el sistema petrolífero y trampas

8/16/2019 El Sistema Petrolífero y Trampas

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EL SISTEMA PETROLÍFERO

Fac

Programa Inge

Dra. Ingrid Natalia Muñoz Quijano

Docente Universidad Surcolombiana



SISTEMA PETROLIFERO: es un sistemanatural que comprende un volumen deroca fuente madura de hidrocarburos así como todo el petróleo y gas generado dedicha roca y que está presente enacumulaciones comerciales y nocomerciales. (Magno y Dow, 1994)

Este incluye:

1. Zona de roca fuente activa

2. Las acumulaciones de hidrocarburos(petróleo y gas) relacionados con la rocafuente.

3. Los elementos y procesos geológicosesenciales para que existan acumulacionesde HCs.

DEFINICIÓN



ROCA MADRE: Es una roca sedimentaria quepuede generar acumulaciones de hidrocarburos(Hunt, 1996). La roca madre necesita haberestado sometida a un calentamiento durante unlapso de tiempo geológico para alcanzarmadurez termal para generar los hidrocarburos.Ejm: Lutitas o shales.

ROCA RESERVORIO: Es un tipo de roca cuyaporosidad es tal que puede albergar volúmenesimportantes de hidrocarburos. Al mismo tiempoesta roca debe tener una buena“permeabilidad”, definida geometría einterconexión de las gargantas porales de la roca,y es función de la viscosidad y tipo dehidrocarburo que las atraviesa. Ejm: areniscas,

calizas fracturadas, dolomitas, rocascarbonatadas

ELEMENTOS DE UN SISTEMA PETROLÍ



ROCA SELLO: Capa relativamente impermeable que impide que los fluidouna vez que constituyen el yacimiento. Es una unidad litológica cupermeabilidad es tan baja que la presión de flotabilidad de los hidrocarproducir la invasión de sus espacios porales, y por lo tanto inhiben la migractravés de los mismos. Estos sellos están confinando la trampa y evitan quealojado en la misma pueda escaparse. Las Lutitas representan las rimportantes en cuencas dominadas por yacimientos clásticos y lasyacimientos carbonáticos.




TRAMPA: Estructura geológica donde ocurre la acumulación y preservaciógas generado por una o más rocas fuentes en el tiempo. Es un obstáculmigración de petróleo hacia la superficie, pueden contener: petróleo, gas o

ambos y se forma cuando la presión capilar de desplazamiento sobrepaflotabilidad del petróleo.


ELEMENTOS DE UNA TRAMPA:La trampa está compuesta por

tres elementos básicos que son;la roca almacén, la roca sello y el

cierre, el cual se divide en

estructural y en práctico

(Maraven,1991) .



ELEMENTOS DE UNA TRAMPA: Dentro de la trampa también se define:

El punto inferior de cierre o punto de derrame; el cual corresponde al punto estructura

acumulación. Su prolongación en la horizontal se conoce como el plano de derrame.

El contacto agua - petróleo (CAP) o gas - petróleo (CGP); el cual marca la in

predominantemente saturadas en petróleo o gas y rocas saturadas en agua. El agua q

debajo del CAP, se denomina el acuífero, su parte superior es el agua de fondo y la par

borde.

La cresta; o punto estructural

más alto.

El PAY, que corresponde a la

parte productiva del

yacimiento.

El Gross PAY, que es el espesor

vertical del PAY y el Net PAY, que

consiste en el espesor de arena

neta petrolífera.



CLASIFICACIÓN DE TRAMPAS

1. Trampas estructurales

2. Trampas estratigráficas

3. Trampas mixtas

4. Trampas hidrodinámicas



1. TRAMPAS ESTRUCTURALES: Trampas formadas después de la d

las rocas sedimentarias, a causa de esfuerzos


1.1 Anticlinales: son alargadas, con forma de arco y fueron los primtrampas reconocidos. Se forman en áreas de compresión, pueden tener mde producción y formar campos gigantes.

Ó



1. TRAMPAS ESTRUCTURALES:


1.2 Anticlinales Recortados: son estructuras que producen en sus flaque el tope ha sido erosionado y se encuentra cubierto por una discordancia

Ó





1.3 Fallas normales: producidas por fuerzas de tensión, la trampa se e

bloque levantado. La falla en planta se debe ilustrar curva o como dosintersectan formando los lados de la trampa.

Ó





1.3 Fallas inversas: producidas por fuerzas de compresión. La trampa se

el bloque levantado. En planta la falla se debe ilustrar curva o por dosintersecten para formar los lados de la trampa.

Ó





1.4 Anticlinal Fallado: las fallas pueden ser causadas por el plegamient

pudiendo formar barreras impermeables y dividir la estructura en yacimienLos shales cortados por el plano de la falla ayudan a formar estas trampas.

Ó





1.5 Domos: un domo es un anticlinal circular o elíptico. Se forma por la inroca ígnea o por un evento diapírico de sal o shale

C S C C Ó S



1. TRAMPAS ESTRUCTURALES:CLASIFICACIÓN DE TRAMPAS

1.6 Otros: son también trampas estructurales

Bloques Fallados Inclinados

Pliegues de arrastre en Fallas de Thrust

Reservorios Fracturados

Anticlinales Tipo Rollover sobre Fallas de Crecimiento

Fallas Antitécticas o Sintécticas sobre Anticlinales tipo Rollover





2.1 Discordancias: es una superficie de erosión que cubre estratos inclireservorio se encuentra localizada debajo de ella y la roca sello encima. Etrampas se han encontrado campos gigantes.

2. TRAMPAS ESTRATIGRÁFICAS: producidas por la depositacióreservorio, como un canal fluvial o por erosión de la roca reservordiscordancia.





2.2 Arenas Apoyadas o superpuestas (onlap): estas arenas son ar

que fueron depositadas sobre una superficie discordante como una líNumerosas arenas de este tipo pueden ocurrir a lo largo de una discordanformar un yacimiento.

2. TRAMPAS ESTRATIGRÁFICAS:





2.3 Cordones de Arena – Tipo Canal: son cuerpos de arenas granalargadas y delgadas perpendiculares a la línea de costa. Debido a que frestán rodeadas de shales, generalmente están saturadas de hidrocarburosagua – aceite. Los canales se forman como canales de ríos abandonadistributarios en deltas constructivos.






2.4 Cordones de Arena - Tipo Barra: las barras son cuerpgranocrecientes, paralelos a la línea de costa, que se forman como pla

destructivos y en barras fuera de costa.






2.5 Arrecifes Barrera: son arrecifes alargados, separados de la tierra pLa llanura calcárea arrecifal es originalmente una buena roca reservorio, m

laguna calcárea no lo es. La porosidad disminuye debido a la recristalizacióla disolución o la dolomitización pueden invertir este proceso. Los arpueden forman campos gigantes.






2.6 Otras: son también trampas estratigráficas:


Atolones

Arenas Pinchadas Buzamiento Arriba

Penachos y Mesetas Arrecifales

Bancos de Oolitos

Biohermos

Granitos Lavados

Dolomita primaria





3.1 Domos de Sal suprayaciendo Domos y Fallas: el levantamientsalino, puede llegar a levantar la cubierta sedimentaria que lo supray

trampas. De igual manera la cubierta sedimentaria puede ser cortada por fy formarse así trampas por fallas. Estas fallas pueden separar las rocasnumerosos yacimientos:

3. TRAMPAS MIXTAS: formadas por elementos estructurales y estratigr





3.2 Domos de Sal - Roca Techo:la sal es inicialmente halita la cual sedisuelve a medida que el domo se valevantando dejando residuosinsolubles, como anhidrita, yeso,caliza, dolomita y azufre,formandose así una roca techo de

varios cientos de pies de espesor. Lasfracturas y cavidades por disoluciónhacen a la roca de techo una buenaroca reservorio:






3.3 Domos de Sal – Trampas en Flancos: a lo largo de los flanco

salinos, se forman trampas en las rocas reservorios cortadas por la inyeProlíficas trampas se forman en los flancos de domos enterrados. Estas trapresentar zonas de pay gruesas debido a los altos buzamientos de la roca re






3.4 Anticlinales Compactados: los anticlinales compactados se forma

sobre altos estructurales o arrecifes. Los sedimentos debido a su porosidamas hacia la base, donde presentan mayores espesores:






3.5 Dolomita Tectónica o Secundaria: esta dolomita está controlada

las calizas. El agua percola a lo largo de las fracturas produciendo un cambidolomitas en las zonas adyacentes al plano de falla. El yacimiento sigue lafracturas:






4. TRAMPAS HIDRODINÁMICAS:Movimiento de agua descendenteevita la migración de hidrocarburo en

forma ascendente. Este tipo de trampagenera contactos agua-petróleo oagua-gas inclinados



SISMICA DE POZO Y DE SUPERFICIE



SISTEMA PETROLIFERO

PETROLEUM SYSTEM



Timing of formation of the major elements of a petroleum system, Maracaibo basin,Venezuela.



HISTORIA DE ENTERRAMIENTO



NIVEL DE CERTIDUMBRE

NIVEL DECERTIDUMBRE

SIMBOLO CRITERIO

CONOCIDO (!) Se ha realizado correlaci

entre crudo-roca

HIPOTETICO (.)No existen correlaciones

evidencia geológica y ge

muy fuerte.

ESPECULATIVO (?)Solo existe evidencia geo

geofísica.



MECANISMOS DE LA MIGRACION PRIMAR

La conversión del kerógeno en Petróleo, ocasiona unincremento significativo de volumen, el cual a su vez

ocasiona un aumento en la presión de poro en la rocageneradora.

El aumento de presión de poro generamicrofacturamiento en la roca generadora;

La microfacturamiento a su vez disminuye la presión ypermite la migración primaria del petróleo fuera de laroca generadora, hacia las rocas almacén, iniciando lamigración secundaria.



MECANISMOS DE LA MIGRACION PRIMA

• El ciclo: generación - aumento de la presión-microfacturamiento- migración primaria- migraciónsecundaria- se repite hasta que la roca generadora seagote.

• La migración primaria puede ocurrir hacia arriba o haciaabajo de la roca generadora, solo depende del gradientede presión.

• Una roca generadora pobre (COT< 2%), puede no generarsuficiente petróleo para causar el microfacturamiento ycomo resultado no ocurre la expulsión.

• Sin embargo, si esta roca alcanza alta madurez termal, elpetróleo retenido en la roca, puede craquear a gas,generando sobrepresión y ayudando a que ocurra

expulsión.



FACTOR DE EXPULSIÓN Eficiencia de expulsión

• El factor de expulsión se define como: “la cantidad de petróleo que

por una roca generadora termalmente madura” (Lewan 1995)

• Por el método de Pirolisis se encontró que para rocas que han alcanzcraqueamiento primario (Ro= 1.5%), la eficiencia de expulsión varía e

(HUNT 1996).

KEROGENO PIROLISIS

TIPO I 70% y 80%

Tipo II 45% y 50%

Tipo III 10% a 25%



FACTOR DE EXPULSIÓN Eficiencia de expulsión

• Un método alternativo y más realista para calcular el factor de

denominado hidropirolisis, en el cual la muestra es calentada en prdentro del sistema durante el calentamiento en vez de un gas inerte (

• Lewan (1994), encontró, que los factores de expulsión usando reducen respecto a la pirolisis:

KEROGENO PIROLISIS HIDROPIROLISIS

Tipo I 70% y 80% 40% y 60%

Tipo II 45% y 50% 15% y 30%

Tipo III 10% a 25% 0-12%



MECANISMOS DE LA MIGRACIÓN SECUNDARIA Engl

• La fuerza que se opone a la migración secundaria es la presión capincrementa en la medida que los poros son más pequeños.

• El motor principal de la migración secundaria es la fuerza de boyancia, diferencia de densidad entre el aceite y el agua, la cual desplaza hacia supresentes en los poros, hacia áreas de menor presión.

Usando la ley de Darcy y asumiendo una

permeabilidad en la roca reservorio igual a 1Darcy England (1994) calculó velocidades de

migración secundaria de:

1 km/millón.a que equivalen a 1 cm/10

años.



Seal

Reservoir rock

Seal

Migration route

Oil/water contact (OWC)

Hydrocarbonaccumulation

in thereservoir rock

Top of maturity

Source rock

Fault(impermeable)

GENERATION, MIGRATION, AND TRAPPING

OF HYDROCARBONS

Seal



DISTANCIA DE MIGRACIÓN SECUNDARIA

• En los cinturones de cabalgamiento (Fold-Trust belt) la migración secunde corta porque esta confinada a escamas tectónicas individuales y asodrenaje relativamente pequeñas.

• Ej: VSM. Campo San Francisco



DISTANCIA DE MIGRACIÓN SECUNDARIA

• En contraste, en las cuencas foreland y/o foredeep, la migración secuncubrir largas distancias y además poseer grandes áreas de drenaje.

• Ej: Llanos Orientales.



GRACIAS!!!

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