de arenas 33

Funciones del Geólogo

Ambientes de depositación; facies y dirección preferencial de sedimentación Correlaciones estratigráficas; continuidad lateral del yacimiento Descripción de núcleos y rípios, para calibración litológica de los registros de pozo

•

Calidad del Yacimiento

Expresada en; Ambientes de depositación. Continuidad Diagénesis. Variación de la porosidad y la permeabilidad Arcillosidad

•

Mapas de Reservas Mapas Isópacos de Arena Neta Mapas Isópacos de arena neta petrolífera

•

Modelo Geológico

Este modelo se elabora con; Mapas y secciones estructuras de tope y base de los lentes Isópacos, totales y por lentes Mapas de facies

34

 

Factores

4. FACTORES PARA LA ACUMULACION DE HIDROCARBUROS Inicialmente debe existir una roca que contenga materia orgánica original, normalmente es un shale, el cual es muy común ya que cerca del 80 % de las rocas sedimentarias son shales. En general un shale contiene entre el 1 y 2 % de materia orgánica. (Maraven, 1991) Esta roca debe ser enterrada profundamente hasta que el TIEMPO y la TEMPERATURA, den lugar a que la materia orgánica se MADURE y llegue a convertirse en un hidrocarburo. Aunque la materia orgánica pueda llegar a madurarse, no toda se convertirá en hidrocarburo, ya que más de un 70 % permanecerá en la roca como residuo, menos de un 30 % se convierte en hidrocarburo, un 99 % del hidrocarburo generado se pierde o se dispersa si alcanza la superficie y solo un 1 % podrá ser preservado. Ver figura 4-1.

Figura 4.1 Generación, migración y acumulación de hidrocarburos. Tomado de Curso de Geología de Producción Maraven, 1991.

Los cinco factores críticos para que pueda llegar a existir una acumulación de 36

 

Factores

hidrocarburos, ver figura 4-2, son:

-

Una roca madre o generadora.

-

Una ruta de migración.

-

Una roca reservorio o almacenadora.

-

Una trampa para la acumulación.

-

Una roca sello.

Además existen otros factores de riesgo como; posibilidad de recuperar el hidrocarburo, calidad del hidrocarburo, dimensiones de la acumulación y condiciones del mercado.

Figura.4.2 Factores básicos para la acumulación de hidrocarburos. Tomado de Curso de Geología de Producción Maraven, 1991.

4-1- MADURACION DEL HIDROCARBURO 37

 

Factores

La maduración es el proceso por el cual las moléculas biológicas, creadas por organismos vivientes, son trasformadas en hidrocarburos. Durante esta alteración aparece una forma intermedia de materia orgánica llamada kerógeno. El kerógeno se crea por; rompimiento de las moléculas biológicas complejas, por reacciones entre algunas moléculas más simples recién creadas y por perdida de la mayoría de átomos y moléculas diferentes a carbono e hidrogeno, tales como, NH3, CO2 y H2O. De acuerdo a su origen se han podido definir los siguientes tipos de kerógenos: - Tipo I; originado de algas, el cual genera petróleo - Tipo II; originado de organismos marinos del tipo zooplanton y fitoplanton, genera petróleo y gas. ( Mixto) - Tipo III; originado de plantas superiores o carbonoso, genera gas. - Tipo IV; es inerte y no genera hidrocarburos. El hidrocarburo es generado, cuando el kerógeno es sometido a un aumento de temperatura que acompaña al enterramiento del sedimento. La manera de relacionar la generación de hidrocarburos con la temperatura y la profundidad se muestra en la figura 4-3.

Existen algunas relaciones generales entre el tiempo y la roca madre: - Rocas madres del Terciario; deben ser enterradas profundamente o tener gradientes geotermales altos, para generar altos porcentajes de hidrocarburos. Las mayores acumulaciones se han encontrado en rocas con edades mayores de 10 millones de años. - Rocas madres de Paleozoico - Mesozoico; pueden no haber sido enterradas tan profundamente, pero si haber generado por un mayor tiempo.

En general se puede afirmar que la temperatura tiene un efecto más significativo que el tiempo.

38

 

Factores

Figura. 4.3 Generación de Hidrocarburos. Tomado de Curso de Geología de Producción Maraven, 1991.

Con respecto al calor del subsuelo, la temperatura ha sufrido modificaciones a través del tiempo y ha sido un factor importante en la formación de la mayoría de las grandes acumulaciones de hidrocarburos. Una manera de conocer la temperatura es utilizando el gradiente geotermal; el cual mide el aumento de la temperatura con respecto a la profundidad. Dicho valor se estima en promedio en 26 grados C / Km de profundidad o 14 grados F / 1000 pies de profundidad. La relación entre la profundidad y el gradiente geotermal se presenta en la figura 4-4. En la anterior figura se observa que un gradiente geotermal alto, conduce a la formación temprana de hidrocarburos a profundidades someras, pero con un rango en profundidad estrecho y viceversa. La magnitud del gradiente geotermal de una cuenca petrolífera está directamente relacionado con el flujo de calor de la tierra, así que el gradiente será mayor donde el flujo de calor sea alto.

39

 

Factores

Figura. 4.4 Relación profundidad vs gradiente geotermal. Tomado de Curso de Geología de Producción Maraven, 1991.

Finalmente con respecto a la presión del subsuelo, esta al igual que la temperatura, aumenta con la profundidad y aunque juega un papel menor en la generación, si tiene efectos muy importantes en las etapas de perforación y producción. Ver figura 4-5.

En general se habla de la presión de sobrecarga o de overburden, la cual es igual a:

Presión de Sobrecarga = Presión litostática + Presión de Fluidos Donde; Presión de Sobrecarga = 1 psi/pie o 0.231 Kg/cm2.m Presión de Fluido = 0.465 psi/pie o 0.1052 Kg/cm2.m La presión de los fluidos es siempre ligeramente menor que la presión litostática a cualquier profundidad, sin embargo rocas anormalmente presionadas a veces son encontradas en procesos de perforación y generan serios problemas.

40

 

Factores

Figura.4.5 Presión vs Profundidad. Tomado de Curso de Geología de Producción Maraven, 1991.

4-2- DESCRIPCION DE LOS FACTORES CRITICOS.

4-2-1. ROCA MADRE. Se definen como aquellas rocas en las que una suficiente cantidad de materia orgánica ha sido acumulada, preservada y madurada termalmente. Debido a que usualmente las partículas orgánicas son de tamaño fino, estas se encuentran en ambientes tranquilos de sedimentación, por esta razón se presentan en rocas de grano fino tipo; lutitas, rocas calcáreas, margas y carbón. La mayoría de la materia orgánica es preservada en ambientes marinos, asociada a depositaciones rápidas que eviten su destrucción, un ejemplo de esta situación sería un delta. En general los ambientes marinos restringidos y la ausencia de oxigeno, son favorables para la acumulación y preservación de la materia orgánica. Los principales tipos de rocas madre o fuente y su porcentaje de acumulación con respecto a nivel mundial son: 41

 

Factores

Shale = 65 % Margas = 12 % Carbonatos = 21 % Carbón = 2 % 4-2-2. MIGRACION Es el estado menos entendido y menos medible del ciclo: generación - migración acumulación. Para su estudio se ha dividido en migración primaria y secundaria. -

Migración Primaria: es el proceso responsable de la expulsión del hidrocarburo de la roca madre hacia una roca permeable.

Este proceso esta controlado principalmente por fuerzas hidráulicas originadas durante la sedimentación y la compactación. - Migración Secundaria: corresponde al movimiento del hidrocarburo a través de rocas permeables, hasta encontrar una trampa que le impida su movimiento o que alcance la superficie. Este proceso depende principalmente de la flotación, ya que el hidrocarburo trata de moverse hacia arriba a causa de la presencia de agua en la roca. Los diferentes tipos de arreglos que se dan entre la roca madre y la roca almacenadora o reservorio (rocas permeables) y su porcentaje de ocurrencia en el mundo, se indican en la figura 4-6.

42

 

Factores

Figura.4.6 Tipos de arreglos Roca madre y roca almacén. Tomado de Curso de Geología de Producción Maraven, 1991.

Los procesos de migración de acuerdo a la edad de la cuenca, se establecen en términos generales según cuencas antiguas y cuencas jóvenes. Ver figura 4-7.

En las cuencas antiguas la migración secundaria, ocurre buzamiento arriba, a lo largo de trampas estructurales - estratigráficas muy extensas. En cuencas jóvenes, la migración se presenta según patrones más complejos especialmente de tipo tectónico o estratigráfico.

43

 

Factores

Figura 4.7 Procesos de migración en cuencas. Tomado de Curso Geología Maraven,1991.

4-2-3 ROCAS RESERVORIO. 44

 

Factores

Las propiedades con las cuales se define una roca como productora o roca reservorio son; POROSIDAD Y PERMEABILIDAD. Las principales rocas reservorio y su porcentaje de ocurrencia en el mundo son: Areniscas Carbonatos

= 60 % = 39 %

Rocas Fracturadas = 1 % Las mejores rocas reservorio son las areniscas de tamaño de grano medio a grueso, con buena selección. Las areniscas lodosas o con minerales inestables (calcáreos), son reservorios pobres. La Permeabilidad se mide en Darcy y se establece una permeabilidad tanto horizontal como vertical para la roca. La permeabilidad típica para un reservorio varia entre 5 - 500 milidarcis, en casos excepcionales se presentan valores de hasta 3 darcis.

La Porosidad de un reservorio esta entre 10 y 20 % y puede llegar hasta valores de 30 %. Sobre estos valores se debe distinguir entre porosidad primaria y porosidad secundaria. Las areniscas normalmente tienen porosidad primaria, la cual se reduce con la profundidad de enterramiento, en la medida en que los granos son compactados y se desarrolla cementación intergranular. Pero la disolución del cemento calcáreo y los minerales inestables, puede causar buenas porosidades secundarias, aún a grandes profundidades. En rocas calcáreas , la cementación ocurre en las etapas tempranas de la sedimentación y por esta razón pierden gran parte de su porosidad primaria, pero usualmente presentan buena porosidad secundaria, debida a fenómenos de disolución y fracturamiento. Una pequeña fracción de las reservas mundiales, se ha encontrado en lutitas, rocas  ígneas y metamórficas del basamento, o en areniscas y calizas muy compactas, todas ellas asociadas a fracturas.

45

 

Factores

4-2-4. TRAMPAS. Es el elemento geológico básico para la acumulación de hidrocarburos y constituye el factor critico en el ciclo generación - migración - acumulación.

En general se agrupan en: estructurales, estratigráficas y combinadas. Ver figura 4.8

El porcentaje de ocurrencia en el mundo es el siguiente; TRAMPAS ESTRUCTURALES Anticlinales Fallas

= 75 %

=1%

Diapiros de Sal = 2 %

TRAMPAS ESTRATIGRAFICAS Diapiros de Sal = 2 % Discordancias = 3% Arrecifes

=3%

Otras

=7%

TRAMPAS COMBINADAS = 9 %

46

 

Factores

Figura 4.8 Principales Tipos de Trampas. Tomado de Curso de Geología de Producción Maraven,1991.

47

 

Factores

Las trampas pueden contener; gas, petróleo y agua. La relación entre estos, sus contactos y formas se presentan en la figura 4-9

Figura.4.9 Relación Gas, Petróleo y Agua. Tomado de Curso de Geología de Producción Maraven,1991.

4-2-5. El Sello. Se les denomina sello, a las barreras impermeables de la trampa, que sirven para detener la migración del fluido hacia la superficie. Dependiendo del tipo de trampa, el sello puede ser vertical o lateral. En el caso de las estructuras anticlinales, solo se requiere de un sello vertical, en el caso de las trampas tipo falla, estratigráficas o combinadas, se requiere un sello vertical y uno lateral, tal como se muestra en la figura 4-10.

48

 

Factores

Figura. 4.10 Tipos de Sellos. Tomado de Curso de Geología de Producción Maraven,1991.

Las principales rocas sello son: - Las lutitas, en especial aquellas de origen terrígeno, donde las areniscas son las rocas reservorio. Constituyen el 65 % de los sellos a nivel mundial. - Las evaporitas, las cuales son las más eficientes rocas sello en cuencas carbonatadas. Constituyen el 33 %. - Las rocas calcáreas densas, también pueden actuar como sello en circunstancias especiales, pero solo constituyen el 2 %. 4-2-6. CUENCAS SEDIMENTARIAS. Dado que los anteriores factores se dan dentro de una cuenca de sedimentación, es preciso explicar este termino. 49

 

Factores

Las cuencas son depresiones sobre la superficie terrestre, causadas por subsidencia. Además reciben un volumen de sedimentos mayor que el normal, el cual es suficiente para que al menos parte de su contenido de materia orgánica, se preserve y madure, pudiendo generar posteriormente acumulaciones de hidrocarburos, dependiendo de los anteriores factores. Las reservas de hidrocarburos según la edad de las rocas presentes en una cuenca, se han establecido de la siguiente manera:

Cuencas Cenozoicas = 37 % Cuencas Mesozoicas = 53 % Cuencas Paleozoicas = 10 % Las cuencas también se han podido esquematizar, de acuerdo a los principales sitios de acumulación, dividiéndolas en las siguientes zonas; móvil, profunda, de flexión, plataforma y otras. Las anteriores zonas y el porcentaje de yacimientos encontrados en cada una, se presentan en la figura 4-11.

Figura.4.11. Zonas de una Cuenca. Tomado de Curso de Geología de Producción Maraven,1991. 50

 

Factores

51

 

Migración

5. MIGRACIÓN DE HIDROCARBUROS Como el petróleo y el gas no existen ordinariamente en cantidades comerciales, en las mismas rocas en que probablemente se originaron, es indudable la migración de éstos desde la roca madre hasta la roca almacén. Igualmente se cree, que existe una migración posterior a través de la roca almacén, hasta que los hidrocarburos se escapan o son retenidos en algún tipo de trampa natural. Por lo tanto la migración se sitúa entre la generación y la acumulación de los hidrocarburos. (Landes, 1977) Sobre el gas, debido a su extrema movilidad, no existe duda sobre su migración. El gas, se mueve a través de las rocas, en dirección de la menor presión y usualmente en sentido ascendente. Dado que los petróleos en profundidad se mezclan con el gas en una fase homogénea de vapor, esto hace que presenten una movilidad comparable con la del gas natural.

5.1 MIGRACIÓN DEL PETRÓLEO Sabiendo que el petróleo tiene una movilidad casi igual y hasta superior al agua en superficie, debido a la presencia de gas en solución y a las temperaturas del subsuelo, a continuación se presentan los argumentos en pro y en contra de la migración, los cuales básicamente se refieren a la distancia recorrida. Argumentos en contra: Los que se oponen, creen que el petróleo procede de las rocas inmediatamente adyacentes y que no ha viajado grandes distancias. El mejor argumento es la existencia de petróleo en masas lenticulares de arena rodeadas de arcilla compacta, se supone que éste fue expulsado de la arcilla durante el proceso de compactación. Otro argumento, es la presencia de varios yacimientos superpuestos con diferente tipo de petróleo, indicando que no ha habido mezcla entre ellos.

51

 

Migración

Otros consideran que si el petróleo migra, toda trampa debería contener petróleo y la zona del acuífero inferior debería contener trazas del mismo.

Argumentos a favor: Partiendo de que el petróleo tiene alta movilidad en el subsuelo, sería como negar las posibilidades de migración de las aguas del subsuelo. Cuando existe una gran diferencia de presiones, el petróleo migra de la roca hacia el pozo y es una evidencia visual. La presencia de filtraciones de petróleo, prueba la migración desde una roca en profundidad. Las acumulaciones en rocas inorgánicas; yacimientos en rocas que nunca presentaron organismos de los que procede el petróleo, como el caso de las areniscas costeras y de calizas (petróleo en fracturas). Existencia de petróleo en rocas ígneas y del basamento. Posibilidad de correlacionar el petróleo de la roca almacén con el de la roca madre. Petróleos químicamente similares en una serie de yacimientos superpuestos, aunque la regla general es contraria. Ajuste del gas, petróleo y agua a las estructuras de las rocas. Consideraciones cuantitativas; presencia de petróleo en cantidades enormes, que no pudo ser generado por acumulaciones locales. La conclusión es que, aunque la migración haya sido pequeña en algunos yacimientos, en otros se ha podido dar a gran escala.

 5.2 MIGRACIÓN PRIMARIA Y SECUNDARIA La primera migración que sufre el petróleo es desde la roca madre hasta la roca almacén, esta migración primaria cuando no es hacia lentes aislados, es seguida por migraciones secundarias, hasta que el petróleo es atrapado o escapa. Ver figura 5.1 52

 

Migración

Además cuando se tiene petróleo y gas en fase vapor, no solo pueden pasar por los poros interconectados, sino a través de los microporos y microfracturas.

Figura 5.1. Trampa con gas, petróleo y agua, estratificada. Basculamientos o hundimientos, pueden generar la renovación de la migración buzamiento arriba. En este caso se muestra como la trampa al ser ocupada completamente el petróleo y el agua pueden renovar su migración. Tomado de Landes K.

53

 

Migración

 5.3 CAUSAS DEL MOVIMIENTO DEL PETRÓLEO. En la migración primaria dominan las fuerzas hidráulicas y en la migración secundaria la flotabilidad del petróleo respecto al agua asociada.

- Fuerzas Hidráulicas. Durante la compactación de los sedimentos, los fluidos que ocupan los poros son expulsados y si existe algo de petróleo en la roca madre, este es arrastrado por el agua hacia formaciones más porosas, como areniscas y calizas permeables. También cuando existe una superficie piezométrica, inclinada, debido a que el agua tiene un punto de descarga a una cota inferior al punto de toma, los contactos gas agua y petróleo - agua también se inclinan. Igualmente las fuerzas hidráulicas, son las responsables del movimiento del petróleo a través de la roca almacén, durante la explotación de un campo con empuje hidráulico.

- Flotación. Es la causa primaria del movimiento a través de la roca almacén (migración secundaria). Para esto solo son necesarias dos condiciones básicas: Fluidos inmiscibles y 2. Fluidos de diferentes densidades.

1.

Debido a que el agua y el petróleo son inmiscibles y el gas natural también; después de alcanzar la saturación correspondiente a las presiones y temperaturas existentes, donde quiera que se encuentren estos dos o tres elementos, en una roca de permeabilidad adecuada, adoptan una estratificación por densidades. Para lograr esta situación, los hidrocarburos han debido migrar a través de los poros de la roca, siendo la roca madre de grano de fino y por el tamaño de los poros, es imposible que se estratifiquen en dicha roca. El proceso de flotación entra en actividad cuando el petróleo llega a la roca almacén, luego de la migración primaria desde la roca madre. Como estas están casi siempre llenas de agua, el petróleo y el gas se acumulan entre esta y un techo impermeable. En caso de no estar totalmente llena de agua, el petróleo yace igualmente encima y si no existe agua, se encuentra en la base de la roca. El petróleo asciende a través de los poros, hasta alcanzar el cierre superior o techo y después el movimiento ascendente se efectúa a lo largo de un plano inclinado. Es muy posible que los petróleos jóvenes y relativamente viscosos, se acumulen en yacimientos en los que los buzamientos tienen menor importancia para su migración con respecto a su movilidad y en este caso se encuentran más o menos dispersos en la parte superior de la roca almacén. 54

 

Migración

La migración secundaria en la roca almacén no termina necesariamente con el primer atrapamiento, los basculamientos posteriores causados por el hundimiento intermitente de la cuenca, dan como resultado la renovación de la migración buzamiento arriba. Ver figura 5.2

Figura 5-2. Renovación de la migración buzamiento arriba, que puede generar trampas en serie. Tomado de Landes K.

- Otras fuerzas posibles. La dilatación o aumento de volumen por fracturamiento, puede ser responsable del movimiento del petróleo de la roca almacén hacia las rocas fracturadas del basamento y ser la causa de disminuciones repentinas de presión. Otra causa citada es la capilaridad, pero juega un mayor papel en la expulsión del petróleo, ya que en la roca almacén sirve más para impedir el movimiento, mientras 55

 

Migración

que el agua singenética que rodea los granos finos es un obstáculo que impide la entrada del petróleo. Otras causas de migración son la expansión del agua, los escapes de gas tipo efervescentes con caída de presión y las presiones creadas por minerales cementantes dentro de la roca almacén.

 5.4 CARÁCTER DEL MOVIMIENTO (MECANISMO DE MIGRACIÓN) Roof y Rutherford citan cuatro mecanismos por los cuales puede migrar el petróleo: 1. Flujo simultáneo de agua y petróleo. 2. Solamente fluye el petróleo y el agua permanece estacionaria. 3. El petróleo migra a escala molecular con el agua fluye 4. El petróleo migra a escala molecular y el agua no fluye

Los anteriores mecanismos se explican brevemente de la siguiente manera: 1. Es aplicable a la migración primaria, donde la comprensión es la causa de la expulsión y el flujo se verifica en cualquier dirección. 2. Difícil de aplicar en la migración primaria, pero es el más indicado para la migración secundaria, debido a que el petróleo asciende por flotación y una vez efectuada la acumulación, puede reanudar su viaje, por basculamiento, u otra causa. 3. y 4. Este mecanismo es accesorio a uno o ambos de los otros dos tipos, sólo que la dirección del movimiento molecular únicamente es ascendente.

 5.5. MOVIMIENTO DEL AGUA DESPLAZADA

56

 

Migración

El petróleo que entra en una roca debe desplazar un volumen igual de agua. Si el sistema es abierto, el agua sale por los afloramientos, en un yacimiento cerrado el volumen adicional debe ser creado por: - Comprensión de los fluidos del yacimiento. - Penetración de los estratos superiores por el agua desplazada, dado que una formación puede permitir el paso del agua y retener el petróleo. El problema se presentan en arenas petrolíferas que no contienen agua libre (solo singenética), como el caso de algunas lentes de arenas, que evidentemente estaban ocupados por agua. Se supone que el petróleo la desplazó y una subsecuente contracción de este debido al escape de gas, dejó espacios vacíos. Otra explicación es, que el agua haya sido absorbida por minerales hidratantes de la roca adyacente o que se haya evaporado por el gas natural.

 5.6 DIRECCIÓN DE LA MIGRACIÓN Considerando la migración con respecto a los planos de estratificación, el petróleo migra paralela o transversalmente a la estratificación. Siendo paralela = lateral y transversal = vertical, aunque estos términos no son muy precisos cuando las capas están inclinadas. Como generalización la migración primaria es transversal, o sea hay presencia de zonas permeables que cruzan la estratificación y la migración secundaria es a través de la roca almacén o sea paralela. (Landes, 1977)

Migración transversal Si el petróleo se mueve por diferencia de densidades la dirección es ascendente, pero si está siendo expulsado bajo presión será descendente, ascendente o lateral. El único requisito es que exista una roca receptiva, que posea porosidad, permeabilidad y una presión de fluidos menor, de tal manera que el petróleo pueda penetrar estratos superiores e inferiores. Los canales usados por los fluidos son las interconecciones existentes entre los poros de la roca. En la migración transversal posterior también se lleva a cabo por canales secundarios, como fracturas, planos permeables de falla o diques de areniscas.

57

 

Migración

Migración paralela Es posible cuando existe un estrato poroso y permeable en la sección sedimentaria, también puede utilizar los canales y barras arenosas presentes en secciones potentes de arcillas o materiales finos de baja compactación. Siendo la presencia de acumulaciones de petróleo en los niveles más altos de la roca almacén, la evidencia de que el petróleo se movió a través de dicha roca. Sin duda gran parte de la migración desde ciertas rocas a otras más antiguas, es en realidad más paralela que transversal, o sencillamente porque las rocas más antiguas están estructuralmente más altas. En general la migración de petróleo de la roca madre hasta la trampa, ha seguido vías tanto transversales como paralelas a los planos de estratificación.

 5.7 DISTANCIA Y EPOCA DE LA MIGRACIÓN Partiendo de que la acumulación de petróleo o gas es posible únicamente, por medio de una combinación de factores físicos que tengan lugar siguiendo una secuencia definida, si esta secuencia se altera no es posible la acumulación. Por lo tanto a la lista de requisitos, de un yacimiento es necesario añadirle el factor tiempo expresado en épocas de la siguiente forma: -

La época de migración primaria. De la Roca madre a la Roca almacén.

-

Epoca de la primera de las migraciones secundarias hasta la trampa.

-

Epoca de migraciones posteriores a trampas más elevadas, por fuga de la primera.

Estas tres épocas dependen a su vez, de las siguientes actividades: 1. Antes de ser expulsado el petróleo de la roca madre a la roca almacén, éstas debe existir. 2. Puede ser que la roca exista, pero que su porosidad sea por disolución posterior o por fracturamiento. 3. Epoca de formación de la trampa y los movimientos posteriores de la corteza. 58

 

Migración

La migración primaria puede comenzar antes de la depositación completa de la roca madre, si es que ya existía petróleo y continuar hasta que la compactación sea completa. La migración secundaria tiene probablemente un comienzo muy lento, por el carácter viscoso de los petroleros jóvenes y otras causas vistas en el aparte de flotación. Una vez iniciada puede tener interrupciones temporales, como irregularidades del cierre, micro trampas o trampas transitorias, que lo retienen hasta que suceden basculamientos. En general se puede pensar que la migración primaria es de duración relativamente corta, mientras la migración secundaria es discontinua y puede suceder en un espacio de tiempo muy largo.

 5.8 CAMBIOS EN EL PETRÓLEO DURANTE LA MIGRACIÓN La migración no impide la evolución natural del petróleo y de hecho este proceso podría acelerarla. Debido a que el petróleo se mueve de puntos de presión mas alta a más baja, esto puede conllevar cambios debido al escape de gas. Los cambios de temperatura, también pueden afectar la cantidad de gas retenido en solución, además el petróleo al paso por el subsuelo, a través de rocas de diferente permeabilidad, está expuesto a un efecto filtrante por el cual, al final de su migración será diferente al petróleo inicial. Finalmente el petróleo y el agua migran íntimamente mezclados y la propiedad del agua de penetrar en los poros más finos de las zonas arcillosas, da como resultado, un enriquecimiento gradual del petróleo en las rocas situadas posteriormente a estas barreras arcillosas.

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Trampas

6. TRAMPAS Debido a que la trampa es el elemento geológico básico para la acumulación de hidrocarburos, en este aparte se harán algunas precisiones sobre los elementos que la forman, los métodos de búsqueda y detección y se explicaran en mayor detalle los diferentes tipos de trampas. (Maraven,1991)

6.1. ELEMENTOS DE LA TRAMPA La trampa está compuesta por tres elementos básicos que son; la roca almacén, la roca sello y el cierre, el cual se divide en estructural y en práctico. Ver figura 6.1.

60

 

Trampas

Dentro de la trampa también se define: La cresta; o punto estructural más alto.

El punto inferior de cierre o punto de derrame; el cual corresponde al punto estructural más bajo o límite de acumulación. Su prolongación en la horizontal se conoce como el plano de derrame. El contacto agua - petróleo (CAP) o gas - petróleo (CGP); el cual marca la interfase entre rocas predominantemente saturadas en petróleo o gas y rocas saturadas en agua. En algunos casos existe una superficie de bitumen en el CAP, debido a la degradación por aguas de fondo, el cual ocasiona problemas de producción, debido a que impide el movimiento del agua hacia arriba. El límite del CAP puede ser abrupto, indicando una alta permeabilidad, o puede ser gradacional, revelando baja permeabilidad y alta presión capilar. El agua que se encuentra por debajo del CAP, se denomina el acuífero, su parte superior es el agua de fondo y la parte inferior el agua de borde. También se definen; el PAY, que corresponde a la parte productiva del yacimiento, el Gross PAY, que es el espesor vertical del PAY y el Net PAY, que consiste en el espesor de arena neta petrolífera. Ver figura 6.2

61

 

Trampas

- Otros Términos: Yacimiento; es la unidad de acumulación de hidrocarburos, representada por un volumen continuo de roca impregnada.

Campo; reunión en una misma zona de varios yacimientos. La relación entre los yacimientos y los campos con las trampas se muestran en la figura 6.3.

Las trampas son el elemento geológico básico indispensable, para la acumulación de hidrocarburos, aunque su existencia no implica necesariamente la presencia de dicha acumulación. Para que exista una trampa se requieren los siguientes elementos: los cuales se definen así:

- Roca almacén .

Roca porosa y permeable en la cual se acumulan los hidrocarburos, siendo las más comunes areniscas y calizas.

- Roca sello. Rocas que impiden a fuga del fluido hacia otro medio, siendo siendo las principales: arcilla, anhidrita y arcillas calcáreas.

62

 

Trampas

- Cierre. Es la distancia vertical entre el punto más alto de la trampa y un cierto nivel, por debajo del cual migra el petróleo. En genera existen dos tipos de cierres: cierres: estructurales y prácticos.

- Cierre Estructural. Es la distancia entre el punto más ato de la trampa y el punto más bajo de la misma, independiente del contenido de hidrocarburos.

- Cierre Práctico . Es igual al desnivel entre el techo de la roca almacén y superficie de separación agua - petróleo o agua - gas. Es importante para determinar el volumen de reservas. Ver figura 6-2.

6.2. ROCA SELLO Debido a que la existencia de una trampa favorable, implica necesariamente la presencia de un sello efectivo, se mencionarán algunas consideraciones generes sobre este tema; para posteriormente explicar los tipos de trampas.(Maraven,1991) El sello que conforma la roca, puede clasificarse de la siguiente manera; dependiendo de su relación estructural respecto a la roca almacén:

-

Paralelo, cuando la superficie de cierre es paralela.

-

Transversa, cuando su superficie cruza la estratificación de la roca almacén.

6.2.1 Tipos de roca sello. La roca sello debe ser relativamente impermeable al flujo vertical ascendente de los fluidos, no debe poseer fracturas interconectadas, ni poros de tamaño supercapilar y debe tener cierto grado de plasticidad que le permita cede o fluir, en lugar de fracturarse durante los movimientos de la corteza. Los materiales que hacen posible estos cierres, ya sean paralelos o transversales son: - Arcillas: Rocas clásticas de grano fino, laminadas o no, comúnmente interestratificadas con areniscas o rocas calcáreas, o haciendo parte de la composición de las anteriores rocas conformando; arenas arcillosas, calizas arcillosas, etc.

63

 

Trampas

- Rocas Calcáreas: son las más versátiles en cuanto cuanto a su comportamiento, comportamiento, ya que pueden haber actuado en el pasado como roca generadora, o constituir actualmente rocas almacén; principalmente por fracturamiento o actuar como roca sello bajo ciertas circunstancias, como presencia y aumento gradual de material arcilloso. - Evaporitas: son las rocas más impermeables y por lo tanto constituyen constituyen el material ideal para actuar como roca sello. Siendo la anhidrita, dado su grado de plasticidad e impermeabilidad el mejor sello. En algunas ocasiones el yeso, puede actuar de la misma forma, aunque es extremadamente compacto. - Otros tipos tipos de sellos: tapones de hidrocarburos sólidos o semisólidos semisólidos como el asfalto natural. También los planos de falla falla pueden generar generar por cizallamiento materiales impermeables. Finalmente, las limolitas por su baja permeabilidad y areniscas arcillosas, también pueden actuar como sellos, aunque son vulnerables al fracturamiento.

6.3. BUSQUEDA Y DETECCION DE TRAMPAS. La búsqueda y detección de trampas se realiza por medio de dos métodos principalmente; geología de superficie y geología del subsuelo. (Landes,1977). •

Geología de Superficie, se emplea en las primeras etapas de exploración e incluye:

- Filtraciones directas. - Análisis de suelos químico o bacterial. - Fotogeología. - Geología de campo. •

Geología del Subsuelo, útil en grandes áreas y en áreas cubiertas por agua.

Comprende

las siguientes técnicas geofísicas tanto superficiales como en el 64

 

Trampas

subsuelo o

Métodos geofísicos superficiales: - Gravimetría, mide las variaciones de densidad de las rocas, uno de sus usos es detectar campos de gas. - Magnetometría, mide la diferencia magnética entre el basamento o rocas de fondo y las rocas sedimentarias. - Sísmica, consiste en propagar ondas sonoras a través de las rocas, utilizando los métodos de reflexión o refracción de las ondas, útil en la determinación de la estructura del subsuelo. - Eléctricos, consiste en hacer pasar corriente a través de las rocas, útil para búsqueda de minerales y agua subterránea.

o

Métodos Subsuperficiales: - Correlación de datos geológicos de superficie. - Análisis de muestras de pozos; ripios y núcleos. - Registros de pozos, los cuales consisten en tomar una serie de ciertas medidas a través de una sonda que se baja dentro del pozo.

6.4. CLASIFICACIÓN DE DE TRAMPAS TRAMPAS Son muchas las clasificaciones existentes, debido a la gran variedad de tipos de trampas y a los numeroso factores geológicos e interacciones que les dan origen. Sin embargo, aquí se presenta una clasificación compilada por Norman. J. Hyne .

CLASIFICACIÓN DE TRAMPAS COMPILADA COMPILADA POR NORMAN .J. HYNE Trampas Estructurales: producidas por la deformación de la roca reservorio, como el caso de un anticlinal o una falla Trampas Estratigráficas: producidas por la depositación de la roca reservorio, como 65

 

Trampas

un canal fluvial o por erosión de la roca reservorio, como una discordancia Trampas Combinadas: formadas por elementos estructurales y estratigráficos

Trampas Estructurales: Anticlinales: son alargadas, con forma de arco y fueron los primeros tipos de trampas reconocidos. Se forman en áreas de compresión, pueden tener múltiples zonas de producción y formar campos gigantes. Ver figura 6-4.

Figura. 6.4. Trampa Anticlinal.

Anticlinales Recortados : son estructuras que producen en sus flancos, debido a que el tope ha sido erosionado y se encuentra cubierto por una discordancia. Ver figura 6-5.

66

 

Trampas

Figura 6-5. Trampa Anticlinales Recortados.

Fallas Normales: producidas por fuerzas de tensión, la trampa se encuentra en el bloque levantado. La falla en planta se debe ilustrar curva o como dos fallas que se intersectan formando los lados de la trampa. Ver figura 6-6.

Figura 6-6. Trampa Tipo Falla Normal .

Fallas Inversas: producidas por fuerzas de compresión. La trampa se encuentra en el bloque levantado. En planta la falla se debe ilustrar curva o por dos fallas que se intersecten para formar los lados de la trampa. Ver figura 6-7.

67

 

Trampas

Figura. 6-7. Trampas Tipo Falla Inversa.

Anticlinal Fallado: las fallas pueden ser causadas por el plegamiento del anticlinal, pudiendo formar barreras impermeables y dividir la estructura en yacimientos separados. Los shales cortados por el plano de la falla ayudan a formar estas trampas. Ver figura 6-8

Figura 6-8. Trampa Tipo Anticlinales Fallados.

Domos: un domo es un anticlinal circular o elíptico. Se forma por la intrusión de una roca ígnea o por un evento diapírico de sal o shale. Ver figura 6-9.

68

 

Trampas

Figura 6-9. Trampas Tipo Domo.

Bloques Fallados Inclinados: son grandes bloques de rocas sedimentarias, que fueron fracturados e inclinados por fallas normales. Se forman en áreas de levantamiento (rifting) y actualmente se hallan cubiertos por sedimentos. Pueden formar campos gigantes. Ver figura 6-10

Figura 6-10. Trampa tipo Bloques Fallados Inclinados.

Pliegues de arrastre en Fallas de Thrust : estos pliegues se forman por la fricción generada por el movimiento a lo largo de la falla. Las fallas de thrust son fallas inversas de bajo ángulo que pueden ocurrir en zonas de cinturones deformados. Los pliegues de arrastre se forman encima y debajo del thrust. Ver figura 6-11

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Trampas

Figura 6-11. Trampas en Pliegues de Arrastre asociadas a Fallas de Thrust.

Reservorios Fracturados : las fracturas aumentan la porosidad, mejorando la permeabilidad de la roca reservorio. Las rocas sedimentarias de grano fino como los shales y las rocas calcáreas, tienen porosidad pero poca permeabilidad, excepto cuando están fracturadas. Las fracturas ocurren donde la roca ha sido plegada o movida a lo largo de una falla. Ver figura 6-12

Figura 6-12. Trampas en Reservorios Fracturados.

Anticlinales Tipo Rollover sobre Fallas de Crecimiento : las fallas de crecimiento ocurren hacia la cuenca, se presentan en sedimentos delgados e inconsolidados del tipo llanuras costeras o deltas. Debido a que el plano de falla es curvo e inclinado en la misma dirección de la cuenca, un amplio anticlinal o rollover, se forma en dirección al mar. Ver figura 6-13

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Trampas

Figura 6-13. Trampas en Anticlinales Tipo Rollover sobre Fallas de Crecimiento

Fallas Antitécticas o Sintécticas sobre Anticlinales tipo Rollover : las fallas antitécticas o sintécticas son fallas tensionales que cortan el anticlinal y pueden dividir la estructura en numerosos yacimientos. Ver figura 6-14

Figura 6-14. Trampas asociadas a fallas Antitécticas o Sintécticas sobre anticlinales tipo Rollover.

. Trampas Estratigráficas: Discordancias: es una superficie de erosión que cubre estratos inclinados. La roca reservorio se encuentra localizada debajo de ella y la roca sello encima. En este tipo de trampas se han encontrado campos gigantes. Ver figura 6-15 71

 

Trampas

Figura 6-15. Trampas asociadas a Discordancias.

Arenas Apoyadas o superpuestas   (onlap): estas arenas son arenas de playa, que fueron depositadas sobre una superficie discordante como una línea de playa. Numerosas arenas de este tipo pueden ocurrir a lo largo de una discordancia y cada una formar un yacimiento. Ver figura 6-16

Figura 6-16. Trampas en arenas superpuestas. Tipo Onlap.

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Trampas

Cordones de Arena – Tipo Canal : son cuerpos de arenas granodecrecientes alargadas y delgadas perpendiculares a la línea de costa. Debido a que frecuentemente están rodeadas de shales, generalmente están saturadas de hidrocarburos sin contactos agua – aceite. Los canales se forman como canales de ríos abandonados y canales distributarios en deltas constructivos. Ver figura 6-17

Figura 6-17. Trampas en Cordones de Arena tipo canal.

Cordones de Arena - Tipo Barra : las barras son cuerpos de arena granocrecientes, paralelos a la línea de costa, que se forman como playas en deltas destructivos y en barras fuera de costa. Ver figura 6-18

Figura 6-18. Trampas Asociadas a cordones de arena tipo barra. 73

 

Trampas

Arrecifes Barrera: son arrecifes alargados, separados de la tierra por una laguna. La llanura calcárea arrecifal es originalmente una buena roca reservorio, mientras que la laguna calcárea no lo es. La porosidad disminuye debido a la recristalización tardía , pero la disolución o la dolomitización pueden invertir este proceso. Los arrecifes barrera pueden forman campos gigantes. Ver figura 6-19

Figura 6-19. Trampas asociadas a Arrecifes de Barrera.

Atolones: son grandes arrecifes circulares o elípticos con una laguna central. Originalmente la llanura calcárea circular arrecifal es potencialmente una buena roca reservorio, mientras que la lodolita micrítica lagunar no lo es. La porosidad puede variar con el tiempo. Los atolones pueden forman campos gigantes. Ver figura 6-20.

74

 

Trampas

Figura 6-20. trampas asociadas a Atolones.

Arenas Pinchadas Buzamiento Arriba : un pinchamiento o cuña de arenisca en un shale forma una trampa. Son comunes en llanuras costeras donde el buzamiento se levanta en dirección del continente. Tienden a ser trampas pequeñas. Si el levantamiento causa la inclinación la trampa es combinada. Ver figura 6-21

Figura 6-21. Trampas asociadas a Arenas pinchadas buzamiento arriba.

Bancos de Oolitos: los oolitos son esferas tamaño arena de carbonato de calcio, que precipitan fuera de zonas someras, en mares tropicales. Las corrientes y el oleaje lavan los oolitos y los distribuyen en depósitos elongados. Un banco de oolitos forma un campo pequeño, pero varios bancos pueden encontrarse distribuidos paralelamente, formando campos más grandes. Ver figura 6-22

75

 

Trampas

Figura 6-22. Trampa tipo banco de Oolios.

Penachos y Mesetas Arrecifales : son pequeños arrecifes circulares. Los penachos están localizados en el lado de la cuenca de una barrera arrecifal y las mesetas en el lago. Estos arrecifes forman campos pequeños, pero usualmente se presentan numerosas formaciones de arrecifes en este tipo de ambientes. Ver figura 6-23

Figura 6-23. Trampa tipo Penachos y Mesetas Arrecifales.

Biohermos: son depósitos como montículos o lentes delgados de calizas biológicas formados por organismos que crecieron allí. Se incluyen construcciones arrecifales conformadas por organismos con estructura tales como corales y también montículos construidos por organismos sin estructura . Tienden a formar campos pequeños y aislados. Ver figura 6-24

76

 

Trampas

Figura 6-24. Trampa tipo Biohermo.

Granitos Lavados: Un granito lavado es una arenisca formada por la meteorización de un granito basal. El granito está compuesto de cristales tamaño arena, que por meteorización forma una cubierta de arenisca sobre los flancos de un cuerpo granítico basal. Las rocas fuente ocurren en profundidad a lo largo de los flancos. Ver figura 6-25

Figura 6-25. Trampa tipo Granito Lavado.

Dolomita Sedimentaria o Primaria : esta dolomita es formada por alteración de caliza en la zona de supramareas, inmediatamente después de su depositación y casi siempre esta suprayacida por una capa de sal (ambientes evaporíticos). La fluctuación del nivel del agua, puede formar numerosas trampas de este tipo a lo largo de los flancos de una cuenca. Ver figura 6-26

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Trampas

Figura 6-26. Trampa tipo Dolomita Sedimentaria o Primaria.

Trampas Combinadas: Domos de Sal suprayaciendo Domos y Fallas : el levantamiento de un domo salino, puede llegar a levantar la cubierta sedimentaria que lo suprayace formando trampas. De igual manera la cubierta sedimentaria puede ser cortada por fallas normales y formarse así trampas por fallas. Estas fallas pueden separar las rocas reservorio en numerosos yacimientos. Ver figura 6-27

Figura 6-27. Trampa tipo Domo salino suprayaciendo Domos y Fallas.

Domos de Sal - Roca Techo: la sal es inicialmente halita la cual se disuelve a medida que el domo se va levantando dejando residuos insolubles, como anhidrita, yeso, caliza, dolomita y azufre, formandose así una roca techo de varios cientos de pies de espesor. Las fracturas y cavidades por disolución hacen a la roca de techo una buena roca reservorio. Ver figura 6-28

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Trampas

Figura 6-28. Trampa tipo Domo de sal en roca de techo.

Domos de Sal – Trampas en Flancos: a lo largo de los flancos de los domos salinos, se forman trampas en las rocas reservorios cortadas por la inyección del domo. Prolíficas trampas se forman en los flancos de domos enterrados. Estas trampas tienden a presentar zonas de pay gruesas debido a los altos buzamientos de la roca reservorio. Ver figura 6-29.

Figura 6-29. Trampa tipo Flancos en Domos de sal.

Cambio de Facies Buzamiento Arriba: en este caso la roca reservorio fue depositada con un cambio de facies, porosa y permeable en un área e impermeable en otra. Luego de un levantamiento la facies impermeable causa un entrampamiento a lo largo del flanco de la estructura. Si el buzamiento es debido a la depositación la trampa es estratigráfica. Ver figura 6-30

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Trampas

Figura 6-30. Trampa tipo Cambio de Facies Buzamiento arriba.

Anticlinales Compactados: los anticlinales compactados se forman en sedimentos sobre altos estructurales o arrecifes. Los sedimentos debido a su porosidad se compactan mas hacia la base, donde presentan mayores espesores. Ver figura 6-31

Figura 6-31. Trampa tipo Anticlinal Compactado.

Dolomita Tectónica o Secundaria: esta dolomita está controlada por fracturas en las calizas. El agua percola a lo largo de las fracturas produciendo un cambio en las calizas a dolomitas en las zonas adyacentes al plano de falla. El yacimiento sigue la dirección de las fracturas. Ver figura 6-32.

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Trampas

Figura 6- 32. Trampa tipo Dolomita Tectónica o Secundaria.

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Estilos Estructurales

7. ESTILOS ESTRUCTURALES ASOCIADOS A TRAMPAS DE HIDROCARBUROS Esta clasificación muestra los diferentes tipos de trampas, teniendo en cuenta los siguientes tres factores: estilo estructural, esfuerzos principales de deformación y ambiente tectónico.(Lowell,1987) CLASIFICACIÓN SEGÚN ESTILOS ESTRUCTURALES Estilos que afectan el Basamento:

Fallas de cizallamiento o Wrenchfault. Cuplas rotacionales. transformación y límites de placas convergentes

Zonas de

Bloques fallados compresivos. Compresión Límites de placas convergentes en cuencas continentales y núcleos de cinturones orgánicos Bloques fallados extensivos Extensión. Límites de placas divergentes y Rift. Basamentos irregulares Arcos, domos, depresiones. Procesos de asentamiento, hundimiento de la cuenca. Interior de la placa o cratones

Separamiento por efecto secundario

Pliegues de cabalgamiento. Compresión. Placas convergentes, cinturones orogénicos y zonas de trench Fallas normales secundarias. Extensión. Cuñas elásticas inestables, tipo delta Estructuras salinas. Contraste de densidad y carga diferencial. Límites divergentes zonas de Rift Diapiros de shale. Contraste de densidad y carga diferencial. Límites pasivos (deltas) 81

Estilos Estructurales

En el siguiente cuadro se muestra esquemáticamente la anterior clasificación según estilos estructurales.

CLASIFICACION SEGÚN ESTILOS ESTRUCTURALES

ESTILO ESTRUCTURAL  AFECTA AL BA SAMENTO

FALLAS DE CIZALLAMINETO O

ESFUERZOS PRINCIPAL ES DE DEFORMACION

CUPLAS ROTACIONALES

ZONAS DE TRANSFORMACIÓN Y

WRENCH - FAULT BLOQUES FALLADOS COMPRESIVOS

AMBIENT E TECTONICO

LIMITES DE PLACAS CONVERGENTES COMPRESIÓN

LIMITES DE PLACAS CONVERGENTES DE CUENCAS CONTINENTALES Y NUCLEOS DE CINTURONES OROGENICOS

BLOQUES FALLADOS EXTENSIVOS

EXTENSIÓN

LIMITES DE PLACAS DIVERGENTES Y RIFT

BASAMENTOS IRREGULARES ARCOS-

ASENTAMIENTO O HUNDIMIENTO

INTERIOR DE LA PLACA O CRATON

DOMOS - DEPRESIONES

DE LA CUENCA

SEPARACION POR EFECTO SECUNDARIO

PLIEGUES DE CABALGAMIENTO

COMPRESION

PLACAS CONVERGENTES, CINTURONES OROGENICOS Y ZONAS DE TRENCH

FALLAS NORMALES SECUNDARIAS

EXTENSIÓN

CUÑAS CLASTICAS INESTABLES, TIPO DELTA

ESTRUCTURAS SALINAS

CONTRASTE DE DENSIDAD Y

LIMITES DIVERGENTES, ZONAS DE RIFT

CARGA DIFERENCIAL DIAPIROS DE SHALES

CONTRASTE DE DENSIDAD Y

LIMITES PASIVOS. DELTAS.

CARGA DIFERENCIAL

7.1 MODELO DE FALLAS DE CIZALLAMIENTO Esta es un modelo complejo, ver fig. 7.1., que incluye factores estructurales tanto de compresión como de extensión. El diagrama de la fig. 7.2, que corresponde a una falla lateral derecha, es una ayuda para entender mejor los tipos de estructuras que se forman en respuesta a un esfuerzo de cizallamiento. Las principales estructuras son: pliegues en escalonados, que son generalmente las mejores trampas; bloques por fallas normales, asociados a los pliegues anteriores formando trampas efectivas y fallas inversas y de cabalgamiento, en cuyas terminaciones pueden formarse trampas.

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Estilos Estructurales

Figura 7.1. Esquema de los principales Estilos estructurales. Tomado de Lowell 1987. Este modelo es particularmente común en márgenes de transformación y en algunos márgenes covergentes. Finalmente la mayoría se caracteriza sísmicamente por presentar estructuras en flor, ver fig. 7.3.

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Estilos Estructurales

Figura 7-2. Estructuras que tienen lugar bajo esfuerzos de cizallamiento. 84

Estilos Estructurales

Figura 7-3. Estructuras en flor producto de esfuerzos de cizalla. Tomado de Lowell. 1987. 85

Estilos Estructurales

7.2 MODELO DE BLOQUES FALLADOS COMPRESIVOS Incluye fallas inversas y fallas de basamento, aunque el origen de sus estructuras es controversible, cuando se encuentra en arcos internos, presentan excelentes trampas. Ver fig. 7.4. Se ubican exactamente entre el arco volcánico y la placa continental.

Figura 7-4. Modelo de Bloques Compresivos. Tomado de Lowell. 1987. 7.3 MODELO DE BLOQUES FALLADOS EXTENSIVOS Este modelo genera grabens y horts y es el estilo estructural que más comúnmente se presenta, encontrándose principalmente en zonas de ritf, correspondiendo a los primeros estados de formación de áreas divergentes. Ver fig. 7.1 y 7.5. Estos sistemas en zonas de rift pueden ser muy buenos productores de hidrocarburos, la cual se presenta en fallas normales o en discordancias situadas en la parte superior.

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Estilos Estructurales

Figura 7-5. Modelo de Bloques Extensivos. En una cuenca interior fracturada. Tomado de Lowell, 1987.

7.4 BASAMENTO, ARCOS IRREGULARES, DOMOS Y HUNDIMIENTOS Los arcos irregulares del basamento son generalmente amplias flexiones, con flancos muy suaves, que presentan secciones sedimentarias relativamente delgadas. Ver Fig. 7-6. Por lo general del mecanismo de trampa es una combinación de un levantamiento estructural y un posterior pinchamiento de una parte de la secuencia sedimentaria superior.

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Estilos Estructurales

Figura 7-6. Estructura y trampas en un Arco Granítico. Tomado de Lowell, 1987

7.5 PLIEGUES DE CABALGAMIENTO El origen de estos cinturones de cabalgamiento ha sido muy controvertido, siendo la explicación más aceptada, el hecho de presentarse siempre asociados a márgenes de placas convergentes. Lowell, 1977, sugiere el proceso mostrado en la figura 7-7, en el cual las trampas se encuentran en las terminaciones anticlinales asociadas con fallas de cabalgamiento.

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Estilos Estructurales

Figura 7-7. Modelo de Thrust Belt. En los campos de Painter y East Painter. Tomado de Lowell, 1987. 7.6 MODELO DE FALLAS NORMALES DE CRECIMIENTO A este tipo de fallas se les denomina de crecimiento o fallas contemporáneas, son comunes en secuencias regresivas deltaicas, o en márgenes de placas pasivas, producto de esfuerzos extensivos. Las principales características de estas fallas son: 89

Estilos Estructurales

- Presentan superficies curvadas. Ver Fig. 7-8. - Se comportan como superficies de deslizamiento de los bloques, que por ser curvas generan rotación de los mismos, formando sellos y estructuras anticlinales con trampas de hidrocarburos. - Presentan fallas antitécticas, producidas por el ajuste de los bloques.

Figura 7-8. Modelo de Fallas Normales de Crecimiento. Tomado de Lowell, 1987.

7.7ESTRUCTURAS SALINAS Y DIAPIROS DE SHALE Estas estructuras son comunes en márgenes pasivos y pueden ocurrir asociadas a fallas de crecimiento. Se producen por contraste de densidad y carga diferencial, 90

Estilos Estructurales

los cuales hacen que estos materiales asciendan, en otros casos se deben a fuerzas tectónicas que los inyectan a través de una secuencia sedimentaria. Las mejores trampas se generan cuando el empuje del material forma anticlinales o arcos sin penetrar los reservorios. Ver Fig. 5.9. Otros tipos de trampas se generan cuando el material salino se instruye en las formaciones, produciendo un patrón de fracturamiento radial, que divida el área circundante en muchos segmentos, los cuales pueden constituirse en trampas por factores estructurales o estratigráficos, como pinchamientos o inconformidades.

Figura 7-9. Modelo de Domo Salino y shale Diapírico. Domo Valentine, Lafourche Parish, Louisiana. Tomado de Lowell, 1987.

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8. CUENCAS 8-1. GENERALIDADES Hay unas 700 cuencas en el mundo, de las cuales una cuarta parte producen hidrocarburos. El hecho de que el petróleo comúnmente ocurra en cuencas sedimentarias, es la principal razón de la teoría orgánica del petróleo. Cuando se trabaja un área es necesario establecer el tipo de cuenca que va a ser evaluada, para considerar los horizontes productivos que pueda contener y donde pueden ser localizados. Concepto de Cuenca Sedimentaria. Las capas sedimentarias de la superficie terrestre descansan sobre complejos ígneos y/o metamórficos, que en áreas continentales se denominan basamento. Una cuenca sedimentaria ocupa una depresión en la superficie del basamento. Geológicamente el término cuenca incluye tanto la depresión como el espesor de sedimentos que allí se encuentra. (Selley y Morrill,1983). Arcos y plataformas. En contraste a las cuencas, las áreas que reciben una carga normal de sedimentos sobre el basamento se denominan Plataformas. Los Arcos, están localizados sobre elevaciones regionales del basamento y reciben menos sedimentos en promedio. Ver figura 8-1.

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cuencas

Figura 8-1. Localización del Arco, Plataforma, Cuenca y Basamento. Tomado de R C. Selley y David c. Morrill , 1983. Debido a que las cuencas cambian a través del tiempo, estas pueden evolucionar de un tipo de cuenca a otro y también pueden hacerlo en áreas que originalmente fueron plataformas o arcos. Es el caso del arco de Libia, el cual sufrió una subducción durante el Cretáceo, formándose la cuenca de Sirte, rica en petróleo. Geometría de las Cuencas Sedimentarias. Geométricamente las cuencas varían en tamaño y espesor. Usualmente cubren áreas mayores de 1.000 Km2, pero pueden llegar a tener varios millones de Km2. El máximo espesor de sedimentos, medido en el depocentro generalmente excede los 2 o 3 Km y puede llegar a ser mayor de 10 Km. Algunas cuencas vistas en planta son circulares o elípticas, otras aparecen rectangulares o como canales. Algunas cuencas actuales son embahiamientos de grandes cuencas sedimentarias. Una cuenca puede ser simétrica asimétrica en sección, o pueden tener un perfil irregular. Existe la tendencia a creer que la cuenca fue mas profunda donde los sedimentos son más gruesos, lo cual no es necesariamente cierto. Un ejemplo es el caso de una cuenca que recibe sedimentos en una sola dirección, como un delta. Ver figura 8-2.

Figura 8-2. La figura ilustra la no coincidencia de los depocentros, el bajo topográfico 92

 

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y la máxima subsidencia. Tomado de R C. Selley y David c. Morrill , 1983 En este caso, la zona de mayor espesor o depocentro no coincide con la máxima profundidad, se encuentra adyacente y se desplaza hacia el centro de la cuenca. De manera similar en las cuencas de carbonatos, la depositación tiene lugar a lo largo de los márgenes someros de la plataforma. En el caso de los arrecifes y las arenas calcáreas esqueletales, se hacen más delgadas hacia el margen de la cuenca y forman secuencias condensadas de lodo calcáreo hacia la profundidad de la cuenca. Relleno Sedimentario. Las cuencas también pueden ser caracterizadas por el tipo de sedimento que contienen así; continentales, marinas someras y marinas profundas. Dependiendo de la rata de subsidencia y de la rata de sedimentación. La relación que se puede dar entre la subsidencia y la depositación es: Rata de subsidencia < Rata de sedimentación = Genera erosión de los sedimentos Rata de subsidencia > Rata de sedimentación = Genera sedimentos profundos Rata de subsidencia = Rata de sedimentación = Genera sedimentos someros Las cuencas que se desarrollan lejos de fuentes terrígenas de sedimentos o que están aisladas de estos por barreras topográficas o trincheras, pueden contener abundantes carbonatos o evaporitas dependiendo del paleoclima. También pueden haber sido cuencas rellenas de agua que recibieron poca cantidad de sedimentos. Procesos Tectónicos y Tiempo. Otro aspecto importante es la naturaleza y tiempo de los procesos tectónicos. Los tipos de pliegues y fallas que se desarrollan dentro de una cuenca son parcialmente debidos a los mecanismos de deformación y a sus sedimentos. Como es el caso de esfuerzos extensivos, compresivos, presencia de domos y fallas de crecimiento entre otros. En la cuenca los sedimentos se pueden acumular y ser foliados al mismo tiempo o la deformación estructural puede ocurrir como una etapa posterior a la sedimentación. 93

 

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Las siguientes son algunas ventajas y desventajas de los procesos tectónicos en relación con los hidrocarburos: -

La acumulación de hidrocarburos se favorece cuando existe una activa deformación estructural durante la sedimentación. Las deformaciones estructurales conducen a cambios rápidos de facies y de espesor. Las discordancias y las fallas generalmente cooperan con los procesos de migración, como vías o canales de flujo. Las deformaciones estructurales ocurridas en la últimas etapa de sedimentación, pueden contribuir en la generación de hidrocarburos, por variaciones de presión y temperatura. Los procesos tectónicos de gran magnitud que ocurren después del desarrollo de una cuenca, pueden producir efectos adversos. Si la deformación levanta la roca reservorio cerca de la superficie, puede haber invasión de aguas subterráneas o erosión y por consiguiente pérdida o degradación del hidrocarburo. El alto flujo de calor y el enterramiento profundo, pueden conducir a sobremaduración o metamorfismo.

8-2. MECANISMOS FORMADORES DE CUENCAS Las cuencas se forman como resultado de grandes movimientos a escala vertical y horizontal, dentro de las capas superiores de la tierra, lo cual está relacionado con la teoría de la tectónica de placas. En consecuencia la localización de la cuenca con respecto a la placa es fundamental para su clasificación. Conceptos básicos de la tectónica de placas. La parte más externa de la tierra es una capa rígida llamada litosfera, la cual consiste de corteza y la parte superior del manto, que descansa sobre una capa viscosa llamada astenosfera. Ver figura 8-3.

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Figura 8-3. Esquema de las capas mas externas de la tierra. Tomado de R C. Selley y David c. Morrill , 1983

Los fenómenos de convección en la astenosfera hacen que la litosfera rígida se rompa en placas que se mueven lentamente sobre la superficie de la tierra unas con respecto a otras. Las principales placas o placas mayores son; -

Placa Australiana Placa Antártica Placa suramericana Placa Caribe Placa Norte Americana Placa Africana Placa Arabe Placa Rusa

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El interior de las placas es relativamente estable, pero sus bordes son tectónicamente activos. Las placas se rompen apartándose o divergen, en las cordilleras meso – oceánicas, sitio donde los magmas basálticos ascienden desde el manto, para formar nueva corteza oceánica. La divergencia se inicia por el ascenso de las corrientes de convección, las cuales producen protuberancias similares a un domo en la corteza. Ver figura 8-4 (a). Cuando las fuerzas son grandes esa protuberancia se fractura con un patrón radial, usualmente con tres brazos. Ver figura 8-4 (b), a medida que la separación tiene lugar, solamente dos brazos se siguen expandiendo, el tercer brazo cesa de abrirse y llega a ser una fractura fallida o un Rift Abortado. Ver figura 8-4 (c).

Figura 8-4. Inicio de un rifting y expansión del fondo oceánico. Tomado de R C. Selley y David c. Morrill , 1983 A medida que el fondo oceánico continua expandiéndose, nueva corteza oceánica es agregada en la zona axial, donde una cordillera meso – oceánica comienza a formarse. Los continentes separados ahora están alejados y se desarrollan cuencas a lo largo de sus márgenes pasivos, ver figura 8-5. Esta configuración es análoga a los márgenes del Océano Atlántico actual.

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Figura 8-5. Modelo de límites de placas divergentes y desarrollo de cuencas de márgenes pasivos. Tomado de R C. Selley y David c. Morrill , 1983 Donde las placas se encuentran o convergen, la fuerza dominante es compresional. En una zona de subducción, la parte delantera de una placa cabalga sobre la otra y la placa cabalgada es arrastrada hacia abajo dentro del manto y consumida, formándose cuencas de tipo back arc y fore arc. Ver figura 8-6. La subducción también puede ocurrir cuando dos placas oceánicas convergen, pero no involucran masas continentales, en este caso no se forman cuencas sedimentarias. El borde una placa continental puede comprimirse y formarse una cordillera costera como los Andes. Los Arcos de Islas pueden ser creados por volcanismo y mezcla de corteza oceánica y continental cerca de la zona de subducción. Pequeñas cuencas se formaran adyacentes a tales arcos.

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Figura 8-6. Modelo de márgenes de placas convergentes con zona de subducción . Tomado de R C. Selley y David c. Morrill , 1983 A medida que los continentes se acercan, la corteza oceánica que los separa continua consumiéndose, hasta que eventualmente pueden colisionar una placa oceánica y una placa continental, formando cuencas de colisión, ver figura 8-7(a), o finalmente los dos continentes pueden colisionar. Ver figura 8-7(b). La zona entre continente – continente o arco – continente se llama zona de sutura. Pequeñas y complejas cuencas de colisión se forman adyacentes a la cordillera o a lo largo de la sutura tectónica en ambas situaciones. En algunos límites de placas convergentes, la corteza no es consumida, sino en su lugar las placas se deslizan una a lo largo de la otra, creándose fallas transcurrentes o de rumbo. Pequeñas cuencas profundas pueden formarse adyacentes a tales complejos de fallas. Este es el caso de la cuenca de California, adyacente a la falla transcurrente de San Andrés. Ver figura 8-8..

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Figura 8-7. Modelo de colisión de márgenes de placas. Continente – Oceánica y Continente – Continente. Tomado de R C. Selley y David c. Morrill , 1983

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Figura 8-8. Fallas transcurrentes a lo largo de márgenes de placas convergentes en California USA. Tomado de R C. Selley y David c. Morrill , 1983 En resumen hay tres tipos fundamentales de límites de placas: 1- Cordilleras meso – oceánicas, 2- zonas de subducción y suturas y 3- fallas transcurrentes. Las cuencas se crean a lo largo de márgenes pasivos de continentes apartados y a lo largo de rift abortados. También pueden crearse a lo largo de márgenes continentales convergentes activos, donde tengan lugar fenómenos de subducción, suturas continentales o fallas de transformación. Finalmente existen cuencas en el interior de las placas, cuyo origen puede estar menos relacionado con los procesos de tectónica de placas.

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8-3. CLASIFICACION DE CUENCAS SEDIMENTARIAS Debido a que una tercera parte de las cuencas en el mundo, pueden ser consideradas como de interés petrolero, se presenta una clasificación enfocada a la presencia de hidrocarburos, la cual es una combinación de la presentada por Huff (1978,1980) y Klemme (1980). Ver figura 8-9

Figura 8-9. Clasificación de Cuencas Petrolíferas. Klemme 1980.

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8-4. TIPOS DE CUENCAS PETROLÍFERAS. CLASIFICACION DE KLEMME, 1980. A- Cuencas intracontinentales, sobre el cratón.

•

•

•

Tipo 1: Cuencas cratónicas de un solo ciclo. La mayoría paleozoicas. Tipo 2: Cuencas compuestas. Son cuencas cratónicas multicíclicas, contienen la mayoría del petróleo paleozoico, parte del petróleo Cenozoico y las mayores reservas de gas. Tipo 3: Cuencas tipo graben o rift. Pueden ser paleozoicas, mesozoicas o Cenozoicas.

B- Cuencas extracontinentales, cuencas de margen continental; formadas en la parte intermedia entre la corteza y los márgenes de placas. La mayoría son mesozoicas y/o Cenozoicas.

•

Tipo 4: Cuencas de acreción lateral (downwarps). Se encuentran dentro de pequeñas cuencas oceánicas. Contienen el 50% de las reservas mundiales de petróleo. Tipo 4A; cuencas cerradas por cinturones deformados. Tipo 4B; artesas entre cinturones deformados. Deprimidas. Tipo 4C; Abiertas de un lado de la cuenca.

•

Tipo 5: Cuencas de Pull - apart  (costera estable), sobre bordes continentales. Ultimo estado de las cuencas tipo 3.

C- Cuencas intermontanas. •

Tipo 6: Cuencas de subducción. Son de segundo ciclo, intermontanas, pequeñas. La mayoría terciarias. Pueden ser; 102

 

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Tipo 6A; de fore - arc Tipo 6B; de back - arc Tipo 6C; sin arco. •

•

Tipo 7: Cuencas medias; también de segundo ciclo, intermontanas dentro de zonas compresivas y de levantamiento. Tipo 8: Cuencas tipo delta: usualmente terciarias.

La siguiente es la descripción generalizada de las principales características para cada uno de los tipos de cuencas mencionados: 1- TIPO 1. Cuencas Interiores. Las cuencas interiores son simples, grandes, de forma circular y con perfil simétrico. Generalmente son áreas de depositación de plataformas paleozoicas. Su génesis es pobremente conocida pero se especula que un rift inicial en un punto caliente, seguido por la introducción de material denso bajo la corteza, precede la formación de esta cuenca. Se localizan en la parte central de los cratones, cerca o sobre áreas de escudos precámbricos.

Figura 8-10. Esquema idealizado de una cuenca Interior. Tomado de R C. Selley y David c. Morrill , 1983. 103

 

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Generalmente consisten de una mezcla de sedimentos clásticos y calcáreos, que usualmente presentan bajo recobro de hidrocarburos y algunos campos gigantes. Las trampas están asociadas con arcos centrales, o son de tipo estratigráfico a lo largo del margen de la cuenca. 2- TIPO 2. COMPUESTA Y 2A CUENCAS COMPLEJAS. TIPO 2. Compuestas o Foreland. Las cuencas compuestas son grandes, lineales o elípticas, intracontinentales. Su perfil es asimétrico. Se encuentran en áreas de escudos que generaron sedimentos de plataforma paleozoicos, presentando caracteristicas similares al tipo 1. Son multicíclicas o compuestas, de edad paleozoico superior o mesozoico. Cuando un segundo ciclo de sedimentos, generados en un levantamiento orogénico en el margen externo del cratón, suministran sedimentos provenientes de una fuente opuesta, la cuenca presenta un perfil asimétrico.

Figura 8- 11. Modelo idealizado de una cuenca Foreland. Tomado de R C. Selley y David c. Morrill , 1983. Las fuerzas de extensión durante el primer ciclo son seguidas por compresión en el 104

 

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segundo ciclo de desarrollo y parecen estar ligadas a la expansión del fondo oceánico. TIPO 2A. Complejas Las cuencas complejas también pueden ser multicíclicas, localizadas en la parte exterior del cartón. Son alargadas, mas o menos elípticas, con perfil irregular a asimétrico. Su génesis parece más compleja, con múltiples rifting, seguidos por hundimientos mas o menos simétricos de cuencas tipo 1. Las cuencas tipo 2, consisten de una mezcla de sedimentos clásticos predominantes y calcáreos. Las trampas son principalmente amplios arcos y bloques levantados. Además pliegues de compresión y acumulaciones estratigráficas. En muchas de estas cuencas habrá o existirá un gran levantamiento o arco, donde se localizan la mitad de las reservas. Representan el 25% de las cuencas mundiales y contienen un porcentaje similar en reservas. TIPO 3. CUENCAS TIPO RIFT. Son pequeñas, lineales, con perfil irregular. Son principalmente de edad paleozoico superior, mesozoico y terciarias. Se localizan sobre o cerca a áreas cratónicas. Cerca de los 2/3 se forman a lo largo de antiguos cinturones deformados y 1/3 sobre áreas de escudos precambricos. Debido a que están genéticamente ligadas a fuerzas extensivas, forman un perfil irregular, con movimientos de fallas de bloques. El resultado son trampas estructurales y estratigráficas, con depositación variable e inconformidades presentes. Su gradiente geotérmico es de normal a alto. En área representan cerca del 5% de las cuencas mundiales, sin embargo presentan una alta recuperación, conteniendo el 10% de las reservas mundiales. Cuando se encuentran sedimentos marinos o lacustres sus reservas aumentan.

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Figura 8-12. Modelo idealizado de una cuenca tipo Rift. Tomado de R C. Selley y David c. Morrill , 1983. TIPO 4. CUENCAS DE ACRECION LATERAL. DOWNWARPS. Son pequeñas cuencas oceánicas, que pueden ser: A- Cerradas, B- Deprimidas y C- Abiertas. Los tipos A y B, recuerdan las cuencas tipo 2, en tamaño, perfil y volumen de sedimentos. El tipo C recuerda en su forma a las cuencas tipo 5. (pull - apart). Sin embargo debido a su génesis única, a un régimen diferente de temperatura y a un ambiente sedimentario diferente del tipo 2, estas cuencas se describen aparte, ya que representan una gran parte de las reservas mundiales.

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El tipo C, es grande, lineal, con un área fuente y asimétricas hacia el mar. Su génesis se relaciona con la evolución de cuencas oceánicas pequeñas dentro de las cuales estas son abiertas. Además pueden pasar al tipo 4A, como resultado de la colisión de placas continentales. Las cuencas tipo 4, representan el 18% de las cuencas mundiales, pero contienen el 48% de las reservas mundiales. Los tipos A y C tienen los más altos gradientes geotermales y recobros primarios y secundarios. Los tipos de trampas son principalmente anticlinales en A y B, mas que estratigráficas o combinadas, que si están presentes en el tipo 4C. Las facies sedimentarias asociadas en cuencas oceánicas restringidas en general presentan grandes fuentes de shales y evaporitas.

Figura 8-13. esquema idealizado de una cuenca tipo Downwarp. . Tomado de R C. Selley y David c. Morrill , 1983. TIPO 5. CUENCAS DE PULL - APART. Son grandes y lineales, con perfil asimétrico. Se encuentran a lo largo de márgenes 107

 

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divergentes o zonas de expansión de placas. Su génesis parece estar relacionada fenómenos de rifting, pueden ocurrir alineadas sobre basamento precámbrico o a lo largo de antiguas orogénias. Posteriormente uno o más rift llegan a ser el sitio de introducción de material oceánico y a la vez un eje de expansión del piso oceánico se define. Cuando la expansión alcanza distancias oceánicas, una serie de post - rifts (abanicos sedimentarios) son depositados hacia el mar desde el continente. Debido a su génesis extencional, la mayoría de las trampas son anticlinales tensionales de crecimiento (rollover) o de tipo fluido. Los sedimentos son predominantemente clásticos, aunque las series posteriores pueden formar bancos de carbonatos, así como abanicos clásticos. Su gradiente geotermal es de bajo a normal. Estas cuencas son principalmente Mesozoicas y terciarias, representan el 18% de las cuencas mundiales, pero debido a su localización predominantemente mar adentro (90% 0ffshore y 55% en aguas profundas), solamente el 10% de estas son productivas Se pueden subdividir en: A - Paralelas y B- transversales, con relación al eje de expansión oceánico y con relación a su disposición con respecto al margen continental.

Figura 8-14. Esquema idealizado de una cuenca Pull – Apart. . Tomado de R C. Selley y David c. Morrill , 1983. TIPO 6. CUENCAS DE SUBDUCCION. 108

 

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Son pequeñas y lineales, con un perfil irregular. Se pueden subdividir con base en la relación con el arco de islas volcánico, el cual a menudo está presente frente a la zona de subducción en el lado continental de la siguiente forma: Tipo 6A: Cuencas de Fore - Arc, localizadas en el lado oceánico del arco volcánico. Tipo 6B: Cuencas de Back - Arc, localizadas en la parte trasera del lado cratónico del arco volcánico. Tipo 6C: Cuencas sin arco, localizada donde la subducción y las fallas de cizalla han destruido el arco. Su génesis esta relacionada a compresión regional a lo largo de márgenes de subducción o convergentes. Se desarrollan principalmente sobre eugeosinclinales deformados. La mayoría son de edad terciaria y están rellenas de material clástico.

Figura 8-15. Modelo idealizado de una cuenta tipo Back – Arc. Tomado de R C. Selley y David c. Morrill , 1983.

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Figura 8-16. Esquema idealizado de una cuenca tipo Fore – Arc. . Tomado de R C. Selley y David c. Morrill , 1983.

Figura 8-17. Modelo idealizado de una cuenca Sin – Arco. Tomado de R C. Selley y David c. Morrill , 1983. Aunque existe una compresión regional, los movimientos de cizalla también tienen 110

 

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lugar, creando movimientos tensionales de bloques sobre los cuales se atrapan los sedimentos. Estos sedimentos proveen las principales trampas, aunque los anticlinales de compresión y de cizalla también son buenas trampas. Las cuencas B y C, debido al alto flujo de calor detrás o sobre el cratón, presentan altos gradientes geotérmicos, los cuales proveen una altísima eficiencia para la maduración y migración del petróleo. Los reservorios son predominantemente areniscos, que varían de depósitos someros hasta turbiditas, formando múltiples zonas de interés prospectivo o pays. Estas cuencas representan el 7% de las cuencas mundiales. Sin embargo solo representan el 7% de las reservas mundiales. TIPO 7. CUENCAS DE COLISION ,MEDIAS o INTERMONTANAS. Son pequeñas y lineales con perfil irregular. Ocupan la zona media montañosa plegada o porción interior de los megasistemas Mesozoico - Cenozoico, los cuales han sido desarrollados entre una zona de subducción y las cuencas cratónicas, o en la zona de colisión entre dos placas tectónicas. Son esencialmente los rift de la zona media, formados por movimientos de cizalla y que crean torsión local dentro de los cinturones montañosos, que rodean los márgenes convergentes de algunos continentes.

Figura 8- 18. Esquema idealizado de una cuenca de colisión. Tomado de R C. Selley y David c. Morrill , 1983. 111

 

cuencas

Los gradientes geotermales parecen ser de normales - altos, los sedimentos son predominantemente clásticos y el estilo de las trampas son bloques levantados sobre los cuales ocurren acumulaciones estructurales - estratigráficas, similares al tipo 3 de rift cratónicos. Su génesis parece ser una complicada mezcla de erosión subcortical y hundimientos, con introducción local de material oceánico. Representan el 3.5% de las cuencas mundiales y un 2.5 % de las reservas mundiales. TIPO 8. DELTAS. Son generalmente pequeños con depocentros circulares, del tipo pata de pájaro. Sus sedimentos provienen de los principales drenajes continentales y parecen desarrollarse en cualquier ambiente tectónico así; mas de 1/3 sobre tipo 4, 17% sobre tipo 5, 16% sobre tipo 6, 12% en tipo 3, 12% en tipo 7 y 7% sobre porciones sumergidas del tipo 2B. Son predominante de edad terciario superior y totalmente clásticos. Los gradientes geotermales son bajos, quizás por el efecto amortiguador de una rápida depositación. La materia orgánica húmica derivada del continente, hace que presenten un contenido de gas normal - alto. Representan el 2.5% de las cuencas mundiales y el 5% de las reservas mundiales.

Figura 8-19. Esquema idealizado de una cuenca tipo Delta. Tomado de R C. Selley y David c. Morrill , 1983. 112

 

cuencas

Otras clasificaciones recientes han agrupado estos tipos de categorías:

cuencas en tres

1- Cuencas cratónicas= tipos 1, 2 y 4 2- Regiones divergentes = tipos 3, 5 y 8. 3- Regiones convergentes = tipos 6 y 7.

8-5. CLASIFICACION GLOBAL DE CUENCAS SEDIMENTARIAS. Kingston et al 1983,a. El propósito de esta clasificación es crear un sistema con el cual las cuencas puedan compararse unas con otras, observando sus diferencias y similitudes. Este sistema de clasificación se basa en la teoría de la tectónica de placas, utilizando los conceptos de divergencia, convergencia y movimientos transformantes. (Kingston,1983 a). La división de exploración de ESSO, empezó a instaurar la tectónica de placas a escala global en los años 60. El resultado fue el desarrollo de un sistema de clasificación de cuencas en el cual toda cuenca puede ser clasificada de acuerdo a su génesis estructural y a su historia evolutiva. La unidad básica de esta clasificación es el ciclo, definiendo ciclo como los sedimentos depositados durante un episodio tectónico. Algunas cuencas tienen un solo ciclo y se denominan cuencas simples, otras contienen mas de un ciclo y de llaman cuencas polihistóricas o complejas. Las cuencas simples y complejas pueden ser clasificadas mediante el análisis de su historia geológica en el contexto de la tectónica de placas. Los elementos mayores en esa historia son: -

Ciclos o secuencias depositacionales

-

Elementos tectónicos en la formación de la cuenca.

-

Elementos tectónicos que están modificando la cuenca.

Ciclos o secuencias depositacionales: 113

 

cuencas

Se define como los sedimentos depositados durante un período tectónico. Un ejemplo, es una cuña sedimentaria, entre dos discordancias Cuencas formadas Tectónicamente. Se consideran tres parámetros en la identificación general de estos tipos de secuencias o ciclos que son; -

Composición de la corteza que infrayace la secuencia: Corteza continental o corteza oceánica.

-

Tipos de movimientos ocurridos en la placa durante la formación de la secuencia o ciclo. Tipos de movimiento: Divergentes o Convergentes

-

Pequeños ángulos de Convergencia: Desgarramiento o Cinturones Plegados

-

Pequeños ángulos de Divergencia: Fallamiento normal o Hundimiento.

Posición de cuenca sobre la placa. Puede ser interior o de margen continental y su movimiento estructural primario; hundimiento, fallas normales o fallamiento por desgarre. La combinación de estos factores da 10 tipos de cuencas, dos de las cuales se omiten en el modelo práctico por no ser de interés en la generación y acumulación de hidrocarburos. Ver figura 8-20. Los 8 tipos de cuencas se nombran así: -

Ciclos de hundimiento marginal = Marginal Sag = MS Ciclos de desgarre o cizalla = Wrench or Shear = LL Hundimiento oceánico = Ocean Sag = OS

Desde el punto de vista de la exploración petrolera, se dividen en categorías mayores o de gran interés y categorías menores de la siguiente manera:

114

 

cuencas

Categorías Mayores; 115

 

cuencas

Hundimiento Interior = IS Interior Fracturado = IF Hundimiento en el Margen = MS Desgarre o Wrench = LL Categorías Menores; Cuencas en fosas o Trench = T Asociadas a Fosas = TA Hundimiento oceánico = OS Desgarre oceánico = OSLL Descripción de cuencas de ciclos divergentes: - Cuencas de Hundimiento Interior. IS Se encuentran localizadas sobre corteza continental en áreas de divergencia, son comúnmente de forma circular o de óvalo y generalmente no acumulan gran espesor de sedimentos. Están formadas por simples hundimientos de la corteza continental, la mayoría se originaron en el paleozoico, su grado de fallamiento es mínimo. -

Cuencas de Interior Fracturado. (IF)

Ocurren sobre corteza continental, en el interior de placas actuales o en los márgenes de placas antiguas. Son causadas por divergencia y tensión dentro del bloque continental. El fallamiento vertical es en forma de Horst y Graben y la subsidencia, son sus principales características. -

Cuencas de Hundimiento Marginal. (MS)

Se localizan en los bordes de la corteza continental en áreas de divergencia. Los ejes de la cuenca son paralelos con el límite entre la placa oceánica y la continental, además los sedimentos pueden cabalgar sobre la corteza oceánica. Están localizados en los márgenes de tipo Atlántico. Estas cuencas tienen al menos dos orígenes tectónicos y son cuencas polihistóricas. Además han sido divididas en los siguientes tipos generales por Beck y Lehner (1974); Clástico Normal – Banco de Carbonatos – Delta Mayor – Tectónica de Sal. Descripción de cuencas de ciclos convergentes: -

Cuencas por Desgarre o Cizalla. (LL) 116

 

cuencas

Se encuentran en áreas de dos o más placas convergentes, la mayoría se encuentra en áreas actuales o terciarias, producidas por desgarre o cizallamiento de desplazamiento de rumbo. El término L3FB, el cual se explica mas adelante, se utiliza para indicar la etapa final de una cuenca desgarrada y debido a que la convergencia puede continuar, resultando una orogenia y formándose cinturones plegados. -

Cuencas tipo fosas (T) y Asociadas a Fosas (TA).

Las cuencas tipo fosas (T), se localizan en corteza oceánica y/o en los márgenes de dos o más placas convergentes. Se reconocen dos tipos de fosas: - Aquellas que involucran placa oceánica que cabalga otra y forma una fosa medio – oceánica, que se caracteriza por su poco relleno sedimentario, siendo estos volcánicos y pelágicos. - Aquellas en que una placa oceánica cabalga sobre una placa continental, en la cual se presentan sedimentos volcánicos, pelágicos y clásticos finos. Las cuencas asociadas a fosas (TA), están localizadas en márgenes continentales convergentes, hacia la costa de la fosa o hacia arcos volcánicos. Generalmente están construidas sobre sedimentos plegados de la fosa y formada por hundimiento simple, además deformadas por desgarramiento contemporáneo. Por esta razón puede ser confundidas con cuencas de desgarre LL. El término cuencas asociadas a fosas se utiliza por que la cuenca puede ser de arco posterior y también se considera dentro de esta categoría. -

Cuencas de Hundimiento Oceánico. (OS)

Corresponden a áreas donde la corteza oceánica ha sido formada por separación continental formándose un centro de expansión, su posterior enfriamiento y subsidencia ha causado hundimiento. La mayoría están cerca de bloques continentales o a arcos de islas y pueden estar asociadas a convergencia o divergencia. - Cuencas de hundimiento oceánico con desgarre acoplado. (OSLL) Son cuencas oceánicas pequeñas, sobre corteza transicional u oceánica. Se cree que 117

 

cuencas

han sido formadas por un gran desgarre divergente, mas que por corrientes ascendentes del manto o por expansión del piso oceánico.

CUENCAS CON MODIFICACIÓN TECTONICA Este es el tercer elemento para la clasificación de cuencas y son aquellas formadas por un tipo de movimiento tectónico, que pueden ser cambiados durante su desarrollo por otros eventos tectónicos y son, -

Desgarramientos Episódicos. (L) Cinturones Plegados Adyacentes. (FB) Plegamiento Completo del área de una cuenca. (FB3)

Los desgarres episódicos, (L) representan una gran variedad de movimientos laterales no conectados con el origen del ciclo o cuenca. Estos desgarres modifican la cuenca formada por algún otro medio, su origen se encuentra en las reconstrucciones de los movimientos de las placas tectónicas. Los cinturones plegados, (FB) son causados por convergencia de dos o más placas, por esto las cuencas completamente plegadas se denominan cinturones plegados. (FB3) Las modificaciones tectónicas en su orden de incremento son: - La y FBa ; Sin efecto o muy débil. Fallas dentro o adyacentes a la cuenca con un efecto mínimo. - Lb y FBb ; Efecto débil. Efectos diapíricos y fallas de crecimiento. - Lc y FBc ; Efecto moderado. Presencia de fracturas interiores del basamento por rejuvenecimiento. - Ld y FBd ; Efecto moderado a fuerte. Fallas en echelon. (cola de caballo) - Le y Fbe ; Efecto fuerte. Cambios en la inclinación de la cuenca. - Lf y FBf ; Efecto muy fuerte. Inversión de la cuenca o nuevos bloques de placas. 118

 

cuencas

- Plegamiento Completo de la cuenca o Cinturones Plegados. (FB3) Representan suturas donde las placas pasadas han convergido o lo están haciendo. Si en estos cinturones se encuentran rocas ultramáficas, serpentina, chert, flysch volcánicos (arenas y arcillas con textura esquistosa), se asume que una antigua área de corteza oceánica fue destruida por subducción o por colisión de placas. Existen los siguientes tipos de cinturones plegados: -

FB3U ; Cinturones plegados levantados con estructura imbricada. FB3B ; Cinturones plegados con pliegues abiertos y bajos. FB3F ; Cinturones plegados con pliegues complejos bajos e imbricados. FB3T ; Sedimentos de fosas plegadas. FB3L ; cinturones plegados y desgarrados con fallas en echelon FB3 ; Cuencas completamente plegadas. (Desconocidas)

Finalmente es importante recordar que existen otras clasificaciones de cuencas sedimentarias, entre las cuales se mencionan las siguientes: Dickinson 1974 Bally 1975 y Bally and Snelson 1980 Halbouty et al 1970. Fischer 1975 y Klemme 1980. Grupo Exxon Kingston, Dishroon y Phillips 1983 a, b.

119

 

cuencas

120

Agua de Formación

9. AGUA ASOCIADA A PETROLEO Y GAS

Normalmente el petróleo o el gas ocupan solamente una pequeña fracción del total del volumen de poros, el resto del espacio poral contiene agua. Algunas veces el agua asociada con el petróleo es fresca, pero usualmente es salada. En general la profundidad y la edad de la roca hacen el agua mas salada. El origen de las salmueras en los campos petroleros no ha sido bien entendido, presumiblemente estas son remanentes fósiles del agua de mar en el cual fueron depositadas, aunque son bastante diferentes con respecto a la composición del agua del mar actual. Puesto que el petróleo se formó y migró en ambientes acuosos, la naturaleza y comportamiento del agua en profundidad, puede decir mucho acerca del origen y de la acumulación del petróleo. (Dickey,1986)

9-1. Análisis químico de las aguas en campos petroleros: El agua presente en cada formación es diferente químicamente de las aguas de otros horizontes, en consecuencia, si un pozo de petróleo o gas empieza a producir agua, su análisis químico dirá de que horizonte proviene . La interpretación cuantitativa de los registros eléctricos, requiere conocer la resistividad del agua intersticial de la formación o Rw. Aunque este valor generalmente es obtenido de la curva de SP, la única manera de obtener un valor real, es determinando la resistividad de una muestra de agua tomada de la formación. Estas muestras recolectadas de las formaciones y sus análisis químicos, son la mejor fuente de información del agua en un campo petrolero. La resistividad del agua de formación Rw, determinada de muestras de cuñas de agua o de aguas profundas, puede ser engañosa, especialmente en áreas donde el agua superficial ha llegado hasta la formación, cambiando la salinidad inicial. De esta manera se han obtenido valores de So mucho mas bajos que los reales, debido a que a mayor Rw, mayor Sw y por consiguiente menor So. 120

Agua de Formación

El agua que se recobra en las pruebas de Drill Steam Test y en pruebas de formación puede conducir a errores, debido a que el filtrado de lodo pudo haber penetrado la formación productora y de esta manera contaminar el agua presente. Los análisis químicos del agua son importantes en proyectos de inyección de agua para aumentar el recobro, ya que el agua inyectada puede causar precipitados que dañen la formación o la tubería. Algunas veces es necesario añadir elementos traza al agua para conocer su desplazamiento, en otros casos los propios elementos disueltos sirven para diferenciarla del agua inyectada. (Dickey,1986)

9-2. Composición química de las aguas de campos petroleros. Estas aguas son analizadas para seis constituyentes mayores; Na+, Ca++, Mg++, Cl-, SO4- - y HCO3--. Los métodos de análisis son estandar y autorizados por la API. Usualmente se asume que los aniones Cl-, SO4- - y HCO3 - - , constituyen el 99 % de los radicales ácidos, lo cual es medianamente válido. Otros aniones menores como; Yoduros, Bromuros, etc, usualmente están en cantidades menores, pero en ocasiones pueden estar en cantidades comerciales. El ión amonio rara vez se analiza, aunque siempre está presente. De igual manera se asumen los cationes; Na+, Ca++, Mg++ , aunque el K, Sr y Ba, pueden estar en cantidades considerables. El hierro, es importante si el agua va a ser reinyectada, ya que el oxígeno disuelto está generalmente ausente en el agua que se produce, pero si se reinyecta puede atacar la tubería y causar precipitados floculantes. Los reportes de los pesos equivalentes de los cationes y los aniones, usualmente son iguales, los unos con respecto a los otros. Esto no significa que los análisis sean buenos; al contrario significa que el Na o el Na + K, fueron determinados por la diferencia con respecto a los otros. Además se han realizado estudios dándole importancia a los constituyentes menores o según cantidades relativas de isótopos de diferentes elementos, ya que todos son de interés y pueden ayudar en la determinación del origen de las aguas del subsuelo. 121

Agua de Formación

Los resultados analíticos usualmente se expresan en ppm en peso y debido a que la mayoría de los métodos químicos son volumétricos; o sea determinan la cantidad de constituyentes en un volumen de agua, es preferible expresar los resultados en mg / litro, utilizando la siguiente fórmula:

Mg / litro = ppm / densidad

Aún mejor es expresar los análisis en miliequivalentes (meq) / litro, debido a que números iguales representan iguales combinaciones de pesos, lo cual se hace con la siguiente conversión :

Meq / litro = mg/l * valencia / peso molecular

El total de meq de cationes debe ser igual al total de meq de aniones. Si el total de meq de cationes se considera el 100 % y el total de meq de aniones se considera también el 100 %, el valor de cada ión puede ser calculado como un % en meq. Ver figura 9-1.

Figura 9-1. Gráfico de Reistle para análisis de aguas. Tomado de Dickey,1986.

122

Agua de Formación

Para propósitos geológicos, es una ventaja mostrar los resultados sobre un mapa de una manera gráfica. El método mas popular para representar gráficamente los análisis es el propuesto por Stiff, ya sea utilizando una escala lineal con multiplicadores o a escala logarítmica, tal como se observa en la figura 9-2.

Figura 9-2. Gráfico de Stiff. Representación gráfica del análisis de aguas. Tomado de P, Dickey, 1986.

Estas representaciones gráficas se pueden ubicar en mapas y fácilmente observar sus variaciones. Ver figura 9-3.( Diferentes composiciones de aguas)

123

Agua de Formación

Figura 9-3. Representaciones para aguas de diferentes composiciones según Stiff. Tomado de F.K. North, 1990.

9-3. Clasificación Genética. Basados en su historia, las aguas del subsuelo se pueden dividir en tres clases: Meteórica, Connata y Juvenil. Agua Meteórica: es aquella que forma parte del ciclo hidrológico o formó parte en un pasado reciente. Esto incluye; el agua del océano, el agua evaporada a la atmósfera, el agua lluvia, la nieve, el agua superficial y el agua subterránea en movimiento. Esta última bajo ciertas circunstancias puede circular a través de los estratos permeables a grandes profundidades ( 3.000 metros o mas). Químicamente se caracteriza por una baja concentración de sólidos disueltos, usualmente < de 10.000 mg / litro y contienen considerables cantidades de iones bicarbonato, altas en sodio. Ver figura 9-4.

Agua Connata: estas aguas han sido enterradas en sistemas hidráulicos cerrados y no han formado parte del ciclo hidrológico durante un gran lapso de tiempo geológico, básicamente es el agua que queda atrapada en las rocas después de su compactación. Químicamente son salinas, contienen entre 20.000 – 250.000 mg / litro de sólidos disueltos. Son altas en cloruros, mientras que el bicarbonato es escaso o ausente al igual que el sulfato. Ver figura 9-5. Agua juvenil: es aquella que ha ascendido desde el manto o de la parte inferior de la corteza y nunca ha tomado parte en el ciclo hidrológico. Parte del vapor de agua que emiten los volcanes, se ha podido originar en profundidad. Sin embargo, este tipo de agua es difícil de determinar con seguridad.

124

Agua de Formación

Figura 9-4. Gráfico de Stiff para agua meteórica. Tomado de Dickey,1986. Mucha del agua de los volcanes es agua subterránea, así como las aguas termales o de los geiseres , las cuales originalmente son meteóricas.

Figura 9-5. gráfico de stiff, representativo de agua connata. Tomado de Dickey,1986.

9-4. Clasificaciones Químicas. En los Estados Unidos los análisis de aguas generalmente han sido clasificados de acuerdo al sistema propuesto por Palmer en 1911. En este sistema las bases fuertes son combinadas con ácidos fuertes, para formar la salinidad primaria. Las bases fuertes son combinados con los ácidos débiles, para formar la alcalinidad primaria. Luego las bases débiles se combinan con los ácidos fuertes y forman la salinidad secundaria y finalmente los ácidos débiles se combinan con las bases débiles formando la alcalinidad secundaria. De hecho tales combinaciones de iones no tienen lugar y es difícil relacionar las diferentes clases de aguas con su historia y geología. Esquemáticamente se puede presentar así: Bases Fuertes ( Na+, K+) Salinidad Primaria Acidos Fuertes (Cl- , SO4 --) 125

Agua de Formación

Bases Fuertes Alcalinidad Primaria Acidos Débiles (HCO3--) Bases Débiles (Ca++, Mg++) Salinidad Secundaria Acidos Fuertes

Acidos Débiles Alcalinidad Secundaria Bases Débiles

El hidrogeólogo Ruso V.A Sulin, 1946, propuso una clasificación en la cual se presenta un significado geológico. Hay cuatro clases de aguas divididas asi:

Tipos de Aguas

Concentraciones en % meq. Na / Cl Na – Cl / SO4

Cl-

>1 >1

<0 <0

Na/Mg Meteóricas

Sulfato de Na Bicarbonato de Na

Connatas

Cloruro de Mg < 1 Cloruro de Ca

<1 >1 <0

<1

<1 <0

>1

La clasificación se basa en la generalización de que:

El agua meteórica contiene SO4 – y HCO3- consiguiente;

y

poco Ca++ y Mg++, por

Na+ = Cl- + SO4- - + HCO3 - - Indica sulfato de Na alto. Na+ - Cl- = SO4- - + HCO3 - - Indica bicarbonato de Na alto. 126

Agua de Formación

El agua connata típica, no contiene prácticamente sulfato o bicarbonato, únicamente el ion cloruro, por consiguiente; Cl- = Na+ + Ca++ + Mg ++

Indica Cloruro de Mg alto

Cl- - Na+ = Ca++ + Mg ++ Indica Cloruro de Ca alto. Las aguas también pueden ser reagrupadas para graficarlas en % de meq, así: Cl – Na = Si es positivo se coloca arriba Cl – Na = Si es negativo se coloca abajo Mg – SO4 = Si la diferencia es positiva se coloca a la derecha Mg – SO4 = Si la diferencia es negativa se coloca a la izquierda

Figura9-6. Clasificación de Sulim. Tomado de P. Dickey,1986.

127

Agua de Formación

El geoquímico Bojarsky hizo su propia interpretación de las agua utilizando la clasificación propuesta por sulim, la cual se presenta resumida en el siguiente cuadro:

1- Aguas del tipo bicarbonato de Calcio ( Aguas Meteóricas) Na – Cl / SO4 < 1 -

2- Aguas del tipo Sulfato de Sodio.

Esta agua ocurren en la parte superior de una cuenca de sedimentación basal. Debido a la situación hidrodinámica las aguas son movidas a una rápida razón en el tiempo geológico. Tiene pocas posibilidades de preservar hidrocarburos.

- Se relacionan con situaciones altamente hidrodinámicas.

(Meteóricas) Na – Cl SO4 > 1

3- Aguas del tipo cloruro de Magnesio

-

(Connatas)

-

Cl – Na / Mg < 1 4- Aguas del tipo Cloruro de Calcio

Esta agua son características de zonas transitorias. La situación hidrodinámica es activa y pasan a ser mas hidrostáticas con la profundidad.

- Esta agua se asocian a zonas profundas, no tienen influencia de aguas infiltradas, ni de zonas hidrodinámicas.

(Connatas) 128

Agua de Formación

Cl – Na / Mg > 1

Igualmente es posible observar en el siguiente cuadro la variación en la composición química de las aguas tipo cloruro de calcio y su posibilidad de presentar preservar hidrocarburos:

1- Cloruro de calcio con: Zona hidrodinámicamente activa Na / Cl > 0.85

2- Na / Cl 0.85 – 0.75

Zona de transición entre la zona hidrodinámicamente activa y otra estable o hidrostática. Esta zona es pobre para la acumulación de hidrocarburos.

3- Na / Cl 0.75 – 0.65

Por su carácter hidrostático, puede asociarse a condiciones favorables para la acumulación de hidrocarburos.

4- Na / Cl 0.65 – 0.50

Indica la presencia de aguas residuales. Caracteriza zonas de acumulación en completo aislamiento.

5- Na / Cl

Indica la presencia de antiguas aguas de mar, que han sido fuertemente alteradas desde su depositación original. Zonas con las mayores posibilidades para la acumulación de hidrocarburos.

< 0.50

9-5. Composición Química del Agua Connata. 129

Agua de Formación

Es bien sabido que las salmueras subterráneas connatas son todas similares en su composición química. Los aniones son prácticamente cloruros, el sulfato generalmente es escaso y el bicarbonato está en trazas o ausente. Los cationes consisten de Na, Ca y mg en ese orden. Siendo el Ca 3 – 5 > Mg en meq. El Ca aumenta con la salinidad. En la mayoría de las áreas existe un incremento de la concentración con respecto a la profundidad, que es casi lineal, variando el porcentaje de mg / litro / pie, de un sitio a otro. Su origen nunca ha sido bien explicado, la mayoría provienen de agua marina debido a que son ricas en cloruros. El incremento en la concentración ha sido explicado por la presencia de soluciones derivadas de evaporitas. Una primera teoría utiliza un proceso osmótico inverso, que explica el aumento de la concentración de agua de mar, en el cual la sal es retenida por el shale y así podría aumentar la salinidad de las arenas. Otra posibilidad es que al compactarse el shale, la sal sea expulsada y concentrada en las arenas. Aunque ninguna de las anteriores teorías es satisfactoria, para explicar el aumento de la concentración con la profundidad. Además la sal al aumentar la temperatura aumenta su concentración, debido a que el agua se evapora y al aumentar la presión, las moléculas de agua se juntan y expulsan la sal, prevaleciendo finamente el efecto neto de la temperatura o de la presión. De igual manera existen zonas donde el comportamiento no es igual, por ejemplo en zonas sobrecompactadas y sobrepresionadas de la costa del golfo de USA, el agua es menos concentrada, que las aguas de zonas a presiones normales de igual profundidad. También se observan incrementos en la concentración del agua y cuando se llega a zonas sobrepresionadas esta disminuye. La razón por lo cual sucede lo anterior se desconoce, pero Harrison (1980), sugiere que el incremento del enterramiento aumenta la presión y esta causa la expulsión y movilización del agua del enrrejado de las arcillas hacia los shales y que esta agua podría ser fresca. La concentración del agua en las arenas de zonas de altas presiones en la costa del golfo, es totalmente variable e impredecible. Esto causa una gran dificultad en la interpretación de los registros eléctricos, tanto que en algunos casos se ha interpretado presencia de gas debido a las altas resistividades y cuando se ha puesto a producir solo existe agua. 130

Agua de Formación

9-6. Composición Química del Agua Meteórica. El agua meteórica llega a las formaciones permeables a través de los afloramientos. En áreas planas, el agua meteórica relativamente fresca es incapaz de desplazar las salmueras connatas hacia las partes mas profundas de la cuenca, presentándose una zona de transición de agua fresca a salada entre los 300 – 1.000 pies de profundidad. En áreas montañosas, en las cuales los afloramientos de un lado de la cuenca pueden estar mucho mas alto que en el otro, el agua meteórica es capaz de desplazar el agua connata a las partes mas profundas de la cuenca. Aunque este desplazamiento usualmente no es completo, debido a fallas y pinchamientos, esto hace que parte del área contenga agua meteórica, parte agua connata y parte una mezcla. El agua meteórica es mucho menos salada que el agua connata y tiene un amplio rango en su composición química. Generalmente todas las aguas meteóricas contienen cantidades sustanciales de bicarbonato, el sulfato generalmente está ausente y localmente puede presentar sulfato de sodio. Su concentración no aumenta sistemáticamente con la profundidad, la cual es menos de 10.000 mg / litro. El calcio y el magnesio son escasos.

El proceso que determina la composición química del agua meteórica, no ha sido bien determinado aún. Se asume que una lenta percolación del agua disuelve la sal de las rocas que atraviesa y por lo tanto el carácter químico del agua está determinado por la composición del agua en los suelos, el cual a su vez depende del clima y de la composición de la roca de la cual proviene. En cualquier acuífero dondeocurra flujo hidrodinámico, habrá zonas de mezcla, donde el agua connata no ha sido completamente desplazada. En estas zonas la concentración del agua será mayor que lo normal. Además, la posibilidad de encontrar petróleo es mucho mayor, ya que estas zonas han sido protegidas del desplazamiento o de la mezcla. La siguiente figura 9-7, es un ejemplo de esta situación.

131

Agua de Formación

Figura9-7. Sistemas Hidráulicos en las Montañas Rocosas. Tomado de Dickey 1986.

El petróleo se encuentra únicamente en áreas no inundadas, o sea asociado con aguas salinas, las cuales se caracterizan por una baja resistividad. El agua en áreas inundadas tiene una resistividad de 1 ohm – m, mientras que en el canal protegido o resguardado es mucho mas salada, con resistividades de 0.2 ohm – m. La composición química debe ser usada siempre con datos de presión, además los datos del SP y de resistividad, son útiles para complementar y evaluar la información. La solución para encontrar petróleo en áreas de agua dulce, es dibujar mapas con datos de resistividad del agua o de su concentración. El agua de mayor concentración indicará zonas protegidas de inundaciones o mezcla con agua fresca. Si el agua tiene la composición química típica del agua meteórica, esto no necesariamente indica que esta fluya. Pero si indica que aparentemente fluyeron en el pasado geológico, pero no actualmente, o sea no es hidrodinámica. El petróleo o gas que contiene un reservorio se calculará de las curvas de resistividad, según la siguiente fórmula:

Sw2 = F* Rw / Rt

y

So = 1 – Sw

El valor de Rw generalmente se mide en muestras de aguas producidas de pozos buzamiento abajo del contacto agua – aceite. Si el agua intersticial es mas salada que el agua buzamiento abajo, el Rw será mucho menor. Si el Rw del acuífero se coloca en la fórmula anterior, el volumen de petróleo o gas podrá ser subestimado.

132

Agua de Formación

Si se supone que en una arenas el agua producida tiene una Rw = 1.0, mientras que el agua connata tiene un Rw = 0.2, si F = 16 y Rt = 25 ohms, se puede llegar a los siguientes valores de So, así;

Agua producida Rw = 1.0 Sw2 = F* Rw / Rt

Sw2 = 16* 1.0 / 25

Sw = 0.8

Sw = 80 %

So = 20 %

Sw = 0.35

Sw = 35 %

So = 65 %

Agua Connata Rw = 0.2 Sw2 = F * Rw /Rt

Sw2 = 16* 0.2 /25

Esta situación es puede presentar en cualquier área donde el agua meteórica ha invadido arenas petrolíferas. Se concluye que a mayor resistividad del agua, mayor saturación de agua y menor saturación de petróleo.

9-7. Agua para inyeccion en empuje con agua y recobro mejorado Empuje con Agua: El agua para empuje es tomada de ríos, agua subterránea, del océano y del agua producida con el petróleo. En general cualquier clase de agua puede causar tapones en los pozos de inyección, por esto es usual que las ratas de inyección declinen rápidamente. Cuando esto ocurre, sucede una elevación de la presión, lo cual puede causar ruptura en la formación, siendo devastador por sus efectos de dragado. El tratamiento de las aguas para inyección naturalmente depende de la calidad de la fuente. Esta debe ser prácticamente no corrosiva y en lo posible libre de sólidos en suspensión.

El agua superficial y el agua meteórica del subsuelo, generalmente contienen iones bicarbonato y sulfato. El agua connata usualmente contiene principalmente iones de calcio y algunas veces bario. Cuando el agua inyectada hace contacto con el agua intersticial, esta puede precipitar carbonato de calcio y sulfato de bario. 133

Agua de Formación

Para el caso en que el agua fresca hace contacto con minerales arcillosos autigénicos , especialmente esmectitas, esta causa su hinchamiento. Sin embargo este efecto puede ser aumentado por el taponamiento de las arcillas, debido al dislocamiento de los bastones o escamas de caolinita. El oxígeno en el agua de inyección corroe las tuberías de hierro y forma precipitados floculantes, los cuales actúan como tapones en operaciones de inyección. Además cuando el oxígeno es removido, las bacterias anaeróbicas aparecen formando un fango, debido a esto se deben añadir bactericidas al agua inyectada.

Recobro Mejorado: Los cationes divalentes de Calcio y Magnesio, reaccionan con los surfactantes; sustancias que reducen la tensión interfacial y forman emulsiones estables de agua en aceite por ejemplo y con los polímeros inyectados durante las operaciones de recobro, causan precipitación y destruyen su eficiencia. Los anteriores cationes, siempre están presentes en el agua connata intersticial y atacan los minerales arcillosos autígenos de bases intercambiables. Es común inyectar un preflujo de agua fresca con el fin de remover el agua salada intersticial por procesos de desplazamiento miscible. Usualmente el cloruro de sodio se añade en el preflujo, para cambiar el calcio y el magnesio de las arcillas por sodio, el cual tiene menos efecto sobre las arcillas y las soluciones poliméricas, aunque se debe tomar en cuenta que el preflujo no siempre es efectivo. Compuestos orgánicos disueltos en las aguas de formación: En 1958, se observó que las muestras de agua recuperadas en las condiciones originales de presión, mediante una prueba de Drill Steam Test, presentaban ciertas cantidades y clases de gases disueltos, especialmente metano. Actualmente la información sobre la lentitud de la difusión del gas en las rocas para la búsqueda de petróleo o gas, concluye que el contenido de metano en el agua no puede ser utilizado como un indicador de la proximidad de un campo de gas. La presencia de gas en aguas de formación, puede ser usada como indicador de la posible presencia de campos de gas o petróleo. Igualmente la ausencia de gas disuelto, sugiere que no se encontrará gas o petróleo en ese horizonte a una gran distancia del pozo muestreado. 134

Agua de Formación

Otros compuestos orgánicos en aguas del subsuelo: Los hidrocarburos mas pesados que el metano son altamente insolubles en las aguas de campos petroleros, excepto los aromáticos; benceno y tolueno. Se ha encontrado que las concentraciones de benceno en salmueras, decrecen con respecto al contacto agua – petróleo, por lo tanto podría servir para indicar que tan lejos estará un pozo seco en un campo, asumiendo que a menor concentración de benceno mayor distancia. Finalmente los geoquímicos rusos encontraron que los campos petroleros se presentan donde la materia orgánica disuelta en el agua es mayor de 3 ppm.

135

INTRODUCCION

Se agrupan bajo el término general de migraciones, todos los desplazamientos de los hidrocarburos, en el interior de la corteza terrestre. Son numerosos, los investigadores que se han dedicado al estudio de estos fenómenos y han intentado dilucidarlos. Su conocimiento completo, resolvería una gran parte de los problemas de la exploración. El problema de las migraciones, es sin duda el mas vasto y el mas complejo de toda la Geología petrolífera. Debe ser considerado en estrecha relación con numerosos factores, muy diferentes entre sí: 1. El origen mismo de los hidrocarburos, está en la base de todas las consideraciones sobre las migraciones. La mayor parte de la hipótesis emitidas, se apoya en la noción del origen orgánico de los petróleos, formados en un sediento fino, la roca- madre. 2. Las características fisico-quimicas de los petróleos en el interior de los terrenos, juegan necesariamente un papel primordial en sus desplazamientos. 3. La litología de las rocas-almacén y rocas asociadas, juega igualmente un papel primordial en la circulación de los fluidos. Se concibe fácilmente, que los desplazamientos y acumulación de los hidrocarburos en un yacimiento, sean diferentes en una calcárea recifal, en una serie arcilloso-arenosa deltaica o en una serie mas regular que presente horizontes-almacén relativamente continuos y homogéneos en grandes superficies. 4. El tipo y naturaleza de la trampa, donde se reune el petróleo, intervienen también. 5. Finalmente, debe ser conocida toda la historia geológica de la cuenca sedimentaria, desde su formación hasta la época actual, para explicar convenientemente los desplazamientos de los fluidos.

Evidencia del desplazamiento de los hidrocarburos.

La realidad de la migración de los hidrocarburos en el interior de los terrenos, está puesta en evidencia, por varios fenómenos: 1. La existencia misma de los yacimientos, donde la acumulación de los hidrocarburos, siempre muy localizada es resultado necesariamente, del drenaje de un volumen de sedimentos muy superior al volumen actualmente impregnado. 2. La existencia de los indicios superficiales activos (fuentes de petroleo y gas, lagos de asfalto) constantemente alimentados y renovados por una circulación subterránea. 3. Los movimientos de los fluidos en los campos en explotación, que son en cierta medida, una migración provocada artificialmente.

 Alguna decisiones. Se agrupan generalmente bajo el término: 1. Conmigración, Todos los desplazamientos que conducen más o menos rápida y directamente a la formación de un yacimiento por acumulación y segregación en una trampa. 2. Dismigración, los desplazamientos hacia la superficie, conducentes a la formación de indicios superficiales, y después a la destrucción mas o menos completa de los hidrocarburos por los agentes atmosféricos.

En la Conmigración, se distingue también: a. Migración primaria, que designa los movimientos de los fluidos de la rocamadre hacia la roca-almacén. b. Migración

secundaria,

que

concierne

a

los

desplazamientos

de

los

hidrocarburos en el interior de los horizontes permeables de una serie estratigráfica, hacia las trampas donde se produce la acumulación.

Se distingue aún en los movimientos de los hidrocarburos: 1. La migración lateral, que concierne a los desplazamientos en el interior de una formación de la misma edad, sean cuales sean la distancia y el desnivel recorridos. 2. La migración vertical: que se refiere a movimientos perpendiculares a los limites cronoestratigráficos, y que hace pasar los fluidos de una formación determinada a una formación de edad diferente.

LOS MECANISMOS DE LA MIGRACION

En el conjunto de las investigaciones de la migración, el estudio del mecanismo y del motor de los movimientos, choca con grandes dificultades. La observación directa de los fenómenos, es evidentemente imposible. Las hipótesis, están esencialmente apoyadas aquí en experimentos que intentan reproducir las condiciones del medio, según lo que se puede observar del comportamiento de los fluidos en los yacimientos actuales, en curso de explotación. Estos experimentos, son por tanto, necesariamente aproximados y deben corregirse porque es difícil reproducir las condiciones exactas y reales de los fluidos y del almacén durante la migración e imposible tener en cuenta el factor tiempo, cuyo papel quizás sea considerable.  Algunas de las observaciones fundamentales y de los experimentos básicos, se describirán mas adelante. Conducen junto a consideraciones generales de mecánica de los fluidos, a considerar los siguientes factores: 1. diferencias entre las característica físicas de los fluidos, agua y petróleo, contenidos en las rocas. Interacción de estas características y de las propiedades físicas de las rocas. Se obtienen movimientos diferenciales agua y petróleo: a. Diferencias de densidad entre el agua y el petróleo que originan la aparición de fuerzas de gravedad, que tienden a separar los dos fluidos, tanto en medio estático como dinámico. b. Fuerzas de tensión superficial e interfacial, que introducen en el medio poroso, presiones diferenciales, que pueden actuar a la vez sobre el movimiento y sobre la segregación de los fluidos. 2. Fenómenos que actúan sobre el conjunto de los fluidos de la roca y que crean desplazamientos

en

masa,

entre

(hidrodinamismo): a. Compactación de los sedimentos.

zonas

de

alta

y

baja

presión

b. Subsidencia. Uno y otro, expulsan los fluidos de los sedimentos finos comprensibles, hacia los sedimentos más gruesos, donde reinan presiones inferiores. c. Infiltraciones en los afloramientos. Introducen igualmente movimientos en el manto acuídero , pero mas tardíamente. 3. Mecanismos anejos, cuya importancia, sin se despreciable, está menos definida. a. Presencia de gas disuelto. b. Cementación de las rocas-almacén.

OBSERVACIONES Y EXPERIMENTOS FUNDAMENTALES

Teoría anticlinal y experiencia de Gillman Hill. Desde hace tiempo, se ha visto que las acumulaciones de hidrocarburos, se sitúan siempre en la parte más alta, estructuralmente hablando, de los horizontesalmacén: es la teoría anticlinal de I.C. White.

 Además en un yacimiento, los fluidos se disponen uno encima del otro, en función de sus densidades relativas.

Estas dos observaciones, han conducido a pensar, que las diferencias de densidad entre gas, petróleo y agua, deben jugar un papel esencial en el desplazamiento de los hidrocarburos.

En un medio poroso, tal como las rocas- almacén habituales, no es necesariamente igual, como lo muestra el experimento de Gillman Hill

En una caja rectangular de 2 por 0.3 por 0.1 metros, llena de arena saturada de agua, se inyecta en tres puntos distantes entre sí 10 cm, una pequeña cantidad de petróleo; no se observa ningún desplazamiento, sea cual sea la duración del experimento. Si por el contrario se inyecta una nueva cantidad de petróleo, suficiente para que las tres manchas se unan, aparece un desplazamiento hacia arriba, y al cabo de alguna horas, toda la masa petrolífera se concentra en la parte superior de la caja, a excepción de una pequeña cantidad residual que no se mueve.

Experimentos de van Tuyl y Beckstrom (1945). Una serie de experimentos efectuados y descritos por Van Tuyl y Beckstrom, ponen en evidencia el papel jugado por la comprensión y compactación de los sedimentos y las fuerzas de tensión superficial, en los primeros estadios de la migración:

Uno de los experimentos de la serie, resumir los fenómenos principales: en un cilindro de acero, se disponen sucesivamente de abajo hacia arriba, una capa de arena gruesa, embebida de agua, una capa de arcilla impregnada de una mezcla de petróleo y agua, una segunda capa de arena idéntica a la primera, una segunda capa de arcilla, conteniendo petróleo y agua, y finalmente una capa de arena

fina,

impregnada

de

agua.

Todo

este

conjunto,

se

comprime

progresivamente por un pistón, alcanzando la presión el valor de 85 Kg/cm al cabo de dos horas y media. Se observa primero, que una gran cantidad de agua se escapa del cilindro, pasando por los intersticios existentes entre las paredes y el pistón y por la base del cilindro, que no se ha cerrado herméticamente.

 Al final del experimento, se observa que el conjunto de la carga del cilindro, ha perdido una parte importante de su espesor, pero que son principalmente las arcillas las que se han comprimido perdiendo la mayor parte de su contenido de

fluidos. Las arenas de la base y techo, están casi completamente saturadas de petróleo, habiendo sido expulsada el agua que ocupaba primitivamente los poros, las arenas del centro, aunque contienen todavía mucho agua, contienen sin embargo, un poco de petróleo. Ha sabido, pues, bajo el efecto de la presión, comprensión de las arcillas, expulsión de su contenido en fluidos y concentración del petróleo en las arenas. Al estar rodeada la capa media por capas impermeables, habría sido necesario sin duda para saturarla, una presión más elevada, durante un tiempo más largo.

Experimentos similares, efectuados haciendo variar la granulometría de las arenas, la densidad del petróleo y las condiciones de temperatura, muestran de una forma general:

-

El petróleo se acumula preferentemente en las arenas mas gruesas que presentan las permeabilidades mas elevadas.

-

El volumen de petróleo retenido por la arena, es tanto más importante, cuanto mayor sea su densidad. Bajo presiones suficientemente elevadas (140 Kg/cm ), actuando sobre una única capa arenosa, un petróleo ligero es evacuado en parte, con el agua, mientras que un petróleo pesado, se queda en la arena.

-

Colocando gas carbónico en la base del cilindro, o elevando la temperatura del conjunto, se observa una aceleración notable, en la circulación y segregación de los fluidos.

Los resultados de estos experimentos, ponen en evidencia el papel de los diferentes agentes: 1. Compactación de los sedimentos que expulsa los fluidos de las arcillas y crea corrientes. 2. Propiedades de superficie de los diferentes fluidos que producen una segregación del petróleo hacia los medios mas porosos. La circulación del

agua, fluido humectante, es mas fácil y necesita para moverse, presiones menores que el petróleo. Para una misma presión, el agua pasa por los finos capilares de las arcillas, mientras que el petróleo que ha sido expulsado, no puede volver a penetrar y se queda en la arena. 3. La presencia de gas y una temperatura elevada, que facilita la circulación de los fluidos, disminuyendo probablemente su viscosidad.

EXPERIENTOS DE ILLING En un tubo de cristal de unos 30 cm de largo por 5 cm de diámetro, se colocan lechos alternantes de arena gruesa y arena fina, impregnados de agua. Se inyecta en una extremidad del tubo, mantenido horizontal, una mezcla con un contenido de 90% de agua y 10% de petróleo. El petróleo desplaza progresivamente al agua, impregnando totalmente la primera arena gruesa, antes de invadir solo parcialmente la arena fina; a continuación, invade totalmente el segundo lecho grueso, etc., hasta que todos los niveles gruesos estén impregnados.

El experimento puede repetirse utilizando una disposición similar de la arena, pero impregnada originalmente de petróleo, e inyectar una mezcla de 10% de agua y 90% de petróleo.

Estos experimentos, ponen en evidencia, el fenómeno de la segregación, de la filtración de los fluidos que se están desplazando a través de capas de porosidad elevada. Demuestran igualmente, la influencia del primer fluido que estaba mojando el medio poroso.

Búsquedas de Kidwell y Hunt en pedernales.

Para determinar el punto preciso de las condiciones de formación y migración de los hidrocarburos, se han realizado investigaciones en Trinidad. Una formación

arcilloso-arenosa reciente, la formación de Paria, ha sido estudiada con mucho cuidado, en los flancos del anticlinal de Pedernales. La formación de Paria, del tipo deltaico, es una serie muy reciente. Sus terminos mas antiguos, datados por C , no tienen mas de 10.000 años.

La serie estratigráfica es: en la base, un nivel detrítico y lumaquélico grueso, que erosiona a las

formaciones anteriores a las que corta discordantemente. Por

encima, un conjunto arcilloso potente, que contiene niveles arenosos lenticulares; uno de ellos, ha sido atravesado por el sondeo PCH- 12. Hacia el techo, las arcillas se hacen poco a poco arenosas.

Las medidas y observaciones efectuadas, muestran esencialmente los siguientes fenómenos:

-

La densidad de las arcillas, aumenta con la profundidad, pasando de 1.5 a 6 mestros, a 1.8 a 45 metros. Inversamente, el volumen de agua aprisionado por las arcillas, disminuye de 65% a 6 metros a 32% a 48 m.

-

Las presiones medidas en las arcillas, son siempre superiores a la presion hidrostática normal que se podía esperar a la profundidad de la medida.

Finalmente, los excesos de presión más elevados, se registran en los niveles arcillosos más alejados de los horizontes arenosos.

-

La proporción de materia orgánica contenida en las arcillas, disminuye con la

profundidad. Pasa de 1.4% en superficie a 0.6% en los niveles más profundos.

Las arenas conectadas con superficie de la base y del techo de la serie, no contienen mas que 0.35% de la cantidad de materia orgánica retenida por las arcillas a igual profundidad. Por el contrario, la arena lenticular cortada por PCH12,contiene de 4 a 5 veces más, que las arenas anteriores o las arcillas.

-

Los análisis del agua obtenida de las arenas de la base o del techo, muestran que en conjunto, los fluidos contienen menos de 16 p.p.m. de hidrocarburos y que estos hidrocarburos se encuentran en estado disuelto o en forma coloidal muy dispersa.

Todas las observaciones recogidas, evidencian en particular:

1. El papel e importancia de la compactación de los sedimentos finos que expulsan sus fluidos y crean gradientes de presión en las capas sedimentarias. 2. La segregación de la materia orgánica, transformada parcialmente en hidrocarburos, hacia los niveles de porosidad elevada, completamente cerrados. 3. El estado físico de los hidrocarburos (o de la materia orgánica), dispersos o disueltos en el agua, desde los primeros estadios de la migración. 4. La precocidad de los fenómenos que comienzan prácticamente desde el depósito de los sedimentos.

ENSAYO DE ANALISIS DE LOS PRINCIPALES AGENTES DE LA MIGRACION Y DE LA ACUMULACION

Diferencias entre las característica físicas de los flui dos. Diferencias de densid ad- fuerzas de gravedad.

Se puede pensar, que la fuerza de gravedad, es el motor esencial de la migración secundaria y de la acumulación de los hidrocarburos en las trampas.

Teoría del atrapamiento d iferenci al.

Gussow, admite que, en el curso de su migración, desde los puntos mas bajos de la cuenca hacia las márgenes más elevadas, los hidrocarburos se acumulan en la primera trampa encontrada donde el gas, petróleo y agua, se separan en función

de sus densidades relativas. Cuando la trampa está llena y la superficie de contacto agua-petróleo sobrepasa la línea de cierre (columna de petróleo y gas igual o ligeramente superior a l cierre estructural), el petróleo prosigue su camino hacia arriba y va a acumularse en una segunda trampa.

Pero el gas situado encima del petróleo, en el contacto del techo del almacén, continua acumulándose en la primera estructura, con lo que se desarrolla la “gascap”, y expulsa poco a poco al petróleo, hasta que esté completamente llena y la superficie inferior del gas, alcance a su vez el punto de escape. El gas sobrante, prosigue su ruta hacia la segunda trampa, donde el fenómeno se repite, si prosigue la llegada de hidrocarburos.

FENOMENOS DE ACTUAN SOBRE EL CONJUNTO DE SUS FLUIDOS, HIDRODINAMISMO Se estableció que la relacion entre inclinación de los mantos acuiferos y la pendiente hidraulica, estaba representada por la formula

∆z = ρe ρe -ρh Donde

∆z =

*

∆h

pendiente en metros/kilometros de contacto petroleo- agua o gas-

agua.

ρe

= densidad del agua;

ρh

= densidad del hidrocarburo;

∆h  =

pendiente

hidraulica en m/Km.

Esta ecuación indica cual puede ser la amplitud del desplazamiento, en función de la velocidad del flujo del manto (potencial acúifero) y de la densidad de los fluidos:

1. El desplazamiento o la deformación del yacimiento, se realiza en el flujo de agua y son tanto mas importante cuanto mas fuerte sea la perndiente hidraulica. 2. Si la pendiente de la superficie del contacto

∆z

es superior a la pendiente del

techo de la tramapa según el sentido de la corriente, hay desplazamiento de los hidrocarburos. 3. Misma velocidad de flujo, las modificaciones son importantes, cuanto mas de eso sea el hidrocarburo.

HIDRODINAMISMO Y TRAMPAS ESTRATIGRAFICAS El hidrodinamismo es capaz de jugar un papel importante en las capacidade de acumulación del petroleo en la trampas estratigrafica del tipo de acuñamiento o de las barreras de permeabilidad. En condiciones hidrodinámicas favorables, con flujo según la pendiente, la presion capilar en la interfase-petroleo, se mantiene para una misma altura del petroleo, por debajo de la presion de desplazamiento permitiendo así una acumulación importante, sin que alcance su valor critico. Incluso el atrapamiento del petróleo en los niveles arenosos, parece estar controlados, al menos en parte, por el hidrodinamismo.

IMPORTANCIA DEL HIDRODINAMISMO Igual que la fuerza de gravedad no tiene mas que una acción limitada sobre el desplazamiento de un globo de petroleo aislado, parece que las fuerzas desarrolladas por el hidrodinamismo son tambien insuficientes. Se llega así a pensar que solo la adición de estos diferentes factores gravedad e hidrodinamismo, es capaz, despues de cierta segregación, de producir un movimiento que obligaria al petroleo a desplazarse de su lugar original hacia los lugares de acumulación que son las trampas donde reinan las bajas presiones.

ORIGEN DEL MOVIMIENTO DEL AGUA EN LOS TERRENOS Los gradientes hidrodinamicos medidos actualmente y los potenciales que resultan de ellos, como se verá mas adelante, tiene su origen en las diferencias de altitud entre las zonas de alimentacion y zonas de emerción de los mantos subterraneos.Normalmente, estan limitados por valores pequeños. Sin embargo, en Pedernales, se han registrado incluso a pequeña profundidad notables excesos de presion, que

pueden producir gradientes hidrodinamicos

considerables, suceptibles de jugar en la migración un papel tanto mas importante, cuanto que aparecen muy pronto en el curso de la sedimentación, y que se dirigen del centro hacia los margenes de las cuencas.

COMPACTACION DE LOS SEDIMENTOS La materia organica original, desde su transformación se encuentran mezclados a un volumen de auga muy superior al suyo en los cienos que se convertiran en roca madre. La curva (figura 17), muestra cual es la amplitud de la compactación en función de la profundidad de enterramiento. La compactación produce un aumento de densidad (figura 18); y una disminución de la porosidad debida fundamentalmente a la salida de fluidos. La curva (figura 19), muestra cual es el volumen de los fluidos expulsados de una arcilla, según la profundidad de enterramiento: una capa de arcilla de 200 metros de potencia, puede liberar 8 litros de agua por centimetro cuadrado de superficie bajo 1.500 metros de sedimento lo que se presenta 80 millones de toneladas de agua por kilometro cuadrado. Las arenas almacenan mas frecuentemente asociados a las arcillas en las series petroliferas, se comprimen mas rapidamente, pero conserva siempre una porosidad elevada.

EFECTO DE LA SUBSIDENCIA  A las fuerzas motivadas por la compactación de los sedimentos, parecen añadirse otras fuerzas orientadas diferentemente, que servian debidas a la sudsidencia. El resultado de su acción es el mismo que el de la compactación: expulsa los fluidos de los terrenos compresibles, hacia la zona de baja presion creando una corriente hidrodinamica dirigida hacia los bordes de la cuenca. El hundimiento progresivo del fondo de la cuenca, debe traducirse en realidad, por un estrechamiento progresivo, dando el nivel de la cuerda del area, na comprension lateral de los sedimentos (figura 20 y 21).  Alli donde la curvatura del sustrato de la cuenca alcanza su maximo pasando por la convexidad normal del geoide a la zona cóncava de la cuenca subsidente, se situa una zona de tensión favorable a la formación de fallas normales y a la fracturación. Bajo el efecto de tension, se producirá en esta zona un momento de la porosidad media y una disminución de la presion. En una cuenca subsidente, la linea de Charnela en tension, esta cerca del borde contiental, se situa en la zona donde se desarrolla al maximo los horizontes- almacen favorable, arenas y arrecifes, y por tanto, las plantas estratigráficas. Los horizontes sedimentarios colocados por encima del pliegue, se ponen en tensión y atraen facilmente los fluidos; como los horizontes-almacen esta a menudo mejor desarrolados sobre los altos fondos de este tipo, habra entoces allí una zona de acumulación preferente.

La disolución y la dispersión de los hidrocarburos son maximas en las zonas profundas de las cuencas, donde existen presiones y temperaturas elevadas; la llegada de fluidos a la zona de flexión, de presion mas baja y temperatura menor por encontrarse a profundiad menor, libera hidrocarburos que se separan mas facilmente en el agua y se acumulan entonces en las trampas.

MECANISMOS ANEJOS Es muy probable que se añada mecanismos diferentes a los precedentes para contribuir al despalzamiento de los hidrocarburos en los terrenos; su papel es mas dificil de delimitar, actuando bien sobre las caracteristicas fisicas de los fluidos,confiriendoles una movilidad mayor, bien sobre el conjunto del sistema, creando localmente preciones diferenciales.

PAPEL DEL GAS DISUELTO

El papel del gas en la migración ha sido reconocido muy pronto, los gases naturales que se forman en los sedimentos al mismo tiempo que el petroleo, o independientemente de su pequeña densidad, su facilidad de desplazamiento en los medios poroso, se concentran muy facilmente en las trampas. Se puede pensar, que juega un papel notable en el desplazamiento de los HC liquidos. El gas interviene sobre todo, por las presiones que desarrolla en el medio poroso y su disolución parcial en el petroleo. La viscosidad y la presion interfacial del petroeo estan en realidad rebajadas por esos dos factores y entonces el movimiento de los globulos de petroleo de uno a otro por bajo la influencia de las fuerzas de gravedad se hace mas facil.

CEMENTACION DE LOS ALMACENES

Se ha pensado que la cementación progresiva de los almacenes durante la diagénesis, puede jugar un papel en los fenomenos de la migracion. Su papel sin duda indirecto es practicamente imposible de poner claramente en evidencia, debido al hecho de la lentitud del fenomeno. No se excluye que las cementaciones locales, favorecen la aparición de zonas con presiones diferenciales, que presentan potenciales variables.

Los cementos formados en el manto acuifero, despues del emplazamiento del petroleo, pueden quizas tambien en algunos casos casos proteger los yacimientos de un barrido.

DESPLAZAMIENTO DE LOS HC DURANTE LA MIGRACION

DISTANCIAS RECORRIDAS POR LOS HC DURANTE LA MIGRACION

La migración no puede efectuarse mas que en cortas distancias, directamente de la roca- madre hacia la trampa donde el petróleo se almacena formando un yacimiento.

En efecto:

1. Se encuentra muy frecuentemente, yacimientos en los que el petróleo se ha acumulado

en

lentejones

arenosos

o

calizas

recifales,

rodeados

completamente por series arcillosas y sin ninguna relación con otras formaciones porosas y permeables, que permitan una circulación de los fluidos, o a lo largo de grandes distancias. En estos dos casos, la roca- madre supuesta, rodea mas o menos completamente el almacén donde se han acumulado los HC, mostrando así, que no es necesario un desplazamiento a larga distancia, para que se forme un yacimiento. 2. Es difícil concebir un desplazamiento a larga distancia, en una rocas de grano fino, tal como la roca que constituye mas frecuentemente los horizontesalmacén.  A estos dos argumentos, se oponen serias objeciones:

1. La existencia de yacimientos en lentejones aislados de toda zona porosa y permeable, es un hecho cierto, pero muchos de los yacimientos y entre ellos los mas grandes están localizados en formaciones permeables muy extendidas horizontalmente. De aquí, viene en parte la distinción que ha sido necesario introducir entre migración primaria y migración secundaria. La primera, interviene solo en la formación de los yacimientos localizados en los lentejones arenosos.

2. Si la circulación del petróleo en el interior de un almacén medianamente o poco permeable, parece difícil en condiciones normales de presión y temperatura, no ocurre probablemente lo mismo en las capas de corteza terrestre donde reinan temperaturas y presiones elevadas. Se ha visto que la viscosidad y la tensión superficial de los fluidos, características que tienen una gran influencia en la circulación en los horizontes- almacén, disminuyen muy rápidamente cuando aumenta la temperatura.

 Aunque el desplazamiento de un petróleo en el interior de una arena ligeramente permeable puede parecer difícil en su estado actual, en realidad no conocemos casi nada de las propiedades físicas (viscosidad, tamaño de los glóbulos elementales, naturaleza química) de este petróleo en el momento en que se efectuó la migración.

Por estas razones cabe pensar, que muchos de los campos se han formado después de una migración a larga distancia, a lo largo de rocas mas particularmente permeables tales como arenas gruesas, zonas alteradas en la base de las discordancias, etc.

Los argumentos en apoyo de una migración a larga distancia (migración secundaria), mas importante que un desplazamiento a pequeña distancia (migración primaria), en el emplazamiento de los hidrocarburos, son numerosos:

1. La acumulación está controlada siempre, por la posición estructural elevada, que favorece la segregación del gas, del petróleo y agua, bajo el efecto de las fuerzas de gravedad. 2. La inmensas acumulaciones de petróleo o gas que constituyen los grandes campos, tales como East Texas, Hassi Messauod, etc., no pueden resultar mas que del drenaje a muy larga distancia de los HC formados en las rocasmadres. 3. En numerosos puntos, el petróleo no parece derivar de una roca- madre local; se trata en particular, de las acumulaciones reconocida en rocas eruptiva o en series puramente continentales, cuya facies muestra condiciones de depósito en un medio muy oxidante. 4. Algunas trampas, actualmente estériles, muestras trazas evidentes de lavado, y por tanto, de desplazamiento de petróleo. 5. En los yacimientos conocidos actualmente, los HC están en equilibrio mas o menos inestable en función de la naturaleza del almacén y la trampa, de su profundidad y del movimiento y composición de las aguas de yacimiento.

Un ejemplo, aportado por Levorsen, es el de los yacimientos del Norte de Oklahoma. En esta región, al llevar la superficie de la base de los puntos de las arenas Pennsylvanienses que contienen varios yacimientos, era en esa época, muy diferente de la actual.

HISTORIA

DE

 ACUMULACION

LOS

DESPLAZAMIENTOS

DE

LOS

HC

Y

DE

SU

Está casi únicamente admitido, que el petróleo se forma en un sedimento de textura fina, a partir de la materia orgánica que se encuentra allí, mezclada en mayor o menor abundancia.

Sea cual sea el “protopetróleo” presente inicialmente en la roca- madre o mejor en el sedimento- madre, es expulsado muy pronto, después de la sedimentación, mezclado al agua de imbibición. Esta expulsión, se realiza bajo el efecto de la compactación de los sedimentos, que se suma y en proporción quizás importante, a las compresiones laterales, resultantes de la subsidencia. El primer efecto de la compactación de los sedimentos, es una reducción notable de la porosidad de las rocas de textura fina; los fluidos expulsados, tenderán a invadir las formaciones de porosidad elevada, donde las presiones son menores.

1. Si los cuerpos porosos y permeables, encontrados por los fluidos son lenticulares y por tanto tienen volumen reducido, parece que se una filtración, una segregación del agua y el petróleo. La pequeña presión reinante sobre el conjunto de los fluidos en el cuerpo poroso, puede ser insuficiente para vencer las resistencias capilares del petróleo. 2. Si los horizontes porosos y permeables son mas extensos y cubren una parte importante de la superficie de la cuenca, comienza una segunda etapa de la migración, la migración secundaria. Bajo el efecto de la gravedad, ayudada por la circulación de los fluidos expulsados de las zonas de alta presión del fondo de la cuenca hacia las regiones de menor presión de los bordes, los HC se separan del agua, se reúnen en el contacto del techo de la formación-almacén y caminan en dirección a los puntos estructuralmente mas elevados.

Esta primera etapa de la migración secundaria, se produce muy pronto durante la sedimentación, y tiende a saturar principalmente las trampas estratigráficas o las trampas estructurales ya formadas en esa época. Si una o varias fases orogénicas afectan al conjunto de los terrenos sedimetarios, en que se ha realizado la acumulación, podrá producirse un nuevo movimiento de los hidrocarburos que tenderán a desplazarse bajo el único efecto de la gravedad, hacia estructuras mas elevadas si los cierres anteriores son modificados, o serán barridos y transportados hacia otros puntos por los mantos acúiferos puestos en movimiento por los fluidos e infiltraciones consiguientes a los plegamientos y erosión.

Para la existencia de un yacimiento, es necesario, además, que se hayan encontrado reunidas las condiciones necesarias, para la puesta en movimiento y orientación de los HC, para que haya acumulación y no dispersión. El conocimiento de las reglas de la migración, añadido a numerosas observaciones, permite hacerse una idea del hábitat preferido por los petróleos y debe jugar así un papel no despreciable, al menos a partir de un cierto estadio, en la orientación de las búsquedas y en la elección de las zonas mas favorables.

Desde hace mucho tiempo, ya se había notado que los yacimientos están asociados a menudo, con discordancias; los trabajos que ponen en evidencia los mecanismos y la edad de las migraciones, permiten explicar en gran parte, esta relación. Tales trampas, lugares preferentes para la acumulación de los petróleos estarán caracterizadas a menudo, por anomalías sedimentarias, convergencia de capas, acuñamientos, discordancias. Scholten, las ha designado con el nombre de “synchronous Highs”, que se puede traducir por “relieves sincrónicos” o mejor por “relieves contemporáneos de la sedimentación”.

Scholten definió así los “synchronouns highs”: “toda área local con expresión topográfica por pequeña que sea, producida por un relieve sobre el fondo de los mares o por lagunas durante el lapso de tiempo correspondiente al depósito de los sedimentos de la región”. Los accidentes capaces de dar un relieve sincrónico, son relativamente numerosos; se notara su coincidencia con un cierto numero de tipos de trampas anteriormente citadas. Pueden tener un origen tectónico o sedimentario: 1. Tectónico son: a. Los anticlinales que aparecen muy pronto durante la sedimentación y se forman de manera mas o menos intermitente, durante la subsidencia (flexiones, arrugas embrionarias, producidas por la misma subsidencia). b. Las estructuras motivadas por el flujo disarmónico de los sedimentos plásticos (diapiros, domos de sal). c. Los bloques fallados que accidentan los bordes continentales y que se han producido por los reajustes de las fases tectónicas antiguas. 2. Sedimentarios son: a. Los bancos arenosos (cordones litorales) y los biohermios recifales. b. Los relieves del fondo submarino (relieves enterrados). c. Los anticlinales de compactación diferencial, que se forman sobre arrecifes o paleorrelieves.

En cualquier caso, estas zonas altas, aparecieron muy pronto, y existían ya durante la deposición de los sedimentos y antes de la diagénesis; por esto, su papel en la localización de los yacimientos es múltiple:

1. Separan frecuentemente de alta mar, una zona tranquila de borde, mas o menos próxima al continente, favorable a la proliferación de organismos, al depósito y a la transformación de la materia orgánica en HC.

2. Por las modificaciones que su presencia aporta a las condiciones de sedimentación, favorecen la formación de rocas- almacén o son ellas mismas, rocas- almacén.

Los relieves sincrónicos, más indirectamente, también parecen jugar un papel importante en la localización de los almacenenes. En una región con sedimentación detrítica, este hecho es nefasto al depósito de las arcillas, pero favorable al deposito de las arenas gruesas, que se instalarán en el techo o en los flancos del alto fondo creando así una trampa estratigráfica y una zona de menor presión.

La existencia de tales depósitos, es a menudo bien visible en los flancos de los domos de sal (Gabón) o en los anticlinales de compactación (lentejones arenosos en el Pérmico que cure los arrecifes de Tejas, campo de Scurry, fig.22-23.

En una región de sedimentación carbonatada, habrá formación preferente de calcarenitas o de calizas oolíticas, e incluso la presencia de un alto fondo, sea cual sea su origen, permitirá la instalación de un biohermio recifal.

3. Por su forma, los relieves sincrónicos crean trampas estratigráficas (arrecifes. Paleorrelieves,

cordones

litorales)

o

estructurales

(anticlinales

de

compactación, domos de sal).

Entre otras estructuras, son las mas apropiadas para la acumulación del petróleo, porque son las primeras que están preparadas para las migraciones precoces (ellas mismas, tienden a provocar una migración precoz), porque producen un desarrollo local de rocas que ofrecen buenas condiciones de almacén, y porque provocan la aparición de un gradiente de presión que tiende a atraer el petróleo hacia ellas.

EVALUACION DE ROCAS SELLO PARA LA ACUMULACION DE HIDROCARBUROS

2.1. CONSIDERACIONES EN LA EVALUACION DE ROCAS SELLO.

Cualquier litología puede formar un sello en el subsuelo, siempre y cuando la presión mínima de desplazamiento del potencial sellante de la roca sea mayor que la presión de flotabilidad establecida por los hidrocarburos dentro de la acumulación (Schowalter, 1979; Sneider 1987; Vavra et al., 1992). La capacidad de un sello para retener los hidrocarburos es controlada por el tamaño mas grande de las gargantas porales continuas e interconectadas, las densidades relativas de los hidrocarburos (gas o petróleo) y la formación de agua. Para que un sello sea verdaderamente efectivo, es necesario que sea relativamente grueso, lateralmente continuo, relativamente homogéneo y muy dúctil (Downey, 1984). Otro factor importante en el potencial sello es la posición estructural de la litología sellante. (Kaldi & Atkinson, 1997).

Los sellos necesitan ser evaluados a dos escalas diferentes:

una

escala “Micro” y una escala “Macro”. Los datos cuantitativos a escala  “micro” son tomados a partir de muestras de mano de la roca sello y son difícilmente extrapolados a una escala “macro” (superficie sellante) en la acumulación de hidrocarburos. Cuando la atención es enfocada hacia la superficie sellante de una acumulación de hidrocarburos, es posible evaluar el riesgo relativo presente en un sello. El mejoramiento en la determinación del riego sellante para un prospecto de exploración directamente afecta la estimación del éxito de la exploración. ( Downey, 1984). 2.1.1. Micro-propiedades de los Sellos

2.1.1.1. Propiedades de Capilaridad

Los sellos para hidrocarburos necesitan ser analizados y descritos dentro

de

dos

escalas

diferentes

(Micro

y

macro).

Fundamentalmente la calidad de un sello, en un tiempo dado, es determinada por la presión mínima requerida para desplazar el agua connata de poros o fracturas en el sello con relación al escape permitido. La presión capilar (Pd) en una roca llena de agua es función de la tensión interfacial hidrocarburo – agua ( γ), mojabilidad (Ángulo de contacto de la interfase de fluidos con el medio poroso) (θ) y radios de las mayores gargantas porales (R), de acuerdo con la relación de Purcell, (1949) (Figura 3).  (Downey, 1984).

Ecu. 1

Pd = 2 cos /R Resolviendo esta ecuación para

el sistema mercurio-aire y

expresando el resultado para el cálculo de diámetros porales se obtiene:

Diámetro poral = 200 / Pd

Ecu. 2

Con la presión capilar (Pd) expresada en psi. El factor 200 es sólo aproximado y diferentes autores emplean factores algo diferentes (que no se apartan en más del 10% del valor indicado). El valor 200 indica que con una presión de 200 psi se inundan, con mercurio, todos los poros cuya garganta de acceso es de 1 micrón o superior. Del mismo modo para llegar a poros con gargantas del orden de 0.01 micrones es necesario emplear presiones cercanas a las de 20,000 psi. ( http://www.inlab.com.ar/Distr_Diam.htm ).

La presión capilar (Capacidad sellante) de la roca se incrementa cuando (1) los radios de las gargantas porales mas grandes interconectadas decrece, (2) la mojabilidad decrece y (3) cuando la tensión interfacial agua – hidrocarburo se incrementa.

Figura 3. El desplazamiento de la presión capilar depende de tres

parámetros; el radio de las mayores gargantas porales interconectadas (R), la mojabilidad (θ) y la tensión interfacial hidrocarburo-agua ( γ). (Tomada de Downey, 1984).

Las fuerzas capilares del sello actúan para confinar los hidrocarburos dentro de una acumulación. Las fuerzas de flotabilidad de la columna de hidrocarburos de una acumulación estática están dadas por el producto de la altura de la columna de hidrocarburo y la diferencia de densidades entre el hidrocarburo y el agua de los poros del yacimiento (Figura 4). Estas fuerzas de flotabilidad del hidrocarburo deben ser iguales o excedidas a la presión capilar de entrada que caracteriza la estructura poral del sello para que ocurra la filtración de hidrocarburos a través del sello (Figura 5).

Figura 4. Presión de flotabilidad de la columna de hidrocarburo que actúa

para intentar forzar el hidrocarburo a través de los poros mas grandes del sello. (Tomada de Downey, 1984).

Uno puede medir en el laboratorio la presión de desplazamiento necesaria para forzar una mezcla de hidrocarburo a través de una roca dada bajo condiciones específicas de temperatura y presión; tales mediciones proveen datos cuantitativos a cerca de la capacidad del sello para entrampar estos hidrocarburos. Verdaderamente, la presión de desplazamiento de areniscas sellantes puede ser estimada a partir del tamaño de grano y los datos de sorteamiento, usando el método de Berg (1980). Los datos cuantitativos son muy valiosos y donde son usados de manera adecuada (Schowalter 1979), pueden proveer un importante punto de partida para la evaluación de la capacidad sellante. Desafortunadamente, tal dato “micro” tomado de una muestra de roca tiene un limitado uso cuando se intenta extrapolar este dato de la muestra al límite de la superficie sellante

completa “macro” de una acumulación (Downey, 1981).

Figura 5. Las gargantas porales A y B de la roca están restringidas (tienen

alta presión de entrada); la garganta poral C es suficientemente grande para que la presión de flotabilidad de la columna de hidrocarburo pueda desplazar el agua de poro y pasar a través de la garganta poral. (Tomada de Downey, 1984).

Las extrapolaciones de las propiedades “micro” que caracterizan el núcleo con respecto a la superficie sellante “macro”, son comúnmente necesarias en el trabajo geológico, pero es importante en la evaluación de las propiedades del sello recordar que los valores promedio carecen de validez en la determinación de la probabilidad sellante para una acumulación de hidrocarburos. Con respecto a las superficies sellantes, los valores medidos de una muestra de núcleo al azar, desafortunadamente tienen poca relevancia para determinar el punto de fuga mas débil del sello. 2.1.1.2. Perdidas por Difusión a través de los Sellos

La difusión de hidrocarburos a través de los sellos es dependiente principalmente de (1) el tipo de hidrocarburo, (2) las características del agua que llena la red poral del contacto sellante y (3) el tiempo

disponible para la difusión.

En consecuencia, se describen a

continuación algunas normas generalmente útiles para los geólogos en la evaluación del riesgo de la significativa pérdida por difusión de hidrocarburos a través de los sellos: Si el hidrocarburo depositado es aceite, es probable una pequeña o no difusiva pérdida a través del sello. Si el hidrocarburo depositado es metano, y está sellado por capas de roca carentes de poros de agua interconectados (sal, anhidrita o hidratos de gas) no hay pérdida por difusion. Sin embargo si el metano está sellado por un shale con poros interconectados llenos de agua , una perdida por difusión puede ocurrir a lo largo del tiempo geológico (Leythaeuser et al, 1982). En resumen, los interrogantes en exploración a cerca de las pérdidas por difusión de una acumulación de hidrocarburos a través de un sello pueden ser desestimados, excepto para prospectos de exploración donde el hidrocarburo esperado es metano, donde el sello tiene porosidad ocupada por agua y donde un largo tiempo de retención en la trampa es requerido.

(Downey, 1984).

2.1.2. Macro-propiedades de los Sellos

2.1.2.1. Litología

Cualquier litología puede servir como un sello para una acumulación de hidrocarburos. El único requerimiento es que la presión mínima

de desplazamiento de la litología que comprende la superficie sellante sea mayor que la presión de flotabilidad de la columna de hidrocarburos en la acumulación. Sin embargo, la mayoría de los casos, los sellos efectivos son evaporitas, clastos de grano fino, y rocas ricas orgánicamente. Estas litologías son comúnmente vistas como sellos debido a que poseen presiones de entrada altas, son lateralmente continuas, mantienen estabilidad litológica a través de grandes áreas, son relativamente dúctiles y, representan una porción significativa en el relleno de cuencas sedimentarias. Análisis estadísticos del sello tope de trampas estructurales aparentemente no falladas por Nederlof y Mohler (1981) indicaron que la litología es el mas importante factor de correlación para un buen sello, con espesor y profundidad favorables.

(Downey, 1984).

2.1.2.2. Ductilidad

El plegamiento y fallamiento que acompaña la formación de muchas trampas generan una significativa deformación en las superficies sellantes de acumulación. Litologías frágiles desarrollan fracturas, mientras litologías dúctiles tienden a fluir plásticamente bajo deformación (Tabla 5). Los Mudstone de carbonatos pueden tener una presión de entrada muy alta pero bajo condiciones de deformación, pueden fracturarse mucho mas fácilmente que las sales, anhidritas, shales arcillosos, y rocas ricas orgánicamente.

La

ductilidad por supuesto es una propiedad de la roca que varía con la presión y la temperatura (Profundidad de enterramiento) así como con la litología. El grupo de las rocas evaporiticas constituye extraordinariamente buenos sellos dúctiles bajo sobrecargas de varios miles de pies, pero pueden ser totalmente frágiles a pocas profundidades.

Tabla 5.  Clasificación de litologías sello según su ductilidad (Mas

dúctiles hacia el tope).

(Tomada de Downey, 1984).

2.1.2.3. Espesor

Unas pocas pulgadas de shales arcilloso son teóricamente adecuadas para atrapar altas columnas de hidrocarburo. Un shale arcilloso con partículas de 10-4 mm., en tamaño se espera que tenga una presión capilar de entrada alrededor de 600 psi. (Hubbert, 1953), teóricamente capaz de mantener una columna de aceite de 3000 ft. Desafortunadamente, existe una baja probabilidad de que sólo una zona de unas pocas pulgadas de espesor pueda ser continua, dúctil, no brechoide y, mantener las características litológicas estables sobre una acumulación de tamaño proporcional.

Las ventajas de una

litología sello muy gruesa, es que provea muchos estratos de eventuales capas impermeables y una mayor probabilidad de que una superficie sellante este distribuida sobre un prospecto completo. Un sello grueso es importante y benéfico, pero no influencia linealmente la cantidad de la columna de hidrocarburo que pueda ser mantenida por un sello tope. Donde las trampas son creadas por fallas “offset” de reservorios, el espesor del sello tope puede ser muy importante. En tales casos, el sello tope puede ser compensado y llegar a ser un sello lateral, y

sellos gruesos pueden relacionarse directamente con la altura de la columna de hidrocarburo entrampado.

(Downey, 1984).

2.1.2.4. Continuidad Lateral

Las capas estratigráficas que tienen propiedades capilares identificadas como sellos necesitan ser estudiadas para ver si estas capas son litológicamente uniformes a través de la distribución areal de la unidad estratigráfica. Unidades estratigráficas identificables pueden variar grandemente en sus propiedades capilares con solo un moderado cambio en la litología. Una sección transversal estratigráfica de la potencial unidad sellante, utilizando registros eléctricos y la litología es un excelente inicio para establecer si una unidad sello es estable sobre un área de interés. (Downey, 1984).

2.1.3. Riesgo Sellante en Exploración

Diferentes problemas sello están característicamente asociados con los principales tipos de trampas de hidrocarburo. En cada tipo de acumulación, una clase específica de problemas sello tienden a repetirse. La apropiada revisión de los datos sísmicos y de registro de pozo ayudarán a garantizar un correcto análisis del riesgo sellante de prospectos individuales.

(Downey, 1984).

2.1.3.1. Anticlinal

2.1.3.1.1. Domos Cerrados

Un simple anticlinal cerrado tiene comparativamente poco riesgo sellante (es buen sello). Un plegamiento convexo hacia el tope de las

típicas secuencias sedimentarias estratigráficas proveen múltiples interfases sellantes. El sello lateral en un domo cerrado es el mismo sello del tope (Figura 6). Raras

veces,

la

secuencia

sedimentaria

está

probablemente

compuesta en su totalidad de rocas porosas y permeables; en tales áreas las trampas estratigráficas y falladas no son muy probables, e incluso los anticlinales cerrados pueden tener problemas de retención de hidrocarburos.

Figura 6.  En un domo cerrado, cualquier unidad sello, actúa como una

superficie sellante tope y lateral. (Tomada de Downey, 1984).

En escenarios de fuerte plegamiento, esfuerzos considerables se pueden ejercer en el sello tope de la posible acumulación. El principal riesgo sellante en un domo cerrado es la generación de fracturas abiertas durante el plegamiento. El desarrollo de fracturas abiertas por tensión es suprimida por una presión de confinamiento inducida gravitacionalmente. El desarrollo de fracturas abiertas por tensión es normalmente esperado a pocos cientos de metros de la superficie, talvez pocos kilómetros. Por lo tanto, domos plegados a pocas profundidades podrían tener un riesgo de fracturarse en la cresta. Además bajo la especial circunstancia de estratos geopresionados en donde las presiones de poro se aproximan al peso de sobrecarga, fracturas abiertas por tensión se forman a cualquier profundidad en

áreas anómalamente esforzadas (Secor, 1965). Las fuerzas de la tierra que pliegan las rocas dentro de una configuración de entrampamiento tienden a esforzar y fracturar las unidades

plegadas.

Anticlinales

cerrados

en

cinturones

de

cabalgamiento necesitan tener excelentes sellos tope. El fracturamiento será probable, a menos que el sello tope sea una litología capaz de deformarse plásticamente. La exploración a lo largo de frentes de montaña fuertemente plegados frecuentemente indican potenciales trampas de reservorios contra bloques del basamento. Las trampas que cuentan con sellos laterales a partir de basamentos frágiles poco profundos son muy riesgosos (Figura 7).

Figura 7. Sección transversal esquemática de una potencial trampa por

cierre de falla; la trampa indicada contra el bloque del basamento a poca profundidad podría tener un substancial riesgo sellante lateral. (Tomada de

Downey, 1984).

Incluso estrechas fracturas tienen extraordinarias propiedades transmisivas para los fluidos. Enfatizando la importancia en la integridad del sello tope y la ausencia de fracturas abiertas por tensión, un cálculo realizado por Muskat (1949) muestra que en un caso moderado, una singular fractura abierta 1/1000 in. (0.035 mm.) infrayacida por unos 500 ft. de una columna de petróleo indica que esta se fugaría a una rata de 150 millones de bbl/ 1000 años (Figura 8). Es interesante anotar que el parámetro límite en la rata de pérdida, en el modelo escogido, es la permeabilidad del reservorio. Tales cálculos son principalmente útiles para recordarnos el enorme poder transmisivo de las fracturas abiertas y la importancia de los límites sellantes no fracturados.

(Downey, 1984).

Figura 8. ejemplo del calculo de la perdida por migración a través de una

fractura. Suposiciones: Abertura de la fractura = 1/1000 in. (0.035 mm.); longitud = 745 ft. (227 m.); rata de migración = capacidad de flujo radial del arrecife con un radio de drenaje de 745 ft. (227 m.); energía potencial = diferencia de densidad aceite-agua de 0.3 g/cm3 y cambio en el nivel de

agua de 1200 ft. (365 m) en 1000 ft. (305 m); permeabilidad de la caliza = 10 md.; red pay = 500 ft. (152 m). (Tomada de Downey, 1984). 2.1.3.2. Trampas Falladas

2.1.3.2.1. Estructuras Falladas

El término “trampa fallada” es algo equivocado; las fallas no generan trampas. Las fallas pueden situarse en reservorios porosos adyacentes a sellos y formar trampas. Esta trivial distinción merece atención ya que la tendencia general es considerar que el mapeo de un trazo de falla es suficiente para definir una superficie sellante. Completamente diferente, el riesgo sellante es vinculado como una porción de un prospecto de exploración como un simple domo cerrado (Requiriendo sólo un sello tope) vs. cierre de falla (depende de un sello lateralmente yuxtapuesto al reservorio). La estructura en un cierre fallado tiene dos requerimientos sellantes (1) que tenga un sello hacia el tope y (2) presencia de un sello lateral a través de las falla del reservorio. Los cierres fallados no sólo requieren un sello tope, estabilidad litológica sobre el área entrampada, si no que también requieren yuxtaposición lateral del reservorio de hidrocarburo contra una litología sellante. Las espesas columnas de hidrocarburos llegan a ser casi imposibles de sellar si la configuración de entrampamiento depende de múltiples saltos de falla que varían a lo largo de fallas individuales. Los hidrocarburos no son distribuidos arbitrariamente en estructuras complejamente falladas. Su distribución sigue muy simples principios físicos y la distribución preferencial de hidrocarburos puede ser predicha obteniendo suficientes datos del subsuelo. Un mapa de un

plano de falla “Allan” (Allan, 1980) es una herramienta conceptual para analizar la probable conjunción de sellos y reservorios en una configuración de trampa. El estrato representativo de la sección de roca en el área es categorizado como sellante o no sellante. Estas capas sellantes y/o no sellantes son mapeadas en su propia relación estructural junto con sus trazos proyectados sobre el límite de los planos de falla. Un mapa “Allan” de un plano de falla superpone trazos de capas sellantes y no sellantes del footwall contra el hangingwall para cada límite de plano de falla en un prospecto de exploración. Cuando los trazos de un plano de falla de un sello y un reservorio son considerados en un contexto estructural, demuestran donde un reservorio

puede encontrarse en una configuración de

entrampamiento (Figura 9).

Figura 9. Un mapa “Allan” de un plano de falla categoriza las litologías

como sellos o no sellos y superpone las unidades litoestratigraficas del Hangingwall sobre el Footwall. (Tomada de Downey, 1984).

Análisis de secciones transversales de prospectos fallados pueden suministrar una evaluación preliminar de la probabilidad de una superficie sellante. Si existen zonas permeables en contacto con la falla dentro de un entrampamiento, la probabilidad de una superficie sellante llega a ser fuertemente dependiente de la disposición del buzamiento de las capas en el bloque entrampado (Figura 10). (Downey, 1984).

Figura 10.  La disposición del buzamiento de los sedimentos en un bloque

entrampado provee información sobre la probabilidad de una superficie sellante. (Tomada de Downey, 1984). 2.1.3.2.2. Planos de Falla Sellantes

Los planos de falla son normalmente inconsecuentes a la migración de fluidos y, generalmente son el significado de superficies sellantes sólo porque pueden yuxtaponer rocas con propiedades capilares y presiones de fluidos diferentes (Smith, 1966). El plano de falla ofrece por si mismo el libre paso a la migración de fluidos sólo bajo condiciones especiales. La mayoría de estas

condiciones especiales son circunstancia de la poca profundidad y fallamiento cercano a la superficie en un campo generalmente con esfuerzos regionales de tensión. En tales casos las observaciones de campo y la teoría (Secor, 1965) concuerdan con que el plano de falla pueda actuar como una fractura transmisiva. Estructuras falladas poco profundas tendrán el riesgo sustancial de que el plano de falla pueda ser un escape. En circunstancias especiales, donde espesores de shales arcillosos, bajamente compactados se encuentran intercalados con reservorios, las patinas de arcilla pueden ser emplazadas a lo largo del plano de falla para prevenir la migración de fluidos entre algunos reservorios adjuntos (Figura 11). Circunstancias especiales gobiernan el emplazamiento de estas patinas arcillosas en planos de falla, las cuales indican que son relativamente raras en la generación de trampas para acumulaciones significativas de hidrocarburo.

(Downey, 1984).

Figura 11. El deslizamiento de arcillas incompactadas dentro de un plano

de falla pueden emplazar localmente material sellante a lo largo de la falla. Modificado de Smith (1980). (Tomada de Downey, 1984). 2.1.3.3. Acumulaciones Estratigráficas

Una trampa estratigráfica para hidrocarburos, requiere típicamente un sello tope y un sello en la parte inferior, así como un sello lateral buzamiento arriba. Este requerimiento tripartito añade un riesgo a la posibilidad de que un prospecto estratigráfico típico requiera estar encerrado por sellos. Los prospectos estratigráficos inherentemente tienen alto riesgo sellante. (Downey, 1984). 2.1.3.3.1. Cambios de Facies

Una trampa estratigráfica puede ser causada por cambios laterales de facies de un reservorio a un sello en una dirección buzamiento arriba. Tales cambios de facies en el reservorio son absolutamente comunes, pero las acumulaciones comerciales son relativamente raras. La dificultad en tales trampas faciales está en que el reservorio puede cambiar completa y abruptamente buzamiento arriba a roca sellante. No es suficiente que la litología buzamiento arriba sea un buen sello (en promedio), esta debe carecer de zonas de presión de entrada baja y porosidad interconectada. En la evaluación de trampas estratigráficas creadas por cambios de facies buzamiento arriba, la taza de cambio de reservorio a sello es un importante y mapeable parámetro. Si la transición de facies no es abrupta, los hidrocarburos serán ampliamente emplazados en una zona de pérdida buzamiento arriba que “no es completamente reservorio, ni fuertemente sellante” (Schowalter and Hess, 1982) (Figuras 3 – 14).

Figura 12. Si la porosidad y permeabilidad de las arenas cambia

abruptamente hacia los shales, toda la columna de hidrocarburo estará en una roca reservorio de calidad. (Tomada de Downey, 1984).

Figura 13.   generalmente las areniscas porosas y permeables gradan

lateralmente hacia limolitas no permeables antes de gradar hacia los shales. (Tomada de Downey, 1984).

Muchos de los así llamados sellos para acumulaciones son realmente

reservorios no comerciales, o son reservorios cuya estructura poral y saturación de hidrocarburos no permiten una producción de hidrocarburos libres de agua (Figuras 15, 16).

Figura 14. Si la rata de cambio de reservorio a sello es gradual una

limitada columna de hidrocarburo es restringida a facies no reservorios  “Zona de perdida”. (Tomada de Downey, 1984).

Figura 15. A pesar de que en un pozo buzamiento arriba no fluya aceite,

este contiene parte de la acumulación evaluada. (Tomada de Downey, 1984).

Figura 16.  Las gruesas calizas en este pliegue no constituyen un sello para

el campo de petróleo, pero es parte no comercial de la acumulación. (Tomada de Downey, 1984).

 “Reservorio de hidrocarburo” es un término comercial, cuya definición depende de la economía del momento. “Sello” es un término técnico y no varía con el precio del petróleo. El mapeo de la configuración estructural de el límite buzamiento arriba de espesores comerciales de reservorios es de poco uso en la exploración de trampas estratigráficas. La configuración estructural de una superficie sellante es el límite definitivo del mapeo (Figura 17). (Downey, 1984).

Figura 17. El mapeo de la reaparición “reentrants” buzamiento arriba de

porosas areniscas de canal no necesariamente constituye el mapeo de configuraciones de trampa. (Tomada de Downey, 1984).

2.1.3.3.2. Arrecifes

Los arrecifes son un tipo de trampa estratigráfica favorable debido a que forman su propio cierre estructural. El cierre de la trampa de la parte mas alta de un arrecife está definido por la actitud del primer sello sobre el arrecife reservorio. Un error común en la interpretación de prospectos de arrecife consiste en el mapeo del máximo relieve disponible (generalmente la superficie arrecifal mas superior) sin contemplar la posibilidad de que la superficie sea una superficie sellante (Figura 18).

Figura

18.   unidades

estratigráficas

permeables

y

porosas

con

terminaciones “Onlap” sobre el arrecife indican que los flancos del arrecife probablemente carezcan de una superficie sellante.  (Tomada de Downey, 1984).

Los análisis de estratigrafía sísmica de los prospectos arrecifales son muy útiles. Los eventos acústicos buzantes que chocan contra un arrecife son señales peligrosas.

Ellas indican la heterogeneidad

acústica del potencial sellante, y pueden indicar caminos de fuga (Figura 19). Aunque las figuras 18 y 19 son ejemplos de arrecifes, es aparente que la examinación de datos sísmicos pueden proveer una excelente guía para que el propio riesgo sellante sea asignado a muchos tipos de prospectos. Información estructural y litológica de secciones sísmicas pueden suministrar una comprensión significativa de la probabilidad del riesgo sellante.

Figura

19.

Eventos acústicos buzantes sobre un posible arrecife

probablemente indican que la parte mas superficial de este no sea capaz de mantenerse por si misma como una superficie uniformemente sellante. (Tomada de Downey, 1984).

Los arrecifes de plataformas marginales tienden a formar importantes trampas de hidrocarburos. Un simple cierre cubierto de un sello tope pude proveer un entrampamiento de domo con bajo riesgo. Cambios de facies buzamiento arriba del arrecife reservorio a facies mas compactas del mismo arrecife “back-reef” son frecuentemente observadas, pero tales cambios de facies imponen un sustancial riesgo sellante para contener espesas columnas de hidrocarburos. Donde se espera que facies back-reef sean una componente de la superficie sellante, la litología de este (back-reef) debe ser uniformemente un sello.

(Downey, 1984).

2.1.3.3.3. Areniscas de Canal

Los canales de arenisca forman una interesante clase de trampa estratigráfica. Las areniscas de canal tienen límites laterales relativamente angulosos, y el mayor problema del sello es originado por la litología de la superficie sellante lateral incisada (Figura 20). El riesgo sellante para areniscas de canal depende fuertemente de las propiedades capilares y homogeneidad de las unidades litoestratigráficas adyacentes (Harms, 1966). Si las areniscas de canal están encerradas en estratos relativamente homogéneos en impermeabilidad, cada extensión de canal buzamiento arriba llega a ser una trampa potencial. Pero si los canales están dentro de estratos altamente variables, las verdaderas trampas no son comunes.

Figura 20.   Sección transversal esquemática de areniscas de canal dentro

de variadas unidades litológicas; la columna de hidrocarburo esta limitada por sellos laterales. (Tomada de Downey, 1984).

Por ejemplo, perforaciones pueden sugerir numerosas oportunidades para la exploración en areniscas de canal. Los registros de una serie de pozos de exploración pueden demostrar sellos tope y reservorios con muestras de petróleo (Figura 21). En tales casos es fácil visualizar que perforaciones adicionales podrían localizar numerosas trampas estratigráficas de areniscas de canal. Sin embargo un especial cuidado debe tenerse al realizar el mapeo del tamaño, característica y distribución del espesor de las areniscas de canal, ya que las capas sello (tanto al tope como lateral) pueden carecer de continuidad (Figura 22). Antes que buscar areniscas de canal gruesas y porosas, es obvio que la exploración debe ser dirigida a áreas en donde los sellos tope y lateral podrían ser esperados. (Downey, 1984).

Figura 21. Perforaciones ampliamente espaciadas, muestran manchas de

aceite en la parte superior de los canales de arenisca. (Tomada de Downey, 1984).

Figura

22.

perforaciones

adicionales

demuestran

que

numerosas

secuencias de canal pueden estar cortadas por escasas litologías sellantes. (Tomada de Downey, 1984).

2.1.3.3.4. Canales Rellenos de Arcilla

Acumulaciones significativas de hidrocarburo pueden ocurrir en reservorios truncados por la erosión de valles y sellados por la acumulación de arcillas. Un ejemplo de la acumulación de gas en las areniscas del valle Sacramento de California es mostrado en la figura 23, (Downey, 1984).

Figura 23. Las terminaciones del reservorio son causadas por la truncacion

en la erosión del cañón; los sellos son creados por el relleno impermeable de este. García (1981). (Tomada de Downey, 1984). 2.1.3.4. Sellos No Convencionales

Los sellos no convencionales e inusuales para la acumulación de hidrocarburos algunas veces están presentes. Los sellos no convencionales básicamente reflejan el régimen dinámico del flujo (cambios en la presión capilar efectiva de entrada) o las alteraciones en la distribución del tamaño de la garganta poral de un bloque por el taponamiento de poros. 2.1.3.4.1. Influencias Hidrodinámicas en los Sellos

Hubbert (1953), demuestra que la presión capilar, barrera efectiva de un sello es fuertemente alterada por un gradiente fluido causado por el movimiento del agua a través de una interfase sello/reservorio. Cuando los flujos de agua van buzamiento abajo del sello hacia el reservorio de hidrocarburo, la presión efectiva de entrada del sello se incrementa. Si por el contrario el flujo de agua va del reservorio hacia el sello buzamiento arriba, la presión efectiva de entrada es

disminuida y por consiguiente la capacidad del sello para bloquear el hidrocarburo es reducida. En general, la hidrodinámica ejerce relativamente un modesto efecto en el riesgo sellante para la mayoría de acumulaciones de hidrocarburo. Sin embargo, en aquellas cuencas donde un significativo flujo hidrodinámico es demostrado, la magnitud y vector de este flujo hidrodinámico son consideraciones de vital importancia en la evaluación del riesgo sellante para reservorios en los cuales las trampas de hidrocarburos son esperadas. En sellos laterales muy deteriorados el flujo hidrodinámico buzamiento abajo mejora en gran manera la presión efectiva de entrada de estos, logrando así un efectivo entrampamiento de la columna de hidrocarburo. Donde sedimentos impermeables geopresionados son yuxtapuestos a reservorios permeables presionados normalmente, la capacidad de entrampamiento de los sedimentos es mejorada en gran manera. Weber et al., (1978) han notado que el entrampamiento de hidrocarburos expulsados debajo de una falla de crecimiento en Nigeria, es mucho mejor si los reservorios están yuxtapuestos contra sedimentos sobrepresionados a través de la falla. El adecuado análisis sobre la distribución de la presión en varios bloques fallados suministra una evaluación mejorada sobre el riesgo de entrampamiento para prospectos de exploración (figura 24). El emplazamiento de domos salinos a través de rocas dúctiles (Shales)

y

geopresionadas

hidrocarburos; generando una

favorecen

el

entrampamiento

de

envolvente “sheath” alrededor del

domo que mejora grandemente la capacidad sellante (Stuart, 1970). Por el contrario, donde los domos salinos se han emplazado hacia arriba a través de rocas duras o frágiles y a la falta de envolventes geopresionadas, la capacidad lateral sellante del reservorio contra los sedimentos fallados alrededor de la sal puede ser muy disminuida.

Figura 24. Con el ejemplo B la presión efectiva de entrada del bloque

sellante se incrementa, interpretando su capacidad de sellar lateralmente una gran columna de hidrocarburo. (Tomada de Downey, 1984). 2.1.3.4.2. Sellos Diagenéticos

La diagenesis química y física de los reservorios puede alterar y taponar el espacio entre los poros. Como una generalidad, en la alteración diagenetica del espacio poral y periférica de un reservorio cambia principalmente la mayoría de las propiedades de flujo dentro de este. La distribución de este cemento taponador de poros puede modificar profundamente e impedir el movimiento del fluido del reservorio, pero es rara vez significante en la creación de una superficie sellante continua para una completa acumulación comercial de hidrocarburos. (Downey, 1984). 2.1.3.4.3. Brea Sellante

Las capas de brea producidas por biodegradación pueden crear excelentes sellos. En casos donde no existen otros mecanismos de entrampamiento estructural o estratigráfico, las capas de brea deben proveer los únicos medios posibles para la retención de hidrocarburos. Las acumulaciones por debajo de capas de brea sellante están generalmente biodegradados por si mismos, debido a que las mismas condiciones que generaron las capas de brea persisten en el subsuelo. A pesar de la rareza de los sellos por capas de brea y la pobre productividad de los hidrocarburos entrampados por ellas, estas trampas de brea son dignas de discusión debido a que incluyen las acumulaciones de hidrocarburos mas grandes conocidas (ej. Las arenas bituminosas de Athabasca en Alberta, Canadá y el crudo pesado del cinturón Orinoco).

(Waples, 1985).

2.1.3.4.4. Hidratos de Gas

Los hidratos de gas son sólidos cristalinos precipitados de gas y agua. Los hidratos de gas también llamados “Clathrates” es un material meta-estable parecido al hielo que contiene moléculas de gas dentro de una estructura rígida de moléculas de agua. La formación de hidratos de gas sólido en los poros de la roca dependen de la salinidad del agua de poro, de la presión, de la temperatura y de la composición del gas (Makogon, 1981). Las condiciones para la formación de los hidratos de gas requieren que el gas y el agua interactúen a bajas presiones y temperaturas. Desde el punto de vista geológico, estas condiciones pueden ser satisfechas dentro de dos escenarios naturales: (1) dentro de áreas de permafrost (congeladas), en reservorios poco profundos tierra adentro, y (2) en reservorios poco profundos bajo el piso oceánico en aguas profundas, frías. En un escenario tierra adentro, los hidratos de gas son reportados a partir de profundidades de 2,000 m (6,560 ft) en Yakutsk, Siberia, en donde los 0ºC ocurren a los 1,400 m (4,600 ft) de profundidad. También fueron reportados a 600 m (1,970 ft) por debajo del piso oceánico en núcleos recuperados de la perforación de agua profunda en el Plateau por la Glomar Challenger   (Stoll et al., 1971). Los hidrocarburos gaseosos que migran buzamiento arriba por estratos porosos pueden precipitar hidratos dentro de los poros cuando estos hidrocarburos entran a una zona especifica de presióntemperatura de la tierra. Como la migración del gas se mueve dentro de un rango apropiado de presión-temperatura, los hidratos sólidos precipitan y taponan los poros de la roca. El taponamiento de los poros con hidrato de gas ocasiona un inusual sello debido a que

representa relativamente una fase de transformación brusca de gas a solidó. Los poros rellenados por hidratos podrían sellar un reservorio buzante para entrampar buzamiento abajo gas y petróleo. Conceptualmente, cualquier estrato reservorio que contenga gas en migración podría crear su propio sello buzamiento arriba cuando el estrato reservorio intersecta la zona de estabilidad de hidratos (figura 25). (Downey, 1984).

Figura 25.   Los hidratos de gas pueden crear un sello intraformacional

taponando el espacio de los poros del reservorio, entrampando adicionalmente hidrocarburos buzamiento abajo. (Tomada de Downey, 1984).

En general las zonas con hidratos de gas forman un pronunciado reflector sísmico que frecuentemente simulan líneas profundas que cortan los planos de estratificación (MacLeod, 1982). Una importante característica de los hidratos de gas es que son mucho mas eficientes en el almacenamiento de metano, debido a que las zonas de hidratos son frecuentemente de cientos de metros de espesor, las cantidades de gas en tales acumulaciones son enormes. Otra característica de los hidratos de gas es que ellos forman sellos