ROCA RESERVORIO O ROCA ALMACEN

GEOLOGIA DEL PETROLEO

DOCENTE: Ing. Edgar MÉNDEZ ESCOBAR

ROCA RESERVORIO

Es la roca que tiene la capacidad de almacenar fluido, en base a dos cualidades: su porosidad y permeabilidad. Además necesita una posición estratigráfica adecuada, lo que permitirá la producción de hidrocarburo gas o petróleo.

POROSIDAD

Es el porcentaje de espacios vacíos en el volumen total de la roca. La porosidad efectiva es el porcentaje de poros interconectados.

Depende de:

•selección de los granos, •La forma, •El empaquetamiento, •La cementación y el contenido de arcillas

Hipotéticamente la mayor porosidad se dará en roca que este constituido por granos esféricos y de tamaño uniforme lo que podrá tener como máximo de 47,6 %

De acuerdo con su origen la porosidad puede ser clasificada en primaria y secundaria.

La porosidad original o primaria se desarrolla durante la depositación de los sedimentos, luego la compactación y cementación la reducen. Es la porosidad intergranular en areniscas o la intercristalina en calizas.

La porosidad secundaria se desarrolla por varios procesos subsecuentes a la diagénesis de la roca. Se produce por fractura, disolución de clastos, matriz o cementos. La porosidad secundaria constituye la forma predominante o exclusiva en los reservorios de la mayoría de los yacimientos de petróleo y gas.

PERMEABILIDAD

La permeabilidad de una roca es la propiedad que permite el pasaje de fluidos sin deteriorar su estructura o desplazar sus partes.

La permeabilidad se expresa

Por la velocidad de flujo Q (cm/seg) que pasa a través de una muestra de roca cilíndrica de sección F(cm2) y de largo L (cm).

Como la velocidad de flujo depende también de la diferencia de presión P (en atmósfera) y de la viscosidad del fluido M (en centipoises), la relación es la siguiente:

El factor de proporcionalidad K es la permeabilidad, factor característico de la roca considerada. Este coeficiente de permeabilidad ha sido denominado"DARCY".

Un Darcy, es la permeabilidad que permite a un fluido de un centipoise de viscosidad pasar a través de una sección de 1 cm2 de superficie de roca a un caudal de 1 cm3 por segundo con un gradiente de presión de 1 atmósfera/segundo.

La permeabilidad está directamente afectada por el tamaño de grano. Ej.Una grava permite el paso libre a los fluidos, a medida que las partículas se hacen más pequeñas, los poros se vuelven también menores y se requiere una fuerza mayor o un tiempo mayor para mover un volumen unitario de fluido a través del sedimento.

Es el caso de las arcillas que son las rocas más porosas pero las más impermeables.

En los sedimentos de grano fino, se produce el fenómeno de adsorción, el agua se fija en la superficie del clasto y no circula. Es el caso de las arcillas que son las rocas más porosas pero las más impermeables.

Saturación.-Es la relación entre el volumen del fluido en los poros con el volumen total de los poros. 

•Sw= Saturación de agua •n= Exponente de saturación • = Porosidad•m= Exponente de cementación •a= Factor de formación para f=100% •Rw= Resistividad del agua •Rt= Resistividad de la roca a Sw

Efecto de compactaciónSe define la compactación como el proceso por la cual la porosidad de una roca se reduce por debajo del límite del agua. Este proceso esta inducido por la presión sobre los granos que se deforman irreversiblemente. Las areniscas alcanza un grado de compactación de 2 % a 25.000 K.bars de presión a una profundidad equivalente de 1000 m La reducción de la porosidad esta en función del enterramiento y es esencialmente exponencial.

La permeabilidad de una roca rara ves es igual en toda las direcciones, generalmente es mucho menor vertical que horizontal.

En el reservorio se encuentra presente tanto gas, petróleo y agua, por esta razón existe permeabilidad efectiva para cada uno estos fluidos en presencia de los otros.

La permeabilidad absoluta se da cuando hay una sola fase en el reservorio, saturando la roca completamente

La permeabilidad efectiva se refiere a los casos donde la saturación por un fluido es menor al 100 %. Los términos de saturación de agua (Kw) al petróleo (Ko) y finalmente de gas (Kg), se utilizan para caracterizar la permeabilidad relativa hacia cada uno de los fluidos precipitados.

Efectos de la diagénesis sobre la roca almacén.

AMBIENTE DE DEPOSITACION TERRIGENO

El conjunto de procesos diagenéticos se desarrolla a distintas profundidades del metamorfismo de bajo grado. Usualmente se conviene en aceptar que este límite corresponde a la zona en la que se forma el grafito, a partir de los carbones naturales, y se volatilizan los hidrocarburos.

Las areniscas pueden ser depositadas bajo ambiente netamente continental como depósito eólico, fluvial, deltaico costero y marino profundo.

Los depósitos arenosos individuales son bastantes restringidos en su geometría, pudiendo ser lenticulares, desaparecer lateralmente ya sea gradual o abruptamente a lo largo o ancho.

Dependiendo del ambiente de depositación pueden llegar atener un largo de 250 Km y espesores de 20 a 30 m y espesores promedio de 12 m.

Otro de los sedimentos que son buenos reservorios son lo conglomerados como lo demuestra los campos petrolíferos de en Alaska y los yacimientos Cretácicos de Texas (USA) .

Los reservorios son estudiados a través de registro electricos como el potencial espontaneo (SP) y rayos gama que son utilizados en el diagnostico de ambiente de depositación de los sedimentos. Estos diagnósticos son validos cuando se apoyan en criterios sedimentológicos, paleontológicos y palinológicos

Reservorio en rocas clásticas

Ambiente Eólico.- Las dunas depositadas en regiones costaneras y dunas típicas en zonas deserticas constituyen buenas rocas reservorio con buena porosidad. Sin embargo son poco frecuente, ya que no existen buenas condiciones para la depositación de roca madre en la vecindad del lugar de la formación de dunas.

Reservorio constituido por Tilitas

Se citan muy poco ejemplos de reservorios constituido en este tipo de roca, los ejemplo más característica se encuentra en Argelia, en el Norte Argentino y sur boliviano

Reservorio en areniscas fluvial

Muestran claramente un decrecimiento del tamaño del grano hacia el tope de secuencia. Normalmente se inicia con gravas o conglomerados, areniscas gruesas, arenisca media entrecruzadas, luego finas, terminando en arcillas.

El tipo de arenisca permite interpretar el ambiente de depositación tales como: barras, barras costa afuera, lo que típicamente aumenta su contenido lutitico y disminuye su tamaño de grano.

El régimen fluvial produce arenisca menos seleccionada, los sedimentos fluviales a veces contienen resto de carbón y no contiene fauna marina

Reservorio de Areniscas de Ambiente Deltaico

Los deltas se encuentran estratégicamente ubicados para contener depósitos y mezclar depósitos considerados como excelente roca madre y también roca reservorios. Por tanto conforman buenos yacimientos de petróleo y gas. Los deltas están compuesto específicamente de facies clásticas. En los deltas dominan tres tipo de procesos: procesos fluvial, procesos debido a mareas y procesos debido a oleaje.

Los deltas están compuesto de una variedad de subambientes que puede comprender desde el ambiente de planicie aluvial hasta ambiente marino profundo.

Depósitos de tipo deltaicos conforman muchos campos productivos con reservas enormes de hidrocarburos como es el caso de: Volga en Baku (ex -URSS); cuenca de Recócavo en Brasil Cuenca de Texs (EEUU); Oklahoma y Kansa, Cuenca de Mracaibo Venezuela.

Reservorios de Areniscas en Ambiente profundo

Compuesta por gruesas y monótonas secuencia de areniscas y arcillas con extensión lateral importante; deben su depositación a corrientes submarinas que provienen del frente deltaico y se denominan corrientes de turbidez . Su forma geométrica es de un abanico

Reservorios en Carbonatos Las calizas son rocas sedimentarias de la familia de los carbonatos que contiene y producen petróleo y gas en muchos yacimientos en todos los continentes. Igual que la areniscas deben poseer porosidad y permeabilidad para ser roca reservorio de petroleo y gas.

El carbonato de calcio se deposita en el agua de mar por acción de organismos como moluscos y corales.

Se precisan varias combinaciones geológicas para que un ambiente pueda producir una roca carbonatica porosa y que este próxima a la roca madre potenciales.

Para producir una roca reservorio porosa se precisa de:

•Agua agitadas, •Se necesita de sedimentos con alto contenido orgánico como de roca madre•Además de temperatura y energía solar.

Reservorio en Rocas Fracturadas.Son rocas de cualquier tipo que no tiene porosidad primaria, pero si están fracturadas. Este tipo de reservorio constituye el 10 % del total de los reservorios del Mundo

Se puede sospechar la presencia de un reservorio fracturado cuando las pruebas de formación e inclusive la prueba de un pozo, dan resultados superiores a las expectativas de una prueba de reservorio de porosidad primaria conocida.

Continuidad del reservorio

La continuidad de un reservorio es un problema que tendrá que ser resuelto a la hora de hacer cálculo de reservas.

Deberá definirse un plan de desarrollo del campo que sea económica y técnicamente aceptable.

Si el reservorio está constituido por arenisca, se deberá identificar el ambiente de depositación de la misma, lo que dará una idea sobre su geometría real (continuidad lateral).

Es también importante la continuidad vertical del yacimiento, deberá estudiarse todo los detalles del reservorio para desarrollar el campo.

Calculo de Reserva de Gas y Petróleo

Los cálculos de reservas de gas y petróleo se realiza sobre la base volumétricas (en algunos caso pueden ser transformadas en peso).

Es necesario que sean perforado varios pozos, es fundamental que con la información de estos pozos se averigüé la cota del tope del depósito en la trampa y los contactos gas-petróleo-agua y finalmente la forma del deposito en planta.

Los métodos para calcular la cantidad de petróleo que puede producir un campo son de tres clase:

1. La historia de producción de campos más antiguos geologicamente similares

2. Historia de la producción del campo durante los primeros meses.

3. Los métodos volumétricos en los que se calcula el volumen real de petróleo en la roca reservorio y se estima el porcentaje recuperable.

Los diversos métodos existentes son fundamentalmente similares, basándose para calcular la cantidad de petróleo en el grado de saturación del volumen de poros de una roca reservorio de dimisiones finitas a través de los mapas estructurales

Con el análisis de los testigos y registros eléctricos es posible hacer el cálculo de porosidad con bastante aproximación.

La interpretación cuantitativa de los registros eléctricos constituye un método independiente para el cálculo de la porosidad y porcentaje de saturación de hidrocarburo.

La cantidad de petróleo in situ no es la cantidad que será producida durante la vida útil del yacimiento. Para pasar de una cantidad a otra hay que aplicar un factor de contracción y un factor de recuperación.

El factor de contracción varia con los diferentes crudos esta usualmente entre 75±12 %. El factor de recuperación es el porcentaje de petróleo que puede ser extraído en condiciones económica sostenible durante 10,15, 20 años.

Por otro lado es posible determinar el tipo de energía capaz de empujar al petróleo para que fluya a través del pozo.

Pasos:

•Calcular el volumen de la roca reservorio (planimetría del área de cierre)

•Calculo de la porosidad en base a testigo o registro neutrónico, densidad o sónico

•Calculo de agua irreducible en el reservorio que ocupa algo de espacio en los poros. Se calcula a través de la formula de Archie que necesita de los valores de Sw (saturación de agua de formación) y Rt (resistividad verdadera de la formación

•Calculo del volumen de petróleo que puede ser recuperado en función de su viscosidad, permeabilidad de la roca al petróleo, relación Gas-Petróleo (GOR) y de la eficiencia de producción. Generalmente en los cálculos iniciales de reserva no se debe utilizar factores de recuperación por encima de 35%.

•Otro facto que debe ser tomado en cuenta sobre todo en una relación GOR alta es “El Factor Volumétrico de formación (FVF), con valores que oscilan entre 15-30% y convierte el volumen del petróleo en el reservorio, a un nuevo volumen a condiciones de temperatura y presión de superficie (STP).

La formula volumétrica es:

Petróleo Recuperable STP = A x h x Ǿ x So x R/FVF

Donde A = Area; h= espesor de la formación; Ǿ = Porosidad, So Saturación de petróleo; R 0 Factor de recuperación y FVF o Factor Volumétrico de la formación.

Las reservas obtenidas en m³, se divide por 0.159 para obtener barriles y por 5.615 para obtener Pie³

NO EN ESCALA

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ESTIMACIÓN ALTA

NO RECUPERABLES

RANGO DE INCERTIDUMBRE CRECIENTE

RECURSOS PROSPECTIVOS

ESTIMACIÓN BAJA MEJOR ESTIMACIÓN

SISTEMA DE CLASIFICACIÓN DE RECURSOS

RECURSOS CONTINGENTES

ESTIMACIÓN BAJA MEJOR ESTIMACIÓN ESTIMACIÓN ALTA

PETRÓLEO YA PRODUCIDO

PROBADAS

RESERVAS

PROBADAS MAS PROBABLES

PROBADAS MAS

PROBABLES MAS

POSIBLES

Las reservas de gas natural se calcula en la misma forma, excepto que de debe incluir en la formula volumétrica algunos términos adicionales. Se debe tomar en cuenta el “Factor de compresibilidad” (Z) que es comparable con el factor volumétrico de formación en el cálculo de reservas de petróleo. Además, el volumen de gas debe ser ajustado a condiciones STP, introduciendo en el siguiente factor:

Factor STP = Pr/Ps x Ts/Tr

Donde Ps y Ts son presiones y temperatura estándar, Pr y Tr son temperaturas y presiones del reservorio

ESTIMACIONES DE RECURSOS PETROLEROS NO DECUBIERTOS

Las estimaciones de reservas, aun en campos suficientemente desarrollados, son proclives a contener errores. Sin embargo, la estimación de estos recursos es necesaria para fines de planificación.

Un método conocido para estimar recursos aún no descubierto, se denomina “Proporción”. Se basa en la hipótesis que los niveles de producción en gran medida dependen exclusivamente en el grado de esfuerzo humano, sobre todo en la exploración en donde hay que ser más imaginativo y persistente.

El método Zapp que considera que la producción de petróleo esta en relación directa con el número de metros perforados (>densidad) , esto está obviamente en función del área que se perfora.

Otro método de cálculo es volumétrico. Se calcula el volumen de roca sedimentaria en una cuenca no explorada y se compararon el volumen de otra cuenca madura en su explotación petrolera, pero similar en su característica geológica a la primera. El requisito fundamental para la presencia de petróleo en una cuenca es la presencia de buena roca madre, reservorio y sello.