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8/7/2019 Manual Ing Yacimientos
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Recopilacin Tcnica
Ingeniera deYacimientos
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BSICO DE INGENIERA DE YACIMIENTOS
Contenido:
1. Introduccin Ingeniera de Yacimientos2. Conceptos Bsicos
2.1.Porosidad2.2.Saturacin2.3.Permeabilidad2.4.Compresibilidad2.5.Tensin Superficial- Presin Capilar2.6.Tortuosidad2.7.Razn de Movilidad
2.8.Propiedades de los Fluidos2.8.1.Solubilidad del Gas en el Petrleo (Rs)2.8.2.Factores Volumtricos de Formacin (Bo, Bg, Bt)
2.9.Clasificacin de Yacimientos en Base a los Hidrocarburos que Contienen2.10.Reservas de Hidrocarburos. Estimacin de Reservas.
3. Introduccin Geologa3.1.Geologa Estructural
3.1.1.Fallas3.1.2.Trampas3.1.3.Anticlinales, Sinclinales
3.2.Geologa Sedimentaria
3.2.1Ambientes Sedimentarios4. Registros Elctricos4.1.Tipos de Registros Elctricos4.2.Parmetros que se determinan mediante Registros Elctricos4.3.Interpretacin de Registros Elctricos
5. Anlisis de Pruebas de Pozos5.1.Resea Histrica5.2.Introduccin Bases Matemticas5.3.Radio de Investigacin5.4.Dao o Efecto Superficial (Skin)5.5.Almacenamiento Post- Flujo5.6. Diseo de una Prueba
5.7 . Tipos de Pruebas de Pozos5.8.Mtodos para Analizar Pruebas de Presin5.9.Modelos de Yacimientos5.10.Anlisis Nodal
6.Esfuerzos Multidisciplinarios, Estudios Integrados6.1.Gerencia de Yacimientos6.2.Caracterizacin de Yacimientos
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1. INTRODUCCIN A LA INGENIERA DE YACIMIENTOS
La ingeniera de yacimientos petrolferos ha surgido como un ramo altamente tcnico y definido
de la ingeniera de petrleo. Hoy en da son comunes las enormes inversiones en facilidades y
personal para la recuperacin (produccin) de petrleo y gas, basadas en estudios de yacimientos
y predicciones del comportamiento de los mismos.1
Las acumulaciones de gas y petrleo ocurren en trampas subterrneas formadas por
caractersticas estructurales, estratigrficas o ambas. Por fortuna, estas acumulaciones se
presentan en las partes ms porosas y permeables de los estratos, siendo stos principalmente
arenas, areniscas, calizas y dolomitas, con aberturas intergranulares o con espacios porosos
debidos a diaclasas, fracturas y efectos qumicos. Un yacimiento es aquella parte de una
trampa que contiene petrleo, gas o ambos como un solo sistema hidralico conectado.
Muchos yacimientos de hidrocarburos se hallan conectados hidralicamente a rocas llenas con
agua, denominados acuferos. Tambin muchos yacimientos se hallan localizados en grandes
cuencas sedimentarias y comparten un acufero en comn. En este caso , la produccin de fluidos
de un yacimiento causar la disminucin de presin en otros, por la intercomunicacin que existe
a travs del acufero. En ciertos casos, toda la trampa contiene petrleo y gas, y en este caso la
trampa y el yacimiento son uno mismo.
El desplazamiento de petrleo y gas a los pozos se logra por:
Expansin de Fluidos Desplazamiento de fluidos, natural o artificialmente
Drenaje Gravitacional
Cuando no existe un acufero, y no se inyecta fluido en el yacimiento, la recuperacin de
hidrocarburos se debe principalmente a la expansin de fluidos; sin embargo en el caso del
petrleo, la recuperacin puede ser influenciada considerablemente por drenaje gravitacional.
Cuando existe intrusin de agua del acufero o donde, en su lugar, se inyecta agua en pozos
seleccionados, la recuperacin se debe al mecanismo de desplazamiento, posiblemente ayudado
por drenaje gravitacional o expulsin capilar. Tambin se inyecta gas como fluido desplazante
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Introduccin a la Ingeniera de Yacimientos
para aumentar la recuperacin de petrleo, y tambin se emplea en operaciones de reciclo para
recuperar fluidos de condensado de gas. En muchos yacimientos los cuatro mecanismos de
recuperacin pueden funcionar simultneamente, pero generalmente slo uno o dos predominan.
Durante la vida productora de un yacimiento, el predominio de un mecanismo puede cambiar de
uno a otro, por razones naturales o como resultado de programas de ingeniera. Por ejemplo, un
yacimiento (sin acufero) puede producir inicialmente por expansin de fluidos. Cuando su
presin se haya agotado en gran extensin, la produccin a los pozos resultar principalmente
por drenaje gravitacional, y el fluido luego llevado a la superficie por bombas. An ms tarde se
puede inyectar agua en pozos determinados, para desplazar petrleo adicional a otros pozos. Tal
procedimiento se denomina comnmente recuperacin secundaria por inundacin con agua.1
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0 10 20 30 40 50 60 70
%Factor de Recobro
%PresionOriginaldeYac
Expansion de Fluidos
Empuje de Gas
Expansin de Capa de Gas
Influjo de Agua
Drenaje Gravitacional
INFLUENCIA DE LOS MECANISMOS DE PRODUCCI N EN EL FACTOR DE RECOBRO
FIG.1 . COMPORTAMIENTO DE LA PRESIN CONTRA FACTOR DE RECOBRO CON LOSDISTINTOS MECANISMOS DE PRODUCCIN. NTESE QUE EL INFLUJO DE AGUA ES CON ELQUE SE OBTIENE MAYOR RECOBRO Y SOSTENIMIENTO DE LOS NIVELES DE ENERGA DELYACIMIENTO.2
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Introduccin a la Ingeniera de Yacimientos
Bajo las condiciones iniciales del yacimiento, los hidrocarburos se encuentran bien sea en estado
monofsico (una sola fase) o estado bifsico (dos fases). El estado monofsico puede ser lquido,
caso en el cual todo el gas presente est disuelto en el petrleo. Por consiguiente, habr que
calcular las reservas tanto de gas disuelto como de petrleo. Por otra parte, el estado monofsico
puede ser gaseoso. Si este estado gaseoso contiene hidrocarburos vaporizados, recuperables
como lquidos en la superficie, el yacimiento se denomina de condensado de gas o de destilado
de gas (nombre antiguo). En este caso habr que calcular las reservas de lquidos (condensado) y
las de gas. Cuando existe la acumulacin en estado bifsico, al estado de vapor se denomina capa
de gas y al estado lquido subyacente zona de petrleo. En este caso se debe calcular cuatro tipos
de reservas: gas libre, gas disuelto, petrleo en la zona de petrleo y lquido recuperable en la
capa de gas. Aunque los hidrocarburos in situ o en el yacimiento son cantidades fijas, las
reservas, es decir, la parte recuperable de gas condensado y petrleo in situ, depender del
mtodo de produccin del mismo.
El estudio de las propiedades de las rocas y su relacin con los fluidos que contienen en estado
esttico se denominapetrofsica. Las propiedades petrofsicas ms importantes de una roca son :
porosidad, permeabilidad, saturacin y distribucin de los fluidos, conductividad elctrica de los
fluidos y de la roca, estructura porosa y radioactividad. Despus de todo lo anterior podemos
definir entonces la ingeniera de yacimientos como la aplicacin de principios cientficos a los
problemas de drenaje que surgen durante el desarrollo y produccin de yacimientos de gas y
petrleo, vale decir tambin que es el arte de pertimitir una alta recuperacin econmica a travs
de las produccin ptima de los campos de hidrocarburos.1
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2. CONCEPTOS BSICOS DE INGENIERA DE YACIMIENTOS
2.1.POROSIDADLa porosidad es la fraccin del volumen bruto total de la roca que constituyen los espacios no
slidos, y est definido por:
%100
=Vb
VmVb ( 1)
=Porosidad Absoluta
Vb = Volumen Bruto
Vm =Volumen Matriz
Siendo el volumen poroso (Vp), la diferencia entre el volumen bruto y el de la matriz (Vb-Vm).
La porosidad generalmente se expresa en porcentaje.3
FIG.2 . SI OBSERVARAMOS LA ROCA A TRAVS DE UN MICROSCOPIO SE PODRA APRECIARLA POROSIDAD DE LA MISMA, QUE EN LA FIGURA ESTA REPRESENTANDA POR EL ESPACIODE COLOR TURQUESA, QUE ES LA PARTE NO SLIDA. LA MATRIZ O LA PARTE SLIDA ESTAREPRESENTADA EN COLOR MARRN, CABE DESTACAR QUE LA PARTE SLIDA ES LA QUEPREVALECE EN LA ROCA .
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Conceptos Bsicos
Clasificacin de la Porosidad
La porosidad se puede clasificar de dos maneras:
1. En base a su origen:
1.1.Original o Primario
1.2.Inducida o Secundaria
2. En base al volumen poroso considerado
2.1.Absoluta o Total: Fraccin del volumen total de la roca que no est ocupado por material
denso o matriz.
2.2.Efectiva: Fraccin del volumen total de la roca que esta compuesto por espacios porosos
que se hallan comunicados entre s.
La porosidad total siempre va a ser mayor o igual a la efectiva. Para el ingeniero de yacimientos
la porosidad ms importante es la efectiva, pues constituye los canales porosos interconectados,
lo que supone que puede haber importante saturaciones de hidrocarburos en dichos espacios.
La porosidad es considerada :
Muy Baja cuando es =< 5%
Baja cuando es >5% pero =10% pero =20% pero =30% 3
La porosidad mxima que se puede encontrar es de 47.6% , la cual solo se dara en un arreglo
cbico perfecto, tal como se describe a continuacin:
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Conceptos Bsicos
Si se aplica la ecuacin 1, donde el volumen poroso constituye la diferencia entre el volumen del
cubo menos el volumen de las esferas se tiene que:
( )
( )3
33
2
3
482
r
rr
= *100% = 47.6 % 3
Factores que Afectan la Porosidad
Escogimiento de los granos: Mientras los granos de la roca sean ms uniformes mayor ser la
porosidad.
Arreglo de los granos: La simetra influye en el valor de la porosidad, mientras menos
simetra exista ms afecta la porosidad.
Cementacin: Los granos estan pegados entre s mediante uuna cementacin natural que
por supuesto resta espacio poroso a ser ocupado por los hidrocarburos.
Presencia de Grietas y Cavidades: Son factores que favorecen la porosidad
Consolidacin: La presin de sobrecarga de un estrato crea acercamiento entre las rocas.
Mientras sea menor su efecto, mayor ser el valor de porosidad.
2rr = Radio de Esferas
8 Esferas1 Cubo
Vcubo=(2r)3 Vesferas=8*(4/3)*(pi)*r
3
FIG. 3 EN UN ARREGLO CBICO, 8 ESFERAS DENTRO DE UN CUBO, DONDE LAS ESFERASREPRESENTAN LA PARTE SLIDA, SE PUEDE OBTENER EL MXIMO DE POROSIDADESPERADO QUE ES DEL 47,6%
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Conceptos Bsicos
Mtodos para Determinar la Porosidad
Mediciones de laboratorio, aplicados a muestras de ncleos, y utilizando instrumentos especiales
(i.e. porosmetro de Ruska):
Volumen Total
Volumen de granos
Volumen poroso efectivo
Mediciones en sitio, es decir en los pozos, mediante los registros elctricos.
2.2.SATURACIN
La saturacin es el porcentaje de un fluido ocupado en el espacio poroso, y est definido como:
%100=Vp
VfSfluido (2)
Sfluido= Porcentaje del Fluido que satura el espacio poroso
Vf= Volumen del Fluido dentro del espacio porosoVp= Volumen Poroso
Si consideramos que bsicamente el volumen poroso de una roca que contiene hidrocarburos,
esta saturada con petrleo, gas y agua tenemos que:
1=++ SgSoSw (3)
Sw=Saturacin de AguaSo=Saturacin de Petrleo
Sg=Saturacin de Gas 3
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Conceptos Bsicos
2.3.PERMEABILIDAD
La permeabilidad es la facultad que tiene la roca para permitir que los fluidos se muevan a travs
de los espacios porosos interconectados, se tiene, por medio deLa Ley de Darcyque 3:
PA
LqK
=
(4)
K= Permeabilidad (Darcys)= Viscosidad en la direccin de recorrido del fluido (cps)
L= Distancia que recorre el fluido
A=Seccin transversal (cm2)h
P = Diferencia de Presin (atm) (P2 P1)
q= Tasa de produccin (cm3/s)
Unidades de la PermeabilidadLa unidad de la permeabilidad es el Darcy. Se dice que una roca tiene una permeabilidad de un
darcy cuando un fluido monofsico con una viscosidad de un centipoise (cps) y una densidad de
1 gr/cc que llena completamente (100% de saturacin) el medio poroso avanza a una velocidad
de 1 cm/seg) bajo un gradiente de presin de presin de 1 atm. Como es una unidad bastante alta
para la mayora de las rocas productoras, la permeabilidad generalmente se expresa en milsimas
En 1856, Henry Darcy, como resultado de estudios experimentales dedujo la frmula que lleva su nombre , y enuncia que la velocidad de un fluido es proporcional al gradiente de presin e inversamenteproporcional a la viscosidad del fluido.
1
L
A
q q
TUBO CAPILAR
FLUIDO DE
VISCOSIDAD
P1 P2
FIG. 4 REPRESENTACIN GRFICA DONDE SE EXPLICA LA LEY DE DARCY QUE DEFINE ELMOVIMIENTO DE FLUIDOS A TRAVS DEL MEDIO POROSO, CUYA PROPIEDAD ES LAPERMEABILIDAD (K).
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Conceptos Bsicos
de darcy, milidarcys. Las permeabilidades de las formaciones de gas y petrleo comercialmente
productoras varian desde pocos milidarcys a varios miles. Las permeabilidades de calizas
intergranulares pueden ser slo una fraccin de un milidarcy y an tener produccin comercial,
siempre y cuando la roca contenga fracturas u otro tipo de aberturas adicionales naturales o
artificiales. Rocas con fracturas pueden tener permeabilidades muy altas y algunas calizas
cavernosas se aproximan al equivalente de tanques subterrneos. 1
La permeabilidad de un ncleo medida en el laboratorio puede variar considerablemente de la
permeabilidad promedio del yacimiento o parte del mismo, ya que a menudo se presentan
variaciones muy grandes en la direccin vertical y horizontal. Muchas veces la permeabilidad de
una roca que parece uniforme puede cambiar varias en un ncleo de 1 pulgada. Por lo general, la
permeabilidad medida paralela al plano de estratificacin es ms alta que la permeabilidad
vertical. Adems, en algunos casos, la permeabilidad a lo largo del plano de estratificacin vara
considerable y consistentemente con la orientacin del ncleo debido probablemente a la
deposicin orientada de partculas de mayor o menor alargamiento y a lixiviacin o cementacin
posteriores por aguas migratorias. En algunos yacimientos pueden observarse tendencias
generales de permeabilidad de un sitio a otro, y muchos yacimientos determinan sus lmites totalo parcialmente por rocas de cubierta superior. Es comn la presencia de uno o ms estratos de
permeabilidad uniforme en parte o en todo el yacimiento. Durante el desarrollo adecuado de
yacimientos es acostumbrado tomar muchos ncleos de pozos seleccionados a travs del rea
productiva, midiendo la permeabilidad y porosidad de cada pie de ncleo recuperado.1
Permeabilidad Efectiva
Es la permeabilidad de una roca a un fluido en particular cuando la saturacin de este es menoral 100%.
PA
LqK
ff
f =
(5)
Donde el subndicefindica el tipo de fluido.
Permeabilidad Relativa
Es la relacin entre la permeabilidad efectiva a la permabilidad absoluta
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Conceptos Bsicos
K
KK frf = (6)
Krf= Permeabilidad relativa al fluidof
Kf= Permeabilidad al fluidof
K= Permeabilidad absoluta
Representacin de las Permeabilidades Relativas
El clculo de las permeabilidades relativas es muy til en la ingeniera de yacimientos. Las
curvas que describen como varian con respecto a las saturaciones de los fluidos muestran
factores importantes en el yacimiento en estudio.3
FIG. 5 REPRESENTACIN DE LAS PERMEABILIDADES RELATIVAS DE AGUA Y DE PETRLEODE DONDE SE PUEDEN DETERMINAR PARMETROS COMO Swc Y Soc, ADEMS DEIDENTIFICAR FASE MOJANTE DE LA ROCA.
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
%Sw
Kro
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
Krw
Kro
Krw
PERMEABILIDADES RELATIVAS
Soc
Krw
Kro
Swc
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Conceptos Bsicos
Con la curva de permeabilidades relativas, en el caso del grfico entre el agua y el petrleo,
podemos identificar cuatro puntos importantes: Swc (Saturacin de Agua Connata), Soc
(Saturacin Crtica de Petrleo), Kro (Permeabilidad Relativa del Petrleo en el punto de Swc)
y Krw (Permeabilidad Relativa del Agua en el punto de Soc) que constituyen losEnds Points o
Puntos Finales de las curvas.
Caractersticas de las Curvas de Permeabilidad Relativa
1. Para que un proceso de imbibicin (desplazamiento de petrleo por agua) la fase mojante
(fluido que tiende a adherirse a las paredes de la roca) comience a fluir se requiere alcanzar
un cierto valor de saturacin a fin de formar una fase continua. Esto se denomina Saturacin
Crtica o de Equilibrio (0 30%)
2. Para que un proceso de drenaje ocurre una saturacin equivalente de la fase no mojante (0-
15%)
3. La permeabilidad relativa de la fase mojante se caracteriza por una rpida declinacin para
pequenas disminuciones en saturaciones a valores altos de saturacin de la fase mojante
4. La permeabilidad relativa de la fase no mojante aumenta rpidamente para pequeos
incrementos de saturacin de dicha fase por encima de la saturacin de equilibrio.
5. Las sumas de las permeabilidades relativas (Kro + Krw) (Kro+Krg) representan la
interaccin mtua entre las fases, lo cual hace disminuir la suma de las permeabilidades
relativas a un valor menor de la unidad, para la mayora de los valores de saturacin.
6. En la produccin de petrleo, el agua y el petrleo fluirn a saturaciones que estarn entre los
dos puntos finales.
7. El punto de cruce entre las dos curvas en general no ocurre Sw iguales a 50% por lo que setiene que:
Si en Sw=50% => Krw Krw>Kro =Petrleo es Fase Mojante3
El agua connata no se puede producir, es una pelcula de agua adherida en las paredes de los poros que reduce el volumen que ocupa el petrleoSaturacin Irreducible es la fraccin del volumen de un f luido que no se puede producir, debido a que queda atrapado por presiones capilares y
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Conceptos Bsicos
2.4.COMPRESIBILIDAD
La compresibilidad es el cambio en volumen por cambio unitario en de presin
=P
V
VC
1(psi)-1(7)
C=Compresibilidad
V=Volumen
V/P =Cambio en Unidad de Volumen por Cambio Unitario de Presin
Las compresibilidades ms importantes en conocer son:
Compresibilidad de la Matriz
Compresibilidad de los Poros
Compresibilidad Total
Comrpresibilidad Efectiva 3
2.5.TENSIN SUPERFICIAL INTERFACIAL. PRESIN CAPILAR
Es la fuerza que se requiere por unidad de longitud para crear una nueva superficie. La tensin
superficial e interfacial es normalmente expresada en dinas/cm lo que es igual a la energa de
superficie en ergios/cm2. 3
)( CosT WOA = (8)
TA = Tensin de Adhesin
SO = Tensin Interfacial entre el slido y la fase ms liviana
SW = Tensin Interfacial entre el slido y la fase ms densa
WO = Tensin Interfacial entre los fluidos
= ngulo de contacto agua-slido-petrleo
tensiones superficiales. Saturacin Crtica de Petrleo es la mnima saturacin necesaria para que el fluido comience a desplazar.
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Conceptos Bsicos
Relacin del ngulo de contacto con la tensin de adhesin:
TA > 0 - < 90
TA 0 - 90
TA < 0 - > 90
< 90 => Mojada preferencialmente por agua (Proceso de Imbibicin) > 90 => Mojada preferencialmente por petrleo (Proceso de Drenaje) (en la figura
representada por el mercurio en laboratorio)
El desplazamiento de petrleo por agua en un yacimiento mojado por agua es imbibicin. El desplazamiento de petrleo por agua en un yacimiento mojado por petrleo es drenaje
FIG. 6 REPRESENTACIN GRFICA DE UNA GOTA DE PETRLEO ADHERIDA A UNASUPERFICIA SLIDA, CON LAS RESPECTIVAS FUERZAS PRESENTES Y EL NGULO DECONTACTO ENTRE AMBAS SUPERFICIES.
PETRLEO
SW
SO
WO
AGUA
> 90
MERCURIO
AIRE
< 90
MERCURIO
FIG. 7 EJEMPLOS DE HUMECTABILIDAD PREFERENCIAL.
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Conceptos Bsicos
Presin Capilar
El hecho de que el agua y el petrleo sean inmiscibles es muy importante. Cuando tales fluidos
estan en contactos una interfase bien definida existe. Las molculas cerca de la interfase estn
desigualmente atraida por las molculas vecinas y esto da un incremento en el nivel de energa
libre en la superficie por unidad de rea o tensin interfacial. Si la interfase es curva la presin
en el lado cncavo excede el convexo y esta diferencia es conocida como presin capilar. La
expresin general para calcular la presin capilar en cualquier punto de la interfase entre
petrleo y agua es (Expresin de Laplace): 4
+==
21
11
rrppP woc (9)
Pc= Presin Capilar (unidades absolutas)
= Tensin Interfacial
r1 y r2 = Radios de Curvatura en cualquier punto de la interface donde las presiones en el
petrleo y en el agua son po y pw respectivamente.
FIG. 8 ENTRAMPAMIENTO DE AGUA ENTRE DOS GRANOS ESFRICOS DE ARENISCA EN UNRESERVORIO DE ROCA MOJADA POR AGUA .
r1x
r2
ROCA
PETRLEO AGUA
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Conceptos Bsicos
Existe una relacin inversa entre la presin capilar y la saturacin de agua, dicha relacin es
llamada curva de presin capilar, la cual es medida rutinariamente en laboratorio. Para tal
experimento tpicamente se emplea aire vs salmuera o aire vs mercurio y la curva resultante se
convierte al sistema agua-petrleo del yacimiento.4
La curva que comienza en el punto A, con la muestra saturada 100% de agua, la cual es
desplazada por petrleo, representa el proceso de drenaje.. En el punto B o de saturacin de agua
connata existe un discontinuidad aparente en la cual la saturacin de agua no puede ser reducida
ms (saturacin irreducible), a pesar de la presin capilar que existe entre las fases. Si se tiene
que el petrleo se desplaza con agua, el resultado es la curva de imbibicin. La diferencia entre
los dos procesos se debe a la histresis del ngulo de contacto. Cuando la saturacin de agua ha
crecido a su mximo valor Sw= 1- Sor, la presin capilar es 0 (punto C). En este punto la
Pc
SwSo
0 100%100% 0
DRENAJE
IMBIBICIN
B
C ASWC 1-SOR
FIG. 9 CURVA DE PRESIN CAPILAR EN PROCESOS DE DRENAJE E IMBIBICIN
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Conceptos Bsicos
saturacin residual de petrleo no puede ser reducida a pesar de las diferencias de preisn capilar
entre el agua y el crudo.
La presin capilar tambin puede ser interpretada en terminos de la elevacin de un plano de
saturacin constante de agua sobre el nivel al cual la presin capilar es 0. La analoga es
usualmente comparada entre el levantamiento en el yacimiento y el experimento de laboratorio,
mostrado en la figura 10, donde intervienen petrleo y agua, siendo la ltima la fase mojante. 4
En el punto donde la presin capilar (Pc) es cero, se tiene que la presin del petrleo (Po) es
igual a la presin del agua (Pw). El agua se elevar en el capilar hasta alcanzar la altura H, sobre
el nivel de la interfase, cuando el equilibrio se haya alcanzado. Si Po y Pw son las presiones de
petrleo y de agua en los lados opuestos de la curva de interfase, se tiene que (unidades
absolutas):
PgHP oo =+ (10)
PgHP ww =+ (11)
Restando ambas se obtiene:
gHPPP Cwo == (12)
PETRLEO
AGUA
TUBO CAPILAR
R
r
PO
PW
H
PO=PW=P(PC=0)
ELEVACIN
PRESIN
PC
AGUA
PETRLEO
FIG. 10 EXPERIMENTO DE TUBO CAPILAR EN UN SISTEMA PETRLEO-AGUA 4
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Conceptos Bsicos
Adems considerando en detalle la geometra en la interfase del tubo capilar, si la curvatura es
aproximadamente esfrica con radio R, entonces aplicando la ecuacin de Laplace (9) r1=r2= R
en todos los puntos de la interfase. Tambin si r es el radio del tubo capilar, entonces r=RCos y
se tiene que: 4
gHr
CosPPP cwo
===
2(13)
Dicha ecuacin es frrecuentemente usada para dibujar una comparacin entre el experimento de
laboratorio explicado anteriormente y el levantamiento capilar en el yacimiento, pudiendose
definir los siguientes puntos:
Saturacin de Agua Irreducible: Es la saturacin de agua que no puede ser reducida sin
importar cuanto ms se aumente la presin capilar.
100% Nivel de Agua: Es el punto en que la mnima presin requerida de la fase mojante
desplace la fase mojante y comience a penetrar los poros mayores. Nivel de Agua Libre: Nivel hipottico donde la presin capilar es igual a cero. En este
punto no existe interfase entre los lquidos en la roca.
Zona de Transicin: Intervalo en el yacimiento entre el 100% Nivel de Agua y el punto ms
profundo de la zona ms pendiente de la curva de presin capilar.
Contacto Agua Petrleo: Esto ocurre en el tope de la zona de transicin donde la condicin
de la fase mojante cambia de continua a no continua (funicular a pendicular). La fase no
mojante se pone en contacto con la superficie slida3
Curvas de Presin Capilar Promedio. Funcin J (Leverett)
2
1
)(
=
KPcSwJ (14)
Pc= Presin Capilar (dinas/cm2)
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Conceptos Bsicos
= Tensin Interfacial (dinas/cm)
K= Permeabilidad (cm
2
)= Porosidad (fraccin)
Utilizando diferentes muestras se obtiene una valor de Jpara el yacimiento, conociendo la K, la
, y y. Se seleccionan valores de Sw y de la curva J vs Sw, se obtiene J. Repitiendo a
diferentes Sw se obtiene la curva promedioPc vs Sw para el yacimiento. 3
2.6.TORTUOSIDADLa tortuosidad es la relacin entre la longitud del tubo capilar equivalente al medio poroso (Lc) y
la longitud del medio poroso (L). 3
2
=L
Lc(15)
Lc= Distancia promedio recorrida por el flujoL = Longitud entre dos superficies donde ocurre el flujo
FIG. 11 EL MEDIO POROSO ES NO ES TOTALMENTE RECTO, POR EL CONTRARIO ES SINUOSOY LA RELACIN ENTRE LA LONGITUD TOTAL DEL MEDIO POROSO Y LA LONGITUD ENTRELAS SUPERFICIE DONDE OCURRE EL FLUJO ES TORTUOSIDAD .
L
Lc
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Conceptos Bsicos
2.7.RAZN DE MOVILIDAD
Se define como la relacin de flujo de un fluido desplazante a fluido desplazado. Si se tiene que:
Mo
w
ko
kw
L
PAko
L
PAkw
qo
qw
o
w
o
w ===
=
.
..
.
..
(16)
M = Relacin de Movilidades
w= Movilidad del Agua (Fase Desplazante)o= Movilidad del Petrleo (Fase Desplazada)
Si M>1 Relacin de Movilidad desfavorable, la fase desplazante penetra la desplazada
Si M
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Conceptos Bsicos
necesariamente tiene que ser continua. Un sistema heterogneo por ejemplo podra consistir de
agua, hielo, y vapor de agua.
Las siguientes definiciones son importantes para poder comprender las propiedades de los
fluidos:
Presin: Es la fuerza por unidad de rea ejercida por las molculas alrededor de los
materiales
Temperatura: Es una medida de la energa cintica de las molculas
Fase: Es cualquier parte homognea de un sistema que fsicamente distinta a las otras partes.
Componente: La cantidad de elementos independientes que constituyen un sistema. Por
ejemplo el gas natural, puede consistir de metano, etano, o cualquier otra combinacin
qumica, y cada uno de ellos son componentes.
Propiedades Intensivas: Son aquellas propiedades independientes de la cantidad de
materiales bajo consideracin.
Propiedades Extensivas: Son aquellas propiedades directamente proporcionales a la
cantidad de materiales bajo consideracin.
Punto Crtico de un sistema de una sola fase: El ms alto valor de presin y de
temperatura a la cual dos fases de un fluido pueden coexistir.
Punto Crtico de un sistema multifsico:Es el valor de presin y temperatura donde las
propiedades intensivas del gas y del lquido son continuas e idnticas.
Temperatura Crtica: Temperatura en el punto crtico.
Presin Crtica: Presin en el punto crtico.
Presin de Saturacin: Presin a la cual el petrleo ha admitido todo el gas posible en
solucin.
Punto de Burbujeo: Es el punto donde a una determinada presin y temperatura se forma la
primera burbuja de gas del lquido en una regin de dos fases.
Punto de Roco: Es el punto donde a una determinada presin y temperatura se forma
lquido del gas en una regin de dos fases.
Regin de Dos Fases: Es la regin limitada por el punto de burbujeo y el punto de roco.
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Conceptos Bsicos
Cricondentrmico: La ms alta temperatura a la cual el lquido y el vapor pueden coexistir
en equilibrio.
Cricondenbrico: La mayor presin a la cual el lquido y el vapor pueden coexistir en
equilibrio.
Retrgrado: Cualquier regin donde la condensacin o vaporizacin ocurre de forma
contraria al comportamiento normal.
Condensacin Retrograda: Cuando el lquido se condensa bien sea disminuyendo la
presin a temperatura constante, o incrementando la temperatura a presin constante. 5
Extrado de Presentacin Reseng I Autor Jos Sierra, Halliburton
FIG. 12 SISTEMA MULTICOMPONENTE
5 00
1 0 0 0
1 5 0 0
2 0 0 0
2 5 0 0
3 0 0 0
3 5 0 0
4 0 0 0
0 5 0 1 00 1 5 0 2 00 2 50 3 0 0 3 5 0
5 00
1 0 0 0
1 5 0 0
2 0 0 0
2 5 0 0
3 0 0 0
3 5 0 0
4 0 0 0
0 5 0 1 00 1 50 2 0 0 2 5 0 3 00 3 5 0
Petrleo con Gas
Disuelto
PetrleoPetrleo con Gascon Gas
DisueltoDisuelto
Gas-Condensado
Retrgrado
Gas-Gas-CondensadoCondensado
RetrgradoRetrgrado
Gas en una sla
Fase
Gas enGas en una slauna sla
FaseFase
PuntoPunto
CrticoCrtico
Punto
Punto
dedeBu
rbuja
Burbu
ja
PuntoPuntodedeRoco
Roco
80%
40%
20%
10%
5%
0%
Volu
mend
eLquido
Temperatura delTemperatura delReservorio (F)Reservorio (F)
Presindel
PresindelReserv
orio
(
Reserv
orio
(psia
psia))
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Conceptos Bsicos
2.8.1.RELACIN GAS DISUELTO (Rs)
Es la cantidad de gas medida en pies cbicos normales (PCN), que se disuelven en un barril de
petrleo, medido a condiciones (BN), cuando la mezcla se somete a las condiciones de presin y
temperatura del yacimiento se expresa en PCN/BN. 3
Depende de :
Presin
Temperatura
Composicin del gas y del petrleo
Tipo de Liberacin
FIG. 13 COMPORTAMIENTO DE Rs VERSUS PRESIN DE YACIMIENTO. PB ES PRESIN DEBURBUJEO
0
200
400
600
800
1000 2000 3000 4000 6000 8000 10000
pB
Rs
(PCN/BN)
Presin(lpca)
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Conceptos Bsicos
2.8.2.FACTORES VOLUMTRICOS DE FORMACIN (Bo, Bg, Bt)
Factor Volumtrico del Petrleo (Bo)
El factor volumtrico de formacin del petrleo, Bo, es el volumen de la masa de petrleo a
presin y temperatura de yacimiento dividido por el volumen de la misma masa a condiciones de
superficie. El volumen de petrleo es menor en superficie comparado con el de la formacin
debido a diversos factores. El factor de merma (shrinkage) (1/Bo) es el recproco del factor
volumtrico del petrleo.
Uno de los factores que ms influye en el Bo es la cantidad de gas que viene de solucin cuando
la presin y la temperatura caen de las condiciones del yacimiento a condiciones de superficie. 5
FIG. 14 COMPORTAMIENTO DE Bo VERSUS PRESIN DE YACIMIENTO.
1.0
1.1
1.2
1.3
1.4
1000 2000 3000 4000 6000 8000 10000
pB
Bo(BY/BN)
Presin(lpca)
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Conceptos Bsicos
Factor Volumtrico de Formacin del Gas (Bg)
El factor volumtrico de formacin del gas, Bg, es el volumen de la masa de gas a presin y
temperatura del yacimiento dividido por el volumen de la misma masa de gas a condiciones de
superficie. El volumen de gas es mayor en superficie comparado con el de la formacin. El gas
se expando debido a la reduccin de temperatura y presin de condicin de reservorio a
superficie. Adicionalmente, cualquier fluido producido puede contener gas inicialmente disuelto
en el mismo, pero con la reduccin en presin y temperatura el gas saldr de solucin.
Bajo condiciones normales, Vsc=1, Psc=14.7 atm, Tsc=60 oF, donde T, P y Z estn a
condiciones de yacimiento, Bg, puede ser estimada como:
P
ZTBg 00504.0= (cf/scf) (17)
Factor Volumtrico Total o Bifsico (Bt)
El factor volumtrico total o bifsico, Bt, se define como el volumen que ocupa a condiciones
de yacimiento un barril fiscal de petrleo y el gas que contena inicialmente en solucin. Puedeser estimado como : 3
)( RsRsiBgBoBt += (18)
FIG. 14 COMPORTAMIENTO DE Bt, Bo VERSUS PRESIN DE YACIMIENTO.
1.0
1.1
1.2
1.3
1.4
1000 2000 3000 4000 6000 8000 10000
pB
Bo(BY/BN)
Presin(lpca)
Bt
Bt
BoiBti =
Bo
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Conceptos Bsicos
2.9.CLASIFICACIN DE LOS YACIMIENTOS EN BASE A LOS HIDROCARBUROS
QUE CONTIENEN
Yacimientos de Gas (Gas Reservoirs)
Los gases naturales consisten generalmente de 60% a 80% de metano, y el resto principalmente
compuesto de hidrocarburos gaseosos como el etano, propano, butano, y pentano. Lo menos que
un gas natural puede contener de metano es el 7%. Cuando el nitrgeno, el dixido de carbono,
sulfuro de hidrgeno, y helio estan presentes en pequeas cantidades son consideradas
impurezas, sin embargo cuando hay cantidades suficientes pueden ser usadas de forma
comercial. Los hidrocarburos que estan en condicin de vapor en el yacimiento estn
clasificados como gas, y se subdividen en tres clasificaciones: gas condensado, gas mojado, o
gas seco. 5
Yacimientos de Gas Condensado (Condensate Gas Reservoirs)
Un yacimiento de gas condensado o retrogrado existe cuando la temperatura inicial del
yacimiento est entre la temperatura crtica y cricondertrmica, y la presin inicial de yacimiento
es igual o mayor que la presin de roco. A medida que va produciendo el reservorio, la presindisminuye hasta que el punto de saturacin es alcanzado. En este punto el lquido comienza a
condensar. A medida que la presin se va reduciendo el porcentaje de lquido se incrementa
hasta un punto donde cualquier otra disminucin de presin solo se encontrar gas. Cuando se
tiene este tipo de yacimiento, el mantenimiento de la presin es fundamental para optimizar la
produccin. En condiciones de separador, aproximadamente el 25% de los hidrocarburos
presentes son lquidos, por lo tanto no es posible clasificar el yacimiento solo por los fluidos que
se producen.
La posicin relativa del punto crtico es determinado por la cantidad de hidrocarburos livianos
presentes (metano, etano, y propano) en la mezcla. Cuando los hidrocarburos livianos conforman
un alto porcentaje en la mezcla total, la temperatura crtica de la mezcla alcanzar la temperatura
crtica del componente ms liviano.
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Conceptos Bsicos
Un ejemplo de un sistema de condensado es uno compuesto de un gas natural y una mezcla de
gasolina natural. La temperatura crtica de esta mezcla es tal que si le mezcla estuviera
acumulada en un reservorio, a una considerable profundidad (temperatura de yacimiento entre
100 F y 200F), el fluido se comportar como gas condensado.
Esto conduce a dos interesantes fenmenos asociados con la produccin de gas condensado: en
la medida que se drena el yacimiento, la presin del yacimiento declina y una condensacin
retrgrada isotrmica ocurre. Segundo, el fluido producido es sujeto a disminucin de presin y
de temperatura. El lquido que se produce en los separadores es el resultado de la normal
condensacin por la disminuci de temperatura. Un yacimiento de gas condensado tpicamente
tieneRelacin Gas Lquido (RGL GLR por sus siglas en ingls) de 8000 hasta 70000 scf/bbl, y
gravedades cercanas y superiores a los 40 API. 5
ReservorioReservorioReservorio
Punto CrticoPunto CrticoPunto Crtico
Presin
Presin
TemperaturaTemperatura
Pun
to
Pun
todede
burbu
ja
burbu
ja
Punto
Punto
de
dero
co
roco
Punto
Puntod
ederocoroco
L
IQUID
O
L
IQUID
O
SeparadorSeparadorSeparadorGASGASGAS
GASGASGAS
FIG. 15 DIAGRAMA DE FASES DE UN YACIMIENTO DE GAS CONDENSADO
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Conceptos Bsicos
Yacimientos de Gas Rico (Yacimientos de Gas Mojado Wet Gas Reservoirs, en ingls)
Un yacimiento de gas mojado est compuesto menor porcentaje de componentes pesados que el
de gas condensado. Esto causa que el diagrama de fases sea menos ancho y que el punto crtico
est a menor temperatura que en el caso anterior. La temperatura de yacimiento excede la
temperatura crincondertmica, la cual causa que el fluido del yacimiento permanezca en una sola
fase a pesar de que disminuya la presin. Entonces la regin bifsica nunca se alcanza en el
yacimiento por lo que no se encuentran lquidos en el mismo, pero esto no quiere decir que no se
pueda producir lquido de estos yacimiento, ya que a nivel de separadores en superficie tenemos
el fluido en forma bifsica, y el lquido se condensa en el separador. Las diferencias bsicas con
los yacimientos de gas condensado son: 1.-Condensacin Retrograda Isotrmica no ocurre en
este tipo de yacimiento con declinacin de la presin. 2.-La produccin de lquido del separador
en este los yacimientos de gas rico es menor que en los de gas condensado. 3-Menos
componentes pesados estn presentes en la mezcla de gas rico.La RGL est entre 60000 scf/bbl
y 100000 scf/bbl, con gravedades superiores a los 60 API. 5
Extrado de Presentacin Reseng I Autor Jos Sierra, Halliburton
GASGASGAS
LIQUID
O
LIQUID
O
ReservorioReservorioReservorio
Punto CrticoPunto CrticoPunto Crtico
Presin
Presin
TemperaturaTemperatura
SeparadorSeparadorSeparador
FIG. 16 DIAGRAMA DE FASES DE UN YACIMIENTO DE GAS RICO O GAS MOJADO
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Conceptos Bsicos
Yacimientos de Gas Seco (Dry Gas Reservoirs)
Un yacimiento de gas seco est compuesto principalmente por metano y etano con pequeos
porcentajes de componentes pesados. Tanto en el separador en superficie, como en las
condiciones iniciales en el yacimiento permanecen en una sola regin. Los hidrocarburos
lquidos no se condensan de la mezcla ni en el yacimiento ni en los separadores. El trminoseco,
en este caso se refiere solo a la falta de hidrocarburos lquidos no a otros lquidos que se puedan
condensar durante la vida productiva del yacimiento o en el proceso de separacin.
Extrado de Presentacin Reseng I Autor Jos Sierra, Halliburton
GASGASGAS
LIQUID
O
LIQUID
O
SeparadorSeparadorSeparador
ReservorioReservorioReservorio
Punto CrticoPunto CrticoPunto Crtico
Presin
Presin
TemperaturaTemperatura
FIG. 17 DIAGRAMA DE FASES DE UN YACIMIENTO DE GAS SECO
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Conceptos Bsicos
Yacimientos de Petrleo
Las mezclas de hidrocarburos que existen en estado lquido a condiciones de yacimiento son
clasificados como yacimientos de petrleo. Estos lquidos estan divididos en yacimientos de
petrleo de alto encogimiento (high shrinkage) y bajo encogimiento (low shrinkage), en base a la
cantidad de lquido que se produce en superficie. Adems de esa clasificacin existe los
yacimientos saturados y subsaturados, dependiendo de las condiciones iniciales del yacimiento.
El petrleo es considerado saturado si esta sobre o cerca del punto de burbujeo. Con una pequea
cada de presin el gas se produce del petrleo saturado. Cuando se necesita una gran cada de
presin para producir gas del petrleo, el yacimiento se considera subsaturado. A medida que se
drena el yacimiento, la presin va disminuyendo y el punto de burbujeo se alcanza, permitiendo
as que se produzca el gas que estaba en solucin.
Extrado de Presentacin Reseng I Autor Jos Sierra, Halliburton
Presin
Presin
TemperaturaTemperatura
Punto
Puntodedebu
rbuja
bur
buja
Punto
Puntodede
roco
roco
ReservorioReservorioReservorio
Punto CrticoPunto CrticoPunto Crtico
GASGASGAS
LIQUIDOLIQUIDOLIQUIDO
SeparadorSeparadorSeparador
FIG. 18 DIAGRAMA DE FASES DE UN YACIMIENTO DE PETRLEO
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Conceptos Bsicos
La qumica del petrleo es bastante compleja, un crudo puede contener varios miles de diferentes
compuestos que pertenecen hasta a 18 series diferentes de hidrocarburos. El petrleo es
generalmente descrito por su gravedad especfica, una cantidad que es fcil mente medible con
un hidrmetro flotante. La gravedad API viene definida por la siguiente ecuacin: 5
5.13160@.
5.141 =
FEspGravAPI (19)
2.10. RESERVAS DE HIDROCARBUROS. ESTIMACIONES DE RESERVA.
DECLINACIN DE PRODUCCIN
Petrleo Original en Sitio (POES)
El petrleo original en sitio (POES) es el volumen inicial u original de petrleo existente en las
acumulaciones naturales. 6
Reservas
Las reservas estn definidas como aquellas cantidades de petrleo las cuales anticipadamentes seconsideran comercialmente recuperables de una acumulacin conocida en una fecha
determinada. Todas las estimaciones de reservas involucran un grado de incertidumbre, la cual
depende principalmente de la cantidad de informacin de geologa e ingeniera confiable y
disponible al tiempo de la interpretacin de esos datos. El grado relativo de incertidumbre
conduce a clasificar bsicamente las reservas en: probadas y no probadas. Las no probadas
tienen menos certezas de ser recuperadas que las probadas y a su vez se subclasifican en
probables y posibles.
La estimacin de reservas es determinstica si es realizada basada en datos geolgicos,
econmicos y de ingeniera conocidos. La estimacin es probabilstica cuando los datos
geolgicos, econmicos y de ingeniera conocidos son usados para generar un rango de
estimaciones y las probabilidades asociadas. La clasificacin de reservas como probadas,
probables y posible ha sido la ms frecuente e indica la probabilidad de recuperarlas.
Continuamente las reservas deben ser revisadas por la informacin geolgica o de ingeniera que
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Conceptos Bsicos
surgan o si las condiciones econmicas cambian. Las reservas pueden ser atribuidas a los
mtodos de energa natural y los mtodos de recuperacin mejorados, tales como mantenimiento
de la presin, inyeccin de agua, mtodos trmicos, inyeccin de qumicos, y el uso de fluidos
miscibles e inmiscibles. 6
Reservas Probadas
Las reservas probadas son aquellas cantidades de petrleo las cuales, por anlisis geolgicos y de
ingeniera, pueden ser estimadas con una certeza razonable de ser comercialmente recuperables.
Si se emplea el mtodo determinstico existe un alto grado de confiabilidad en las cantidades a
ser recuperadas. Si se emplea el probabilstico, debe existir un 90% de probabilidad que las
cantidades que se recuperen sern igual o mayor que las estimadas. En general las reservas se
consideran probadas la factibilidad de producir comercialmente esta confirmada por las pruebas
de produccin y de formacin. En el contexto, el trmino se refiere a las cantidades en reservas,
mas no a la productividad del pozo o del yacimiento. En ciertos casos, las reservas probadas
pueden ser realizadas basadas en registros de pozos y anlisis de ncleos que indican que el
reservorio tiene un importante contenido de hidrocarburo que es similar a otros reservorios en la
misma rea que se est produciendo, o ha demostrado la misma capacidad de producir deacuerdo a las pruebas de formacin.
El rea considerada como probada incluye: rea delineada por perforacin y definida por los
contactos entre los fluidos, si existe alguno, y por las porciones sin perforar del yacimiento que
indican razonablemente la existencia de reservas comercialmente explotables. Se pueden
considerar reservas probadas si existen las facilidades para el proceso y el transporte de dichas
reservas se encuentran operacionales o se estiman estarn disponibles en un tiempo de espera breve. Las reservas en localizaciones no desarrollada reciben el nombre de probadas no
desarrolladas. Las reservas que se producen de la aplicacin de mtodos de recuperacin
mejorada se incluyen en probadas cuando: una prueba exitosa de un proyecto piloto o una
respuesta favorable de un programa en yacimientos anlogos o con propiedades roca-fluido
similares.6
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Conceptos Bsicos
Reservas No Probadas
Las reservas no probadas estn basadas en las mismas tcnicas y sondeos que las probadas, solo
que las incertidumbres tcnicas, contractuales, econmicas o regulatorias, excluyen a las mismas
de ser clasificada como probadas. Las reservas no probadas a su vez pueden serprobables y
posibles. Las reservas no probables pueden ser estimadas asumiendo condiciones futuras
condiciones econmicas diferentes de aquellas que prevalecen al tiempo en que se estiman. 6
Reservas Probables
Las reservas probables son aquellas reservas no probadas que de acuerdo a las estimaciones
pertinentes parecen no ser recuperables. Cuando se aplican mtodos probabilsticos, debera
haber al menos 50% de probabilidad que se produzcan las cantidades que se recuperen sean
iguales o excedan la suma estimada de reservas probadas ms las probables. Las reservas
probables incluyen aquellas que son anticipadas a pruebas de produccin, aquellas que aparecen
en los registros pero por la falta de datos de ncleos o pruebas definitivas y las cuales no son
anlogas a las arenas productoras o al de las reas de reservas probadas, reservas atribuibles a
futuros trabajos de reacondicionamiento.6
Reservas Posibles
Las reservas posibles son aquellas reservas no probadas que de acuerdo a los anlisis parecen
menos recuperables que las probables. Empleando mtodos probabilsticos debera existir al
menos el 10% de probabilidad que se produzcan las reservas inicialmente cuantificadas. Las
reservas posibles pueden ser aquellas que podran existir ms all de las reas clasificadas como
probables, tambin las que aparecen en registros y en anlisis de ncleos pero no pueden ser
productivas a tasas comerciales.6
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Conceptos Bsicos
Estimacin de Reservas
Mtodo Volumtrico
El petrleo original en sitio puede ser estimado mediante la siguiente ecuacin:
oi
oi
B
SAhN
7758= (20)
N= Petrleo Original en Sitio
A= rea en acres
h= Espesor promedio, en pies (intervalo donde hay presencia de petrleo)
= Porosidad Promedio, en fraccin
Soi= Saturacin inicial de petrleo, en fraccin
Boi=Factor Volumtrico de Formacin del Petrleo Inicial (BY/BN)
El gas original en sitio puede ser estimado mediante la siguiente ecuacin:
siNRG = (21)
G=Gas original en sitio, pies cbicos normales (scf)
N=Petrleo original en sitio, barriles normales (BN)
Rsi= Solubilidad inicial del gas en el petrleo (scf/bn)
El gas libre original en sitio
gi
gi
B
SAhG
43558= (22)
G=Gas original libre en sitio, pies cbicos normales (scf)
Sgi= Saturacin inicial de gas, en fraccin
Bgi=Factor Volumtrico de Formacin del Gas Inicial (cf/scf)
H= Espesor promedio, en pies (intervalo donde hay presencia de gas)
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Conceptos Bsicos
Correlaciones API
La correlacin API para el clculo de la eficiencia de recobro para yacimientos por empuje de
gas viene dada por (arenas, areniscas, rocas carbonticas) :
( )1741.0
3722.0
0979.01611.01(
815.41
=
Pa
PbxSwix
kx
Bob
SwiE
ob
R
(23)
ER= Eficiencia de Recobro, % del petrleo
= Porosidad, Fraccin
Swi= Saturacin de agua intersticial en la fraccin de espacio poroso
Bob= Factor Volumtrico de Formacin del Petrleo (BY/BN)
k = Permeabilidad Absoluta, darcy
o= Viscosidad del Petrleo en el punto de Burbujeo, cps
Pb= Presin de Burbujeo, psia
Pa= Presin de Abandono, psia
La correlacin API para el clculo de la eficiencia de recobro para yacimientos con empuje de
agua viene dada por (arenas y areniscas):
=
Pa
PixSwixwi
kx
Boi
SwiE
OI
R
1903.0
0770.00422.0
)()1(
898.54
(24)
ER= Eficiencia de Recobro, % del petrleo
Boi= Factor Volumtrico Inicial de Formacin del Petrleo (BY/BN)
wi= Viscosidad Inicial del Agua, cp
oi= Viscosidad Inicial del Petrleo, cp
Pi = Presin Inicial del Yacimiento, psia 2
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Conceptos Bsicos
Ecuaciones de Curva de Declinacin
Una expresin generalizada para la declinacin de la tasa puede ser como sigue:
nKqq
dt
dq
D == (25)
D= Indice de Declinacin
q= Tasa de produccin, barriles por da, mes o ao
t= Tiempor en das, mes o aoK= Constante
n= Exponente
La declinacin puede ser constante o variable en el tiempo, teniendo principalmente tres formas
bsicas para la declinacin de la presin
Declinacin Exponencial/Constante
t
qi
qt
D
=
ln
(26)
n=0, K=Constante
qi= Produccin Inicial
qt= Produccin al tiempo t
Las relaciones tiempo tasa, y tasa acumulados, vienen dadas por:
Dteqiqt = . (27)D
qtqiQt
= (28)
Qt= Produccin Acumulado al tiempo t
Otra ecuacin de declinacin exponencial es:
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Conceptos Bsicos
qi
qD
= (29)
Siendo q la razn de cambio de la tasa para el primer ao. En este caso, la relacin entre D y D
viene dada por:
)1ln(1ln Dqi
qD =
= (30)
Declinacin Hiprbolica
nKqq
dt
dq
D == (01) (31)
Esta ecuacin es idntica a la expresin general de declinacin, a excepcin de la constante n.
Para las condiciones iniciales se tiene que:
n
iq
DiK= (32)
Las relaciones tiempo tasa, y tasa acumulados, vienen dadas por:
nitnDqiqt
1
)1(
+= (33) yi
n
t
n
i
n
i
Dn
qqqQt
)1(
)( 11
=
(34)
Donde Di es la declinacin inicial.
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Conceptos Bsicos
Declinacin Armnica
Kqq
dt
dq
D == (35)
Para n = 1
Para las condiciones iniciales se tiene que:
qi
DiK= (36)
Las relaciones tiempo tasa, y tasa acumulados, vienen dadas por:
)1( tD
qiqt
i+= (37) y
qt
qi
Di
qiQt ln= (38)
Tanto el modelo exponencial como el modelo armnico, son casos especiales de la declinacin
hiperblica. 2
Estimacin de Reservas por Balance de Materiales.
Reservorios de Petrleo
La base del balance de materiales es la ley de la conservacin de la masa (la masa no se crea ni
se destruye). Matemticamente, la expresin general, de balance de materiales puede describirse
tal como sigue:
Volumen Recuperado= Exp. Petr. + Gas Orig Dis. + Exp Capa de Gas + Reduccin del
Volumen de Hidrocarburo por agua connata +Influjo Natural del Agua. (39)
El balance de materiales como una ecuacin lineal, viene dada por :
( ) efwg WEmEENF +++= 0 (40)
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Conceptos Bsicos
Donde:F = Volumen Recuperado (BY) puede ser igual a
( ) giwiwpgspop BGBWBWBRRBN ++= (41)
)giwiwpgsiptp BGBWBWBRRBN ++= (42)
y,
Np = Produccin de petrleo acumulado, BN
Bo = Factor Volumtrico de Formacin del Petrleo, BY/BN
Rs = Gas en Solucin del Petrleo, cf/BN
Bg = Factor Volumtrico de Formacin del Gas BY/SCF
Wp = Produccin de Agua acumulada, BN
WI = Inyeccin de Agua acumulada, BN
Gi = Inyeccin de Gas acumulada, cf
Rp = Relacin de gas y petrleo acumulado, Produccin de gas aculmulado sobre Produccin de
petrleo acumulado, cf/BN
N = Petrleo original en sitio, BN
Eo = Expansin de petrleo y gas original en solucin, BY/BN , es igual a :tit BB = (43)
( ) ( ) gssioio BRRBB += (44)
( ) gssiot BRRBB += (45)
=m Fraccin del volumen inicial de la capa de gas, es igual a
PetroleodezonalaenrosHidrocarbudeInicialVolumen
GasdeCapalaenrosHidrocarbudeInicialVolumen
________
________= (BY/BN) (46)
Eg = Expansin de la capa de gas, BY/BN, igual a
= 1
gi
g
oiB
BB (47)
Efw =Expansin del agua connata y reduccin del volumen poroso, BY/BN, igual a
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Conceptos Bsicos
( ) PS
CSCBm
wi
fwiw
o
++=
11 (48)
Cw,Cf= Compresibilidad del agua y de la formacin respectivamente, psia-1
Swi = Saturacin Inicial de Agua, en fraccin
p = Caida de presin , psi
We = Influjo acumulado de agua natural BY, igual a
= US(p,t) (49)
donde
U = Constante de acufero, BY/psi
S(p,t) = Funcin de acufero
Wang y Tesdale listaron constantes teoricas y la funcin U para distintos tipos de acuiferos.
La ecuacin de balance de materiales puede ser usada para estimar el petrleo original en sitio
por el cotejamiento del comportamiento de la historia de produccin y predecir la futura curva de
produccin.
Para una yacimiento con empuje de gas, donde no hay una capa de gas inicial (m=0), no hay
inyeccin de gas(Gi = 0), ni agua,(Wi = 0), y no existe influjo natural de agua (we= 0), la
ecuacin de balance de materiales puede ser reducida a:
)wpgsiptp BWBRRBN ++ ( )
++= P
S
CSCBBBN
wi
fwiw
oitit 1(50)
Para el punto de presin de burbujeo (por debajo de la saturacin del petrleo), se tiene que
sisp RRR == , oiti BB = y ot BB = (51)
Luego, despreciando la produccin de agua, la ecuacin se reduce a :
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Conceptos Bsicos
pCB
B
N
Ne
o
oip
= (52)
Donde :
( )wi
fwwoo
eS
CSCSCC
++=
1(53)
So = Saturacin de petrleo, en fraccin
Co = Compresibilidad del petrleo.
Si el POES es conocido , la ecuacin 52 puede ser usada para calcular la futura produccin, con
las sucesivas caidas de presin a partir de la presin inicial.
Por debajo del punto de burbuja , y despreciando la produccin de agua y la compresibilidad de
la roca , la ecuacin se reduce a :
( ) gsipttitp
BRRB
BB
N
N
+
= (54)
La determinacin de la futura produccin requiere no solo la solucin de la ecuacin, sino
tambin de las subsiguientes ecuaciones para saturacin de lquidos, relacin gas-petrleo
producido, y la produccin de gas acumulado dadas como sigue a continuacin:
( )wi
oi
op
o
SB
B
N
NS
= 11 (55)
+=
ro
rg
g
o
g
o
sB
BRR
(56)
==p
p
p
p
t
p
pN
NR
N
RdN
N
GR
0 (57)
Donde :
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Conceptos Bsicos
o,g = Viscosidad del gas y el petrleo respectivamente, cps
rg,ro= Fraccin de permeabilidades relativas del gas y el petrleo respectivamente.
La soluciones simultneas de balance de materiales y las ecuaciones subsidiarias son requeridas
sobre el paso del tiempo o pasos de presiones correspondientes.
Reservorio de Gas
La ecuacin de balance de materiales como ecuacin lineal queda como sigue a continuacin:
( )efwg WEEGF ++= (58)
Donde :
F = Volumen Recuperado, BY
wpgwgp BWBG +=
Gwgp = Produccin de gas acumulado, scf
cpcp FNG +=
Gp= Produccin Acumulada de Gas Seco scfNpc= Produccin Acumulada de condensado, BN
Fc= Factor de conversin para condensado, scf/BN, igual a :
c
c
M
79.132= (59)
c = Gravedada especfica de fluido (en este caso podra ser para condensado), igual a :
PIo+=
5.131
5.141(60)
Mc= Peso molecular de condensado, igual a:
9.5
6084
=
APIo(61)
G = Gas original en sitio. scf
Eg = Expansin del gas , BY/scf, igual a:
gig BB = (62)
Efw = Expansin del agua connata y reduccin del volumen pororso, BY/PCN, igual a :
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Conceptos Bsicos
( )PPCB iegi = (63)
pS
CSCBwi
fwiw
gi
+=
1(64)
p= Presin inicial de yacimiento Presin promedia del yacimiento, psia, igual a :
PPi = (65)
We = Influjo de agua acumulada, BY
( )tpUS ,= (49)
U = Constante de acuifero, BY/psi
S(p,t) = Funcin de acuifero, psi.
Para estudiar la deplecin de un reservorio, We y Efw pueden ser despreciados. Luego
considerando, la no presencia de agua ni produccin de condensado, la ecuacin de balance de
materiales general , puede reducirse a una expresin mas sencilla, tal como sigue:
=
G
G
z
p
z
p p
i
i 1 (66)
Si se grfica p/z Vs Gp, se obtendr una lnea recta. El GOES puede ser obtenido por
extrapolacin de la lnea hasta el corte con el eje Gp. La ecuacin previa puede ser usada
directamente para calcular la futura produccin de gas correspondiente a la presin dada. Si la
presin de abandono es conocida, esta esta ecuacin tambin puede ser usada para estimar la
ultima produccin de gas. 2
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3. INTRODUCCIN GEOLOGA
La geologa es la ciencia que estudia el origen, historia y estructura fsica de la tierra. Esta
ciencia es esencial para la industria petrolera ya que la mayoria del petrleo es encontrado dentro
de las rocas.
La geologa trata de responder tales preguntas, como cuan vieja es la tierra, de donde proviene su
composicin. Para hacer esto se realizan una serie de estudios basados en la eviidencia de
eventos ocurridos hace millones de aos, tales como: terremotos y erupciones volcanicas.
Esta de igual forma se encarga de estudiar la composicin de la tierra la cual se form hace 4.55
billones de aos por una nube de polvo csmico. El calor origin que los elementos radiactivos
se fundieran. Los componentes, en su mayora hierro y nquel descendieron al centro de la tierra
formando un ncleo. Los gelogos creen que el ncleo esta formado por dos partes, una parte
interna denominada ncleo slido y una externa denominada ncleo lquido, ambas partes son
muy calientes, densas y se hallan sometidas a altas presiones, seguido a esto se forma una capa
de minerales, denominada manto, la cual se halla por encima del ncleo externo y por ultimosobre este manto se forma una corteza de roca producto de la solidificacin de minerales ricos en
aluminio, slice, magnesio y otros.
En el ambito petrolero la geologa se basa en el estudio de las rocas que contienen petrleo y gas,
particularmente aquellas con suficiente petrleo , para ser comercialmente explotado.
Antes de continuar resulta importante aclarar lo que es un yacimiento de petrleo ya que muchos
son los que piesan que un yacimiento es como un ro fluyendo de un banco a otro, lo cual esta
muy lejos de la realidad ya que un yacimiento de petrleo es una formacin de roca que contien
petrleo y gas al lgual como una esponja contiene agua y su tamao depender de la cantidad de
petrleo y gas que contenga.
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3.1 GEOLOGA ESTRUCTURAL
La deteccin de los yacimientos petrolferos se halla limitada debido a que estos no pueden
aflorar a la superficie lo que hace necesario una serie de estudios que generalmente comprende
tres etapas sucesivas: geologca, geofsica y de sondeo, siendo la geloga la ms importante y la
menos costosa de las tres ya que los estudios geolgicos previos permiten indicar o confirmar la
posible existencia de petrleo acumulado, antes de proceder a la perofracin de pozos destinados
a su extraccin.
La exploracin petrolfera, y en particular la geologa estructural, tiende con las tcnicas que
dispone, a:
Localizar un emplazamiento favorable para la acumulacin de petrleo o gas, dondeimplantar un sondeo.
Reconocer en el curso del sondeo, la presencia de hidrocarburos en los terrenosatravesados por la broca.
Del primer objetivo, se ocupa la Geologa de Superficie, mientras que, el segundo pertenece a laGeologa del Subsuelo.
EXPLORACIN GEOLOGICA DE SUPERFICIE
Esta se fija dos metas principales:
1. Reconocer la presencia y determinar la naturaleza de las facies favorables para la gnesis yacumulacin de hidrocarburos y fijar su posicin en la serie sedimentaria.
2. Develar y localizar las trampas y determinar con mayor precisin posible, su geometra.
Esta se fundamenta en Bsquedas Estratigrficas y Estudios Estructurales.
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Bsquedas estratigrficas: Se basan en mostrar informacin sobre la naturaleza ypotencia de los diferentes terrenos sedimentarios encontrados, as como sus posiciones relativas.
La informacin se obtiene tomando muestras sistemticamente, para su posterior estudio en el
laboratorio, con el fin de conocer las caractersticas petrogrficas, petrofsicas, geoqumicas y su
contenido en microfauna. Estas investigaciones permiten hacerse una idea del valor petrolfero
de la serie sedimentaria.
Estudios estructurales: Tienen por objetivo la bsqueda de trampas estructurales ya queson las nicas accesibles a la geologa de superficie. El procedimiento de dicha bsqueda se basa
en el levantamiento de un mapa geolgico clsico o en algunos casos donde este no es suficiente
se debe completar con un mapa estructural.
EXPLORACIN GEOLOGICA DEL SUBSUELO
Una vez que se elige la localizacin de un sondeo de exploracin, queda por descubrir
rpidamente la presencia de petrleo o de gas en las rocas-almacn atravesadas.
Teniendo en cuenta que el sondeo es una operacin muy costosa, es necesario obtener el mximo
de datos geolgicos que sern indispensables para el desarrollo posterior de la investigacin.
Estos datos como por ejemplo: Deteccin de indicios, recoleccin y utilizacin de muestras,
entre otros, se obtienen por medio de la geologa de subsuelo.
Esta se fundamenta en el Control Geolgico de Sondeo e Interpretacin de Datos.
Control geolgico de sondeo: Es la base de toda la geologa de subsuelo. Dependede la precisin y fidelidad de sus observaciones as como tambin de la calidad de las
interpretaciones posteriores. Es igualmente el gelogo residente en el sondeo, quien debe
prever la proximidad del objetivo del sondeo, utilizando para ello los datos sobre la
geologa local, aportados por los estudios del terreno.
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Interpretacin de datos: Con la utilizacin conjunta de los diversos prmetrosfsicos obtenidos por los registros y las observaciones directas recogidas de las muestras,
es posible obtener un conocimiento muy detallado de la serie estratigrfica atravesada por
el sondeo, como por ejemplo: Edad de las formaciones, naturaleza petrogrfica,
caracteres petrofsicos, contenido de fluidos, etc.
3.1.1 FALLAS
Las fallas ocurren cuando una superficie rocosa se fractura y ocurre un desplazamiento de las
partes una relacin a la otra. La presencia de una falla es de importancia para los gelogos ya
que estas afectan la localizacin del petrleo y las acumulaciones de gas ya que un
desplazamiento de las partes puede ocasionar el movimiento de la roca que contiene los
hidrocarburos de su ubicacin original.
TIPOS DE FALLAS
Falla Normal: Estas presentan un desplazamiento principalmente vertical y se dan cuando lasuperficie de fractura esta inclinada hacia el bloque deprimido.
Falla Inversa: Estas fallas al igual que las normales presentan un desplazamiento
principalmente vertical y se dan cuando la superficie de la falla esta inclinada hacia el bloque
Figura 1: Falla Normal.
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levantado. Una falla de este tipo puede pasar a ser un cabalgamiento, cuando el ngulo de
inclinacin de su plano tiende hacia la horizontal.
3.1.2 TRAMPAS
Las trampas son todas aquellas anomalas geolgicas que detienen la migracin del pertleo y
produce su acumulacin, su origen puede ser tectnico, estratigrfico o litolgico.
CLACIFICACIN DE LAS TRAMPAS
TRAMPAS ESTRATIGRFICAS
Se originan debido a fenmenos de tipo litolgico (perdida de permeabilidad), sedimentario
(acunamientos, lentejones, arrecifes) y paleogrficos (acunamientos de erosin, paleocadenas).
Se consideran dentro de esta categora las trampas que no aparecen relacionadas con estructuras
claramente difinidas, tales como las que se encuentran en los flancos de los pliegues, arrecifes,trampas secundarias, etc. Dentro de estas se pueden destacar:
Trampas lenticulares: Son trampas que se forman en masas lenticulares, mas o menosextensas y complejas, de arenas o areniscas que pasan lateralmente a margas, arcillas u otras
rocas impermeables.
Figura 2: Falla Inversa.
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Trampas en arrecifes : Son trampas que se forman bajo determinadas circunstanciasdonde algunos organismos coloniales pueden dar lugar a una formacin biohermal. Estas
formaciones estn constituidas por calizas que a su ves estn constituidas por los organismos,
por el hecho de estar constituidas por los esqueletos de los organismos en posicin de vida,
presentan numerosos huecos y por consiguiente porosidad elevada, por lo que si aparecen
cubiertas por formaciones impermeables pueden constituir excelentes almacenes.
TRAMPAS ESTRUCTURALES Son aquellas donde intervienen principalmente factores
tectnicos, pliegues, fallas, y sus combinaciones.
Figura 3: Trampa Lenticular.
Figura 4: Trampa en arrecife.
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Trampas en fallas: Son trampas que se forman por el desplazamiento de un cuerpo rocosoa lo largo de la lnea de falla. Este tipo de trampas depende de la efectividad del sello y de la
permeabilidad de las capas.
3.1.3 ANTICLINALES, SINCLINALES
Este tipo de trampas entra dentro de las estructurales y son las que se conocen con mas
antiguedad., son tambin las mas simples y las que corresponden mas exactamente a la
definicin general de trampa. En estas los estratos que originalmente se encuentran horizontales
se pliegan en forma de arcos o domos ocasionando que los hidrocarburos migren desde abajo
por medio de las capas permeables y porosas hacia el tope de la estructurales.
Figura 5: Trampa en falla.
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3.2 GEOLOGA SEDIMENTARIA
La geologa sedimentara se encarga de estudiar el origen, yacimientos, movimientos y
acumulaciones de los hidrocarburos, con el fin de aplicar estos conocimientos a su bsqueda,
descubrimiento y explotacin comercial.
3.2.1 AMBIENTES SEDIMENTARIOS
AMBIENTE FLUVIAL
El ambiente fluvial comprende:
Canales de ro
Canal rectilineo: Estos canales son raros y su profundidad es variable, por lo cual la lneade mxima profundidad se mueve continuamente por todo el cauce de una orilla a otra. En la
zona opuesta a la lnea de mxima profundidad se forman barras debido a la acumulacin de
material.
Figura 6: Trampa en Anticlinal.
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Canal meandriforme: Los meandros son curvas pronunciadas que se forman en canales dependiente baja. Su baja energa los obliga a tomar una trayectoria curvilnea, la cual representa el
camino de menor resistencias al flujo de corriente. La acumulacin de material se les denomina
barra de meandro.
Canal entrelazado: La formacin de estos es favorecida por una pendiente moderada arelativamente alta. Estos poseen suficiente energa para formar un cauce rectilneo, el cual esta
formado por un cauce principal dividido internamente por cauces secundarios por barras de
sedimentos depositadas por la misma corriente.
Barras
Thalweg
Barras de Meandro
Figura 7: Canal Rectilneo. Las Barras se dpositan a uno y otro ladodel thalweg, (lnea de mxima profundidad).
Figura 8: Canal Meandriforme. La sedimentacin procede en el lado convexodel meandro (rea punteada), mientras que hay erosin en el lado opuesto.
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Llanura aluvial
Esta es una zona plana ubicada a ambos lados del ro. Esta cubierta por las aguas de
inundacin durante las crecidas de los ros, el cual lleva sedimentos hasta esta zona. Este tipo
de ambientes es favorable para la acumulacin de hidrocarburos.
Dique Natural: Estos se forman por los depsitos de arena fina y lodo en las margenes delro, cuando el agua desborda el canal. Este en un cuerpo sedimentario de poco relieve
topogrfico por lo que no es buen prospecto como almacenador de hidrocarburos.
Barras de Sedimentos
Dique Natural
Figura 9: Canal Entrelazado.El cauce principal se divide en corrientes individualesseparadas por barras de sedimentos dpositados por el mismo ro.
Figura 10: Dique Natural. Cuerpo sedimentario alargado y depoco relieve topogrfico.
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Abanico de ruptura: Se forman cuando ocurre una ruptura del dique natural. Estos soncuerpos arenoso que dismnuyen gradualmente hasta desaparecer a medida que se alejan del canal
fluvial. Las relaciones de facies de estos los hacen buenos prospectos para las acumulaciones de
hidrocarburos.
AMBIENTE DELTAICO
Un delta se forma donde un ro trae al mar mas sedimentos de los que las olas y corrientes
litorales pueden distribuir hacia otras reas. En los deltas existen tres zonas de acumulacin
sedimientaria que son:
Llanura deltaica Canales distributarios reas interdistributarias Bahas interdistributarias Dique natural Marismas
Zona proximal. Zona Media. Zona Distal.
Figura 11: Abanico de ruptura.
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Frente deltaico Barras de desembocadura Islas marginales Depositos de playa.
Prodelta
El tipo de delta depender de la magnitud del aporte de sedimentos a la costa y su distribucin
por las olas, mareas y corrientes litorales. De esta manera, segn el tipo de energa
predominante, se pueden distinguir:
Delta con dominio fluvial
Este se caracteriza por un ro principal que se divide en numerosos canales distributarios los
cuales transportan agua y sedimentos hacia el mar.
Canales Distributarios
BahasInterdistributarias
Figura 12: Delta dominado por el ro o digiforme. Ntese las bahasinterdistributarias en el frente deltaico.
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Delta con dominio de oleaje
En este caso el material sedimentario aportado al mar por los canales distributarios es
distribuido lateralmente por las corrientes litorales, formandose un frente deltaico constituido
por lomas de playa las cuales a medida que el delta avanza hacia el mar son cortadas por
canales distributarios.
Delta con dominio de marea
En este ambiente el material aportado por los canales distributarios es retrabajado por las
corrientes de marea, que es la energa dominante de la costa. En este tipo de deltas la llanura
deltaica esta contituida por dos zonas divididas por la linea de marea alta, por lo que habr en
la llanura deltaica un sector no afectado por la marea, denominado llanura deltaica con
dominio fluvial y otro sector cubierto periodicamente por la marea el cual se denomina
llanura deltaica con dominio de marea.
Frente deltaico
Lomas de playa
Figura 13: Delta dominado por el oleaje. En este el material arenoso estransportado a lo largo de la linea de costa por la deriva litoral, para formar las
lomas de playa.
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AMBIENTE COSTERO
El ambiente costero, tambien denominado proximo- costero, o ambiente no deltaico, comprende
los modelos de costa firme, cordon litoral laguna y llanura de marea. Las caractersticas de losdepsitos costeros dependern del tipo de energa predominante en la linea de costa, por lo que
se pueden distinguir:
Marisma
Laguna
Delta de marea lagunar
Delta de marea marino
Cordn litoral
Llanura de marea.
Washover
Figura 15: Rasgos geommfologicos del ambiente costero en un modelo cordn litorallagunar, donde pueden observarse dos pasajes de marea con sus correspondientes
depositos arenosos.
Figura 14: Delta dominado por la marea. Las barras de marea se desarrollanperpendiculares a la linea de costa, o sea, mas o menos paralelas al canal del
ro.
Barras de marea
Canales de marea.
Frente deltaico
Llanura deltaica con
dominio fluvial
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Costas con dominio de oleaje
En las costas dominadas por el oleaje, la arena es transportada paralelamente a la costa por la
accin de la deriva litoral, formandose las playas de costa firme y los cordones litorales con sus
correspondientes lagunas litorales. Este modelo de costa est sometido a la accin de la marea,
pero en muy baja intensidad.
Costas con dominio de marea
En las costas dominadas por la marea se forman los denominados estuarios, los cual nacen en la
desembocadura de un ro ocacionando que esta se ensanche y tome forma de embudo debido a la
accin de la corriente de marea, ya que estas son las que hacen retroceder peridicamente el agua
del ro hacia el continente.
AMBIENTE MARINO
El ambiente marino esta comprendido por tres sub-ambientes.
Ambiente Nertico o Plataforma. Plataforma interna. Plataforma media. Plataforma externa.
En este normalmente se acumulan arcillas ya que las arenas permanecen en el ambiente costero
hasta una profundidad equivalente al limite de accin del oleaje.
.
Ambiente Batial o Talud Superior Talud superior. Talud medio. Talud inferior
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En este el material arenoso que llega puede ser transportado hacia la cuenca marino profunda ya
sea a tves de canones submarinos o a causa de derrumbes de sedimentos deltaicos o costeros.
Ambiente Abisal o Cuenca Marino profunda.
En este se originan acumulaciones de arena y arcilla que se depositan en forma de abanicos
submarinos.
EXPLORACIN DEL PETRLEO
La exploracin del petrleo anteriorente se basaba en la suposicin y la buena suerte. En la
actualidad se emplean una serie de tcnicas. Hoy en da la geologa estudia la superficie y el
subsuelo con el propsito de descubrir petrleo y gas. El uso de la fotogrfia aerea, imagenes de
satelite y varios instrumentos geofsicos, proveen informacin que ayuda a determinar donde
perforar un pozo exploratorio, una vez perforado el pozo, se analizan los fragmetos de rocasprovenientes de la misma asi como tambien las muestras de ncleos de igual forma se corren en
el hoyo herramientas especiales para obtener mayor informacin de las formaciones
subterraneas, una vez que esta informacin es examinada, analizada , correlacionada e
interpretada es posible localizar con gran exaptitud una acumulacin de hidrocarburos para su
explotacin.
Estudios geogrficos de superficie
En un rea inexplorada, primero se estudia la topogrfia, y los rasgos de la superficie de la
tierra. Algunas veces es posible deducir las caracrteristicas de las formaciones subterraneas y la
mayoria de las estructuras de la superficie.
Esta se basa en un estudio geologico detallado, a escala regional y sobre todo local, encaminado
a conocer datos relativos a la constitucin estratigrfica y petrogrfica del terreno y a su
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tctonica, lo que permite deducir la existencia en el subsuelo de estructuras geolgicas
adecuadas capaces de almacenar petrleo; presencia de rocas de porosidad adecuada, permeables
intercaladas entre otras impermeables, presencia en la regin de rocas petroligenas, capaces de
haber contenido petrleo durante su proceso de formacin (roca madre); historia geolgica de la
regin que permita prever las posibilidades de migracin y eventuales escapes y por ultimo, los
indicios superficiales de que en el subsuelo existe realmente acumulado perleo.
Fotogrfia aerea e imagenes de sateliteLa fotogrfia aerea permite reconocer muy rpidamente una gran regin, de igual forma permite
obtener un mapa geologico detallado, en el que esten representadas las diversas formaciones, su
extensin regional y diversas direcciones estructurales, a lo largo de las cuales podemos
encontrar los yacimientos petrolferos.
Las imagenes de satelites son empleadas por los geologos para detectar la presencia de arcillas
frecuentemente aosciadas a depsitos de minerales. El sensor del satelite explora grandes areas
de la tierra y envia por medio de implusos electronicos imagenes de la tierra las cuales son
recividas en una estacin para luego ser procesadas punto por punto y poder asi obtener la
informacin de posibles localizaciones de depsitos comerciales de petrleo.
Prospeccin geogfsica
La geofisica es el estudio de la fsica de la tierra, de los oceanos y de la atmofera. La geologa
del petrleo muestra el magnetismo, gravedad y especialmente las vibraciones sismicas de la
tierra.
Los mtodos geofsicos consistenten esencialmente en la medicin de constantes fsicas(densidad, caracteristicas magnticas, rigidez) de las rocas del subsuelo desde la superficie, que
nos ilustran sobre cuales son los materiales petreos existentes en el subsuelo. Y como estan
dispuestos, para obtener indirectamente datos que confirmen las supuestas condiciones
favorables deducidas del estudio geolgico. Los principales mtodos empleados en esta son:
Mtodo gravimtrico: Este es un mtodo de reconocimiento mediante el cual se mide ladensidad de los sedimentos existentes en la cuenca sedimentaria. Teniendo en cuenta la variacin
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regional, se pueden determinar las anomalas que se aparten de dicha curva, y as, por ejemplo
los domos y diapiros salinos daran una anomala negativa por su menor densidad, mientras que,
las intrusiones volcanicas daran anomalas positivas.
Mtodo magntico: Este al igual que el gravimtrico, es un mtodo de reconocimiento.Por medio de este se mide la intensidad magntica de los sedimentos, pudiendose determinar la
situacin del basamento magntico de la cuenca, y las anomalas que, por ejemplo se pueden
interpretar: negativas, las cuales se producen por anomlas en los espesores de sedimentos y las
positivas por intrusiones de rocas magnticas.
Ambos mtodos se pueden registrar por estaciones terrestres, por medio de vehculos o desde el
aire, realizando en este caso una malla cuya densidad vara segn el detalle que se pretenda
obtener.
Mtodo ssmico: Es el mas comunmente empleado para la determinacin detallada enuna zona de anomalas. Para ello, se provoca una tanda de explosiones a lo largo de la lnea de
prospeccin. Originando una serie de ondas ssmicas que penetran el subsuelo, reflejandose enlas diversas capas sedimentarias siendo luego recogidas en superficie por aparatos especiales
(gefonos). En funcin de la velocidad de penetracin de las ondas ssmicas (que depende de la
litologa) y del tiempo empleado hasta volver a superficie, se puede interpretar la profundidad a
la que se hallan las distintas formaciones y su estructura, por ejemplo, un anticlinal. Realizando
varias ondas ssmicas se puede obtener multitud de datos de la estructura que se est
investigando., que al representarlos grficamente permiten obtener el mapa estructural detallado.
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Es necesario tener muy presente que la prospeccin geofsica precisa un estudio geolgico
detallado, sin el cual los datos numricos deducidos por los mtodos geofsicos (densidades,
intensidad magntica, modulo de rigidez, velocidad de propagacin, etc), no pueden ser
debidamente interpretados, pues ellos, en si mismos, no tienen un significado concreto. Es decir,
que de slo los datos obtenidos por la prospeccin geofisica no es posible deducir la presencia
de petrleo en el subsuelo, como erroneamente se suele pensar muchas veces.El prpositoprincipal de llevar a cabo un exploracin tanto a nivel de sueprficie como de subsuelo aplicando
los mtodos antes descritos es con el fin de determinar las estructuras geolgicas del rea bajo
estudio. Una vez que toda la informacin es interpretada se generan mapas donde se pueden
dibujar estrcturas geolgicas y espesores de formaciones. Ellos pueden adems mostrar los
angulos de una falla y donde se intersectan formaciones. Entre los tipos de mapas, se tienen :
O EO E
Figura 16: Corte Ssmico
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Mapas estructurales: La generacin de estos mapas es relativamente sencilla y se basa enla generacin de una malla homognea a partir de los valores de tiempo obtenidos a nivel de los
reflectores de interes, y a su posterior interpolacin para la generacin de contornos de
isotiempos. Cualquier discontnuidad en los datos como por ejemplo, fallas, plegamientos, etc,
deben ser ubicados e incorporados en la generacin de los mapas finales.
Pozos inyectores.
N
Pozos Productores de petrleo.
Cotas
-15000
-14000
ANG-2
ANG-1
-16000
Pozos inyectores.
N
Pozos Productores de petrleo.
Cotas
-15000
-14000
ANG-2
ANG-1
-16000
N
Pozos Productores de petrleo.
Cotas
-15000
-14000
ANG-2
ANG-1
-16000
Figura 17: Mapa Estructural
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Mapas de litofacies: En este se muestran las caractersticas de las rocas y como varianverticlamente y horizontalmente dentro de la formacin. Este tipo de mapas tienen contornos que
representan las variaciones en la proporcion de las arenas, arcillas y otros tipos de rocas en la
formacin.
Figura 18: Mapa de FaciesFigura 18: Mapa de Facies
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Mapas isopacos: Este se elabora graficando la diferencia en los tiempos de los reflectoresdel tope y la base de la unidad de interes. Los cambios en estas diferencias indican variaciones
en los espesores de una formacin. Con estos de igual forma se pueden estimar cuanto petrleo
remanente hay en una formacin.
Figura 19: Mapa Isopaco de Arena Neta
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Sondeo Mecnico
Un sondeo mecnico consiste en una perforacin del terreno generalmente vertical. Siendo esta
etapa de la prospeccin petrolfera la mas costosa, pero al mismo tiempo la mas decisiva, por lo
que no debe presindirse nunca de ella, siempre que las anteriores hayan dado resultados
favorables. Adems, en el caso de hallar petrleo en uno de estos sondeos, la explotacin del
yacimiento se inicia por el mimo orificio del sondeo ya practicado.
An cuando en un sondeo no se encuentre directamente petrleo, y esto es realmente difcil,
siempre proporciona numerosa informacin que sirve para reconocer la posible existencia de
petrleo en la zona investigada.
Hay que tener en cuenta que el sondeo mecnico es el unico medio con el que se cuenta para
saber cales son las condiciones geolgicas reales del subsuelo; la nica forma de comprobar
definitivame