RESUMEN DE HIDROCARBUROS Roca madre En base a química y geoquímica geoquímica se reconoce reconoce la roca dentro de la cual se forma el petróleo. Pirolisis Rock-evas: evalúan la roca generadora para saber si generó y cuanto generó. El potencial generador de una roca se hace en base a ciertos criterios para una roca pelítica: se pulveriza la muestra fresca, se realiza una combustión en ausencia de oxigeno (pirolisis) y se determina el CARBURO ORGÁNICO TOTAL , el ÍNDICE DE HIDRÓGENO y la TEMPERATURA. En Colombia de las 23 cuencas 7 son petrolíferas cuya roca madre se estableció mediante pirolisis
Cuenca Llanos: Shale cretácico Cuenca Putumayo: Shale y caliza de Villeta
1. 2.
3.1 Valle inferior del Magdalena: Magdalena: Sedimentos del Mioceno 3.2 Cuenca Catatumbo: Calizas bituminosas de la formación la Luna 3.3 Valle medio del Magadalena: Calizas bituminosas de la formación la Luna 3.4 Valle superior del Magdalena: Shale y caliza de villeta. 4. Cuenca Guajira: Solo gas, sedimentos terciarios terciarios inmaduros / rocas del mesozoico mesozoico posiblemente posiblemente hay resumaderos. 5. Cuenca Cordillera: Shale formación Villeta. 6. Cuenca Cesár (Ranchería): Shale formación molino y calizas de la formación molino.
*LA FORMACIÓN LA LUNA ES LA MÁS PROLIFERA DEL MUNDO CRITERIOS EN CAMPO 1. TEXTURA FINA: Permite la preservación de la materia orgánica 2. COLOR OSCURO: Contiene un porcentaje de materia orgánica remanente 3. DEPOSITADO EN UN AMBIENTE REDUCTOR (presencia pirita) Notas 1. Se realiza un muestreo preliminar para saber si puede ser roca generadora 2. La ANH ha estimado el potencial de 30 millones de barriles aprox 50% 3. 6 mil millones
ROCAS ALMACÉN DATO: GHAWAR (ARABIA SAUDI) es el yacimiento de petróleo más grande del mundo con 170mil * 106 barriles, está relacionado a rocas carbonatos y produce 5 millones de barriles diarios. 7mil mD’arcys de permeabilidad.
ROCA ALMACÉN O RESERVORIO Son las rocas más importantes debido a que actualmente se encuentra petróleo y son objeto de exploración para su extracción. Tiene las siguientes características: Huecos, poros, fisuras, fracturas unidas entre sí. A mayor extensión horizontal aumenta la probabilidad de que llegase a almacenar petróleo. Entre más rocas almacén existan en una secuencia litoestratigráfica mayor es la probabilidad de encontrar petróleo. • • •
•
PROPIEDADES PETROFÍSICAS 1. Porosidad: Regula el volumen de petróleo que hay, también la temperatura, presión, saturación relativa de agua y petróleo y, saturación de agua. Rocas con porosidad total no almacenan petróleo ya que no están interconectados sus poros por tanto se utiliza la porosidad efectiva debido a que los poros están interconectados =
í
∗ 100
El rango de variación de porosidad está entre el 10% y el 40% y esta afecta el cálculo de reservas y cuanto se puede extraer. El ambiente deposicional influye en la porosidad de la roca. Como es anisotrópica varía tanto horizontal como verticalmente la porosidad. Escala de porosidad de Levorsen Despreciable Pobre Media Alta Muy Alta
0-5% 5-10% 10-15% 15-20% >25%
2.
Permeabilidad: Capacidad que tiene una roca de permitir el movimiento de fluidos a través
de ella y facilitar su extracción. La permeabilidad se da en miliD’arcys. 1D’arcy= en 1 cm3 con un Cp de viscosidad pasa por 1cm 2 de sección transversal y 1cm de longitud en 1 segundo con un gradiente de 1 atm.
Lo normal es encontrar de 0,5- 5000 mD’arcy pero pueden haber yacimientos de 0,2mD como en Francia. Existe permeabilidad horizontal o paralela y vertical o transversal, sin embargo siempre se deben medir ambas.
Permeabilidad horizontal o paralela: El movimiento del fluido se hace en forma paralela a la estratificación, este tipo de permeabilidad es > que la vertical en rocas detríticas y esto obedece al proceso de sedimentación. En el dibujo se aprecia el flujo, lo coloreado en gris hace referencia a arcillas, micas que se acumulan e impiden el paso en la vertical.
Permeabilidad vertical o transversal: Los fluidos se desplazan dentro de la roca almacén de manera normal a la estratificación.
Permeabilidad y porosidad secundaria: En rocas que presentan permeabilidad y porosidad secundaria, el flujo será mayor en la vertical debido a las fisuras que se presentan.
LA POROSIDAD Y LA PERMEABILIDAD SE MIDEN EN TESTIGOS USANDO PLUGS
CARACTERÍSTICA PRIMARIAS Y SECUNDARIAS DE UNA ROCA ALMACÉN Se refiere a como la roca adquiere tanto la porosidad como la permeabilidad.
Primaria: Se adquiere en la sedimentación Secundaria: Se adquiere posterior a la formación de la roca por lo general gracias al tectonismo pero no siempre es así. La porosidad y la permeabilidad se pueden medir por métodos directos y métodos indirectos.
MÉTODOS DIRECTOS: Se trabaja directamente con la muestra, son métodos de laboratorio, se puede hacer por medio de secado-sumergido al igual que con los suelos o por medio de plugs, estos plugs se confinan en un cilindro de acero y se sella y a través de un espacio a través del cilindro se inyecta un gas inerte generalmente helio, a presión que garantice que los vacíos se llenen, el equipo mide el gas que le entra. La manipulación antes de las pruebas y los datos específicos de una zona que no son representativos de toda la formación son factores importantes que pueden arrojar datos erróneos.
Para medir la permeabilidad se hace todo igual hasta el gas lo único que cambia es que se toma el tiempo que tarda en pasar este por la muestra.
Métodos Indirectos: Son los más utilizados, corresponden a registros de pozos, dan un rango más amplio a la investigación. Registro acústico: a menor tiempo menor porosidad y por ende será más compacta. Registro neutrón: Bombardeo de neutrones se mide la recepción y se calcula la absorción. Registro Densidad: Bombardeo de rayos gama para determinar este parámetro.
PETROGRAFÍA DE LAS ROCAS ALMACÉN 1.
Rocas detríticas: (Arenas y areniscas) corresponden al 61,7% de yacimientos relacinados, y
con un volumen de reservas de petróleo del 59%. Las rocas detríticas son rocas formadas de la destrucción de rocas preexistentes, su acumulación de material durante la destrucción y una acumulación final. La longitud del transporte es importante ya que esta influye en el tamaño del grano.
Factores granulométricos 1. Tamaño: no influye en la porosidad pero si en la permeabilidad, a mayor tamaño de grano mayor permeabilidad. 2. Forma: hace referencia al grado de esfericidad (si son angulosos) y redondez, si son angulosos es > la porosidad y la permeabilidad pero sin son granos muy bien redondeados serán > los parámetros mencionados. 3. Sorting: existe una relación directamente proporcional entre la selección y la porosidad y permeabilidad, es decir a mejor selección mejor serán estos.
La curva 1 es la de mejor sorting porque existe un > % en un tamaño de grano.
Factores mineralógicos 1.
Composición mineralógica: Los minerales de interés corresponden a los minerales arcillosos, la roca almacén tiene capacidad de absorber agua. Para el caso de la montmorillonita, esta puede absorber el hidrocarburo y no dejarlo fluir o puede que se expanda y reduzca el espacio poral. La caolinita se desestabiliza al contacto con el agua , desmoronándose y decantándose en el espacio poral dificultando el paso del hidrocarburo, filtra los hidrocarburos dejando pasar los más livianos.
Se inyectan aglomerantes el depósito para endurecer el material arcilloso que es más granular e inhibir la absorción de agua en el caso de la montomorillonita. La extracción de petróleo es dificultada por el % de arcillas (mejor cuarzoarenitas).
2.
Cemento: los tipos más comunes de cemento son el silíceo que se caracteriza por una baja
viscosidad y alta movilidad, el carbonatado de mayor viscosidad pero menor movilidad y el arcilloso. Entre más intensamente esté cementado se reduce la porosidad y la permeabilidad. La formación une es uno de los objetos exploratorios importantes porque a pesar de que son rocas muy cementadas, estas presentan porosidad y permeabilidad secundaria gracias a los esfuerzos tectónicos pues el cuarzo a su vez es muy frágil. El cemento carbonatado es relleno desde afuera hacia dentro en el espacio poral debido a que los sólidos intentan retener los líquidos. De otro lado el cemento arcilloso siempre es un problema al momento de explotar ya que la producción es sucia por tanto es necesario usar aglomerantes para limpiar el petróleo.
3.
Rocas carbonatos: su origen influencia las características de las rocas:
-Precipitación química (in situ): da origen a calizas masivas con porosidad y permeabilidad secundaria por fallamientos y plegamiento. También puede originar calizas oolíticas las cuales tienen porosidad y permeabilidad primaria.
-Acumulación biohérmica: porosidad y permeabilidad primaria, puede darse de dos formas. Acumulación de caparazones de organismos marinos como los moluscos, origina calizas coquinas en las cuales se puede diferenciar en la roca de que organismo eran las conchas.
Organismos de tipo bentónicos llamados cnidarios, se desarrollan en colonias muy grandes, estos organismos segregan carbonato de calcio y este poco a poco los tapa y encima quedan otros, esto da origen a los corales. Para este caso del petróleo interesa las formas coralinas masivas tipo atolones. Cada vez que hay una secuencia de segregación quedan espacios, esos espacios cuando muere la colonia quedan incluidos dentro de la estructura calcárea y gran parte de los canales están intercomunicados.
-Destrucción de rocas carbonatos preexistentes: Mecánica: Transporte corto que da origen a calcarenitas y calciruditas las cuales tienen porosidad y permeabilidad primaria. Por tectónica de fallamiento y plegamiento las rocas carbonatos se fracturan con pocos esfuerzos, si las rocas carbonatos tienen minerales arcillosos, entonces los diferentes esfuerzos de deformación deben ser muy importantes. Sin embargo la porosidad y permeabilidad secundaria también se da por disolución, se refiere a que las fisuras se ensanchan por la disolución. Si el CaCo3 es > 90% entonces la roca es demasiado frágil.
3. OTRAS ROCAS Cap-Rock
Chert: Arcillas silicificadas, frágil a esfuerzos tectónicos; fracturamiento y fisuramiento; porosidad y permeabilidad secundaria, acumulación de petróleo.
Rocas metamórficas: prinicpalmente gneiss y cuarcitas, porosidad y permeabilidad secundaria, frágil a esfuerzos tectónicos
Rocas ígneas: Principalmente granito, origen por meteorización física, el oil migra y se acumula por porosidad y permeabilidad secundaria (basamento)
Los 2 más grandes yacimientos de este tipo son los de La Paz y La María en Venezuela.
FLUIDOS EN ROCAS ALMACÉN
Se distribuyen en la roca almacén de acuerdo a la densidad, es importante determinar los diferentes contactos para saber la ubicación de los pozos de exploración y la cantidad de petróleo.
AGUA: Fluido que se encuentra en > % dentro de la roca almacén, puede ser agua fósil la cual es la que ha estado ahí desde el proceso de sedimentación o también puede darse en forma de agua meteórica. En la roca almacén el agua puede ser libre es decir que ocupa el 100% del espacio poral debajo del contacto petróleo-agua.
Agua intersticial irreductible, es la que se encuentra rodeando los granos o espacios de la roca almacén, agua de tensión superficial, esa es el agua que se mide al correr los registros de pozos para medir el grado de saturación de petróleo. = 1 −
Saturación de petróleo = 1 – saturación de agua
PETRÓLEO Mineral líquido, combustible compuesto por hidrocarburos principalmente de características viscosas, ópticamente activo que presenta luminiscencia y decoloraciones que van desde transparente hasta negro. Se pueden individualizar más de 500 componentes. La composición química del petróleo es la que va a determinar la calidad del mismo. Químicamente al petróleo lo podemos agrupar en 4 grandes grupos 1. 2. 3. 4.
Parafínicos: CnH2n+2, son los más evolucionados, los mejores Nafténicos: CnH2n , CnH2n-2, CnH2n-4 Aromáticos: CnH2n-6, CnH2n-12, CnH2n-18, CnH2n-24 Mixtos: Parafínico-nafténico, Nafténico-Parafínico, Nafténico-Aromático.
Elemento/ Hidrocarb C H S N O
Petróleo 82-87% 11,7-14,7% 0,1-5,5% 0,1-1,5% 0,1-4,5%
Gas Natural 65-80% 1-25% Trazas-0,2% 1-15% -----------------------
Asfalto 80-85% 8,5-11% 2-8% 0-2% ------------------
PROPIEDADES FÍSICAS DEL PETRÓLEO 1.
DENSIDAD: Se habla de densidad relativa la cual varía de 0,82-0,92, cuando se dice de que
la densidad es 0,7 es liviano y de 1 es oil pesado. Se usa para comercializar el petróleo (Wti, Brent), se mide en grados API (American petroleum institute).
DENSIDAD
API
BAUME
1,0 0,9 0,82 0,77
10,0 25,2 40,3 50,4
10,0 25,0 40,0 50,0
=
,
− ,
=
ó
−
La sección señalada en la tabla de color azul es la categoría en la que se encuentra el petróleo colombiano.
2. VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO: varía de 0,5-160 mPa*seg, puede variar y esta variación es bastante sencilla, solamente con cambios de temperatura muy bajos esta viscosidad puede reducirse de manera sustancial. Se usa para calcular los diámetros de las tuberías de extracción y transporte de petróleo, el oil pesado baja su viscosidad al aumentar su temperatura entre 5-10 °C. Depende de la cantidad de gas disuelto dentro del petróleo y de la temperatura. 3. LUMINISCENCIA: El petróleo es fluorescente, en una roca se puede reconocer fácilmente el petróleo al observarla bajo luz ultravioleta. El color azul es de petróleo liviano mientras que colores amarillo-marrón son de tipo pesado. 4. PROPIEDADES ELÉCTRICAS: En algunos casos el petróleo puede pasar desapercibido y entonces se usan registros de pozos, específicamente el de resistividad ya que la característica del petróleo es que no conduce la corriente eléctrica.
GAS NATURAL Se encuentra en 3 formas
LIBRE
DISUELTA
SÓLIDA: Relacionados de agua con alta salinidad en condiciones químicas específicas.
Desde el punto de vista químico podemos encontrar el gas de 2 formas: 1. Gas seco: el 98% del gas dentro del yacimiento es metano y el 2% restante sus homólogos 2. Gas húmedo: 50% metano y el otro 50% sus homólogos Sin embargo también podemos encontrar dentro del gas natural CO2, Nitrógeno, Helio. Cuando hay un % de He alto (10%) es importante a la hora de la extracción.
ROCAS SELLO Deben tener una alta impermeabilidad, la existencia de esta me garantiza la existencia de la acumulación. Se pueden clasificar:
1. SEGÚN SU POSICIÓN ESTRUCTURAL 1.1 Sellos paralelos: Roca sello paralela a la estratificación
1.2
Sellos transversales: Relacionados a zonas de:
2.
SEGÚN SU EXTENSIÓN HORIZONTAL
2.1 2.2 2.3
Regional: se extiende a todo lo largo de una cuenca sedimentaria ( ejemplo cuenca llanos ) Zonal: restringido a uno o varios campos petrolíferos. (Zona Casanare) Local: Restringido a una acumulación o yacimiento.
Un campo está formado por varios yacimientos y una cuenca está formada por varios campos.
3.
COMPOSICIÓN LITOLÓGICA
3.1
Sellos arcillosos: Como son las más abundantes son las que actúan preferencialmente como
rocas sello. La composición mineralógica es clave para determinar si es o no un buen sello.
3.1.1 Caolinítica: estructura granular por lo tanto es la más impermeable 3.1.2 Illítica 3.1.3 Montmorillonítica: su estructura laminar hace que sea muy impermeable, debido a sus propiedades abrasivas tiene un comportamiento plástico. Aunque sea caolinita si tiene un buen espesor me puede representar una buena roca sello.
3.2
Sellos carbonatados: en cuestión de petróleo estas son las más versátiles. Su
comportamiento como roca sello depende de:
3.2.1 Tectónica: Esfuerzos que actúan y generan deformaciones, si tienen bajo grado de deformación es una buena roca sello pero si tiene un alto grado de deformación miro su mineralogía. 3.2.2 Mineralógica: Roca carbonato impura, minerales arcillosos actúan dando plasticidad y rellenando fracturas al deformarse la roca.
3.3
Sellos evaporíticos: corresponden a halita y anhidrita.
Son las rocas sellos más impermeables que existen, la existencia de estas rocas garantiza casi en un 100% la existencia de petróleo acumulado. Los grandes yacimientos del Golfo de México son de este tipo. Con 10 o 15 metros de espesor ya es bueno en este caso es decir no necesita espesores muy grandes.
4.
SEGÚN SU CAPACIDAD DE SELLAMIENTO GRUPO
CAPACIDAD DE ALMC.
PERMEABILIDAD ABSOLUTA(mD)/ PRESIÓN DE PENETRACIÓN(atm)
a b c d e
Muy alta Alta Media Baja Muy Baja
<=10-6 / >=120 10-5 / 80 10-4 / 55 10-3 / 33 10-2 / <5
En rocas arcillosas la manera directa de medir la permeabilidad es inyectando un gas inerte a una presión en el Plug hasta que pase al otro lado. Si la presión es > a120 atm y el gas no ha salido es porque tiene una capacidad de sellamiento muy alta.
