Universidad Simón Bolívar Decanato de Estudios de Postgrado Cátedra de Análisis de Sistemas Petroleros Tarea 1 Deyiree Agreda C.I 19.475.324
1. De los conceptos explicados en AAPG 60 y AAPG 35 a. Explique con sus propias palabras el concepto de “tiempo critico” (critical time) El momento crítico está basado en el cuadro de la historia de enterramiento de las unidades de roca en la localidad geográfica donde la roca fuente se encuentra a la máxima profundidad de enterramiento. Es el punto que mejor representa la generación migración y acumulación de hidrocarburos en un sistema petrolero. El momento crítico es usualmente cerca del final del tiempo de duración, cuando la mayoría de los los hidrocarburos hidrocarburos están migrando migrando y acumulándose acumulándose en sus trampas. Durante Durante el tiempo de preservación, preservación, los los hidrocarburos existentes son son preservados, modificados o destruidos. Este momento crítico es alcanzado cuando la carga litostatica y el gradiente geotérmico produce condiciones para que se alcance lo que se conoce como “ventana de petróleo” petróleo”, que son condiciones de presión y temperatura necesarias para la generación de hidrocarburos. Un mapa del sistema petrolífero dibujado en el momento crítico describe las relaciones espaciales entre un volumen de roca fuente y el petróleo generado por ella. El mapa muestra para cada sistema petrolífero el volumen de roca fuente madura, las acumulaciones comerciales y no comerciales descubiertas de petróleo y el contorno que encierra a ambos componentes. b. Explique de manera ilustrada y en sus propias palabras, comparando y contrastando: i. SISTEMA PETROLERO Cuando hablamos de “sistema” sistema” nos referimos a un conjunto de elementos o partes organizadas y relacionadas que interactúan entre sí para lograr un objetivo, pues de esto se trata el sistema petrolero, de un conjunto de procesos geológicos que son indispensables para que pueda existir la acumulación de hidrocarburos. La formación del hidrocarburo incluye ciertas palabras claves, que son: materia
orgánica, presión, temperatura, cientos de miles de años y los siguientes elementos esenciales que forman el sistema: o o o o
Roca Madre Roca Reservorio Roca Sello Roca de sobrecarga o soterramiento
Para que la Roca Madre sea posible ésta debe permitir la conservación temporal (cientos de miles de años) y posterior transformación de la materia orgánica en hidrocarburos. Llámese materia orgánica a la descomposición de seres microscópicos, animales y vegetales. Esta debe cumplir con tres requerimientos geoquímicos: cantidad, calidad y madurez, debe tener un porcentaje mayor a 1% de carbono orgánico y debe ser una roca de grano fino, como por ejemplo; lutita, por nombrar solo una. En cuanto a la Roca Reservorio tenemos dos palabras claves para ella, porosidad y permeabilidad. Esta debe tener continuidad lateral y vertical (de lo cual hablare más adelante, en el punto 3c). La porosidad se mide en el porcentaje de espacios vacios que hay dentro de la roca. La permeabilidad es la capacidad que tiene la roca para permitir o no el paso de fluidos a través de ella, debido a los poros interconectados. Una roca tiene permeabilidad adecuada para permitir el paso de hidrocarburos, cuando: tiene porosidad, tiene poros interconectados y los poros son de tamaño supercapilar. La Roca Sello a diferencia de la roca madre, debe ser impermeable, para así impedir que el petróleo continúe en su proceso de migración. La Roca de Sobrecarga o Soterramiento, como su nombre lo dice, se trata de de la formación rocosa supra yacente que va a producir la sobrecarga para que se den las condiciones de presión y temperatura que se requieren para que la roca madre entre en ventana de petróleo. Para que esta serie de elementos esenciales sean posibles deben ocurrir Procesos Geológicos importantes como la formación de la trampa, la generación, migración y acumulación de los hidrocarburos y la preservación en el tiempo Estos elementos descritos deben ubicarse correctamente en el tiempo y espacio para que, de esta manera, la materia orgánica incluida en una roca madre pueda convertirse en una acumulación de petróleo. La migración de los hidrocarburos se refiere al movimiento de este dentro de la roca, o bien, fuera de ella si hablamos de migración secundaria, esta migración puede ser causada por varios efectos, como por ejemplo la gravedad, los movimientos tectónicos y a la profundidad de sepultamiento, acción química o acción bacteriana. Todos los elementos brevemente descritos con anterioridad no podrían ser posibles sin la formación de la trampa, la cual es una estructura geológica que posee una determinada forma, tamaño, geometría, cierre y área de drenaje. Estas trampas
cuentan con rocas almacenadoras y rocas sello en posición tal que permiten se acumulen los hidrocarburos. Existen varios tipos de trampas, las estructurales que son pliegues anticlinales, fallas normales e inversas, domos, etc. Las trampas estratigráficas que pueden ser primarias o secundarias, Primarias: relacionadas con la morfología del depósito y con procesos acaecidos durante la sedimentación (interdigitaciones, acuñamientos, arrecifes, cambios laterales de facies). Secundarias: relacionadas con procesos postsedimentarios (cambios diagenéticos – caliza- dolomía – , porosidades por disolución, discordancias). Y las trampas mixtas que son en palabras sencillas una combinación de ambas trampas. Un sistema petrolero existe si todos estos elementos y procesos geológicos descritos con anterioridad, se producen o se piensa que tienen una oportunidad razonable o probabilidad de ocurrir.
Falla Geológica Trampa Anticlinal
Trampa Estratigráfica
Roca Sello
Roca Madre
Figura 1. El siguiente dibujo ilustra las distintas trampas que pueden formarse, la roca madre, roca sello, vías de migración y la roca almacén.
ii. PLAY Básicamente un “play” puede definirse como un conjunto de prospecciones no perforadas que deben ser evaluada para ver si contiene cantidades comerciales de petróleo. El play y el prospecto son conceptos usados por los exploradores para presentar una idea geológica que justifique la perforación de un pozo en busca de yacimientos no descubiertos de petróleo La presencia de roca almacenadora, roca sello, volumen de trampa, carga de hidrocarburos y sincronismo, se usan en la evaluación del play. Un play existe donde exista evidencia de cada uno de estos elementos esenciales, en donde se sospecha pero no se ha descubierto aún la existencia de depósitos comerciales de petróleo derivado de un volumen particular de roca fuente activa. De tal forma que en un “play “existen uno o más “Lead” geológicamente relacionados y los cual serán evaluados para su perforación y la determinación de posibles “Prospectos” o locaciones. iii. LEAD Una estructura la cual puede contener hidrocarburos recibe el nombre de “LEAD”. Es decir “LEAD” es cualquier indicación o sugerencia de la presencia de la trampa en el subsuelo que da a los geólogos una base para continuar con la exploración más a fondo. Una vez determinado los “Lead” las evaluaciones y estudios posteriores lo podrán convertir o no en un “Prospecto”. Para convertir un “LEAD en “Prospecto” perforable se deben llegar a cabo estudios geológicos y geofísicos. 2. Describa de manera ilustrada los sistemas petroleros de la Cuenca de Maracaibo (AAPG 60, Cap. 29, AAPG 35, Blaser p. 229 en adelante) incluyendo carta de eventos para cada uno que se haya identificado. Dos asociados al Cretácico, uno al Terciario. En la sección bi se describió detalladamente lo que es un sistema petrolero, ahora bien, para continuar con esta asignación debemos definir lo que es una carta de eventos. La carta de eventos de un sistema petrolífero es un cronograma a la escala del tiempo geológico que muestra la relación temporal de los elementos esenciales y los procesos, y muestra el tiempo de duración y el tiempo de preservación del sistema.
Figura 2. Sistema petrolífero definido en la Cuenca de Maracaibo, Roca Madre Grupo Orocue. El sistema ilustrado en la Figura 2 constituye al grupo Orocue al Suroeste del lago de Maracaibo la generación, migración y acumulación ocurren en el climax del levantamiento andino (Plioceno) el cual termina de separar completamente las cuencas de Maracaibo y Barinas-Apure, con la formación de todo sistema estructural que incluye la reactivación de estructuras antiguas e involucra inclusive el basamento ígneo-metamórfico. La principal roca yacimiento es la secuencia clástica paleogena (Figura 3. Tabla de Eventos), que presenta un momento crítico actual Litología
Figura 3. Tabla de Eventos, Terciario. Cuenca del Lago de Maracaibo
Figura 4. Sistema Petrolífero definido en la Cuenca del Lago de Maracaibo, roca Madre Formación la Luna. En la Figura 5, se observa el sistema petrolero generado a partir de la Formación la Luna en el subsuelo adyacente al noreste del Lago de Maracaibo (Fig. 4). La generación ocurre al noreste durante el Eocenos Tardío, hacia el suroeste, entrampándose en yacimientos cretácicos y eocenos, especialmente hacia el alto de Icotea. El momento crítico, donde alcanza el máximo de probabilidades de acumulación, se encuentra en el límite Eocenos Oligoceno (Fig. 5)
Figura 5. Tabla de Eventos, Cretacico y Terciario. Cuenca del Lago de Maracaibo
Figura 6. Sistema Petrolífero definido en la Cuenca de Maracaibo Formación La Luna. El sistema de la Figura 6, está constituido por la Roca Madre Cretácica (Principalmente la formación la Luna) en la mayor parte de la actual Cuenca Hidrográfica del Lago de Maracaibo, que en algunas áreas alcanza condiciones de sobre madurez. La generación, la migración y la acumulación ocurren en pleno levantamiento andino, llenando yacimientos prácticamente a lo largo de toda la columna estratigráfica. El momento crítico se ubica en nuestros días. Este sistema constituye el evento de hidrocarburos para los yacimientos terciarios, particularmente en las estructuras de los campos de la region occidental del Lago de Maracaibo, campos de Urdaneta, Lama-Icotea y los de la costa oriental del Lago de Maracaibo.
Figura 5. Tabla de eventos de la Cuenca de Maracaibo. Cretácico Medio y Terciario
3. Del capítulo 2 de AAPG 60 a. Compare y contraste sistemas sobrecargados y sistemas sub-cargados Uno de los factores que genéticamente influyen en la génesis de un Sistema petrolero es la “Carga”. Se define como “Carga “al volumen de hidrocarburos disponible para el entrampamiento. Y “volumen de carga” es igual al volumen de hidrocarburo generado en el área de drenaje de una trampa menos el volumen de hidrocarburo perdido a través del proceso de migración. El termino “carga regional” es usado para representar el volumen total de petróleo que genero una roca madre madura, para su entrampamiento. Toda esta terminología se usa para que con métodos determinísticos se realicen cálculos volumétricos para predecir la cantidad de hidrocarburo presente en un Prospecto o “play”. Con el fin de realizar en forma más simple toda esta parafernalia se ideo un índice conocido como índice potencial de roca madre “SPI” y se define como la cantidad máxima de hidrocarburo (en toneladas métricas) que puede generar una columna de roca madre que yace bajo un metro de superficie. En base a este índice se realiza una clasificación genética de los sistemas petroleros según su índice SPI sea normal o alto se considerara cargado o sobrecargado y si es bajo se considerara subcargado. Clasificación preliminar del SPI o índice potencial de roca madre. De esta forma los sistemas petroleros que se presenten un índice SPI alto o moderado se consideran potencialmente rentables en términos económicos Claro estos índices se deberán correlacionar con un mapa de madurez termal para la verificación de su potencial generador de hidrocarburo. b. Compare y contraste sistemas de alta y baja impedancia Otro factor que influye en la génesis de un sistema petrolero es el estilo de entrampamiento, de este dependerá la existencia o no de hidrocarburo en un área determinada. En base a este factor se establece una clasificación que es la siguiente: Sistema de alta impedancia. Este estilo de entrampamiento está caracterizado por un sello (roca) con continuidad lateral acompañado de un grado de deformación estructural de moderada a fuerte. Sistema de baja impedancia. Este estilo de entrampamiento es caracterizado con un alto grado de continuidad lateral del sello acompañada de un bajo grado de deformación estructural, o por un bajo grado de continuidad lateral junto a un grado alto o bajo de deformación estructural. En este último caso mencionado la deformación estructural es irrelevante debido que al tener poca continuidad del sello esto conlleva a una pérdida del hidrocarburo por dispersión vertical. c. Compare y contraste sistema drenados lateral y verticalmente Los estilos de migración de un sistema petrolero son tectónicamente controlados por las estructuras y por las fábricas estratigráficas presentes en la
cuenca. De tal forma que según los patrones de migración que presente un sistema petrolero este se clasificara como drenado verticalmente o drenado lateralmente. Un sistema petrolero drenado lateralmente requiere de un sello con continuidad lateral yaciendo sobre una amplia y permeable unidad de reservorio, una débil a moderada deformación estructural y una ininterrumpida rampa homoclinal. El drenaje vertical está asociado a un alto o moderado grado de deformación estructural capaz de producir una brecha que produzca la fuga del hidrocarburo hacia estratos superiores a través de su sello. Aunque un sello continuo es vital para el drenaje lateral en el drenaje vertical este juega un papel tan importante como en el primero. Los sistemas petroleros que presentan este tipo de drenaje generalmente se encuentran en profundidades someras y presentan bajo grados API esto es debido a la degradación que sufre en su migración vertical.
