Módulo 8

1

ROCA GENERADORA

ROCA RESERVORIO

ROCA SELLO

TRAMPAS

EL RESERVORIO Y ELEMENTOS RELACIONADOS

ROCAS MADRE

¿Existe una roca madre en la cuenca?

1. La cantidad de M.O. presente en las rocas (TOC)

2. Su calidad (Tipo de kerógeno)

3. Su madurez (reflectancia de vitrinita y pirólisis T max.)

TIPO CARACTERÍSTICA

Roca generadora potencial Contiene suficiente MO para generar hidrocarburos

Roca generadora efectiva Idem pero existen evidencias de campo degeneración de hidrocarburos

Roca generadora relíctica Roca que ha dejado de generar debido a enfriamiento termal durante alzamiento tectónico, pero aún preserva suficiente M.O.

Roca generadora agotada Idem anterior pero ya no puede generar hidrocarburos debido a consumición de la M.O. o sobremaduración.

ROCAS MADRE

- El ambiente depositacional -

Abundante producción de materia orgánica(comparar bancos rojos).

Un ambiente de baja energía que permita la depositación y acumulación de la M.O.

Condiciones reductoras y sepultamientorelativamente rápido que permitan la preservaciónde la M.O.

ROCA TOC (%)

Luititas (productoras) 2,2 – 2,5 % (0,9%)

Calizas (productoras) 0,7 - 0,5 % (0,7-0,8%)

Lutitas calcáreas 1,8-2,0%

VALORES UMBRALES DE TOC PARA ROCAS PRODUCTORAS

Los valores entre paréntesis indican los valores promedios de MO en las rocas correspondientes sean estas productoras o no.

CALIFICACIÓN TOC LUTITAS TOC CALIZAS

Pobre < 0,5% < 0,2%

Escasa 0,5 – 1% 0,2 – 0,5%

Buena 1,0-2,0% 0,5 – 1,0%

Muy buena 2,0-5,% 1,0 – 2,0%

Excelente 5% > 2%

Módulo 8

2

CALIDAD DE LA MATERIA ORGÁNICA: EL KERÓGENO

A

B

C

D

LAS ETAPAS A Y B: LA FORMACIÓN DEL KERÓGENO

El principio de la preservación selectiva: Philp and Calvin (1976).

Productos altamente susceptibles a la biodegradación : carbohidratos (productos de biodegradación muy solubles en agua), proteínas (peptidos+aminoácidos---- CO2, agua y N).

Productos refractarios a la biodegradación : biopolímeros alifáticos (cutículas y paredes de esporas de algas, algunas esporas y granos de polen).

Kerógeno (del griego “productor de cera”) es una sustancia compleja formada por largas cadenas de carbono e hidrógeno con átomos de oxígeno, nitrógeno y azufre asociados a anillos heterocíclicos. El peso molecular medio es de 3000 y su fórmula empírica aproximada es C200H300SN5O11

(Zhenglu, 1985).

El kerógeno es normalmente insoluble en solventes orgánicos, mientras que el bitumen sí.

COMPOSICIÓN DEL KERÓGENOTipo 1 (kerógeno sapropélico) derivado de esporas, algas planctónicas y algo de materia animal fuertemente degradada por acción bacteriana. Tiene alto H/C (usualmente entre 1,3 y 1,7) y poco O (O/C<0,1). Común en cuencas de agua dulce.

Tipo 2 : mezcla de algas, organismos marinos y detritos de plantas transportados. Resulta un tipo transicional entre el 1 y el 2. Tiene relatvamente alta relación H/C y baja O/C (aunque más que el Tipo 1 pues incluye cetonas y ácidos carboxílicos). Es el tipo dekerógeno más común en cuencas marinas y el más común fuente de petróleo.

Tipo 3 (kerógeno húmico): derivado de plantas terrestres (lignito, tanino, celulosa), tiene baja relación inicial H/C y alta O/C. Durante la maduración genera abundante agua y metano. La mayoría de los carbones se forman a partir de kerógeno tipo 3. Frecuentemente continental parálico.

Tipo 4 (kerógeno residual: derivado de M.O: descompuesta en forma de hidrocarburos aromáticos policíclicos. H/C < 0,5. No tiene potencial de generación de petróleo.

Módulo 8

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ROCAS MADRE

¿ Existe una roca madre en la cuenca ?

1. La cantidad de M.O. presente en las rocas (TOC)

2. Su calidad (Tipo de kerógeno)

3. Su madurez (reflectancia de vitrnita y pirólisis T max.)

TIPO CARACTERÍSTICA

Roca generadora potencial Contiene suficiente MO para generar hidrocarburos

Roca generadora efectiva Idem pero existen evidencias de campo degeneración de hidrocarburos

Roca generadora relíctica Roca que ha dejado de generar debido a enfriamiento termal durante alzamiento tectónico, pero aún preserva suficiente M.O.

Roca generadora agotada Idem anterior pero ya no puede generar hidrocarburos debido a consumición de la M.O. o sobremaduración.

La Pirólisis y el TOC

S1 Hidrocarburoslibres presentes en la muestra antes del análisis

Si S1>>S2

considerar migración o contaminación

S2 Volumen de hidrocarburos formados durante la pirólisis

Estima el potencial remanente degeneración

S3 CO2 producido durante XXX del kerógeno

Más importante en ocas calcáreas

S4 Carbono residual de la muestra

C residual con poco o ningúnpotencial de generación de hidrocarburos.

TOC = [0.082(S1 + S2) + S4]/10 derivado de la pirólisis no de LECO

OTROS MÉTODOS PARA EVALUAR LAS CARÁCTERISTICAS DE LA MATERIA ORGÁNICA

ESTUDIO DEL KERÓGEO INDICE DE HIDRÓGENO (HI) INDICE DE OXÍGENO (OI) PALINOFACIES Tmax INDICE DE MADURACIÓN TÉRMICA (TAI) REFLECTANCIA DE LA VITRINITA INDICE DE PRODUCCIÓN (PI)

MIGRACIÓN DEL PETRÓLEO

Primaria: Expulsión del fluido de la roca madre

Secundaria: Migración de la fuente a un reservorio siguiendo un patrón simple o complejo. Incluye también la migración dentro del reservorio.

Terciaria: Migración desde el reservorio o la roca madre a la superficie (también dismigración)

Remigración: Migración desde una posición dentro de un reservorio a otra o bien a otro reservorio.

ATENCIÓN hay una marcada diferencia entre terciaria y remigración.

¿Porqué se produce la migración?

¿Cómo se produce la migración?

Módulo 8

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Remigración

¿Por qué se produce la migración?

Por un gradiente de presión inducido por la compactación ++

Por gradientes de presión inducidos por reacciones diagenéticas+

Por expansión debido a cambios de fase+

Por gradientes químicos –

Expansión termal

¿Cómo se produce la migración ?

Las condiciones de migración primaria son un poco diferentes a las de migración secundarias

FACTORES QUE DETERMINAN LOS GRADIENTES EN LA MIGRACIÓN

1. Compactación de las pelitas: Las pelitas pueden tener valores de porosidad depositacional (fluido poral) de hasta un 70% . Si bien el fluido poral asciende con respecto a su posición original, desciende con respecto a la superficie depositacional.

2. Deshidratación de arcillas expandibles: Ciertas arcillas como por ejemplo montmorillenita, bentonitas etc. durante la diagénesis liberan agua a los poros aumentando la presión poral. Otras reacciones diagenéticas también liberan agua.

3. Expansión debido a cambio de fase: Pasamos de kerógeno a petróleo y a gas aumentando la entropía del sistema. Además, disminuye el peso molecular de los HCs, con lo que la movilidad es mayor, y puede incluso aumentar tanto la presión intersticial que cause abundante microfracturación para liberar la presión de los poros.

4. Gradientes químicos: Se produce difusión controlada por concentraciones de hidrocarburos disueltos en el agua (delimitada importancia).

5. Expansión termal: Una fuente de calor externa o un gradiente geotérmico anómalo favorecen la migración del petróleo y el gas.

Módulo 8

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SITUACIÓN PROCESO

A- EL PETRÓLEO ES ASISTIDO EN SU MIGRACIÓN POR AGUA

- FlotaciónS+

- Solución de petróleo o gas en agua *-

- Solución de moléculas * orgánicas aún no totalmentetransformadas en petróleo en agua *.

- Formación de micelas en el agua *-

- Emulsión de petróleo *-

B- EL PETRÓLEO MIGRA EN FORMA SEPARADA

- Como una fase separada*+

- Solución de gas en petróleo (o viceversa)*

- Cambio de faseS

¿Cómo se produce la migración ?

Ref: * Principalmete primaria, S secundaria, + más eficiente – menos eficiente

MECANISMOS DE MIGRACIÓN PRIMARIA

El paso del petróleo desde la roca madre hasta la roca almacén se conoce como migración primaria

1. Difusión como una fase continua: el HC se mueve aprovechando fracturas y contactos entre formaciones rocosas como una fase independiente, dentro de una water-wet matriz.

2. Movimiento en disolución: parte del petróleo es soluble en agua y por lo tanto podría viajar en disolución con ésta. El problema es que en zonas someras la solubilidad es muy baja y en zonas profundas el tamaño del poro se reduce tanto que dificultaría los procesos de solubilidad.

3. Formación de burbujas de HCs: estas burbujas viajarían en inmiscibilidad líquida con el agua.

4. Formación de coloides y micelas de HCs: se produce una orientación de las moléculas de los HCs de tal modo que la parte hidrofóbica quede protegida por la parte hidrofílica.

MECANISMOS DE LA MIGRACIÓN SECUNDARIA

1. Flotación: El petróleo flota sobre la columna de agua y asciende debido al gradiente de presión (la fuerza de flotación es función de las diferencias de densidades agua-petróleo y al alto de la columna de hidrocarburos). Cuando alcanza una zona de baja permeabilidad inclinada se desplaza en forma inclinada con una fuerza de flotación proporcional al ángulo de ascenso.

2.Cambio de fase por variación de T: Al aumentar T aumenta la fuerza de flotación del hidrocarburo porque su densidad decrece más rápidamente que la del agua. Si la T es suficientemente alta el hidrocarburo puede pasar a fase gaseosa.

3. Cambio de fase por variación de P: Un aumento en P decrece la fuerza de flotación porque la densidad del hidrocarburo se incrementa más rápidamente que la del agua. S la variación en P es suficientemente importante la fase de hidrocarburo gaseoso puede pasar a líquida.

4. Gradientes hidrodinámicos: Se combina con la flotación de hidrocarburos y controla los patrones de disposición de éstos.

F=h.g(dw-dp)

F: fuerza de flotaciónh: alto columna petróleoG: ac. GravedadDw: densidad agua sub.Dp: densidad petróleo sub

Módulo 8

6

Cambio de fase por variación de T y PA: Calentamiento durante la etapa de preriftB: Aumento de presión en cuenca de antepaís

A

B

FACTORES OPUESTOS A LA MIGRACIÓN PRIMARIA

1. El tamaño de los poros: pelitas < 62 mic. y el tamaño poral promedio varía entre 1 nanometro y 15 micrones (efecto tamiz).

Entonces, ¿necesitamos microfracturación?McKenzie (1987) y Gluyas (2004), pelita 2%-3% de P. y tamaño poral entre 3 y 4 micrómetros la mayoría de los componentes moleculares del petróleo pueden circular sin necesidad de microfracturación. En debate.

(Momper, 1978)

ROCA GENERADORA

ROCA RESERVORIO

ROCA SELLO

TRAMPAS

EL RESERVORIO Y ELEMENTOS RELACIONADOS

Módulo 8

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ROCAS RESERVORIO

Un reservorio es una unidad rocosa de subsuelo que contienepetróleo, gas y/o agua en proporciones variables.

Los fluidos arriba señalados se alojan en los espacios poralesde la roca generados tanto por porosidad primaria comosecundaria (tipos de porosidad !!!).

Los espacios porales se encuentran interconectadospermitiendo que el fluido se mueva a través del reservorio(gargantas porales !!!).

La red poral del reservorio forma patrones característicos(porofacies !!!) cuya caracterización e interpretación puedeser de gran valor tanto desde el punto de vista ingenierilcomo geológico.

ROCAS RESERVORIO

Deben tener alta P para permitir el almacenamiento y alta K para hacer posible el movimiento de los fluidos.

a. Rocas muy bien seleccionadas granulométricamente que muestran alta porosidad primaria remanente.

b. Rocas que han sufrido procesos diagenéticos a resultado de los cuales se ha producido importante desarrollo de porosidad secundaria.

c. Rocas naturalmente fracturadas.

Para a: Areniscas eólicas poco o parcialmente cementadas, barras costeras, depósitos de point bar.

Para b: areniscas que han sufrido parcial o total disolución de clastos inestables p.e. fragmentos liticos, o del cemento o de a matriz.

RESERVORIOS Y SOBREPRESIÓN DE FLUIDOS

Los fluidos alojados en los poros del reservorio estan sujetos a una cierta presión llamada “presión de reservorio” o “presión de formación”.

La presión de formación en condiciones “normales” próxima al contacto petóleo-agua se aproxima a la presión hidrostática de una columna de agua salada a la profundidad considerada.

Algunos valores: 1. agua marina salinidad 55,000 ppm, gradiente de presión aproximado 0.446 psi/ft (0,51pwsi/ft), 2. El gradiente de presión hidrostática del agua dulce es de 0.433 psi/ft aproximadamente.

RESERVORIOS Y SOBREPRESIÓN DE FLUIDOS

Como hemos visto en muchos reservorios existe una transferenciade la presión litostática a la hidrostática y entonces el yacimientomuestra condiciones de sobrepresión, “cualquier presión queexceda la presión hidrostática de una columna de agua salina a unaprofundidad dada”.

Gradientes de presión de fluidos en reservorios con efectos de sobrepresión pueden ser de hasta 1 psi/ft, valor que coincide con el gradiente de presión listostática.

La explotación de yacimientos en reservorios con sobrepresiónconducen casi invariablemente a la compactación del reservorio(aumento en la subcidencia).

Módulo 8

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RESERVORIOS Y SOBREPRESIÓN DE FLUIDOS

Underpressure: es el fenómeno opuesto a la sobrepresión (muchas veces vinculado a la extracciónde hidrocarburos). Algunos autores la conciben comola fase final de reservorios que experimentaronsobrepresión. En sistemas naturales relacionado a cuencas con reservorios de gas que han sido ascendidasy consecuentemente la temperatura fue reducida.

ORIGEN DE LA SOBREPRESIÓN DE FLUIDOS EN RESERVORIOS

• 1 Vinculados a esfuerzos

• 1.1. Desequilibrio compactacional (estress por carga vertical)

• 1.2. Esfuerzos tectónicos (estress por compresiones laterales).

Sv = E. d. g (Sv presión litostática, E espesor de roca, d densidad. g gravedad)

Si parte de la presión de confinamiento es soportada por el fluido (P presión poral),

entonces la presión efectiva (Pe) sobre los contactos entre clastos es:

Pe = Sv – P

Si el sepultamiento es lento el equilibrio entre la Sv y la reducción del espacio poral puede ser mantenida. Si el sepultamiento es rápido se produce el “desequilibriocompactacional” llevando al desarrollo de porosidades anormalmente altas o fábricas anormalmente abiertas.

ORIGEN DE LA SOBREPRESIÓN DE FLUIDOS EN RESERVORIOS

• 2. Por incremento en el volumen del fluido

• 2.1. Incremento en la T (aquatermal)

• 2.2. Liberación de fluidos (agua) debido a transformacionesdiagenéticas).

• 2.3. Generación de hidrocarburos

• 2.4. Cracking de petróleo y gas.2.1. Baker (1972) incremento de 54º a 93º (recipiente sellado) la presión se incrementa en 8000 psi (incremento de volmen de sólo 1,65%). A 1000 m. originasobrepresión. Sin embargo si T aumenta, se incrementa la viscosidad, se reduce y por lo tanto mayor eliminación de fluido hacia arriba.

2.2. P.e. deshidratación de la esmectita (1% a 1,4% de agua liberada). Importanciasecundaria.

2.3. Creación de nuevos fluidos a partir de sustancia sólidas (petróleo, gas y CO2 !!).

2.4. P.e. generación de metano.

ORIGEN DE LA SOBREPRESIÓN DE FLUIDOS EN RESERVORIOS

• 3. Por movimientos de fluidos y flotación

• 3.1. Osmosis

• 3.2. Cabezas de presión hidráulica

• 3.3. Flotación debido a contrastes de densidad

3.1. Salmuera vs. Agua dulce, transferencia horizontal o vertical a través de capasemipermeable.

3.2. Reservorio/acuifero cubierto por roca sello con recarga en zonas altas (cuencasde antepais)

3.3 Principalmente flotación de petóleo y gas que es comprimido

(solo aplicable a reservorios, no extensión regional).

Módulo 8

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MECANISMOS GENERADORES DE SUBPRESIÓN (UNDERPRESSURE)1. Baja permeabilidad en zona de recarga y alta en zonas de extracción.2. Dilatancia poral (p.e. ascenso tectónico). No se aplica a rocas intensamente

diagenizadas3. Efecto termal por enfriamiento de soluciones porales (p.e. ascenso tectónico)

COMPARTIMENTALIZACIÓN DE RESERVORIOS

La segregación, dentro de un reservorio, de acumulaciones de petróleo en compartimentos caracterizados por diferentes permeabilidades, presiones

de fluidos, saturación de petróleo, u otras condiciones específicas.

Sellos estáticos: Son capaces de atrapar columnas de petróleo porconsiderable tiempo geológico.

Sellos dinámicos: Son sellos de muy baja permeabilidad que permitenel pasaje “ínfimo” de petróleo. A escala de producción son sellosefectivos.

“Reservorios mal interpretados por estar compartimentalizados han sido comunes en la industria en los últimos 30 años y resulta claro que será de gran valor aprender de los costosos errores del pasado” de Jolley et al. 2010 («Reservoir compartmentalization: an introduction» Geologcal Society of London)

COMPARTIMENTALIZACIÓN DE RESERVORIOS2 criterios de análisis: origen

TIPO CARACTERÍSTICAS OBSERVACIONES

CompartimentalizaciónEstratigráfica

Controlada exclusivamentepor cambio de facies.

Varias escalas de compartimentalización.

CompartimentalizaciónTectónica

Resultante mayormente de fallas

A menudo variación de la profundidad del contacto agua-petróleo.

CompartimentalizaciónMixta

Tanto cambio de facies como factores tectónicos controlan este tipo de compartimentalización.

Situación intermedia a las dos anteriores. En ocasiones vinculados a diapirismo de evaporitas

COMPARTIMENTALIZACIÓN DE RESERVORIOS2 criterios de análisis: escala

“nivelesde compartimentalización”

De Al-Shaieb et al. AAPG Memoir 61 (1994) Utiliza a la sobrepresión como criterio de compartimentalización.

NIVEL EXTENSIÓN OBSERVACIONES

1 Ancho de la cuenca definiendo el MCC (megacomponent complex).

De miles a decenas de kilómetros cuadrados de extensión.

2 Se restrigen a áreas específicas y comprenden determinados horizontes

Cientos de kilómetros cuadrados.

3 Se restringe a pequeños campos petroleros.

Decenas a kilómetros cuadrados

Módulo 8

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De Ainsworth (2010) Prediction of stratigraphic compartmentalization in marginal marine reservoirs. Geological Society of London.

UNIDADES DE FLUJO (Flow units)

« Es una porción mapeable de un reservorio dentro del cual las propiedades geológicas y petrofísicas que afectan el flujo de fluidos son consistentes, predecibles y diferentes de otros reservorios adyacentes» Ebanks et al. (2002) y Slatt (2007)

Dos «métodos» para su identificación y definición:

1. Análisis cualitativo de facies + cuantitativo de propiedades del reservorio

Ejemplo (de Slatt y Hopkins), 1991: 2 facies sedimentarias en abanicos submarinos (sólo teniendo en cuenta reservorios)a. Areniscas de canalb. Areniscas de lóbulos

Combinadas con las propiedades petrofísicas definen 5 unidades de flujo

Unidad de flujo

Nombre K (md) P (%) Φ medio(mm)

Φ cuellosporales

Facies

Excelente E mayor a 1000

23-34 0,18-0,30 0,01 Canales arenosos masivos

Buena G 100-1000 20-34 0,08-0,24 0,007 Canales y lóbulos arenosos masivos

PobreInterest.

Pi 0,01-1000

7-32 0,10-0,23 0,002 Interestratificadasareniscas y pelitas (canales y lóbulos)

Pobre(cemento)

Pc 0,01-1000

4-28 0,11-0,25 0,002 Canales y lóbulos arenosos muy cementados con calcita

Pobre(fino)

Pm Menor 0,01

Menor 2%

fango --- Limo y arcilla

de Slatt 2010

Módulo 8

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UNIDADES DE FLUJO (Flow units)

Segundo método

Utliliza SML (Stratigraphic Modified Lorenz plot), grafica: la acumulada de la capacidad de almacenamiento vs. la acumulada de la capacidad de flujo.

Fórmulas de Maglio y Johnson, 2000)

Acumulativa de la capacidad de flujo (khcum)khcum = k1(h1-h0)+k2(h2-h1)+…+ki(hi-hi-1)/∑ki(hi-hi-1)

Acumulativa de capacidad de almacenamiento (Φhcum)Φhcum = Φ1(h1-h0)+ Φ2(h2-h1)+…+ Φi(hi-hi-1)/ ∑ Φi(hi-hi-1)

Donde K permeabilidad (md), h espesor del intervalo muestreado y Φporosidad fraccional

ROCA GENERADORA

ROCA RESERVORIO

ROCA SELLO

TRAMPAS

EL RESERVORIO Y ELEMENTOS RELACIONADOS

ROCA SELLO

Baja K (microdarcy) Ductilidad

Presión de entrada capilar de entrada >> Presión de flotación del hidrocarburo (hacia arriba)

FRECUENTESFangolitas (mudstones)

Lutitas (Shales)Evaporitas (evaporites)

Calizas micríticasMENOS FRECUENTES

DiamictitasPiroclastitas

Niveles de endurecimiento

Módulo 8

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ROCA SELLOCausas de fugas

Efecto tectónicoSupresión de selloSistemas de fracturas sobreimpuestasSistemas de fracturas radiales

Fracturas no tectónicasTransfomación diagenética de minerales afectando al volumen de la rocaTransformación diagenética de la roca que afecta la mojabilidadAlivio por ascenso tectónico

Fuga capilar (donde Pflot+Sobrepresión excede Pentrada capilar)

Fracturación hidráulica: por dilatación de planos de debilidad preexistentes o por «fracturas hidráulicas»

Difusión (transporte molecular) para gas, probablemente de muy baja tasaJ= - Deff . Grad CbulkJ tasa de transporte por difusión, deff coeficiente de difusión efectiva y Cbulk concentración de la fase fluida del compuesto en difusión.

FUGA CAPILAR