YACIMIENTOS

¿QUE ES UN YACIMIENTO?

Los yacimientos de hidrocarburos son trampas subterráneas compuesta por una roca porosa y permeable que puede almacenar cantidades comerciales de petróleo y gas de sus espacios porosos. En toda trampa el punto mas alto es la cresta de culminación y el limite inferior o punto de derrame es el cierre o sello.

TIPOS DE YACIMIENTOS

Se clasifican en:1. Basada en la configuración de las trampas geológicas.

2. Según el diagrama de fases de presión y temperatura.

3. Según el tipo de hidrocarburos.

4. según el tipo de empuje.

5. Clasificación de los yacimientos cercanos a la superficie.

CLASIFICACIÓN BASADA EN LA CONFIGURACIÓN DE TRAMPAS

GEOLÓGICAS

Desde el punto de vista geológico se utilizan las formas físicas de las estructuras o estratos impermeables que limitan la roca de yacimiento donde los hidrocarburos quedan entrapados.

Según varios autores, existen diversas formas de entramparse el petróleo:

i. Deformación local de estratos

ii. Variación de porosidad

iii. Reducción de permeabilidad

Wilhelm por su parte, señala los siguientes tipos:

i. Trampas convexas

ii. Trampas permeables

iii. Trampas por acuña miento

iv. Trampas salinas

TRAMPAS ESTRUCTURALES

Las trampas estructurales se deben a procesos posteriores

al deposito de los sedimentos.

3 formas básicas de una falla estructural :anticlinal,falla y domo

salino

Los anticlinales son las mas faciles de

detectary contienen ¾ partes de las reservas

del petroleo

La fallas en virtud del dezplazamiento de las

capas ofrecen una barrera abrupta a la

migracion de los hidrocarburos

El domo salino formado por una masa de

cloruro de sodio, en general de forma

cilindrica.

En un yacimiento tiene por tope una roca o

capa impermeable y su geometria permite la

acumulacion de hidorcarburo.

Esta capa denominada roca sellante o sello.

ESTRUCTURA ANTICLINAL

ESTRUCTURA EN UNA FALLA

ESTRUCTURA EN UN DOMO SALINO

TRAMPAS ESTRATIGRÁFICAS

Son aquellas en donde el factor principal que la origina es la perdida de permeabilidad y porosidad de la roca yacimiento debido a un cambio litológico.

Según los procesos de su evolución, las trampas estratigráficas se subdividen en dos grandes grupos:

Locales.

Regionales.

Al primer grupo pertenecen las arenas que rellenan los canales fluviales, las arenas de medanos, las barreras de arenas que se sedimentan a lo largo de una costa y los arrecifes calcáreos compuestas de algas corales.

Las primarias son aquellas donde la porosidad de las rocas por ellas conformadas de la mismas que la adquirieron en el momento de su formación.

Las secundarias son las que ocurren como consecuencia de modificaciones posteriores a la formación de la roca.

TRAMPAS MIXTAS

Este tipo de yacimiento de hidrocarburos puede estar formado por la combinación de dos o mas trampas estructurales y estratigráficas y en variedades modalidades, cuya geometría es el resultado de una combinación de procesos tectónicos y cambios en la litología.

CLASIFICACION SEGÚN EL DIAGRAMA DE FASES DE PRESION Y TEMPERATURA

Según los diagramas de fases de presión y temperatura, los yacimientos de hidrocarburos se clasifican en cuatro tipos:

Yacimiento de gas o de una sola fase gaseosa.

Yacimientos de puntos de rocíos o de condensado retrogado.

Yacimientos de punto de burbujeo, subsaturados o de gas disuelto.

Yacimientos con capa de gas o yacimientos saturados.

Yacimiento de gas o de una sola fase gaseosa: si la temperatura del yacimiento es mayor a la temperatura cricondentermica de la mezcla de hidrocarburos.

Yacimientos de puntos de rocíos o de condensado retrogrado: si la temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura crítica y menos que la temperatura cricondentermica.

Yacimientos de punto de burbujeo, subsaturados o de gas disuelto: si la temperatura del yacimiento es menor que la temperatura critica de la mezcla de hidrocarburos.

Yacimientos con capa de gas o yacimientos saturados: si la mezcla de hidrocarburos se encuentran dentro de la envolvente de la región de dos fases.

CLASIFICACION SEGÚN EL TIPO DE HIDROCARBUROS

Para designar los fluidos de yacimientos, utilizan términos de uso corriente como bitumen, petróleo pesado, petróleo negro, petróleo volátil, gas condensado, gases húmedos y gases secos. Sin embargo no tienen límites precisos de aplicación, por lo tanto resultan difícil emplearlos en las áreas de transición entre petróleo volátil y gas condensado o entre petróleo volátil y petróleo negro.

Yacimientos de petróleo

Es una mezcla de hidrocarburos que se encuentra en estado líquido, en condiciones de yacimientos se conoce como petróleo crudo.

Se subclasifica en dos tipos según el liquido producido en la superficie, los cuales son:

Petróleo crudo de baja merma o petróleo negro: generalmente produce en la superficie una razón gas- petróleo de 2000 PCN/BN o menos.

Petróleo crudo de alta merma o volátil: son fluidos muy livianos que se presentan en estado líquido en el yacimiento, puesto que la temperatura de este es muy cercana a la temperatura critica del fluido.

Yacimientos de gas

Es una mezcla de hidrocarburos que se encuentra en estado gaseoso en el yacimiento, se clasifica en:

Gas condensado o retrogrado: que son los que producen líquidos GAS de color claro o sin color en la superficie, con gravedad API por encima de los 50° y RGP de 8000 a 70000 PCN/BN.

Gas húmedo: es el cual contiene normalmente componentes de hidrogeno más pesados. La expresión de gas húmedo no significa que el gas es mojado por agua, sino que el gas contiene algunas moléculas de hidrocarburos más pesados que, en condiciones de superficie, forman una fase liquida.

Gas seco: cuando se produce una relación gas- petróleo, la cual es mayor que 100,000 PCN/BN, se le denomina gas seco o gas natural. Consiste fundamentalmente de metano con poca cantidad de etano y pequeños porcentajes de otros componentes de hidrocarburos más pesados.

CLASIFICACION SEGÚN EL TIPO DE EMPUJE

La cantidad de petróleo que puede ser desplazada por la energía natural asociada al yacimiento varía con el tipo de yacimiento. Los yacimientos se clasifican en cinco categorías según la principal fuente de energía, y son:

Yacimientos con empuje por agua.

Yacimientos con empuje por gas en solución.

Yacimiento con empuje por capas de gas.

Yacimiento con expansión de la roca y de los fluidos.

Yacimientos con drenaje por gravedad.

Yacimientos con empuje por aguaTiene una conexión hidráulica entre él y una roca porosa saturada con agua, y se le denomina acuífero, que puede estar por debajo de todo el yacimiento o de parte de él.

El agua en un acuífero esta comprimida, pero a medida que la presión del yacimiento se reduce debido a la producción del petróleo se expande y crea una invasión natural de agua con límite de yacimiento acuífero.

Yacimientos con empuje por gas en solución

El petróleo crudo bajo ciertas condiciones de presión y temperatura en los yacimientos puede contener grandes cantidades de gas disuelto. La eficiencia de este mecanismo de empuje depende de la cantidad de gas en solución, de las propiedades de la roca y del petróleo, de la estructura geológica del yacimiento.

Yacimiento con empuje por capas de gas

Cuando un yacimiento tiene una capa de gas muy grande. Los yacimientos con capa de gas muy grande no se consideran como buenos candidatos por la inyección de agua, se utiliza la inyección de gas para mantener la presión dentro de la capa.

Yacimiento con expansión de la roca y de los fluidos

Cuando un petróleo crudo es subsaturado cuando contiene menos gas que el requerido para saturarlo a la presión y la temperatura del yacimiento. Un yacimiento subsaturado se puede identificar por los datos de presión del yacimiento realizando un análisis de sus fluidos mediante un comportamiento pVT.

Yacimientos con drenaje por gravedad

Puede ser un método primario de producción en yacimientos de gran espesor que tienen una buena comunicación vertical y en los que vienen un marcado buzamiento.

CLASIFICACION DE LOS YACIMIENTOS CERCANOS A LA SUPERFICIE

A estos yacimientos se les conoce como afloramientos o yacimientos someros e incluyen esencialmente las acumulaciones de hidrocarburos semilíquidos y solidas que han perdido sus componentes gaseosos por evaporación y experimentan alteraciones químicas y físicas de mayor y menos grado.

Este tipo de acumulaciones abarcan los menes, los bitúmenes sólidos en forma de filones y venas, las areniscas o calizas bituminosas.

PARÁMETROS A EVALUAR EN EL YACIMIENTO

Estratificación.

Continuidad del yacimiento.

Espesores.

Distribución de fluidos.

Temperatura del yacimiento.

Volumen total del yacimiento.

EstratificaciónEs la propiedad que tienen las rocas sedimentarias de disponerse en capas o estratos, desde la mas antigua hasta la mas joven tomando en cuenta el tamaño de los granos de los sedimentos.

Continuidad del yacimientoEn la mayoría de los campos petrolíferos no existe un yacimiento único de gran continuidad lateral con distribuciones uniformes de porosidad y permeabilidad.

Espesores La mayoría de los yacimientos tienen varios estratos debido a las variaciones que existieron durante el ambiente en que se depositaron los sedimentos.

Los diferentes tipos de espesores utilizados en la industria del petróleo son:

• Espesor bruto.

• Espesor neto productivo.

• Espesor neto petrolífero.

Distribución de fluidosLos fluidos existentes en un yacimiento son: el agua y los hidrocarburos en estado liquido (petróleo) o en estado gaseoso (gas natural).

Temperatura del yacimientoLa magnitud del gradiente geotérmico promedio de una cuenca petrolífera esta directamente relacionada con el flujo de calor de la tierra que mide el aumento de la temperatura de la tierra con profundidad, y es aproximadamente 1.4°F/100pies.

Un gradiente geotérmico bajo da lugar a que la primera formación de petróleo ocurra a niveles relativamente profundos, pero esto, a su vez, ocasiona que la ventana de petróleo se amplia. En contraste, si el gradiente geotérmico es alto, el rango de profundidad de la ventana será estrecho, lo que indicara la formación temprana de petróleo.

Volumen total del yacimientoEn un yacimiento se consideran dos tipos de volumen de roca:

El volumen bruto

El volumen neto.

El primero se refiere a todo el volumen de la roca que contiene hidrocarburos o no (zonas de lutitas no petrolíferas); mientras que el volumen neto se refiere solo al volumen que contiene hidrocarburos.

Para calcular el volumen bruto del yacimiento se utiliza la siguiente ecuación:

Donde A es el área del yacimiento y h el espesor.