02 Factores Geológicos

FACTORES GEOLÓGICOSFACTORES GEOLÓGICOS

Factores GeológicosFactores Geológicos

CLASIFICACIÓN BASICA DE ROCAS

TIPOS DE ROCAS

OCURRENCIA Y PRODUCCIÓN

PROPIEDADES FÍSICAS DE LA ROCA

FLUIDOS DEL RESERVORIO

CLASIFICACIÓN BÁSICA DE ROCAS

Existen dos grupos principales de rocas sedimentarias que se clasifican en base a su origen:

• Las rocas sedimentarias de tipo detrítico.

• Las rocas sedimentarias de tipo químico.


TIPOS DE ROCASLos tres tipos de rocas que tienen particular importancia en la producción de hidrocarburos son:

• Areniscas

• Carbonatos:

* Calizas (CO3Ca)

* Dolomitas [(CO3)2 Ca.Mg]

• Lutitas (“shale”)


Dos de las rocas mencionadas (las areniscas y los carbonatos - calizas y dolomitas) son porosas y permeables y contienen la mayoría de los hidrocarburos en el mundo.

ARENISCASARENISCASSon de origen detrítico y tienen una estructura Son de origen detrítico y tienen una estructura clástica. Las partículas son de varias capas y clástica. Las partículas son de varias capas y medidas, unidas entre sí por un tipo de material medidas, unidas entre sí por un tipo de material cementante tal como la sílice. La cementación no cementante tal como la sílice. La cementación no llena todos los poros o espacios entre los granos, llena todos los poros o espacios entre los granos, dejando a lo sumo un espacio poral del 30 %.dejando a lo sumo un espacio poral del 30 %.


Cuarzo

Mica Espacio poral (en blanco)

Carbonato

Materiales arcillosos

CARBONATOSCARBONATOS“CALIZAS”“CALIZAS”

Son de origen químico, ya sea inorgánico o bioquímico. Su Son de origen químico, ya sea inorgánico o bioquímico. Su estructura puede o no ser clástica. Las calizas orgánicas se estructura puede o no ser clástica. Las calizas orgánicas se han formado por granos muy finos y pequeños de calcita que han formado por granos muy finos y pequeños de calcita que han precipitado en aguas de mar o lagos. Las calizas han precipitado en aguas de mar o lagos. Las calizas bioquímicas se han formado por la acumulación de restos de bioquímicas se han formado por la acumulación de restos de fósiles marinos y vegetales vivientes. Estas calizas resultaron fósiles marinos y vegetales vivientes. Estas calizas resultaron de la precipitación de carbonatos de calcio.de la precipitación de carbonatos de calcio.


Oolito calcáreo

Calcita

Dolomía

Cuarzo

CARBONATOSCARBONATOS

“DOLOMITAS”“DOLOMITAS”

Son de origen químico inorgánico y su estructura puede Son de origen químico inorgánico y su estructura puede o no ser clástica. Las dolomitas contienen carbonato de o no ser clástica. Las dolomitas contienen carbonato de magnesio formado por el reemplazo de calcio en las magnesio formado por el reemplazo de calcio en las calizas por el magnesio del agua salada. La mayoría de calizas por el magnesio del agua salada. La mayoría de las dolomitas tienen alta resistencia y poca habilidad las dolomitas tienen alta resistencia y poca habilidad para adherirse. Cuando han estado a altos esfuerzos de para adherirse. Cuando han estado a altos esfuerzos de confinamiento, frecuentemente se han roto formando confinamiento, frecuentemente se han roto formando grandes sistemas de fracturas y fisuras. Alrededor de grandes sistemas de fracturas y fisuras. Alrededor de estos sistemas se han creado porosidades secundarias estos sistemas se han creado porosidades secundarias para entrampar los hidrocarburos.para entrampar los hidrocarburos.


LUTITASLUTITAS

Las lutitas (“Shales”) son una variación de rocas Las lutitas (“Shales”) son una variación de rocas sedimentarias formadas por sedimentos de granos muy sedimentarias formadas por sedimentos de granos muy finos. Se han formado por la consolidación de arcillas, finos. Se han formado por la consolidación de arcillas, lodos y limo. Son esencialmente no-porosas e lodos y limo. Son esencialmente no-porosas e impermeables y constituyen por excelencia rocas- capas impermeables y constituyen por excelencia rocas- capas que contienen los reservorios.que contienen los reservorios.


OCURRENCIA Y PRODUCCIÓN

60 %

35 %

5 %Otras

Areniscas

Carbonatos

Como se indica, los reservorios de petróleo y gas se encuentran en areniscas y carbonatos. Es importante notar que a pesar de que las areniscas ocurren en un 35% (casi el doble de los carbonatos), los carbonatos producen casi el doble (60%) de lo producido por las areniscas (35 %).


Esquistos (shales) 45 %

Areniscas 35 %

Carbonatos 20 %

ProducciónOcurrencia en el mundo



La porosidad de un material se define como la fracción del volumen total de la roca no ocupada por el esqueleto mineral de la misma. La porosidad, que se mide en porcentaje (%), es la característica física más conocida de un yacimieto de petróleo. Determina los volúmenes de petróleo o gas que pueden estar presentes, y todas las operaciones de recuperación se basan en la determinación de su valor.

(Volumen total de la roca - Volumen de los granos) Porosidad (%) = 100 Volumen total de la roca

POROSIDAD


• Porosidad Absoluta:

es el porcentaje de espacio total con respecto al volumen total de la roca sin tener en cuenta si los poros están interconectados entre sí o no.

• Porosidad Efectiva:

es el porcentaje de espacio poroso intercomunicado con respecto al volumen total de la roca. Por lo tanto es una indicación de la conductividad a los fluidos, aunque no una medida de ellos necesariamente. Depende de varios factores litológicos (tamaño y empaque de los granos, cementación, meteorización y lixiviación, cantidad y clases de arcillas, y estado de hidratación de las mismas).


• La porosidad primaria:

resulta de los vacíos que quedan entre los granos y los fragmentos minerales después de que se acumulan como sedimentos.

• La porosidad secundaria:

resulta por la acción de agentes geológicos tales como lixiviación, fracturamiento o fisuración que ocurren después de la litificación de los sedimentos.

Tanto en las areniscas como en los carbonatos (calizas y dolomitas) pueden presentarse ambas porosidades: primaria y secundaria. En las areniscas predomina la porosidad intergranular (primaria), mientras que en los carbonatos predomina la porosidad secundaria (fracturas y fisuras).



La permeabilidad de una roca puede definirse como la conductividad de la roca a los fluidos o la facultad que la roca posee para permitir que los fluidos se muevan a través de los poros interconectados. Si los poros de la roca no están interconectados no existe permeabilidad.

PERMEABILIDAD

La característica de permeabilidad (k) de un medio poroso es el resultado de un descubrimietno empírico realizado por el famoso hidrólogo francés Darcy (1856). Dicha característica relaciona proporcionalmente el caudal de flujo con el área expuesta, la diferencial de presión en la dirección de flujo y la viscosidad del fluido. Darcy trabajó con un sólo fluido (agua) de viscosidad unitaria.


PROPIEDADES FÍSICAS DE LA ROCAPERMEABILIDAD

La Ley de Darcy, generalizada para un fluido homogéneo y determinada viscosidad es:

q = A k p +

gh)LLa constante de proporcionalidad “k”, en milidarcys o, menos

frecuente, en Darcys, o permeabilidad absoluta o específica (permeabilidad cuando la saturación del medio consiste de 100 %

del fluido en movimiento), es una propiedad específica que caracteriza al medio poroso.


PERMEABILIDAD

La permeabilidad efectiva a un fluido determinado es la conductividad del medio poroso a ese fluido en un estado determinado de saturación. Es obvio que la presencia de varias fases de fluidos dentro de un medio poroso reduce la capacidad de flujo al fluido presente, por consiguiente las permeabilidades efectivas son siempre menores que las permeabilidades absolutas o específicas. (Ref. permeabilidades medidas en laboratorio y/o permeabilidades obtenidas de ensayos de pozos).

La permeabilidad relativa es la relación o razón entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta o específica y se expresa en forma fraccional.


Existen permeabilidades relativas y efectivas a los fluidos que generalmente se encuentran en los yacimientos: petróleo, gas y agua. Las permeabilidades efectivas se representan por ko, kg y kw, y las permeabilidades relativas se representan por kro, krg y krw.

SATURACIÓN Y HUMECTABILIDAD

La segregación de fluidos en la red porosa de la roca reservorio es una función de la saturación de fluidos así como de las características de humectabilidad de los fluidos presentes.

Desde el punto de vista de humectabilidad, la roca reservorio puede ser oleófila (humectada por petróleo) o hidrófila (humectada por agua).

PetróleoAgua

Roca oleófilaRoca hidrófila

PERMEABILIDAD RELATIVA YPERMEABILIDAD RELATIVA YSATURACION DE FLUIDOSSATURACION DE FLUIDOS

0

20

40

60

80

100

0

SATURACION DE AGUA, %

PE

RM

EA

BIL

IDA

D R

EL

AT

IVA

, %

Ko

Kw


Existen tres fluidos básicos encontrados Existen tres fluidos básicos encontrados en los reservorios, cada uno puede variar en los reservorios, cada uno puede variar en su composición, cantidad, etc.:en su composición, cantidad, etc.:

* Petróleo crudo* Petróleo crudo* Gas natural, y* Gas natural, y* Agua* Agua


FLUIDOS DEL RESERVORIO

FLUIDOS DEL RESERVORIOFLUIDOS DEL RESERVORIO

+ PETRÓLEO CRUDO:+ PETRÓLEO CRUDO:

La composición del crudo depende de la edad, La composición del crudo depende de la edad, fuente y localización. Se clasifican en tres tipos fuente y localización. Se clasifican en tres tipos básicos:básicos:* Crudos parafínicos (livianos).* Crudos parafínicos (livianos).* Crudos asfalténicos (pesados).* Crudos asfalténicos (pesados).* Crudos de mezclas de los anteriores.* Crudos de mezclas de los anteriores.



+ GAS NATURAL: + GAS NATURAL:

Está siempre asociado con los fluidos del Está siempre asociado con los fluidos del reservorio. El estado o condición del gas reservorio. El estado o condición del gas depende de la presión y de la temperatura. depende de la presión y de la temperatura. Cuando estos son elevados el gas tiende a Cuando estos son elevados el gas tiende a permanecer en solución (disuelto) en el permanecer en solución (disuelto) en el crudo. Cuando la presión y temperatura crudo. Cuando la presión y temperatura disminuyen, luego de alcanzar el punto de disminuyen, luego de alcanzar el punto de saturación, el gas tenderá a salir de la saturación, el gas tenderá a salir de la solución y resultará en gas libre.solución y resultará en gas libre.



+ AGUA: + AGUA:

Está siempre asociada en la mayoría de los Está siempre asociada en la mayoría de los reservorios. Existen dos tipos básicos: 1) el reservorios. Existen dos tipos básicos: 1) el agua connata, que está remanente en los agua connata, que está remanente en los espacios porales durante la formación de espacios porales durante la formación de las rocas y 2) el agua subsecuente que las rocas y 2) el agua subsecuente que circula a traves de las rocas reservorio. Esta circula a traves de las rocas reservorio. Esta agua tiende a acumularse debajo de las agua tiende a acumularse debajo de las capas de petróleo y gas.capas de petróleo y gas.


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