2.2 sistema petrolero

7/23/2019 2.2 Sistema Petrolero

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2.2 Sistema Petrolero


OBJETIVO

Proporcionar al participante un conocimientobásico sobre los elementos y procesos que

conforman un sistema petrolero.


TEMARIO

1. Roca generadora

2. Roca almacén

3. Roca sel lo4. Tr am pa

5. Migración y sincronía




DEFINICIÓN

El SISTEMA PETROLERO

"MAQUINA NATURAL DE HACER PETROLEO"

El s is te ma p et ro le ro es u n s is tema n atural , q ue inc lu ye tod os los elemen to s yprocesos geológicos esenciales para queun yacimiento de aceite y/o gas exista enla naturaleza.

El sistema petrolero se estudiacomo un modelo dinámico, donde intervienenvariasentradas a la cuenca sedimentar ia (sedimentos , mater ia orgánica), ocurre su

t ran sforma ción (d iag én es is , c atag én es is ), y s e g en era el ac ei te y /o g as , q uefinalmente puedeacumularse en unatr ampapetrolera.


DEFINICIÓN

L os el em ent os cl av e q ue

def inen la existencia de un

s is tema p etr ol er o s on l as

rocas generadoras,

almacenadora, sello, trampa

y el sepultamiento necesario

para la generac ión térmica

de los hidrocarburos.

Elementos que deben

c om par ti r l as ap ro pi ad as

relaciones espacio-

temporales para permitir que

los hidrocarburos se

acumulen y se preserven”.

S i s t e m a P e t r o l e r o

(Guzmán V, Holguín Q, 2001)SLB


Roca generadora:

Es una roca sedimentar ia de grano f ino que en condiciones naturalesha generado y desprendido suf ic ientes HC s como para formar unaacumulación comercial.

ROCA GENERADORA




CONDICIONES IDEALES PARA LA FORMACIÓN DE ROCAS GENERADORAS

• Alta productividad biológica dentro o hacia el sitio de la cuenca desedimentación.

• Condiciones anóxicas en el ambiente de sedimentación.

• Tasas de sedimentación altas.

• Precipitación de sedimentos de grano fino.

De acuerdo con estas condiciones los ambientes de sedimentaciónmás favorables para la formación de rocas generadoras son:

• Lagos anóxicos

• Deltas

• Ambientes marinos

ROCA GENERADORA


La mayoríade los sedimentos acumulados en el mar,sobretodo los deg ran o f in o, c on ti en en g ran c an ti dad d e m at er ia o rg án ic a q ue f uet ranspor tada junto con el sed imento o que se precipi t ó a la muerte deorganismos que vivían en el entorno.

A dist int as prof undi dades, en los sedim ento s viven bacter ias y hong osque al morir forman parte de l a materi a orgáni ca que se p uedetransformar en petróleo.

ROCA GENERADORA

Materia Orgánica Kerógeno Gas Aceite Gas


La roca generadora debe ser enterrada a una profundidad sufic iente(más d e 1000 m ) par a qu e l a mat er ia o rg áni ca c on teni da p ued amadurar hasta convertirse en aceite y/o gas.

Es n ec es ar io q ue l a r oc a g en er ad or a s e en cu en tr e d en tr o d e u na

Cuenca Sedimentaria que sufraprocesos de subsidencia (hundimientop or s u p ro pi o p es o) y en ter ram ien to , c on u n ap or te s uf ic ien te d esedimentos; esto l imitael número de cuencas en el mundo quet ieneninterés petrolero al 50% de las existentes.

ROCA GENERADORA




Roca Almacenadora

Involucra el espacio poroso entre partículas, a los poros por solución y/o alas fracturas.

La porosidad y permeabilid ad están influenci adas por las característicastexturales de los sedimentos y los cambios diagenéticos.

ROCA ALMACÉN


• Buenos Almacenes típicos:

1. Arenis cas

2. Calizas (Fracturadas, Vugulares, Orgánicas, Oolíticas,Dolomitizadas, Cársticas, etc.)

3. Dolomías.

ROCA ALMACÉN


Según Pettijohnet al. 1987

ROCA ALMACÉN




ROCA ALMACÉN


CLASIFICACIÓN DE LAS ROCAS CARBONATADAS SEGÚN

DUNHAM 1962

ROCA ALMACÉN


4X, LN –N II

C

Cp

F

fg

fg

C

Cp

RISP

Int. Productor: 3038-3040m Aceite: 31m3/día

Gas: 5941m3/día

Plioceno Inferior Secuencia3.89 m.a.

T U P I L C O – 1 2 9

N – 3, Fgto. 33

3095 – 3104 m

Arena Arc ósic a

LíticaPorosidad: 25%

ROCA ALMACÉN




Arcos aPorosidad: 25% Aceite Neg ro 35.5° API

Plioceno Inferior Secuencia 3.89 m.a.

E L G O L P E - 78

N – 1, Fgto. 5

3552 –3561 m

ROCA ALMACÉN

© 2006Weatherford. All rights reserved.Cantrell, D.L. and others (2001), Saudi Aramco Journal of Technology, Spring 2001, p. 26-38

Fotomicrografíasde dolomíasde la zonasuperior

Arab-D, campo Ghawar, Arabia Saudita.

Este campo gigante tiene 450 kilometros de largo

Fotomicrografía de lámina delgada de

dolomita de la zona superior en un pozo de

Ghawar..

Fotomicrografía de lámina delgada de dolomía

de la zona superior en un pozo de Ghawar

ROCA ALMACÉN


Ejemplos de porosidadsecundaria formada por l aacc ión de karst if icac ión bajod iscordanc ias subaereas en

las Bahamas

Beach, D. K. (1995), AAPG Memoi r

63, p. 1-33

ROCA ALMACÉN




To do s l os d ep ós it os s ed im en tar io s, t ien en u na c om po rt am ien to n o

homogéneo causada por la d is tr ibución en t iempo y espac io de fac ies

s ed im en tar ias (“ ar qu it ec tu ra” ), y p or c om pac tac ió n, d ef or mac ió n,

cementación y naturaleza de los fluidos que rellenen los poros.

After Web er, 1986

Ejemplo de varios

niveles (ordenes) de

heterogeneidad en un

yacimiento fluvial

ROCA ALMACÉN


Roca Sello

Se consi dera roca sel lo aquel tipo de r oca q ue es impermeabl e y conporosidad baja,si llega a tener poros estos son de tamaño subcapilar.

ROCA SELLO

La efectividad de los sello s puede ser examinada en

términos de su:

-Litología

-Ductibilidad

-Espesor

-Continuidad Lateral


ROCA SELLO

Son litologías impermeables:

Hidratos de gas

Sal y anhidrita

Lutitas

Carbonatos compactos

Limolita y areniscas bien cementadas




Downey, 1984

Litología Ductibilidad

Sal Más dúctil

Anhi dri ta

Lutitas ricas en organismos

Lutitas

Limos arcillosos

Lodos calcáreos

Pedernal Menos dúctil

ROCA SELLO

Las rocas sel lo generalmente son l i to logías dúc ti les lateralmentecontinuas.


Sello diagenético en rocas calcáreas

Formación Smackover,

Walker Creek field.

Sello regional constituido por

lutitas calcáreas del KS,Pozo Chaya-1, N-1

ROCA SELLO


ROCA SELLO




ROCA SELLO

►La capacidad del sello(presión de entrada) controla

la cantidad de HC’s quepueden ser atrapados.

►Una roca sello debe teneruna presión capilar deentrada suficientemente altapara detener la fuga de losHC’s.

Fugro- Robertson


Roca Almacén

Roca Sello

Roca Almacén

Roca Generadora Migraciónde Hidrocarburos

Gas

Gas

Trampa

Aceite

Aceite

Trampa

Una trampa es un rasgo geol ógico q ue permi te l aacumulación del pet ró leo que migra y su preservaciónpor un ciertointervalo de t iempo.

TRAMPA


Elementos de la trampa

Una trampa requiere de la existencia de varios elementossimultáneamente:

1. Almacén (Reservorio)

2. Sell o

3. Área de baja presión

4. Ci er re

Para una acumulación se debe añadir otro elemento…

5. Hidrocarburos.

TRAMPA




TRAMPA

Principales características de una trampa trampas

Fugro- Robertson


CLASIFICACION DE TRAMPAS

Trampas Combinadas

Trampas EstructuralesPor Pliegues anticlinales.

Contra Falla normales, inversas,laterales

Domos.

Trampas Estratigráficas Primarias

Secundarias

Truncación

TRAMPA


TRAMPA

Trampas Estructurales

Pliegue

Fugro- Robertson




TRAMPA

Trampas Estratigráficas

Fugro- Robertson


TRAMPA

TrampasCombinadas

Fugro- Robertson


TRAMPA

Fugro- Robertson




EVIDENCIAS DE LA MIGRACIÓN

Presencia de chapopoteras.

Presencia de escapes de gas.

Acum ulac ion es de

hidrocarburos en rocas sincontenido de materia orgánica.

Aceit es qu ímicament esemejantes en una serie dereceptáculos sobrepuestos.

MIGRACIÓN


MIGRACIÓN

Consideraciones volumétricascuantitativas, ya que existenyacimientos con volúmenesmuy gr andes.

Explotación de hidrocarburossin bombeo.

EVIDENCIAS DE LA MIGRACIÓN


FACTORES QUE GOBIERNAN LA MIGRACIÓN DELPETRÓLEO

Porosidad efectiva de las rocas.

Grado de saturación de las rocas.

Peso específico, viscosidad y cantidad de gas.

La migración es favorecida por fuertes pendientes en losestratos, por las discordancias angulares y por el fracturamiento.

Mojabilidad.

Tamaño de la garganta del poro.

MIGRACIÓN




MIGRACIÓN


Diámetro de poro en lutitas, nm

P o r o s i d a d d e l a l u t i t a ( % )

3

Peso específico, viscosidad

El tamaño promedio de los poros en laslutitas es de ~3 nm, (algunos puedenser de más de 100 nm) por lo que l oscíclicos pueden migrar con ciertafacilidad con porosidad de las lutitas de10% (o menos) a más de 6,000 m deprofundidad.

MIGRACIÓN


Mojabilidad.

SLB

MIGRACIÓN




SLB

MIGRACIÓN


MIGRACIÓN SECUNDARIA

Una vez expulsados de la Roca Generadora, los fluidos se muevenmás libremente por Flotación (Empuje).

Los HC´s son más ligeros qu e el agua y por ende son capaces dedesplazar el agua hacia abajo y movers e hacia arriba.

La magnitud de la flotación es proporcional a la Diferencia deDensidades entre el agua y la fase de HC´s, así como tambiéndependerá del tamaño de los Gló bulos o Cadenas de HC sexpulsados.

Contraria a la flotación, es la Presión Capilar de Entrada oresist encia a que los HC´s pasen a través de una garganta de poro.

MIGRACIÓN


MIGRACIÓN

Resistencia = Presión Capilar

Tamaño de la Garganta de poroRoca-Fluido = MojabilidadFluido-Fluido = Tensión interfacial

Fuerza de Empuje = Flotación

Densidad del Agua y aceite Altur a del fi lamento de HC’s (Columna)

F > R Migración

R > F Entrampamiento (sello)

Fugro- Robertson




FOCOS DE GENERACIÓN Y RUTAS DE MIGRACIÓN

REGIÓN DE

CRESTAS

DIAPÍRICAS

DE ARCILLA

CRESTADIAPIRICADE ARCILLALIMITE W

DELOSDIAPIROSDIRECCIÓN

DEMIGRACIÓNDENTRO DELMESOZOICODIRECCIÓNDEMIGRACIÓN ALA BASEDELA ARCILLADIRECCIÓN DEMIGRACIÓN ASOCIADA ALAS FALLASNORMALESDELNEÓGENO.

FOCOSDEGENERACIÓN

MIGRACIÓN


SINCRONIA


SINCRONIA




SINCRONIA

SLB

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2.3 Análisis de Cuenca


OBJETIVO

Proporcionar al part ic ipante un conoc imientobásico sobre el modelado de cuencas,

generación y composición de los hidrocarburos.




Modelos 1D:

Tratan con la geología de una sección lineal (pozo).

Se puede construir rápidamente con la información de un pozo.

Puede ser muy completo y sofisticado.

No maneja flujo de fluidos fuera de la vertical.

ANÁLISIS DE CUENCA

Fugro- Robertson


ANÁLISIS DE CUENCA

Modelos 2D.

Tratan con una seccióngeológica dividida en unarejilla de celdas convalores calculados paracada una de ellas.

Permite modelar el flujo defluidos lateralmente(derecha e izquierda)

Muchos modelos 1D noproducen un 2Dverdadero, porque losvalores son interpolados y

no calculados.

Fugro- Robertson


Modelos 3D

► Tratan con elementos de volumen (cubos, rombos, prismas, etc.).

► Maneja el flujo de fluidos lateralmente en cualquier dirección.

► Una malla de modelos 1D o 2D no hacen un 3D verdadero.

ANÁLISIS DE CUENCA

Fugro- Robertson




Historia de Sepultamiento(soterramiento, enterramiento)

• El modelado inicia con un diagrama de historia de sepultamiento. Serequiere de las cimas o espesores formacionales y la edad geológicade esas cimas.

• La curva de sepultamiento da idea de las tasas de sedimentación,tiempo y cantidad de sepultamiento y subsidencia.

ANÁLISIS DE CUENCA


JT

PgK

Mio

PP

600

1800

300

1200

200

0150 100 50157

1000

2000

3000

4000

JT Cretácico Pg Mio PP

0 m E S P .

( m )

145 65 523

Tiempo (ma)

Prof. E d a d


JT

PgK

Mio

PP

600

1800

300

1200

200

0150 100 50157

1000

2000

3000

4000


0 m E S P .

( m )

145 65 523 Tiempo (ma)

Prof. E d a d




30

40

50

60

100

80

90

70

110

120

130

140JT

PgK

Mio

PP

600

1800

300

1200

200

0150 100 50157

1000

2000

3000

4000


0 m E S P .

( m )

145 65 523 Tiempo (ma)

Prof. E d a d

GG = 30 °C/KmTsup = 20 °C


Gas Aceite Asfalto Carbón Kerógeno

Carbono 76 84.5 84 83 79

Hidrógeno 24 13.0 10 5 6

Azufre 0 1.5 3 1 5

Nitrógeno 0 0.5 1 1 2

Oxígeno 0 0.5 2 10 8

100 100 100 100 100

Composición Elemental de Combustibles Fósiles yKerógeno (%)

GEOQUÍMICA DE LOS HIDROCARBUROS


Tamaño Molecular

Compuesto más ligero: Metano

Compuestos más pesados: Asfal tenos

Series Moleculares: Difieren por un Grupo CH2

Parafinas Normales: CnH 2n+2

n=1-4 Gasesn=5-16 Líquidosn=16-60Sólidos





NOMENCLATURA DE ACUERDO AL TIPO MOLECULAR

Alkanos = Parafinas

Cicloalcanos = Naftenos = Cicloparafinas

Alkenos = Olefinas (dobles ligaduras)

Alkinos = (Triples ligaduras)

Arenos = Aromáticos (Cíclicos insaturados)

n-parafinas = parafinas normales

iso-parafinas = parafinas ramificadas S a t u r a

d o s

I n s a t u r a d o s



n-Parafinas (Alkanos)Etano

2,3-Dimetilbutano

2-metilhexano

Pentano

Parafinas de cadenas ramificadas (Alkanos)



Olefinas(alkenos)

Naftenos (Cicloalkanos)

Isopropilciclopentano

Aromáticos (Arenos)

Tolueno

Tetralino

Etilnaftaleno

Isopreno





Tamaño Isómero

• C1,C2,C3 1

• C4 2

• C5 3

• C6 5

• C7 9

• C8 18

• C9 35

• C10 75

• C11 159

• C12 355

• C13 802

• C15 4347

• C18 60,523

• C25 36,797,588



Distribución isotópica de gases naturales

-90 -80 -70 -60 -50 -40 -30 -20 -10

Catagenético

Biogénico

13C (º/oo)

Metagenético

Waples, 1981

Los isótopos estables de carbono son utilizados junto con los

biomarcadores para caracterizar aceites y extractos de roca. L os

biomarcadores o marcadores biológicos (Eglinton et. al., 1964; Eglinton y

Calvin, 1967) son un término utilizado para definir cualquier compuesto

químico cuya estructura molecular básica sugiere un origen orgánico que

puede relacionarse directamente con un tipo específico de organismo.



Cuencas productoras mexicanas del Golfo de México.

Guzmán et al., 2001





Evolución de la MO

VENTANA DE GENERACIÓN

Fugro- Robertson


Se define el kerógeno como la fracción de la materia orgánica en lasrocas sedimentarias que es insoluble en ácidos, bases y solventesorgánicos, ya que está compuesto básicamente de grasa y ceras.

El kerógeno está formado por macro - moléculas de núcleos cíclicoscondensados y encadenados por enlaces heteroatómicos o cadenasalifáticas, por lo que es resistente a la descomposición.

El kerógeno es el principal precursor de los hidrocarburos (líquidos ygases), a su vez el tipo de kerógeno cont rola el hidr ocarburo qu e unaroca sedimentaria pu ede generar.

Kerógeno.



Modelos esquemáticos de tres diferentes tipos de Kerógeno

TipoI

TipoII

TipoIII




© 2006Weatherford. All rights reserved.Selly y Morril, 1983



O/C

200

150

50

100

0

0 010 020 030

I

II

Zona Inmadura

IIIZona Principal de

generación de aceite

Zona de formaciónde gas

H / C

Principales productos dela evolución del kerógeno

CO2, H2O

Aceite

Gas

Tissot y Welte,1978

Diagram

a de Van

Krevelen

Relación con los tipos de Kerógeno



Den tr o d e l a r oca g en er ad ora, n o to da l a mater ia o rg áni ca s et ran sf or ma en p et ró leo , s e es ti ma q ue el 70% p er man ec e c om ores iduo orgán ico insolub le, por lo que e l rendimiento promedio delas rocas generadoras es de aproximadamente 30%.

Pero este porcentaje no es el del petróleo que finalmente obtenemos,p ues s e es ti ma q ue só lo 1 % d el pet ró leo gen erad o es c ap az demigrar haciala roca almacén y acumularseen ella, mientras que99%n o l leg a a mi gr ar o s e pi er de d eb id o a q ue n o exi st e u n sel lo q ueimpidaque el crudo o elgas escape dela roca almacén.

Po r o tro l ado , s e t ien e el p ro bl em a de l a c an ti dad d e p et ró leorecuperable con rendimiento económico de los yacimientos, que esen general menor del 60%.





CARBONO ORGÁNICO ENROCAS SEDIMENTARIAS

(x1018 g)

Carbono Orgánico

(Reducido)

Carbono enCarbonatos

(Oxidado)

Rocas Sedimentarias(todas):•Lutitas

•Carbonatos

•Areniscas

•Carbón (>4.6m espesor)

Mat. Org. Insoluble8900

1800

1300

15

9,300

51,100

3,900

Rocas No-Almacén

Asfalto

Petróleo

Mat. Org. Soluble

275

265

Rocas Almacén

Aceite pesado y Asfalto

Petróleo

TOTAL

0.6

1.1

________________

~12,600

____________~64,000

(0.001% de 12,600)

(2%) de 12,600

17% 83%

GENERACIÓN

2.2 sistema petrolero

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