Módulo 8 EL RESERVORIO Y ELEMENTOS RELACIONADOS ROCA GENERADORA ROCA RESERVORIO ROCA SELLO TRAMPAS. ROCAS MADRE - El ambiente depositacional -

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1 EL RESERVORIO Y ELEMENTOS RELACIONADOS ROCA GENERADORA ROCAS MADRE Existe una roca madre en la cuenca? 1. La cantidad de M.O. presente en las rocas (TOC) 2. Su calidad (Tipo de kerógeno) 3. Su madurez (reflectancia de vitrinita y pirólisis T max.) ROCA RESERVORIO ROCA SELLO TRAMPAS TIPO Roca generadora potencial Roca generadora efectiva Roca generadora relíctica Roca generadora agotada CARACTERÍSTICA Contiene suficiente MO para generar hidrocarburos Idem pero existen evidencias de campo degeneración de hidrocarburos Roca que ha dejado de generar debido a enfriamiento termal durante alzamiento tectónico, pero aún preserva suficiente M.O. Idem anterior pero ya no puede generar hidrocarburos debido a consumición de la M.O. o sobremaduración. ROCAS MADRE - El ambiente depositacional - Abundante producción de materia orgánica (comparar bancos rojos). Un ambiente de baja energía que permita la depositación y acumulación de la M.O. Condiciones reductoras y sepultamiento relativamente rápido que permitan la preservación de la M.O. VALORES UMBRALES DE TOC PARA ROCAS PRODUCTORAS ROCA TOC (%) Luititas (productoras) 2,2 2,5 % (0,9%) Calizas (productoras) 0,7-0,5 % (0,7-0,8%) Lutitas calcáreas 1,8-2,0% Los valores entre paréntesis indican los valores promedios de MO en las rocas correspondientes sean estas productoras o no. CALIFICACIÓN TOC LUTITAS TOC CALIZAS Pobre < 0,5% < 0,2% Escasa 0,5 1% 0,2 0,5% Buena 1,0-2,0% 0,5 1,0% Muy buena 2,0-5,% 1,0 2,0% Excelente 5% > 2% 1

2 LAS ETAPAS A Y B: LA FORMACIÓN DEL KERÓGENO CALIDAD DE LA MATERIA ORGÁNICA: EL KERÓGENO C A B D El principio de la preservación selectiva: Philp and Calvin (1976). Productos altamente susceptibles a la biodegradación : carbohidratos (productos de biodegradación muy solubles en agua), proteínas (peptidos+aminoácidos---- CO 2, agua y N). Productos refractarios a la biodegradación : biopolímeros alifáticos (cutículas y paredes de esporas de algas, algunas esporas y granos de polen). Kerógeno (del griego productor de cera ) es una sustancia compleja formada por largas cadenas de carbono e hidrógeno con átomos de oxígeno, nitrógeno y azufre asociados a anillos heterocíclicos. El peso molecular medio es de 3000 y su fórmula empírica aproximada es C 200 H 300 SN 5 O 11 (Zhenglu, 1985). El kerógeno es normalmente insoluble en solventes orgánicos, mientras que el bitumen sí. COMPOSICIÓN DEL KERÓGENO Tipo 1 (kerógeno sapropélico) derivado de esporas, algas planctónicas y algo de materia animal fuertemente degradada por acción bacteriana. Tiene alto H/C (usualmente entre 1,3 y 1,7) y poco O (O/C<0,1). Común en cuencas de agua dulce. Tipo 2 : mezcla de algas, organismos marinos y detritos de plantas transportados. Resulta un tipo transicional entre el 1 y el 2. Tiene relatvamente alta relación H/C y baja O/C (aunque más que el Tipo 1 pues incluye cetonas y ácidos carboxílicos). Es el tipo dekerógeno más común en cuencas marinas y el más común fuente de petróleo. Tipo 3 (kerógeno húmico): derivado de plantas terrestres (lignito, tanino, celulosa), tiene baja relación inicial H/C y alta O/C. Durante la maduración genera abundante agua y metano. La mayoría de los carbones se forman a partir de kerógeno tipo 3. Frecuentemente continental parálico. Tipo 4 (kerógeno residual: derivado de M.O: descompuesta en forma de hidrocarburos aromáticos policíclicos. H/C < 0,5. No tiene potencial de generación de petróleo. 2

3 ROCAS MADRE Existe una roca madre en la cuenca? 1. La cantidad de M.O. presente en las rocas (TOC) 2. Su calidad (Tipo de kerógeno) 3. Su madurez (reflectancia de vitrnita y pirólisis T max.) TIPO Roca generadora potencial Roca generadora efectiva Roca generadora relíctica Roca generadora agotada CARACTERÍSTICA Contiene suficiente MO para generar hidrocarburos Idem pero existen evidencias de campo degeneración de hidrocarburos Roca que ha dejado de generar debido a enfriamiento termal durante alzamiento tectónico, pero aún preserva suficiente M.O. Idem anterior pero ya no puede generar hidrocarburos debido a consumición de la M.O. o sobremaduración. S 1 S 2 S 3 S 4 La Pirólisis y el TOC Hidrocarburos libres presentes en la muestra antes del análisis Volumen de hidrocarburos formados durante la pirólisis CO 2 producido durante XXX del kerógeno Carbono residual de la muestra Si S 1 >>S 2 considerar migración o contaminación Estima el potencial remanente degeneración Más importante en ocas calcáreas C residual con poco o ningún potencial de generación de hidrocarburos. TOC = [0.082(S 1 + S 2 ) + S 4 ]/10 derivado de la pirólisis no de LECO OTROS MÉTODOS PARA EVALUAR LAS CARÁCTERISTICAS DE LA MATERIA ORGÁNICA ESTUDIO DEL KERÓGEO INDICE DE HIDRÓGENO (HI) INDICE DE OXÍGENO (OI) PALINOFACIES Tmax INDICE DE MADURACIÓN TÉRMICA (TAI) REFLECTANCIA DE LA VITRINITA INDICE DE PRODUCCIÓN (PI) MIGRACIÓN DEL PETRÓLEO Primaria: Expulsión del fluido de la roca madre Secundaria: Migración de la fuente a un reservorio siguiendo un patrón simple o complejo. Incluye también la migración dentro del reservorio. Terciaria: Migración desde el reservorio o la roca madre a la superficie (también dismigración) Remigración: Migración desde una posición dentro de un reservorio a otra o bien a otro reservorio. ATENCIÓN hay una marcada diferencia entre terciaria y remigración. Porqué se produce la migración? Cómo se produce la migración? 3

4 Por qué se produce la migración? Por un gradiente de presión inducido por la compactación ++ Por gradientes de presión inducidos por reacciones diagenéticas + Por expansión debido a cambios de fase + Por gradientes químicos Remigración Expansión termal Cómo se produce la migración? Las condiciones de migración primaria son un poco diferentes a las de migración secundarias FACTORES QUE DETERMINAN LOS GRADIENTES EN LA MIGRACIÓN 1. Compactación de las pelitas: Las pelitas pueden tener valores de porosidad depositacional (fluido poral) de hasta un 70%. Si bien el fluido poral asciende con respecto a su posición original, desciende con respecto a la superficie depositacional. 2. Deshidratación de arcillas expandibles: Ciertas arcillas como por ejemplo montmorillenita, bentonitas etc. durante la diagénesis liberan agua a los poros aumentando la presión poral. Otras reacciones diagenéticas también liberan agua. 3. Expansión debido a cambio de fase: Pasamos de kerógeno a petróleo y a gas aumentando la entropía del sistema. Además, disminuye el peso molecular de los HCs, con lo que la movilidad es mayor, y puede incluso aumentar tanto la presión intersticial que cause abundante microfracturación para liberar la presión de los poros. 4. Gradientes químicos: Se produce difusión controlada por concentraciones de hidrocarburos disueltos en el agua (delimitada importancia). 5. Expansión termal: Una fuente de calor externa o un gradiente geotérmico anómalo favorecen la migración del petróleo y el gas. 4

5 Cómo se produce la migración? SITUACIÓN A- EL PETRÓLEO ES ASISTIDO EN SU MIGRACIÓN POR AGUA B- EL PETRÓLEO MIGRA EN FORMA SEPARADA PROCESO - Flotación S+ - Solución de petróleo o gas en agua * - - Solución de moléculas * orgánicas aún no totalmente transformadas en petróleo en agua *. - Formación de micelas en el agua * - - Emulsión de petróleo * - - Como una fase separada* + - Solución de gas en petróleo (o viceversa)* - Cambio de fase S Ref: * Principalmete primaria, S secundaria, + más eficiente menos eficiente MECANISMOS DE MIGRACIÓN PRIMARIA El paso del petróleo desde la roca madre hasta la roca almacén se conoce como migración primaria 1. Difusión como una fase continua: el HC se mueve aprovechando fracturas y contactos entre formaciones rocosas como una fase independiente, dentro de una water-wet matriz. 2. Movimiento en disolución: parte del petróleo es soluble en agua y por lo tanto podría viajar en disolución con ésta. El problema es que en zonas someras la solubilidad es muy baja y en zonas profundas el tamaño del poro se reduce tanto que dificultaría los procesos de solubilidad. 3. Formación de burbujas de HCs: estas burbujas viajarían en inmiscibilidad líquida con el agua. 4. Formación de coloides y micelas de HCs: se produce una orientación de las moléculas de los HCs de tal modo que la parte hidrofóbica quede protegida por la parte hidrofílica. MECANISMOS DE LA MIGRACIÓN SECUNDARIA 1. Flotación: El petróleo flota sobre la columna de agua y asciende debido al gradiente de presión (la fuerza de flotación es función de las diferencias de densidades agua-petróleo y al alto de la columna de hidrocarburos). Cuando alcanza una zona de baja permeabilidad inclinada se desplaza en forma inclinada con una fuerza de flotación proporcional al ángulo de ascenso. 2.Cambio de fase por variación de T: Al aumentar T aumenta la fuerza de flotación del hidrocarburo porque su densidad decrece más rápidamente que la del agua. Si la T es suficientemente alta el hidrocarburo puede pasar a fase gaseosa. 3. Cambio de fase por variación de P: Un aumento en P decrece la fuerza de flotación porque la densidad del hidrocarburo se incrementa más rápidamente que la del agua. S la variación en P es suficientemente importante la fase de hidrocarburo gaseoso puede pasar a líquida. 4. Gradientes hidrodinámicos: Se combina con la flotación de hidrocarburos y controla los patrones de disposición de éstos. F=h.g(dw-dp) F: fuerza de flotación h: alto columna petróleo G: ac. Gravedad Dw: densidad agua sub. Dp: densidad petróleo sub 5

6 Cambio de fase por variación de T y P A: Calentamiento durante la etapa de prerift B: Aumento de presión en cuenca de antepaís FACTORES OPUESTOS A LA MIGRACIÓN PRIMARIA 1. El tamaño de los poros: pelitas < 62 mic. y el tamaño poral promedio varía entre 1 nanometro y 15 micrones (efecto tamiz). A B (Momper, 1978) Entonces, necesitamos microfracturación? McKenzie (1987) y Gluyas (2004), pelita 2%-3% de P. y tamaño poral entre 3 y 4 micrómetros la mayoría de los componentes moleculares del petróleo pueden circular sin necesidad de microfracturación. En debate. EL RESERVORIO Y ELEMENTOS RELACIONADOS ROCA GENERADORA ROCA RESERVORIO ROCA SELLO TRAMPAS 6

7 ROCAS RESERVORIO Un reservorio es una unidad rocosa de subsuelo que contiene petróleo, gas y/o agua en proporciones variables. Los fluidos arriba señalados se alojan en los espacios porales de la roca generados tanto por porosidad primaria como secundaria (tipos de porosidad!!!). Los espacios porales se encuentran interconectados permitiendo que el fluido se mueva a través del reservorio (gargantas porales!!!). La red poral del reservorio forma patrones característicos (porofacies!!!) cuya caracterización e interpretación puede ser de gran valor tanto desde el punto de vista ingenieril como geológico. ROCAS RESERVORIO Deben tener alta P para permitir el almacenamiento y alta K para hacer posible el movimiento de los fluidos. a. Rocas muy bien seleccionadas granulométricamente que muestran alta porosidad primaria remanente. b. Rocas que han sufrido procesos diagenéticos a resultado de los cuales se ha producido importante desarrollo de porosidad secundaria. c. Rocas naturalmente fracturadas. Para a: Areniscas eólicas poco o parcialmente cementadas, barras costeras, depósitos de point bar. Para b: areniscas que han sufrido parcial o total disolución de clastos inestables p.e. fragmentos liticos, o del cemento o de a matriz. RESERVORIOS Y SOBREPRESIÓN DE FLUIDOS Los fluidos alojados en los poros del reservorio estan sujetos a una cierta presión llamada presión de reservorio o presión de formación. La presión de formación en condiciones normales próxima al contacto petóleo-agua se aproxima a la presión hidrostática de una columna de agua salada a la profundidad considerada. Algunos valores: 1. agua marina salinidad 55,000 ppm, gradiente de presión aproximado psi/ft (0,51pwsi/ft), 2. El gradiente de presión hidrostática del agua dulce es de psi/ft aproximadamente. RESERVORIOS Y SOBREPRESIÓN DE FLUIDOS Como hemos visto en muchos reservorios existe una transferencia de la presión litostática a la hidrostática y entonces el yacimiento muestra condiciones de sobrepresión, cualquier presión que exceda la presión hidrostática de una columna de agua salina a una profundidad dada. Gradientes de presión de fluidos en reservorios con efectos de sobrepresión pueden ser de hasta 1 psi/ft, valor que coincide con el gradiente de presión listostática. La explotación de yacimientos en reservorios con sobrepresión conducen casi invariablemente a la compactación del reservorio (aumento en la subcidencia). 7

8 RESERVORIOS Y SOBREPRESIÓN DE FLUIDOS Underpressure: es el fenómeno opuesto a la sobrepresión (muchas veces vinculado a la extracción de hidrocarburos). Algunos autores la conciben como la fase final de reservorios que experimentaron sobrepresión. En sistemas naturales relacionado a cuencas con reservorios de gas que han sido ascendidas y consecuentemente la temperatura fue reducida. ORIGEN DE LA SOBREPRESIÓN DE FLUIDOS EN RESERVORIOS 1 Vinculados a esfuerzos 1.1. Desequilibrio compactacional (estress por carga vertical) 1.2. Esfuerzos tectónicos (estress por compresiones laterales). Sv = E. d. g (Sv presión litostática, E espesor de roca, d densidad. g gravedad) Si parte de la presión de confinamiento es soportada por el fluido (P presión poral), entonces la presión efectiva (Pe) sobre los contactos entre clastos es: Pe = Sv P Si el sepultamiento es lento el equilibrio entre la Sv y la reducción del espacio poral puede ser mantenida. Si el sepultamiento es rápido se produce el desequilibrio compactacional llevando al desarrollo de porosidades anormalmente altas o fábricas anormalmente abiertas. ORIGEN DE LA SOBREPRESIÓN DE FLUIDOS EN RESERVORIOS 2. Por incremento en el volumen del fluido 2.1. Incremento en la T (aquatermal) 2.2. Liberación de fluidos (agua) debido a transformaciones diagenéticas) Generación de hidrocarburos 2.4. Cracking de petróleo y gas Baker (1972) incremento de 54º a 93º (recipiente sellado) la presión se incrementa en 8000 psi (incremento de volmen de sólo 1,65%). A 1000 m. origina sobrepresión. Sin embargo si T aumenta, se incrementa la viscosidad, se reduce y por lo tanto mayor eliminación de fluido hacia arriba P.e. deshidratación de la esmectita (1% a 1,4% de agua liberada). Importancia secundaria Creación de nuevos fluidos a partir de sustancia sólidas (petróleo, gas y CO2!!) P.e. generación de metano. ORIGEN DE LA SOBREPRESIÓN DE FLUIDOS EN RESERVORIOS 3. Por movimientos de fluidos y flotación 3.1. Osmosis 3.2. Cabezas de presión hidráulica 3.3. Flotación debido a contrastes de densidad 3.1. Salmuera vs. Agua dulce, transferencia horizontal o vertical a través de capa semipermeable Reservorio/acuifero cubierto por roca sello con recarga en zonas altas (cuencas de antepais) 3.3 Principalmente flotación de petóleo y gas que es comprimido (solo aplicable a reservorios, no extensión regional). 8

9 COMPARTIMENTALIZACIÓN DE RESERVORIOS La segregación, dentro de un reservorio, de acumulaciones de petróleo en compartimentos caracterizados por diferentes permeabilidades, presiones de fluidos, saturación de petróleo, u otras condiciones específicas. Sellos estáticos: Son capaces de atrapar columnas de petróleo por considerable tiempo geológico. Sellos dinámicos: Son sellos de muy baja permeabilidad que permiten el pasaje ínfimo de petróleo. A escala de producción son sellos efectivos. MECANISMOS GENERADORES DE SUBPRESIÓN (UNDERPRESSURE) 1. Baja permeabilidad en zona de recarga y alta en zonas de extracción. 2. Dilatancia poral (p.e. ascenso tectónico). No se aplica a rocas intensamente diagenizadas 3. Efecto termal por enfriamiento de soluciones porales (p.e. ascenso tectónico) Reservorios mal interpretados por estar compartimentalizados han sido comunes en la industria en los últimos 30 años y resulta claro que será de gran valor aprender de los costosos errores del pasado de Jolley et al («Reservoir compartmentalization: an introduction» Geologcal Society of London) COMPARTIMENTALIZACIÓN DE RESERVORIOS 2 criterios de análisis: origen TIPO CARACTERÍSTICAS OBSERVACIONES Compartimentalización Estratigráfica Controlada exclusivamente por cambio de facies. Varias escalas de compartimentalización. COMPARTIMENTALIZACIÓN DE RESERVORIOS 2 criterios de análisis: escala nivelesde compartimentalización De Al-Shaieb et al. AAPG Memoir 61 (1994) Utiliza a la sobrepresión como criterio de compartimentalización. Compartimentalización Tectónica Compartimentalización Mixta Resultante mayormente de fallas Tanto cambio de facies como factores tectónicos controlan este tipo de compartimentalización. A menudo variación de la profundidad del contacto agua-petróleo. Situación intermedia a las dos anteriores. En ocasiones vinculados a diapirismo de evaporitas NIVEL EXTENSIÓN OBSERVACIONES 1 Ancho de la cuenca definiendo el MCC (megacomponent complex). 2 Se restrigen a áreas específicas y comprenden determinados horizontes 3 Se restringe a pequeños campos petroleros. De miles a decenas de kilómetros cuadrados de extensión. Cientos de kilómetros cuadrados. Decenas a kilómetros cuadrados 9

10 De Ainsworth (2010) Prediction of stratigraphic compartmentalization in marginal marine reservoirs. Geological Society of London. UNIDADES DE FLUJO (Flow units) «Es una porción mapeable de un reservorio dentro del cual las propiedades geológicas y petrofísicas que afectan el flujo de fluidos son consistentes, predecibles y diferentes de otros reservorios adyacentes» Ebanks et al. (2002) y Slatt (2007) Dos «métodos» para su identificación y definición: Unidad de flujo Nombre K (md) P (%) Φ medio (mm) Excelente E mayor a 1000 Φ cuellos porales Facies ,18-0,30 0,01 Canales arenosos masivos Buena G ,08-0,24 0,007 Canales y lóbulos arenosos masivos 1. Análisis cualitativo de facies + cuantitativo de propiedades del reservorio Ejemplo (de Slatt y Hopkins), 1991: 2 facies sedimentarias en abanicos submarinos (sólo teniendo en cuenta reservorios) a. Areniscas de canal b. Areniscas de lóbulos Combinadas con las propiedades petrofísicas definen 5 unidades de flujo Pobre Interest. Pobre (cemento) Pobre (fino) Pi 0, Pc 0, Pm de Slatt 2010 Menor 0, ,10-0,23 0,002 Interestratificadas areniscas y pelitas (canales y lóbulos) ,11-0,25 0,002 Canales y lóbulos arenosos muy cementados con calcita Menor fango --- Limo y arcilla 2% 10

11 Segundo método UNIDADES DE FLUJO (Flow units) Utliliza SML (Stratigraphic Modified Lorenz plot), grafica: la acumulada de la capacidad de almacenamiento vs. la acumulada de la capacidad de flujo. Fórmulas de Maglio y Johnson, 2000) Acumulativa de la capacidad de flujo (khcum) khcum = k 1 (h 1 -h 0 )+k 2 (h 2 -h 1 )+ +k i (h i -h i - 1 )/ k i (h i -h i-1 ) Acumulativa de capacidad de almacenamiento (Φhcum) Φhcum = Φ 1 (h 1 -h 0 )+ Φ 2 (h 2 -h 1 )+ + Φ i (h i -h i - 1 )/ Φ i (h i -h i-1 ) Donde K permeabilidad (md), h espesor del intervalo muestreado y Φ porosidad fraccional EL RESERVORIO Y ELEMENTOS RELACIONADOS ROCA GENERADORA ROCA RESERVORIO ROCA SELLO TRAMPAS ROCA SELLO Baja K (microdarcy) Ductilidad Presión de entrada capilar de entrada >> Presión de flotación del hidrocarburo (hacia arriba) FRECUENTES Fangolitas (mudstones) Lutitas (Shales) Evaporitas (evaporites) Calizas micríticas MENOS FRECUENTES Diamictitas Piroclastitas Niveles de endurecimiento 11

12 ROCA SELLO Causas de fugas Efecto tectónico Supresión de sello Sistemas de fracturas sobreimpuestas Sistemas de fracturas radiales Fracturas no tectónicas Transfomación diagenética de minerales afectando al volumen de la roca Transformación diagenética de la roca que afecta la mojabilidad Alivio por ascenso tectónico Fuga capilar (donde Pflot+Sobrepresión excede Pentrada capilar) Fracturación hidráulica: por dilatación de planos de debilidad preexistentes o por «fracturas hidráulicas» Difusión (transporte molecular) para gas, probablemente de muy baja tasa J= - Deff. Grad Cbulk J tasa de transporte por difusión, deff coeficiente de difusión efectiva y Cbulk concentración de la fase fluida del compuesto en difusión. FUGA CAPILAR 12