De la interpretación anterior se deduce que deberá existir una barrera necesaria
para impedir una migración, con objeto de tener una acumulación de hidrocarburos.
En algunos casos el peso de las rocas y en otros la presión hidrostática ejercida
sobre los hidrocarburos, darán la fuerza necesaria para expulsarlos a través de las
capas más porosas o fracturadas hacia regiones de más baja presión.
Fig. 9 Efecto del peso de las rocas
4. ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBUROS
Las rocas de depósito son rocas porosas capaces de almacenar gas, aceite y
agua.
Para que un depósito de hidrocarburos sea comercial debe tener suficiente
espesor y espacio poroso, con el fin de que produzca los fluidos contenidos en una
relación satisfactoria cuando se penetra al depósito a través de uno o varios pozos.
Las areniscas y las calizas son las rocas de acumulaciones más comunes.
La figura 10 muestra un yacimiento típico.
Fig. 10 Almacenamiento de hidrocarburos en arenas o areniscas
Aquí podemos observar como los tres fluidos del depósito, que son el gas, el
aceite y el agua, por tener diferentes densidades ocupan determinados espacios en
la trampa.
De esta forma los hidrocarburos migran hacia arriba a través de las rocas y a lo
largo de muchos kilómetros; inevitablemente existirá una fuerza que los impulse, y en
este caso es al agua salada quien la esta ejerciendo.
A continuación se dan las características de las rocas.
La caliza es un tipo de roca sedimentaria, rica en carbonato de calcio, que la
mayoría de las veces sirve como roca almacenadora para el petróleo.
La lutita es una roca formada por partículas finísimas de arcilla muy compactas
entre sí. Los poros entre ellos son muy pequeños para que los hidrocarburos puedan
fluir a través de los mismos.
La arenisca es una roca sedimentaria formada por granos de arena separados
por la disgregación de las rocas preexistentes. Tienen muchos poros entre sí y
normalmente con buena porosidad.
La porosidad es afectada adversamente por la compactación y cementación de
los sedimentos. En las areniscas la porosidad se debe a la mezcla de distintos
tamaños de granos y a la forma de empacarse.
A continuación se muestran dos formas de empacamiento de granos esféricos.
Figura 11.- Empacamiento de granos de arenisca
En la figura del lado derecho los granos están arriba unos de otros, mientras que
en la del lado izquierdo cada grano se apoya en dos granos inferiores. Además aquí
podemos observar que la del lado derecho tiene poros más grandes.
La compactación por sobre peso de las rocas aplastará a los granos de arena,
dando como resultado una menor porosidad.
En los carbonatos (calizas), la porosidad y la permeabilidad están relacionadas
con la sedimentación y con los cambios que han tenido lugar después de la
acumulación.
La porosidad de una roca puede cambiar por procesos posteriores, por lo que las
rocas pueden romperse y ser fracturadas por el asentamiento o movimiento de la
corteza terrestre.
Las fracturas y las juntas pueden aumentar la porosidad de una caliza.
El agua disuelve a la caliza cuando no está saturada con minerales disueltos,
fluyendo a través de la formación provocando que las fracturas y las juntas se hagan
más grandes.
Fig. 12.- Bloque de caliza mostrando las juntas y fracturas
Las corrientes subterráneas que circulan a través de los poros de una caliza
pueden aumentar mucho el tamaño de éstos al disolverse la roca. Estas corrientes
aumentarán las fracturas, las juntas y los poros.
Con referencia a la primera tabla de clasificación de las rocas sedimentarias,
descrita anteriormente, existe un proceso llamado DOLOMITIZACION que se
presenta cuando la caliza cambia a DOLOMITA. Esta roca surge del proceso
químico que sufre la caliza por el intercambio de sus partes de calcio por magnesio.
Así observamos que ciertas partículas de DOLOMITA reemplazan a las de
caliza, produciendo espacios vacíos debido a que la partícula de DOLOMITA ocupa
menos espacio que la de caliza.
Cuando muchas partículas de caliza son reemplazadas por partículas de
DOLOMITA, se forman demasiados poros o espacios entre las partículas, resultando
con esto un aumento en la porosidad, por lo que con la disolución, el fracturamiento y
la DOLOMITIZACION de las rocas, la porosidad resulta mayor que la original.
Esta porosidad original también puede disminuir cuando el agua esta saturada
con minerales disueltos, depositándolos cuando fluye por los poros de la roca.
Algunos yacimientos que originalmente tienen buena porosidad pueden llegar a
obstruirse con residuos precipitados o depositaciones, que llenarán los poros
disminuyendo la producción.
También si una roca tiene pocas aberturas o poros, éstos no estarán
comunicados, por lo que tendrán poca permeabilidad (figura 13)
Fig. 13.- Poros incomunicados
La acumulación de hidrocarburos debe tener en su parte superior e inferior una
capa de material impermeable que impida la migración del aceite hacia otras capas
superiores.
Los factores que afectan la porosidad, también afectan la permeabilidad, sin la
cual los hidrocarburos no pueden fluir, migrar o moverse a través de las rocas.
Ejemplo de esta son las lutitas, que a pesar de tener muchos poros; tienen poca
permeabilidad por lo que estas formaciones no tiene porosidad.
5. ESTRUCTURAS GEOLÓGICAS
Las principales estructuras capaces de contener hidrocarburos se clasifican en:
ANTICLINAL.-En esta estructura, también llamada domo, la acumulación de
aceite y gas es sustentada por agua en una trampa, teniendo de apoyo dos
formaciones impermeables.
Los relieves de este tipo varían entre ciento y miles de metros. Muchos de ellos
están acallados y el patrón puede ser sencillo o en extremo complejo. Algunos
depósitos de petróleo se localizan en este tipo de estructuras.
Fig. 14.- Estructura anticlinal
TRAMPAS POR FALLAS.-Fallas normales o de gravedad controlan la
producción en gran número de yacimientos. Ocurren en donde los efectos de
esfuerzos tensionales son dominantes.
Invariablemente los pozos que pasan por una falla normal perforan una sección
sedimentaria anormalmente corta (figura 15)
Fig. 15.- Falla Normal
Las fallas suelen dividir un yacimiento de depósitos separados o bloques de falla.
Estas pueden ser paralelas, como muestra la figura 16, y cruzadas para formar
trampas. También se desarrollan en grandes pliegues y pueden formar depósitos
separados en estructuras mayores.
Fig. 16.- Fallas paralelas
Las fallas inversas ocurren ordinariamente en zonas que han sufrido compresión.
Los pozos que pasan por estas fallas normalmente repiten la sección, pasando de
capas antiguas por encima de la falla a capas más jóvenes por debajo de la misma.
Este tipo de fallas sucede en flancos de montañas levantadas en donde la
compresión horizontal influye principalmente en la formación de estructuras
regionales.
Fig. 17.- Falla inversa
ESTRATIGRÁFICA.-Se le llama así a la estructura o trampa que tiene un
acuñamiento de una arena productiva atrapada por capas impermeables. Estas
discordancias o periodos de erosión seguidos de depositación llegan a formar
trampas ricas en hidrocarburos. Aunque la figura muestra una arenisca truncada, las
discordancias pueden atrapar petróleo en calizas o en dolomitas.
Fig. 18. Falla estratigráfica
a)
DE CUÑA.-Se forman cuando una arenisca porosa gradualmente se
convierte en lutita o en caliza compacta. Estos adelgazamientos pueden ser
vestigios de antiguos bancos y extenderse en muchos kilómetros a lo largo de
una faja angosta, en el límite de buzamiento, arriba de la arenisca.
Aunque son cuñas estratigráficas pueden tener pliegues y fallas influyentes
en el control de la producción.
Existen otras como la de la cuña de transplante, originada en antiguos
litorales, donde la arenas mas recientes se extienden buzamiento arriba y
cada arena es un yacimiento aparte, desarrollándose en varios rumbos,
pudiéndose extender con la producción confinada a trampas o altos
regionales.
Fig. 19.- Trampa de cuña
b)
DE CUÑA POR CAMBIO DE POROSIDAD-PERMEABILIDAD.-Esta cuña
estratigráfica ocurre donde una roca porosa y permeable cambia
gradualmente en impermeable. Frecuentemente una dolomita no porosa se
convierte en buzamiento arriba en caliza no porosa para formar la trampa.
Fig. 20.- Trampa por cambio de porosidad
ESTRUCTURAS SALINAS.-Están presentes a lo largo de la costa del golfo. El
grupo o tapón salino ha salido por entre sedimentos superyacentes. La producción
ocurre en muchas trampas diferentes donde suele haber fallas complejas.
La sal puede estar cubierta por roca caliza, yeso, azufre o anhidrita, y esta capa
de roca puede ser productiva.
Un campo de domo presenta gran variedad de trampas. En muchos la sal o roca
tapa, cuelga o sobre sale por los sedimentos invadidos. Las fallas complejas son
típicas de domos salinos y atrapan el petróleo.
Fig. 21. Domo salino
2.2 INTERPRETACION DE LA COLUMNA ESTRATIGRAFICA DE LOS
PROGRAMAS DE PERFORACIÓN
COMPOSICION ESTATIGRAFICA DEL SURESTE MEXICANO
BAHIA DE CAMPECHE
GOLFO DE MEXICO
ERA SISTEMA SERIES COMPOSICION LITOLOGICA
HOLOCENO ARENA BLANCA Y CRISTALINA DE GRANO FINO A
MEDIO, SUBREDONDEADA DE BAJA
CONSOLIDACION, FRAGMENTOS DE CONCHAS.
PLEITICENO ARENISCA GRIS Y BLANCA DE GRANO GRUESO,
FIRME Y CONSOLIDADA.
PLIOCENO ARENA/ARENISCA COMO LA DESCRITA ARRIBA,
ABUNDANTES FRAGMENTOS DE CONCHAS,
FRAGMENTOS ARCILLOSOS.
MIOCENO
SUPERIOR
MIOCENO
INFERIOR
OLIGOCENO
EOCENO
PALEOCENO
LUTITA GRIS CLARO A GRIS VERDOSO, SUAVE,
PLASTICA, MUY ARENOSA, LIGERAMENTE
CALCAREA CON FRAGMENTOS DE CONCHAS.
LUTITA GRIS, SUAVE A FIRME.
LUTITA GRIS -GRIS CLAROSUAVE A FIRME
LIGERAMENTE CALCAREA, CON TRAZAS DE
PIRITA Y CALIZA DOLOMITICA.
LUTITA GRIS VERDOSO, SUAVE A FIRME,
CALCAREA, BENTONITICA CON TRAZAS DE
CALIZA/MUDSTONE: BLANCO, SUAVE.
CALIZA/MUDSTONE, CREMA SUAVE A FIRME,
ABUNDANTE CALCITA, LUTITA GRIS, GRIS
OSCURO Y GRIS VERDOSO, PARCIALMENTE
BENTONITICA, CALCAREA, CON TRAZAS DE
CALIZA Y CALCITA.
LUTITA GRIS VERDOSO DE FIRME A DURA,
CALCAREA.
LUTITA GRIS A CAFÉ ROJIZO DURA A FIRME,
CALCAREA, TRAZAS DE LIMOLITA ROJA, FIRME,
TRAZAS DE CALIZA.
LUTITA CAFÉ ROJIZA-GRIS, DURA TRAZAS DE
LIMOLITA Y DOLOMIA.
BENTONITA: VERDE CLARO, SUAVE A FIRME.
BRECHAS
CRETACICO
SUPERIOR
CALIZA/MUDSTONE -WACKSTONE CAFÉ
TABACO, FIRME A DURA-COMPACTA,
BENTONITICA, MICROCRISTALINA, CON TRAZAS
DE BENTONITA Y MARGA.
CRETACICO
MEDIO
DOLOMIA: GRIS Y CAFÉ OSCURO DURA,
COMPACTA.
CALIZA: PACKSTONE-GRAINSTONE, TRAZAS DE
MUDSTONE, CREMA A CAFÉ, DURA CON
TRAZAS DE PEDERNAL Y FRACTURAS
SELLADAS CON CALCITA.
CRETACICO
INFERIOR
DOLOMIA/CALIZA: CAFÉ A CAFÉ CLARO, DURA
COMPACTA.
TITONIANO CALIZA/PACKSTONE-WACKSTONE: CAFÉ A
NEGRA, DURA.
KINMERIDGIANO
CALIZA/DOLOMIA: CAFÉ OSCURO, DURA A
COMPACTA, MICROCRISTALINA.
LUTITA/LIMOLITA/BENTONITA/CALIZA/ARENISCA,
ESTRATIFICACION MIXTA, SECCIONES
DELGADAS.
OXFORDIANO ARENISCA ROJIZA, FIRME DE GRANO FINO,
CONSOLIDADA POROZA.
TABLA ESTATIGRAFICA DE LA REGION NORTE
C.D. REYNOSA TAMAULIPAS
ERA PERIODO EPOCA EDAD GRUPO SUBGRUPO FORMACION ZONA
RECIENTE
PLEISTOCENO
BEAMUN
LISSIE
PLIOCENO GOLIAD
MIOCENO
LAGARTO
OAKVILLE
Bigenerina Discorbis
Textularia 13 A
Bigenerina Humblei
Cibicides carstensi
Robululus 43 A
CATAHOLUA
DISCORBIS
HETEROSTEGINA
MARGINULINA Idiomorfa
M. vaginata
M. howel
Hanzawaia hazzardi
Marginulina texana
Nonion struma
Nodosaria blanpiedi
Anomalinoides bilaterales
VICKSBURGO
T. seligi, T. warreni, T. miss
Bulimina sculplilis
Hoterolepa mexicana
JACKSON
SUPERIOR
JAKSCON
MEDIO
Marginulina cocoaensis
Bulimina jacksonnensis
Gr. Cerroazulenisis
Tr. Centrales
Hankkenina alabamensis
Textularia hockleyensis
JACKSON
INFERIOR
Textularia diobellensis
N. coockfieldensis
Nummulites moadybranchensis
YEGUA Neoeponides guyabalensis
Discorbis yeguaensis
COOK
MOUNTAIN
CROKETT
SPARTA
Ceratocaneris stellata
Ceratobulimina eximia
Operculinoides sabinensis
MOUNT
SELMAN
WECHES Textularia smithvillensis
QUEEN CITY
RECKLAW Cyclamina Caneriverensis
T. degolyeri, E. elevatus
CARRIZO CYTHERIDEA SABINENSIS
V. halcheligbeensis
V. tuberculala
SABINETOWN
PALEOCENO
ROCKDALE D. washburni
SEGUINE
MIDWAY
WILLIS POINT V. longiforma
V. midwayana
KINKAID
Tritaxla midwayensis
R. pseudocostatus
Rzhakina epigona
2.3 CLASIFICACION Y CARACTERISTICAS DE LOS YACIMIENTOS
Las acumulaciones de los hidrocarburos se encuentran en lugares denominados
ESTRUCTURAS O TRAMPAS, las cuales llegan a tener diferentes extensiones, por
lo que se les conoce como yacimientos productores.
Se entiende por yacimiento a la porción de una trampa geológica que contiene
l hidrocarburos, la cual se comporta como un sistema intercomunicado, en la que los
hidrocarburos ocupan los poros o huecos de la roca de depósito y están contenidos a
alta presión y temperatura, dependiendo de la profundidad a la que se encuentra el
subsuelo.
Los yacimientos productores se han agrupando considerando diversos factores,
por lo que surgió la siguiente clasificación:
a) Por el tipo de empuje
b) Por el tipo de roca a lmacenadora
c) Por el tipo de trampa estratigráfica
d) Por el tipo de fluidos almacenados
POR EL TIPO DE EMPUJE
Para que la energía de unos yacimientos se manifieste y fluya naturalmente el
aceite y el gas en la superficie, requiere de una energía o fuerza llamada empuje,
existen diferentes tipos como son:
EMPUJE HIDRÁULICO.-Es el más efectivo ya que como usted puede observar
en la figura 22 el agua ejerce una fuerza que hace que fluya el aceite y el gas hacia
el pozo. Una gran parte del agua se filtra sobre la corteza terrestre a través de sus
capas, formando ríos subterráneos.
La acción constante del agua en formaciones porosas y permeables ejercerá una
fuerza sobre los hidrocarburos debido a la presión hidrostática.
Como ya se menciono, es el empuje más efectivo y para mantener la presión del
yacimiento es necesario controlar y regular el flujo de los fluidos que aporte, y así,
recuperar el mayor porcentaje de producción en el sitio.
Fig. 22 Empuje hidráulico
EMPUJE VOLUMÉTRICO (por expansión de gas).-Aquí se muestra como la
expansión del gas empuja el aceite hacia el pozo. A mayores profundidades
aumentará la presión del gas y el aceite.
Existen áreas en donde se tiene pozos fluyendo por casquete de gas, lo que
significa que la fase de gas libre queda supuesta a una zona de aceite dentro de la
formación productora; conforme fluya el aceite, bajará el nivel del casquete de gas
expandiéndose la presión. Por esta circunstancia, es recomendable en este tipo de
yacimiento cuidar la energía principal evitando hasta donde sea posible su
agotamiento prematuro.
Fig. 23 Empuje volumétrico
EMPUJE MIXTO.-En este tercer tipo se combinan los dos anteriores (hidráulico y
volumétrico) siendo el flujo de hidrocarburo por gravedad hacia el pozo. Escasos
yacimientos dependen de este empuje por ser menos efectivos. El agua no interviene
en forma preponderante en este tipo, sino que comúnmente operan tanto las fuerzas
de empuje de gas como las del agua. En estudios de gabinete con base en
conocimiento y experiencia, puede analizarse justamente y resolver cuál es la fuerza
dominante.
POR EL TIPO DE ROCA ALMACENADORA
Arenas o areniscas.-Cuya porosidad se debe a la textura de los fragmentos de
materiales. Pueden ser arenas limpias o sucias, ésta con cieno, lomo, lignita,
bentonia, etc.
Calizas detríticas.-Formadas por la acumulación de fragmentos de calizas y
dolomitas.
Calizas porosas cristalinas.-La cual su porosidad se debe principalmente al
fenómeno de disolución.
Calizas fracturadas.-Que como su nombre lo indica, la porosidad es debida a la
presencia de fracturas.
Calizas oolíticas.-Cuya porosidad se debe a la textura oolítica, con intersticios no
cementados o parcialmente cementados.
POR EL TIPO DE TRAMPA ESTRATIGRÁFICA
-Estructuras como los anticlinales
-Por fallas o por penetración de domos salinos
-Estratigráficas, debido a cambios de fases o discordancias.
Desde que se formó la tierra, su corteza ha tenido movimientos hacia arriba,
hacia abajo, o bien horizontal infinidad de veces.
La mayor parte de las capas de roca no son lo bastante fuertes para resistir estos
movimientos, y por lo tanto se deforman. Esta deformación es el doblez de las capas
en forma de pliegues, como se ilustra en a figura 24.
Fig.24 Pliegues estratigráficos
Estos pliegues varían de tamaño, desde pequeñas arrugas hasta grandes arcos.
Los dobleces hacia arriba se llaman anticlinales y los dobleces hacia abajo se llaman
sinclinales.
Durante los movimientos de la tierra todas las rocas se fracturan y forman grietas.
Las capas de roca de un lado de la fractura que se desplazan en relación con otros
lados, se llaman fallas.
Fig. 25 Falla estratigráfica
2.4 CARACTERISTICAS DE UN YACIMIENTO
Yacimiento de aceite y gas disuelto. Todos los yacimientos de aceite contienen
gas disuelto cuando la presión inicial es mayor que la presión de saturación. El gas
original se encuentra disuelto en aceite.
Yacimientos de aceite, gas disuelto y gas libre. Algunos yacimiento tiene gas libre
desde el principio de su explotación, en éstos la presión inicial es menor que la
presión de saturación.
Yacimientos de gas seco. Sus condiciones originales de presión, temperatura y
composición, son tales que durante su vida productiva, el gas dentro del yacimientos
está en una sola fase, pero en la superficie se recupera en dos fases.
Yacimiento de gas húmedo. Sucede cuando las condiciones originales de
presión, temperatura y composición son tales que durante su vida productiva, el gas
dentro del yacimiento está en una solo fase, pero en la superficie se recupera en una
fase.
Yacimiento de gas y condensado. Por sus condiciones originales de presión,
temperatura y composición, en cierta etapa de su explotación, se presentará el
fenómeno de condensación retrógrada y desde luego la producción en la superficie
será en dos fases.
En yacimientos de aceite saturado, su presión es menor que la presión de
saturación y arriba de esta presión todo el gas se encuentra disuelto en el aceite
(como en los yacimientos de aceite y gas disuelto).
En yacimientos de aceite bajo saturado, la presión original es igual o mayor que la
presión de saturación. El gas presente puede estar libre (disperso o acumulado en el
casquete) y disuelto.
RESUMEN
A través del presente capítulo usted ha podido estudiar la evolución de la tierra en
las diferentes etapas por las que ha pasado, y con base en esto, la formación de las
rocas, se dividen en:
-Ígneas
-Sedimentarias
-Metamórficas
Se han revisado las dos teorías principales acerca del origen del petróleo, siendo
la más aceptada por los científicos la teoría orgánica, así como la migración de éste y
el almacenamiento de hidrocarburos en las estructuras de las rocas sedimentarias.
Ha podido identificar los tipos de trampas donde se encuentran contenido los
hidrocarburos y distinguir las fuerzas primordiales de empuje que tiene los
yacimientos, para que el gas y el aceite fluyan hasta la superficie. Recuerde que el
empuje de agua o hidráulico es el más efectivo mientras se controlen los regímenes
de flujo de los pozos explotados en cada yacimiento.
Pág. 71 - 86 del documento de origen. Esta es la versión txt del archivo MANUAL DE PERFORACIÓN publicado en http://wwwelrinconpetrolero.blogspot.com/2010/10/fundamentos-de-perforacion.html
Para ver documentos similares, ingresa el tema que requieres investigar en el cuadro de búsqueda. Sin Folder es un Buscador donde se Indexa Material Académico Selecto Periódicamente de Temas Relacionados con el Petróleo y Gas Natural.
