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UNIVERSIDAD NACIONAL AUTNOMA DE MXICO
FACULTAD DE INGENIERA
ESTUDIO DE FACTORES QUE DETERMINAN LA BAJA RECUPERACIN DE ACEITE EN LOS
YACIMIENTOS"
T E S I S
QUE PARA OBTENER EL TTULO DE:
INGENIERO PETROLERO
P R E S E N T A :
PRISCILA ESTEFANIA OCHOA PORCHAS
DIRECTOR: M.I. TOMS EDUARDO PREZ GARCA
MXICO D.F., CD.UNIVERSITARIA JUNIO 2011 ICO, DF. MAYOM JUNIO, 2006
INDICE
i
ESTUDIO DE FACTORES QUE DETERMINAN LA BAJA RECUPERACIN DE
ACEITE EN LOS YACIMIENTOS
NDICE
RESUMEN........................................................................................................................
INTRODUCCIN.............................................................................................................
CAPTULO I. FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO
I.1 Influencia de acuerdo al tipo de yacimiento
I.1.1 Yacimientos Homogneos............................................................................
I.1.1.1 Yacimientos Areno-Arcillosos....
I.1.2 Yacimientos Heterogneos..........................................................................
I.1.2.2 Yacimientos Carbonatados..
I.2 Influencia de los Yacimientos por el Tipo de Trampa...
I.3 Influencia de Acuerdo al Tipo de Fluidos Almacenados..
I.4 Influencia de Acuerdo al Tipo de Empuje Predominante....
I.5 Heterogeneidades del Yacimiento......................................................................
I.5.1 Tipos de heterogeneidades en el Yacimiento..............................................
I.6 Zonacin Geolgica............................................................................................
I.6.1 Flujo Cruzado Entre Capas..........................................................................
I.7 Eficiencia de Desplazamiento Volumtrico como el Producto de
la Eficiencia Areal y Vertical................................................................................
I.8 Efecto de la Segregacin Gravitacional y de la Razn de
Movilidad en la Eficiencia de Desplazamiento Vertical........................................
I.8.1 Segregacin Gravitacional en Yacimientos Horizontales...........................
I.8.2 Segregacin Gravitacional en Yacimientos Inclinados................................
INDICE
ii
I.9 Efecto de la Heterogeneidad Vertical en la
Eficiencia de Desplazamiento Vertical................................................................
I.10 Razn de
Movilidad.........................................................................................................
CAPTULO II. FACTORES A ESCALA DE POROS
II.1 Viscosidad......................................................................................................
II.2 Presin Capilar...............................................................................................
II.3 Tensin Interfacial..........................................................................................
II.4 Mojabilidad......................................................................................................
II.4.1 Mojabilidad en Slidos.
II.5 Distribucin de los Fluidos..............................................................................
II.6 Porosidad.....
II.7 Permeabilidad..
II.8 Influencia de las Fuerzas que Intervienen en un Yacimiento..
II.8.1 Fuerza de Viscosidad...............................................................................
II.8.2 Fuerzas de Capilaridad.............................................................................
II.8.3 Presin Capilar..........................................................................................
II.8.4 Tensin Superficial y Tensin Interfacial...................................................
II.8.5 Fuerzas Hidrulicas
III.4 Entrampamiento de Fases
II.9 Nmero Capilar..
II.10 Movilizacin de Fases Entrampadas y la Alteracin de la
Razn de Fuerza de Viscosidad/Fuerza de Capilaridad
INDICE
iii
CAPTULO III. BAJA PRODUCTIVIDAD EN LOS POZOS
III.1 Causas de la Baja Productividad en los Pozos...........................................
III.1.1 Problemas Asociados al Yacimiento......................................................
III.1.2 Problemas Asociados a la Terminacin del Pozo...................................
III.1.3 Problemas Asociados al Equipo de Produccin.....................................
III.2 Ritmo de Explotacin..................................................................................
III.2.1 Factor de Recuperacin........................................................................
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.......................................................
REFERENCIAS....................................................................................................
RESUMEN
1
Para la determinacin de la capacidad de produccin de un pozo petrolero, el
ingeniero de produccin, adems de considerar el Sistema Integral de Produccin, deber tener un conocimiento adecuado del yacimiento, las propiedades de sus fluidos, la declinacin de la presin del yacimiento, la variacin de la saturacin, de sus permeabilidades relativas, y el tipo y severidad del dao a la formacin productora.
El conocimiento, la confiabilidad y el anlisis de la informacin anterior, permitir al ingeniero comprender las restricciones y posibilidades que ofrecen las condiciones del yacimiento.
En esta tesis se hace el estudio de los factores que determinan la baja recuperacin de aceite en los yacimientos, haciendo mayor nfasis en: Captulo I: Factores a escala del yacimiento. Captulo II: Factores a escala de poros. Captulo III: Baja productividad en los pozos.
Si un pozo petrolero no produce en forma satisfactoria, la o las causas de su baja productividad deben ser determinadas para establecer el mtodo correctivo adecuado. Invariablemente los problemas de produccin asociados al potencial de la formacin se relacionan con:
La formacin productora.
Los fluidos producidos del yacimiento.
El flujo de fluidos del yacimiento al pozo puede estar restringido por problemas
inherentes a la formacin, tales como la baja permeabilidad especfica, baja porosidad, baja presin del yacimiento, depsitos orgnicos e inorgnicos, residuos de materiales de estimulacin, grado de consolidacin de la formacin, etc.
La eleccin del mtodo de solucin, depende de la naturaleza del problema y de los resultados del estudio econmico realizado al respecto.
En el movimiento de fluidos a travs de medios porosos intervienen adems de las fuerzas de presin y gravitacionales, las capilares y viscosas. De la ecuacin de Darcy, se infiere que las variaciones de las propiedades de los fluidos, tales como la viscosidad, densidad y tensin interfacial, provocaran que el potencial del yacimiento tambin vare. En condiciones naturales de explotacin de un pozo petrolero este potencial disminuye. En operaciones despus de una estimulacin normalmente el potencial aumenta.
RESUMEN
2
Finalmente como conclusiones y recomendaciones de esta tesis, es importante resaltar que:
La presencia de crudo viscoso, la expansin y liberacin del gas disuelto y la
entrada de agua, son algunos de los factores que afectan el flujo de
hidrocarburos del yacimiento al pozo.
Las altas viscosidades del aceite reducen su movilidad y solo aumentando la
temperatura en las vecindades del pozo puede facilitarse su produccin y
como consecuencia incrementar la recuperacin final.
La expansin continua del gas aumenta su movilidad y reduce la movilidad del
aceite. Una eleccin adecuada de la profundidad a la cual se realicen los
disparos, o bien, el control de la produccin a travs de la seleccin del mejor
dimetro del estrangulador asegurar en algunos casos, una declinacin ms
lenta de la presin del yacimiento incrementndose la produccin acumulada
del aceite y del gas y la recuperacin final ser mayor.
La presencia de agua, ya sea por la entrada de agua del acufero asociado al
yacimiento o la interdigitacin, resultado de la existencia de zonas altamente
permeables, en las cuales la movilidad del agua es muy superior a la del
aceite, constituye un problema severo, pues reduce la saturacin de aceite,
incrementa el gradiente de flujo y consecuentemente disminuye la produccin
de aceite.
INTRODUCCIN
1
Para la determinacin de la capacidad de produccin de un pozo petrolero, el
ingeniero de produccin, adems de considerar el Sistema Integral de Produccin, deber tener un conocimiento adecuado del yacimiento, las propiedades de sus fluidos, la declinacin de la presin del yacimiento, la variacin de la saturacin, de sus permeabilidades relativas, y el tipo y severidad del dao a la formacin productora.
El conocimiento, la confiabilidad y el anlisis de la informacin anterior, permitir al ingeniero comprender las restricciones y posibilidades que ofrecen las condiciones del yacimiento.
En esta tesis se hace el estudio de los factores que determinan la baja recuperacin de aceite en los yacimientos, haciendo mayor nfasis en: Captulo I: Factores a escala del yacimiento. Captulo II: Factores a escala de poros. Captulo III: Baja productividad en los pozos.
Si un pozo petrolero no produce en forma satisfactoria, la o las causas de su baja productividad deben ser determinadas para establecer el mtodo correctivo adecuado. Invariablemente los problemas de produccin asociados al potencial de la formacin se relacionan con:
La formacin productora.
Los fluidos producidos del yacimiento.
El flujo de fluidos del yacimiento al pozo puede estar restringido por problemas
inherentes a la formacin, tales como la baja permeabilidad especfica, baja porosidad, baja presin del yacimiento, depsitos orgnicos e inorgnicos, residuos de materiales de estimulacin, grado de consolidacin de la formacin, etc.
La eleccin del mtodo de solucin, depende de la naturaleza del problema y de los resultados del estudio econmico realizado al respecto.
En el movimiento de fluidos a travs de medios porosos intervienen adems de las fuerzas de presin y gravitacionales, las capilares y viscosas. De la ecuacin de Darcy, se infiere que las variaciones de las propiedades de los fluidos, tales como la viscosidad, densidad y tensin interfacial, provocaran que el potencial del yacimiento tambin vare. En condiciones naturales de explotacin de un pozo petrolero este potencial disminuye. En operaciones despus de una estimulacin normalmente el potencial aumenta.
INTRODUCCIN
2
Finalmente como conclusiones y recomendaciones de esta tesis, es importante resaltar que:
La presencia de crudo viscoso, la expansin y liberacin del gas disuelto y la
entrada de agua, son algunos de los factores que afectan el flujo de
hidrocarburos del yacimiento al pozo.
Las altas viscosidades del aceite reducen su movilidad y solo aumentando la
temperatura en las vecindades del pozo puede facilitarse su produccin y
como consecuencia incrementar la recuperacin final.
La expansin continua del gas aumenta su movilidad y reduce la movilidad del
aceite. Una eleccin adecuada de la profundidad a la cual se realicen los
disparos, o bien, el control de la produccin a travs de la seleccin del mejor
dimetro del estrangulador asegurar en algunos casos, una declinacin ms
lenta de la presin del yacimiento incrementndose la produccin acumulada
del aceite y del gas y la recuperacin final ser mayor.
La presencia de agua, ya sea por la entrada de agua del acufero asociado al
yacimiento o la interdigitacin, resultado de la existencia de zonas altamente
permeables, en las cuales la movilidad del agua es muy superior a la del
aceite, constituye un problema severo, pues reduce la saturacin de aceite,
incrementa el gradiente de flujo y consecuentemente disminuye la produccin
de aceite.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
1
CAPTULO I
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO
Uno de los factores a estudiar a nivel a macroscpico es el yacimiento, por ser
la porcin de una trampa geolgica que contiene hidrocarburos y que se comporta
como un sistema interconectado hidrulicamente. Los hidrocarburos parcialmente
ocupan los poros o huecos de la roca almacenadora y normalmente estn a la
presin y temperatura debidas a las profundidades a que se encuentra el yacimiento.
Los yacimientos de hidrocarburos pueden tener caractersticas muy diferentes unos
de otros, para su mejor estudio se han determinado los principales factores que
afectan su comportamiento y en base a ello podemos mencionar la siguiente
clasificacin:
Yacimientos Homogneos
Yacimientos Heterogneos
Yacimientos por el Tipo de Trampa
I.1 Yacimientos Homogneos
Los yacimientos homogneos
I.2 Yacimientos Heterogneos
La heterogeneidad de un yacimiento depende en gran medida de los ambientes
depositasionales y eventos subsecuentes. La heterogeneidad de un yacimiento
puede ser definida como la variacin de las propiedades del yacimiento en funcin
del espacio. Si el yacimiento es heterogneo , las propiedades del yacimiento varan
en funcin de la localizacin espacial. Estas propiedades pueden incluir
permeabilidad, porosidad, espesor, saturacin,, fallas, fracturas, etc.
Podemos decir que cualquier roca que contenga poros interconectados puede llegar
a ser una roca almacenadora. Sin embargo, casi todos los yacimientos petroleros se
encuentran en rocas sedimentarias; y la mayor parte de ellos en areniscas, calizas y
dolomas.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
2
Las lutitas, las pizarras y las rocas gneas tambin pueden ser rocas almacenadoras
en condiciones excepcionales, pero estas condiciones se dan rara vez y en forma
anmala. Una roca almacenadora puede estar limitada al rea del yacimiento de
petrleo, o puede extenderse con caractersticas litolgicas y fsicas uniformes, a
gran distancia del yacimiento1.
Clasificacin de las Rocas Almacenadoras.
Como casi todas las rocas almacenadoras en donde se encuentran los
yacimientos petroleros, son de origen sedimentario, cualquier clasificacin de las
mismas es esencialmente una clasificacin de las rocas sedimentarias.
Las clasificaciones de rocas almacenadoras petrolferas para uso prctico deben de
ser tan simples y amplias como sea posible, de modo que se mantenga una
terminologa comprensible para el ingeniero, el perforador y el ingeniero gelogo, los
cuales son quienes a la vez se proporcionan muchos de los datos bsicos dentro de
los trabajos en conjunto a realizar, de modo que se simplifique la labor.
Una clasificacin primaria, simple y amplia de las rocas almacenadoras, basada
principalmente en el origen de las mismas, las divide en tres grupos:
1) Fragmentarias (clsticas).
2) Qumicas o bioqumicas (precipitadas).
3) Miscelneas.
Esto puede simplificar demasiado un problema difcil y complejo, pero una
clasificacin general de este tipo es til en geologa del petrleo y es fcilmente
comprensible. La principal dificultad que presenta la aplicacin de cualquier
clasificacin de rocas consiste en que hay muchos tipos de gradacin difciles de
clasificar. Las rocas almacenadoras como todos los sedimentos, suelen estar
incluidas unas con las otras. A veces es til clasificar una roca almacenadora segn
sea de origen marino o no marino. Esta clasificacin gentica puede combinarse con
una clasificacin litolgica, como en los trminos caliza marina, arenisca
continental.
A continuacin en la figura I.1 se presenta la clasificacin de las rocas sedimentarias
detrticas.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
3
Fig. I.1 Clasificacin de las rocas sedimentarias detrticas.
Arenisca.
Es el nombre que se le da a las rocas en las que predominan los clastos de
tamao arena. Despus de la lutita, la arenisca es la roca sedimentaria ms
abundante; constituye aproximadamente el 20% de todo el grupo. Las areniscas se
forman en diversos ambientes y a menudo contienen pistas significativas sobre su
origen, entre ellas la seleccin, la forma del grano y la composicin.
De acuerdo a Pettijohn, las arenas pueden ser divididas en 3 grandes grupos:
Las areniscas terrgenas.- Son aquellas producidas por intemperismo y
destruccin de rocas preexistentes, los sedimentos fueron transportados,
seleccionados y modificados por el movimiento de los fluidos. Se derivan de
fuentes externas a la cuenca de depsito.
Las arenas carbonticas.- Son en la mayora de los casos sedimentos
marinos, estn constituidas por granos esquelticos, oolitas y detritos
carbonticos localmente derivados (intraclastos). Estos constituyentes son
productos originados dentro de la cuenca de depsito y no son residuos
formados por la destruccin de rocas preexistentes. Excepcionalmente existen
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
4
arenas ricas en partculas carbnaticas, de cadenas orognicas, tales
partculas son de hecho terrgenas.
Las arenas piroclsticas.- Son aquellas producidas por explosiones
volcnicas, pueden ser depositadas en varios ambientes.
Conglomerado.
Los conglomerados forman un grupo heterogneo, no son uniformes
mecnicamente ni mineralgicamente como muchas de las rocas clsticas de grano
fino; esto se debe a que no estn sujetos a los mismos procesos que estos
sedimentos, es decir, no sufren el mismo transporte, ni semejante intemperismo
qumico, ni seleccin mecnica.
En general consisten de fragmentos de roca removidos de la roca original por
agentes mecnicos; ocasionalmente el intemperismo qumico selectivo deja masas
residuales de material resistente que posteriormente forman los depsitos rudceos.
La mayora de los conglomerados consisten de un esqueleto y huecos. El esqueleto
est constituido por materiales de tamao de las gravas (fenoclstos, guijarros
guijones y peascos); los huecos son espacios vacos entre los elementos del
esqueleto. Esos huecos raramente estn vacos ya que generalmente estn rellenos
con detritos, arenas o sedimentos ms pequeos, as como cementos introducidos
por precipitacin. Los depsitos de conglomerados estn burdamente estratificados,
con estratificacin gruesa.
Rocas Silceas.
En este grupo se renen a todas las rocas sedimentarias constituidas por
slice, que no son detrticas. Para la clasificacin de estas rocas se distinguen dos
grupos fundamentales:
- Las de origen orgnico
- Las de origen qumico.
Las Rocas silceas de origen orgnico, se diferencian en tres tipos fundamentales de
acuerdo con el organismo que las forma del cual toman su nombre:
Las Esponjolitas son rocas constituidas por acumulacin de espculas de
esponjas silceas.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
5
Las Radiolaritas son rocas formadas por acumulacin de restos de
radiolarios unicelulares.
Los radiolarios son microorganismos que viven en las aguas superficiales del mar,
que a su muerte caen al fondo del mismo acumulndose y formando el cieno o lodo
de radiolarios.
El lodo de radiolarios se puede hallar predominantemente en zonas caracterizadas
por escasa sedimentacin de arena, limo, arcilla o carbonato; en el fondo de mar
profundo, debajo del nivel de compensacin de carbonato.
Las rocas silceas de origen qumico, son rocas con textura micro y criptocristalina
que se presentan bajo dos formas distintas:
1. Como ndulos en rocas carbonatadas
2. Forma de estratos.
Rocas Carbonatadas.
Estas rocas son todas aquellas que tienen alto contenido de carbono orgnico,
producto de la evolucin diagentica, en diferentes rangos, de depsitos producidos
por organismos. Tales depsitos son tanto de origen vegetal (ricos en celulosa,
hemicelulosa, resinas y lignitos) como animal (ricos en protenas y grasas).
El material de partida para los depsitos carbonceos son principalmente los suelos
y las plantas como los juncos, las caas, los arbustos, los musgos pantanosos entre
otros. Las plantas crecieron en pantanos y lagos de agua dulce, que en parte se
inundaron ocasionalmente por mares llanos en climas subtropicales hasta tropicales.
Con la ausencia de aguas subterrneas circulantes, la descomposicin normal de los
restos vegetales, que se basa en la presencia de oxgeno, termina enseguida bajo la
cobertura de sedimentos y de otros restos vegetales forman gases, como el dixido
de carbono y el metano, conforme escapan estos gases aumenta de manera gradual
el porcentaje de carbono. Las bacterias no son capaces de acabar el trabajo de
descomposicin porque son destruidas por los cidos liberados por las plantas.
Bajo las condiciones no completamente anaerbicas y la descomposicin parcial de
los restos vegetales puede formarse una capa de turba; si esta tiene un
enterramiento somero se transforma en lignito.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
6
A medida que va aumentando el enterramiento la materia orgnica se compacta
tambin cada vez ms y el lignito se convierte en una roca ms dura llamada carbn
bituminoso; si esta roca es sometida a deformaciones, el calor y la presin inducen
una prdida de voltiles y agua, incrementando con ello la concentracin de carbono
fijado. Este proceso transforma por metamorfismo de bajo grado el carbn
bituminoso a antracita si ocurre metamorfismo regional el producto final es grafito. La
figura I.2 esquematiza de forma general las etapas sucesivas de la formacin del
carbn.
Fig. I.2 Etapas sucesivas de la formacin del carbn. Tomada de Tarbuck et al. (1999).
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
7
Los carbonatos se constituyen bsicamente de calcita (caliza), aragonita y dolomita
(doloma), subordinadamente pueden participar cuarzo, feldespato alcalino y
minerales arcillosos.
Los procesos de la formacin de carbonatos son:
Tipo marino
Tipo bioqumico
Tipo terrestre.
Los carbonatos son entre otros:
La caliza masiva.
La caliza fosilfera.
La caliza ooltica.
La doloma.
El travertino.
La caliza lacustre
Los carbonatos de las estalactitas y estalagmitas.
Rocas.
Las rocas sedimentarias pueden dividirse en dos grandes grupos: clsticas y
carbonatos. Los tres tipos generales de rocas productivas de importancia en la
industria, son arenisca, caliza y dolomita. La siguiente tabla nos ilustra la relacin
entre unas y otras:
CLSTICAS CARBONATOS
Arenas Calizas
Lutitas Dolomitas
- Clsticas: Estn compuestas principalmente de fragmentos o partculas de
minerales, rocas o conchas. Las rocas clsticas productivas son
principalmente arenas o slice de grano fino el tamao de las partculas vara
entre 1 mm y 1/16 mm. Hay otras rocas productivas tales como los
conglomerados, las cuales estn compuestas por partculas de tamao mucho
mayor. La presencia de arcilla o lutita en un yacimiento afecta tanto las
caractersticas de la formacin como la respuesta de los instrumentos de
registro.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
8
- Carbonatos: Los carbonatos estn compuestos por caliza o dolomita. Las
rocas calizas son rocas que contienen un mnimo de 50% de Carbonato de
Calcio, son blandas y los cidos las atacan en fro (efervescencia). Pueden
dividirse en cuatro categoras: detrticas, formadas por detritos (sustancia en
descomposicin) calizos; orgnicas, producidas por la actividad de ciertos
organismos (por ejemplo, corales) por la acumulacin de esqueletos calizos
de seres vivos; por ltimo, existen rocas calizas de origen qumico u
organoqumico. Las rocas dolomticas estn compuestas por carbonato doble
de magnesio y de calcio. Son ms duras que las rocas calizas y su color vara
de gris o cremosas.
Las rocas sedimentarias, generalmente presentan porosidad, entre ellas se
encuentran las silisiclsticas y las carbonatadas, cuyas porosidades son
caractersticas y bien diferenciadas entre s.
Los carbonatos, son rocas formadas principalmente por carbonatos, clcico (calcita
en las calizas) o clcico magnesio (dolomita en las dolomas). De ellas, solo las
calizas tienen un autntico origen sedimentario, pues las dolomas se forman por
procesos posteriores al depsito. Las rocas carbonticas son capaces de albergar
concentraciones de minerales metlicos, e incluso agua y otros fluidos (aceite y gas).
Es tambin interesante el comportamiento de estas rocas frente a los fluidos: las
calizas suelen presentar escasa porosidad primaria, es decir, debido a la disposicin
original de sus elementos texturales, por lo que las calizas sanas y no fracturadas
suelen tener escasa porosidad de almacenamiento de fluidos. Sin embargo, en
determinadas condiciones (a bajas presiones y temperaturas) pueden responder a la
deformacin tectnica fracturndose, lo que les confiere una cierta porosidad
secundaria.
El sistema poroso en las rocas carbonatadas difiere marcadamente del de las
areniscas. La definicin de arenisca es la de una roca clstica, litificada, constituida
de granos de dimensin arenosa de cualquier origen y composicin. Entre las
areniscas se encuentran las rocas silisiclsticas.
En el caso de las rocas silisiclsticas la porosidad primaria es la que la caracteriza,
porque a pesar de que sus modificaciones son debido a la unin de los granos por
compactacin, contacto con soluciones a la redepositacin y a la cementacin
(procesos de la porosidad secundaria), esto solo produce como consecuencia que en
vez de lograr un aumento en los espacios vacos, ocurre una disminucin de los
poros.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
9
Todas las rocas sedimentarias se caracterizan por tener porosidad primaria o
secundaria, las rocas carbonatadas por lo general poseen una mayor cantidad de
espacio vaco debido a la porosidad secundaria, en cambio las rocas silisiclsticas su
porosidad es sobre todo de naturaleza primaria.
Rocas almacenadoras.
A excepcin de contados casos de yacimientos en rocas gneas y
metamrficas mencionados, la mayor parte de las reservas mundiales de aceite y
gas se encuentran en rocas almacenadoras detrticas o qumicas.
En el primer grupo las representantes ms importantes son las areniscas, mientras
que en el segundo grupo, en el que se localizan aproximadamente el 30 % de los
yacimientos, est representado por dolomas y calizas, a lo que en lo sucesivo
denominaremos rocas carbonatadas; un dato interesante de este grupo es que ms
del 40 % de los campos gigantes de petrleo y gas se encuentra en rocas
carbonatadas.
Los principales yacimientos de petrleo y gas se localizan en areniscas y rocas
carbonatadas; sin embargo, cada una posee caractersticas muy especiales que
obligan al empleo de tcnicas de explotacin y exploracin, generalmente muy
distintas.
A. Areniscas.
La naturaleza generalmente silcea de las areniscas las hace menos susceptibles a
las alteraciones diagenticas reductoras de la porosidad y permeabilidad, por lo que
tales rocas son bastante consistentes en dichas propiedades, tanto lateral como
verticalmente, figura I.3.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
10
Fig. I.3 Relacin entre la porosidad y la profundidad de sepultamiento para areniscas de
diferente edad geolgica.
Debido a los procesos sedimentarios que intervienen en su formacin, las partculas
o granos detrticos que las constituyen tienden a adoptar las formas ms bien
esfricas a subesfricas por efecto del transporte prolongado, lo que se traduce en
una geometra porosa de alta calidad para la extraccin de los fluidos que contengan
(especialmente hidrocarburos).
El transporte prolongado tambin se traduce en otras caractersticas, tales como
predominancia de minerales estables y graduacin en la granulometra del sedimento
(la mayor parte de las areniscas tienen dimetros de grano entre 0.05 y 0.25 mm),
formando estratos en general bien definidos.
Las areniscas tienden a formar cuerpos en forma lenticular, ms que en forma de
capas muy extensas (excepto las depositadas en condiciones marinas
transgresivas), y a acumularse en ambientes de alta energa.
B. Carbonatos.
La naturaleza mineralgica de estas rocas (minerales inestables) las hace muy
susceptibles a cambios diagenticos que reducen notablemente su porosidad y
permeabilidad primarias; as mismo, estas propiedades no son consistentes en toda
la extensin de un mismo cuerpo, por lo que resultan ser muy heterogneas desde el
punto de vista de la explotacin de los hidrocarburos que almacenan.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
11
A diferencia de las areniscas, las partculas que constituyen las rocas carbonatadas
sufrieron un transporte muy reducido (excepto las que constituyen las turbiditas
calcreas) o nulo, es decir se formaron in-situ en la cuenca de depsito.
El depsito de carbonatos qumicos o bioqumicos requiere de condiciones
ambientales y de energa del medio acuoso muy especiales, stos se reflejan en
cuerpos extensos arealmente y con gran potencia (espesor), frecuentemente
masivos si dichas condiciones se mantienen estables; y de cuerpos extensos
arealmente pero de escaso espesor (generalmente de estratos delgados), si las
condiciones varan frecuentemente. La energa del medio acuoso debe ser
esencialmente moderada a baja para repartir el depsito de las partculas que
conforman estas rocas.
Dado que el primer elemento esencial de una roca es su porosidad, a continuacin
en la tabla I.3 se presenta la comparacin de esta propiedad entre las rocas
carbonatadas y las areniscas, publicada por Choquette y Pray (1970).
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
12
ASPECTO DE LA
POROSIDAD A COMPARAR ARENISCAS CARBONATOS
Porcentaje de la porosidad
primaria en los sedimentos. Comnmente 25-40 % Comnmente 40-70 %
Porcentaje de porosidad final
en las rocas.
Comnmente, la mitad o ms
de la mitad de la porosidad
inicial 15-30 %.
Normalmente nula o una
pequea fraccin de la
porosidad inicial. 5-15 % es
comn en las facies
almacenadoras.
Tipo(s) de porosidad primaria. Casi exclusivamente inter
partcula.
Predomina generalmente la
inter partcula.
Tipo(s) de porosidad final. Casi exclusivamente inter
partcula.
Muy variada debido a las
modificaciones post-
depositacionales.
Tamao de los poros.
El tamao de los poros y de
los canales de interconexin
estn muy ligados al tamao y
clasificacin de las partculas
sedimentarias.
El tamao de los poros y de
los canales de interconexin
muestra poca relacin al
tamao o clasificacin de las
partculas.
Forma de los poros.
Muestran una fuerte
dependencia de la forma de
las partculas en general es
un negativo de la forma de las
partculas.
Muy variadas; de fuertemente
dependientes a
independientes de la forma de
las partculas o de los
componentes diagenticos.
Uniformidad de la forma,
tamao y distribucin.
Comnmente muy uniforme
dentro de un cuerpo
homogneo.
Variable; desde uniforme a
extremadamente heterognea
an dentro de un mismo
cuerpo.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
13
ASPECTO DE LA
POROSIDAD A COMPARAR ARENISCAS CARBONATOS
Influencia de la diagnesis.
Mnima; normalmente
reducciones mnimas de la
porosidad primaria por
compactacin y cementacin.
Grande; puede crear, destruir
o modificar en gran medida la
porosidad inicial. La
cementacin y la 13olucin
son muy importantes.
Influencia de fracturamiento.
Generalmente no es de gran
importancia en las
propiedades almacenadoras.
De gran importancia en las
propiedades almacenadoras.
Evaluacin visual de la
porosidad y permeabilidad.
Pueden realizarse, de manera
relativamente fcil
estimaciones visuales semi
cuantitativas.
Variable; las estimaciones
visuales semi cuantitativas
varan de fciles a
virtualmente imposibles.
Comnmente son necesarias
las mediciones con
instrumentos.
Utilidad de los anlisis de
ncleos para la evaluacin del
yacimiento.
Los tapones de 2.5 cm de
dimetro normalmente son
adecuados para evaluar la
porosidad.
Los tapones normalmente son
inadecuados an los ncleos
completos (aprox. 7.5 cm de
dimetro) pueden ser
inadecuados en el caso de
poros grandes.
Interrelaciones porosidad-
permeabilidad
Relativamente consistentes;
comnmente son
dependientes del tamao y
clasificacin de las partculas.
Muy variadas; comnmente
son independientes del
tamao y clasificacin de las
partculas.
Tabla I.3 Comparacin de la porosidad entre las rocas carbonatadas y las
areniscas.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
14
Influencia de los Yacimientos por el Tipo de Trampa
II.1.2.3.1 Anticlinales
En estos casos la accin de la gravedad es la que origina el entrampamiento
de los hidrocarburos.
II.1.2.3.2 Penetracin de Domos Salinos
Puede ser ligado a fallas y/o discordancias.
II.1.2.3.3 Por Fallas
Las fallas pueden ocasionar una discontinuidad en las propiedades de flujo de
la roca y por ello la acumulacin de hidrocarburos.
II.1.2.3.4 Estratigrficos
En este caso la acumulacin de hidrocarburos es debida a los cambios de
facies y/o discordancias, a la disminucin de la permeabilidad y al
acuamiento.
II.1.2.3.5 Mixtos o Combinados
Intervienen ms de un tipo de los anteriores.
Trampas
Los hidrocarburos quedan confinados a la roca almacenadora debido a que
est rodeada por rocas impermeables (rocas sello- arcillas, sal, etc.-), que impiden el
paso del fluido, sirviendo as como cierre a su migracin o desplazamiento. A este
obstculo se le denomina trampa y se les clasifica segn el origen de las mismas.
Para entender el origen de las trampas volvamos a la formacin de los mantos
sedimentarios. Las capas de sedimentos se disponen en capas o estratos que
pueden o no ser paralelas, en sentido horizontal o inclinado. Sin embargo, estos
estratos se ven sometidos a fuertes presiones debidas a fuerzas propias de la
corteza terrestre que llegan a plegar, fracturar o inclinar estas capas. Las ms
visibles consecuencias de estos movimientos son las elevaciones de los terrenos que
pasado mucho tiempo llegan a conformar las montaas. Si el material de los estratos
no es muy rgido se formaran ondulaciones o pliegues, de lo contrario tender a
fracturarse formando las llamadas fallas. Igualmente algunos materiales blandos
tendern a desplazarse a travs de las fracturas de los rgidos. De acuerdo a la
forma final que tome el plegamiento o la falla se denominaran de diferente manera.
En la figura I.4 se muestran algunos ejemplos:
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
15
Fig. I.4 Tipos de trampas.
Al formarse estos plegamientos y fracturas las llamadas rocas almacenadoras del
petrleo y gas quedan limitadas por capas o materiales de menor permeabilidad o
rocas sello. As pues, pueden presentarse los siguientes tipos de trampas:
1. Trampa por plegamiento, figura I.5.
Fig. I.5 Trampa por plegamiento.
2. Trampa por domo salino, figura I.6.
Fig. I.6 Trampa por domo salino.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
16
3. Trampa por fallamiento, figura I.7.
Fig. I.7 Trampa por fallamiento.
Por supuesto estos esquemas son ideales y son muy variables las formas de los
yacimientos de los hidrocarburos. Igualmente el comportamiento de los yacimientos
difiere de acuerdo a la composicin de los componentes presentes en l. Los
depsitos de petrleo pueden estar acompaados de gas, de agua o de los dos. Las
diferencias de presin y energa dentro del yacimiento estn dadas por la presencia y
cantidad de uno y otro. Esto es de gran importancia para la explotacin del petrleo
ya que la presin y energa contenida en el yacimiento facilita su extraccin. El gas
puede estar disuelto en el petrleo o bien ocupar la parte superior del depsito
debido a su densidad. A medida que la presin disminuye dentro del yacimiento, el
gas se expande empujando el aceite a travs de los poros de la roca almacenadora,
con lo cual se genera una corriente hacia el pozo productor, de esta manera puede
extraerse entre un 40 y un 75 % del total del aceite originalmente contenido. En
muchos casos grandes masas de agua acompaan los yacimientos proporcionando
energa adicional que posibilita la extraccin del aceite y el gas. El agua se desplaza
hacia las zonas de menor presin desplazando el aceite y el gas de la parte inferior
del yacimiento con lo cual se produce una fuerza de empuje que mantiene la presin
dentro del yacimiento. El factor de recuperacin en este caso puede llegar a un 85%.
TRAMPAS
Las trampas representan receptculos cerrados y son cuerpos de rocas
almacenadoras completamente rodeadas hasta cierto nivel por rocas impermeables.
En otras palabras, una trampa es un obstculo que impide la migracin de los
hidrocarburos, quedando stos acumulados en ella.
Todas las trampas tienen un cierre, pero en los anticlinales es donde se manifiestan
con mayor claridad. El cierre es la distancia vertical entre la cuerva estructural
cerrada ms baja y la cima de la estructura. El cierre representa por lo tanto la
distancia mxima vertical en los hidrocarburos se pueden acumular en el
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
17
receptculo. Cualquier cantidad adicional de aceite abajo del cierre fluir sin entrar a
la estructura. Figura I.8.
Fig. I.8 Cierre estructural
Generalmente las trampas no estn totalmente llenas de aceite, encontrndose el
contacto agua-aceite dentro del cierre.
Clasificacin de las trampas.
Se han propuesto muchas clasificaciones de las trampas que incluyen una
amplia variedad de condiciones geolgicas en las que se acumulan el aceite y el gas.
Sin embargo, debido a los numerosos tipos de yacimientos es muy difcil establecer
una clasificacin que incluya a todos los tipos.
An as, se puede establecer una regla: el aceite y el gas se acumulan cuando la
migracin vertical y lateral es obstruida por una trampa o un cierre.
Las trampas se forman por condiciones estratigrficas que fueron establecidas
durante el tiempo del depsito de los sedimentos, por los cambios posteriores y
litificacin de los sedimentos, por deformaciones estructurales, o por combinacin de
dos o ms de estos factores.
Todas las clasificaciones han sido basadas en una o todos estos factores geolgicos;
sin embargo, se considera que una clasificacin gentica, relacionada al modo de
origen es preferible.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
18
CLASIFICACIN DE LAS TRAMPAS DE ACEITE Y GAS
(Figuras I.9 y I.10)
Segn Wilson (1934) incluido en Landes (1974)
I. Trampas Estructurales.
a. Sinclinales secos.
b. Anticlinales.
c. Domos salinos.
d. Hidrodinmicas.
e. Fallas.
II. Trampas por variacin de permeabilidad.
a. Permeabilidad variable por sedimentacin.
b. Permeabilidad variable causada por aguas subterrneas.
c. Permeabilidad variable por truncamiento y sello.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
19
Fig. I.9 Secciones de trampas geolgicas.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
20
Las trampas estructurales son el resultado de movimientos de la corteza terrestre.
Los anticlinales son los ms importantes, habiendo producido el 80% del petrleo
extrado de todos los campos del mundo.
A las trampas de variacin de permeabilidad tambin se les ha llamado
estratigrficas, sin embargo, este trmino no es muy apropiado debido a que un
estrato puede continuar lateralmente pero la permeabilidad no.
La acumulacin de aceite puede resultar de una trampa sola, de trampas mltiples o
trampas combinadas.
Una trampa sola puede estar representada por la acumulacin de aceite en un
anticlinal.
Ejemplos de trampas mltiples son la presencia de aceite debajo de un sello de
asfalto en una parte del campo, y en otra parte a lo largo de la cima de un anticlinal;
o una serie de pequeos domos sobrepuestos en un anticlinal grande.
El entrampamiento combinado no es igual que el mltiple. En el combinado todas las
trampas son mutuamente dependientes para efectuar el cierre.
La mayora de las acumulaciones clasificadas como de permeabilidad variable son
realmente debidas a una combinacin de permeabilidad errtica y posicin
estructural. Ejemplo: acumulaciones en anticlinales que contienen localmente zonas
estriles debidas a variacin de permeabilidad. En este caso, la acumulacin es
totalmente anticlinal, pero la distribucin est controlada por la porosidad local.
A este respecto, Wilson opina que los campos en que la porosidad es secundaria,
como en muchas calizas, no deben ser clasificados como estratigrficos.
El factor importante en este caso es saber si cuando se form la estructura exista
permeabilidad, o si sta se form posteriormente al plegamiento.
Otras clasificaciones incluyen las siguientes trampas: (Vanse figuras I.9 y I.10).
I. Estructurales.
a. Pliegues.
b. Domos.
c. Fallas.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
21
d. Fracturas.
II. Variacin de permeabilidad.
a. Cambios de facies.
b. Discordancias.
c. Diagnesis.
III. Combinadas.
IV. Hidrodinmicas.
V. Paleogeomrficas.
Sinclinal seco.
Un sinclinal cerrado, o una cuenca pueden actuar como trampas nicamente
en ausencia de agua, lo que es una condicin poco frecuente, al grado de que
muchos gelogos dudan de la existencia de dichas trampas.
De acuerdo con Heald, la investigacin de los campos sinclinales han fallado en
descubrir alguno en el que el agua y el aceite estn ausentes.
Anticlinales.
El 80% del petrleo extrado de los campos mayores del mundo proviene de
anticlinales. Los anticlinales muy largos no contienen aceite en su totalidad. Este se
encuentra en los domos o anticlinales superpuestos, estando las sillas ocupadas por
agua. Igualmente, no estn llenos hasta el punto de derrame.
Trampas producidas por sal.
Una trampa producida por sal, es producida por presiones en la corteza
terrestre que causan que los depsitos de sal normalmente estratificados fluyan
plsticamente lateralmente y hacia arriba, abombando primero los sedimentos
suprayacentes, y en algunas ocasiones rompindolos. (Figura I.11).
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
22
Fig. I.11 Formacin de un domo salino.
Las trampas as producidas son muy espectaculares y a pesar de su extraa
naturaleza y origen, han producido cantidades considerables de gas y aceite.
Trampas hidrodinmicas.
En muchos campos de aceite y gas, los contactos aceite-agua o gas-agua, no
es horizontal, fenmeno que no est relacionado a la topografa, sino ms bien a
depresiones intermontaas, donde la inclinacin del contacto tiendea ser ms
marcada. En la mayora de los campos conocidos, la produccin se extiende ms en
un flanco que en el otro, pero hay ejemplos en que la produccin total est en un solo
flanco abajo del eje del anticlinal. Sin embargo, cuando la inclinacin del contacto es
mayor que el echado de las capas los hidrocarburos salen del anticlinal, quedando
las estructuras lavadas.
Existen varias teoras para explicar los contactos inclinados. La menos probable es
que el aceite o el gas entrampados no pueden recobrar su nivel horizontal despus
del basculamiento regional de los receptculos, pues como ya se ha indicado
anteriormente, la viscosidad del aceite en el subsuelo es suficientemente baja como
para que con una adecuada permeabilidad de la roca almacenadora el aceite pueda
reajustarse a los cambios estructurales. Sin embargo, es probable que muchas
acumulaciones se queden inclinadas si se cierran los poros abajo del contacto agua-
aceite, despus de que ste ha sido inclinado. Esta explicacin es ms probable en
regiones planas alejadas de las montaas.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
23
Trampas por fallas.
El afallamiento desempea varios papeles en la acumulacin del aceite. Sin
duda, los planos de falla funcionan en algunas reas como canales para la migracin
del agua y el aceite y a veces pueden unir varios estratos productores para formar un
solo yacimiento; o bien, pueden permitir que el aceite se escape a la superficie
formando chapopoteras.
El que un plano de falla funcione como canal o como sello para formar una trampa
depende de varios factores, los ms importantes son: el tipo de falla y la litologa de
las rocas cortadas por la falla. Si el tipo de la falla y la fragilidad de la roca producen
brechas a lo largo del plano de falla, ste actuar como canal. Si se produce
pulverizacin y flujo plstico a lo largo del plano, se origina un sello.
Trampas por variacin de permeabilidad.
Si en una roca almacenadora con buena porosidad se produce una
desaparicin de la porosidad echado arriba, se forma una trampa propicia para
almacenar hidrocarburos. La terminacin de la permeabilidad puede ser abrupta, o
bien, puede ser gradual como en el caso de un cambio de facies. Esto es
principalmente debido a fenmenos estratigrficos y no diastrficos, a las
acumulaciones por variaciones de permeabilidad se les llama generalmente trampas
estratigrficas.
Influencia de Acuerdo al Tipo de Empuje Predominante.
Luego de haber realizado la perforacin, el pozo est en condiciones de
producir. En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento
por surgencia natural, lo que no ocurre en la mayora de las perforaciones.
Dependiendo de varias circunstancias, tales como la profundidad del yacimiento, su
presin, la permeabilidad de la roca reservorio, etc., el fluido llegar a la superficie
con caudales satisfactorios o no satisfactorios.
Los fluidos de un yacimiento petrleo, gas, agua- entran a los pozos
impulsados por la presin a los que estn confinados en el mismo. Si la presin es
suficiente, el pozo resultar "surgente": produce sin necesidad de ayuda. Pero en la
mayora de los casos esta surgencia natural decrece y el pozo deja de producir: el
pozo est ahogado. Para proseguir con la extraccin se procede a la utilizacin de
mtodos artificiales de bombeo.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
24
Los yacimientos tienen tres tipos principales de "empujes naturales", a saber:
Empuje por gas disuelto (disolved-gas drive). La fuerza propulsora es el gas disuelto
en el petrleo que tiende a escapar y expandirse por la disminucin de presin. La
recuperacin final suele ser inferior al 20%.
Empuje de una capa de gas (gas-cap drive). Cuando el gas acumulado sobre el
petrleo e inmediatamente debajo del techo de la trampa genera un empuje sobre el
petrleo hacia los pozos. La recuperacin de un campo con capa de gas es del
40/50%.
Empuje hidrosttico (water drive). La fuerza impulsora ms eficiente para provocar la
expulsin del petrleo del yacimiento es el empuje del agua acumulada debajo del
petrleo. La recuperacin en un yacimiento con este tipo de empuje explotado
racionalmente puede llegar al 60%.
El mecanismo de surgencia natural es el ms econmico, ya que la energa es
aportada por el mismo yacimiento. Los controles de la produccin se realizan en la
superficie por medio del llamado "rbol de Navidad", compuesto por una serie de
vlvulas que permiten abrir y cerrar el pozo a voluntad. La surgencia se regula
mediante un pequeo orificio cuyo dimetro depender del rgimen de produccin
que se quiera dar al pozo.
Recuperacin primaria o mecanismos naturales de recuperacin en
yacimientos de aceite y gas3.
Al descubrirse un yacimiento o campo, se procura recopilar una gran cantidad de
informacin del mismo y se realizan varios estudios a la formacin productora, entre
ellos: Ncleos y sus correspondientes estudios en laboratorio, diferentes tipos de
registros geofsicos y de produccin, muestras del aceite y gas a condiciones
originales, para realizar anlisis PVT, pruebas de produccin a los pozos, clculos de
los ndices de productividad y potencial de los pozos y adems, se llevan a cabo
varios tipos de anlisis de curvas de presin. Todos estos trabajos, con el objetivo de
evaluar el potencial petrolero del nuevo descubrimiento y conocer de manera inicial
sus caractersticas, desde el punto de vista de la ingeniera de yacimientos.
Posteriormente, a travs de la perforacin de pozos delimitadores en el nuevo
yacimiento, se puede conocer mejor su tamao, en trminos del posible volumen
original in situ que contenga. Adems, se llegan a determinar caractersticas
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
25
adicionales, como la profundidad de un contacto aceite-agua si es que existe, lo
mismo que se trata de definir si hay una capa de gas en la parte superior. Con esta
informacin, se empieza a identificar el mecanismo natural de produccin que puede
existir en el yacimiento o la combinacin de mecanismos que pudieran tenerse; esto
ltimo es lo que realmente ocurre en la mayora de los campos.
Existen cinco mecanismos naturales de recuperacin primaria en los yacimientos:
a. Empuje por gas disuelto.
b. Empuje por la capa de gas.
c. Empuje por expansin de la roca.
d. Empuje hidrulico (por efecto del acufero).
e. Empuje por segregacin gravitacional.
A continuacin se describirn brevemente algunas de las caractersticas de cada uno
de estos empujes que se presentan en los yacimientos.
Empuje por gas disuelto.
En este tipo de empuje en el yacimiento, el principal mecanismo que opera en
la formacin productora es la expansin del aceite y del gas disuelto originalmente en
el mismo. Es decir, el incremento de los volmenes de fluido durante el proceso de
reduccin de la presin en el yacimiento es equivalente a la produccin que se
obtiene.
Lo anterior es particularmente cierto, en los casos donde el yacimiento es
bajosaturado. Es decir, se encuentra a una presin arriba de la presin de saturacin
o de burbuja, que es como se le conoce.
En la Grfica 1, se muestra una curva de porcentaje de reduccin de la presin
original, contra la recuperacin en porcentaje del volumen original in situ en el
yacimiento, en campos donde el empuje dominante es por gas disuelto. Como se
observa, se calcula que en los mejores casos, se podra obtener hasta 22% de factor
de recuperacin. Sin embargo, hay que tomar en cuenta que esta es una grfica
terica, calculada a travs de las ecuaciones de balance de materia, por lo que los
factores reales de recuperacin podran ser menores a los que se presentan.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
26
Empuje por la capa de gas.
En muchos casos de campos descubiertos en el mundo, se determin que ya
exista una capa de gas al inicio de su explotacin, por lo que uno de los
mecanismos de empuje se reconoce que es debido a esta capa de gas.
Por otro lado, si el yacimiento ha reducido su presin original hasta niveles por
debajo de la presin de saturacin, se dice que el aceite contenido en el mismo se
encuentra saturado y por tanto, se va a empezar a desprender gas libre en la
formacin; dependiendo del espesor de la misma y el echado que tenga (inclinacin
de la formacin), se puede generar una capa de gas que se conoce como casquete
de gas secundario.
El empuje que se genera para producir el aceite debido a la capa de gas descrita,
puede llegar a ser el mecanismo preponderante de produccin en el yacimiento y en
combinacin con otros mecanismos de empuje, definir el nivel de factor de
recuperacin que puede llegar a obtener.
En la Grfica 1 se presenta la curva que seala el comportamiento de la reduccin
de la presin si el yacimiento tiene este empuje, contra la recuperacin en porcentaje
del volumen original in situ. Como se observa, en las mejores situaciones, se podra
obtener un factor de recuperacin de casi 30%.
Empuje por la expansin de la roca.
La produccin de aceite y gas del yacimiento genera una reduccin de la
presin de los fluidos en el mismo, lo que a su vez implica un aumento en la presin
de sobrecarga en la formacin. Este aumento de presin en los granos de la
formacin causa su compactacin y a su vez podra llevar a ocasionar una
subsidencia en la superficie, lo cual se ha observado en algunos campos en el
mundo.
Por tanto, el mecanismo por expansin de la roca, tambin conocido como
mecanismo de compactacin, expulsa el aceite y gas debido a la reduccin del
volumen poroso en el yacimiento. Sin embargo, es importante destacar que este
mecanismo solo es relevante si la compresibilidad de la formacin es grande, lo cual
sucede en las formaciones constituidas por carbonatos.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
27
El efecto de este mecanismo de empuje se ha determinado mejor en yacimientos
ms bien superficiales y que se encuentran a menos de 2000 metros de profundidad.
En la Grfica 1, se muestra cual podra ser la recuperacin si solo existiera el empuje
por expansin de la roca y fluidos, contra la disminucin de la presin en el
yacimiento. Como se observa podra obtenerse cuando mucho un 4% de factor de
recuperacin, si solo existiera este empuje en el yacimiento, lo cual es poco
probable.
Empuje hidrulico (por efecto del acufero).
El empuje natural por efecto del acufero, tambin conocido como empuje
hidrulico, ocurre en los yacimientos que tienen un acufero asociado y se empieza a
presentar una vez que se reduce la presin en el yacimiento, lo que permite que el
agua en el acufero se expanda y fluya dentro de la zona de aceite del mismo.
Este mecanismo de desplazamiento en los yacimientos, es de los ms eficientes,
dependiendo del tipo de formacin de que se trate. De hecho, los factores de
recuperacin ms altos que se han observado en varios yacimientos alrededor del
mundo, casi siempre han estado asociados a un empuje hidrulico considerable.
Se puede observar en la Grfica 1, que este empuje hidrulico es de los ms
eficientes y se podran obtener factores de recuperacin de alrededor de 50%, en
algunos campos.
Empuje por segregacin gravitacional.
Este empuje no es muy comn que se presente en los yacimientos, pero
cuando se tiene, es el mecanismo de produccin ms eficiente que se ha encontrado
en los yacimientos alrededor del mundo. Esencialmente, est relacionado con el
empuje por capa de gas secundaria, ya que la segregacin gravitacional se relaciona
normalmente con yacimientos de grandes espesores o que tienen un echado
considerable, lo que permite que por gravedad los fluidos pesados vayan a ocupar
las partes bajas del mismo y que el gas, al ser ms ligero tienda a ocupar la parte
superior. Al lograrse esto dentro de este tipo de yacimientos, la capa de gas opera de
manera muy eficiente, ya que hace el efecto de un pistn que empuja el aceite y los
fluidos ms pesados hacia abajo.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
28
Existen en varios pases, casos de yacimientos con este tipo de empuje y
normalmente se ha logrado obtener de ellos factores de recuperacin muy elevados,
debido a la manera tan eficiente que opera la segregacin gravitacional.
En la Grfica 1, se puede distinguir que en el caso del empuje por segregacin
gravitacional, se podran obtener factores de recuperacin de alrededor del 60%.
Finalmente, se debe recordar, como ya se mencion anteriormente que rara
vez se presenta en los yacimientos solo uno de estos empujes descritos a lo largo de
su vida. Por esta razn, las mejores prcticas en la administracin de yacimientos
tienen que dedicar un esfuerzo y tiempo considerable a la obtencin de informacin
de los mismos, para definir los mecanismos de empuje preponderantes y poder
aprovecharlos a plenitud y as obtener los mayores factores de recuperacin
posibles, al menos en la etapa de recuperacin primaria.
Grfica 1. Influencia de los mecanismos primarios de recuperacin en la presin del yacimiento
y en la eficiencia de recuperacin de aceite*.
* Fuente: Integrated Petroleum Management, Satter and Thakur, Pennwell Books, 1994.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
29
Cuando la energa natural que empuja a los fluidos deja de ser suficiente, se recurre
a mtodos artificiales para continuar extrayendo los hidrocarburos.
Caractersticas de los yacimientos con empuje de agua18.
Un yacimiento con empuje de agua es aquel en el que la fuente predominante
de energa para producir el aceite es el avance del agua procedente de un acufero
asociado. Si otro mecanismo aporta una cantidad significativa de energa, se
considera que el yacimiento esta bajo un empuje combinado.
La principal fuente de energa en este tipo de yacimientos, es la combinacin de la
expansin de la roca y del agua en un acufero que suple la afluencia del agua hacia
el yacimiento. En algunos casos, el acufero es reabastecido por aguas desde la
superficie, por lo que la afluencia no es enteramente obra de la expansin. El empuje
de agua puede proceder del flanco o de ms abajo del yacimiento.
La produccin tambin puede verse favorecida por la expansin del aceite, ya que la
presin del yacimiento debe caer antes que empiece la afluencia del agua. Esto es
tambin lo ms importante al comienzo de la vida del yacimiento cuando la cada de
presin es ms alta.
En resumen, se puede decir que las caractersticas ms importantes de los
yacimientos con empuje de agua son las siguientes:
La presin del yacimiento permanece alta.
La relacin gas-aceite permanece baja.
Hay una temprana produccin de agua y sta aumenta considerablemente.
En los pozos hay flujo natural hasta tanto la produccin de agua sea excesiva.
El factor de recuperacin es de 35 a 75% del POES.
Un mecanismo de empuje en un yacimiento puede ser definido como una forma
diferente de energa dentro de un yacimiento causando la expulsin o produccin de
sus fluidos. El mecanismo de empuje depender del yacimiento.
El comportamiento general del yacimiento es determinado por la energa natural y los
mecanismos de empuje disponibles para el movimiento de los hidrocarburos hacia el
pozo. Bsicamente hay cinco mecanismos de empuje que proveen la energa natural
necesaria para la recuperacin de los hidrocarburos:
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
30
1. Empuje por expansin de la roca y los lquidos.
2. Empuje por gas disuelto liberado.
3. Empuje por casquete de gas.
4. Empuje hidrulico.
5. Empuje por segregacin gravitacional.
6. Empujes combinados.
Cada mecanismo de desplazamiento, de empuje o de produccin, depender del tipo
de yacimiento, el nivel de presin que se tenga en el mismo y de los hidrocarburos
existentes.
Expansin de la roca y los fluidos.
Los hidrocarburos que se encuentran atrapados en el yacimiento, pueden ser
movidos hacia los pozos productores y as extraerlos; este movimiento de
hidrocarburo puede ser originado por los procesos fsicos que ocurren, generalmente
combinados, como son: la expansin de la roca, expansin del agua de formacin o
congnita, expansin del aceite con su gas disuelto y expansin del gas disuelto
liberado.
Las expansiones de la roca y los fluidos ocurren en los yacimientos de aceite
bajosaturados, hasta que se alcanza la presin de saturacin; estas expansiones dan
lugar a la expulsin del aceite hacia los pozos productores. Dada la baja
compresibilidad del sistema, el ritmo de declinacin de la presin con respecto a la
extraccin, es muy pronunciado.
La liberacin del gas disuelto en el aceite ocurre en la tubera de produccin, al nivel
en el que se obtiene la presin de saturacin. La relacin gas-aceite produccin RGA
permanece, por lo tanto, constante durante esta etapa de explotacin, e iguala la Rsi.
La saturacin de aceite prcticamente no vara. La porosidad y la permeabilidad
absoluta disminuyen ligeramente, as como la viscosidad y la densidad del aceite. El
factor de volumen del aceite aumenta tambin en forma muy ligera.
Realmente, la expansin de la roca y los lquidos sigue presentndose en tanto siga
ocurriendo un abatimiento de presin.
Empuje de gas disuelto liberado.
Cuando la presin se reduce en el yacimiento hasta alcanzar la presin de
saturacin, parte del gas que se encuentra en el aceite es liberado, por lo que el
mecanismo de desplazamiento se deber, primordialmente, al empuje de gas
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
31
disuelto liberado; como ya se indic, si bien es cierto que tanto el agua intersticial y la
roca continuarn expandindose, su efecto resulta pequeo, puesto que la
compresibilidad (o expansionabilidad) del gas es mucho mayor que la de los otros
componentes de la formacin. El gas liberado no fluye inicialmente hacia los pozos,
sino que se acumula en forma de pequeas burbujas aisladas, las cuales por motivo
de la declinacin de la presin, llegan a formar posteriormente una fase continua,
que permitir el flujo de gas y aceite hacia los pozos, como se muestra en la
figura I.12.
Fig. I.12 Empuje de aceite por gas disuelto liberado.
La saturacin de gas mnima para que ocurra flujo del mismo se denomina
saturacin de gas crtica. Durante esta etapa, en la que la saturacin de gas es
menor que la crtica, la relacin gas-aceite producida disminuye ligeramente, ya que
el gas disuelto en el aceite, que se libera, queda atrapado en el yacimiento. El gas
liberado llena totalmente el espacio desocupado por el aceite producido. La
saturacin de aceite disminuir constantemente, a causa de su produccin y
encogimiento por la liberacin del gas disuelto; por lo tanto, mientras que la
permeabilidad al aceite disminuye continuamente, la permeabilidad al gas
aumentar.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
32
El gas fluir ms fcilmente que el aceite, debido a que es ms ligero, menos viscoso
y que en su trayectoria se desplaza por la parte central de los poros (bajo
condiciones equivalentes, su movilidad es mucho mayor que la del aceite). De eta
manera, la relacin gas-aceite que fluye en el yacimiento aumentar constantemente
y la relacin gas-aceite producida en la superficie mostrar un progresivo incremento,
hasta que la presin del yacimiento se abata substancialmente. Cuando esto ocurra,
la presin medida en la superficie disminuir, debido a que a presiones bajas, los
volmenes de gas en el yacimiento se aproximan a los volmenes medidos en la
superficie.
Cuando este mecanismo se presenta en yacimientos cerrados, la produccin de
agua es muy pequea o nula. Las recuperaciones finales por empuje de gas disuelto
liberado son casi siempre bajas, variando generalmente entre el 5 y 35 % del aceite
contenido a la presin de saturacin.
Cuando este mecanismo de desplazamiento ocurre en yacimientos que no presentan
condiciones favorables de segregacin, la recuperacin es totalmente independiente
del ritmo de extraccin.
Empuje por gas libre.
El empuje por casquete de gas consiste en una invasin progresiva de la zona
de aceite por gas, acompaada por un desplazamiento direccional del aceite fuera de
la zona de gas libre y hacia los pozos productores como se observa en la figura I.13.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
33
Fig. I.13 Representacin del mecanismo de empuje en un yacimiento con casquete de gas.
Los requerimientos bsicos son que:
a. La parte superior del yacimiento contenga una alta saturacin de gas.
b. Exista un continuo crecimiento y agrandamiento de la zona ocupada por el
casquete de gas.
La zona de gas libre requerida puede presentarse de tres maneras:
1. Existir inicialmente en el yacimiento como casquete.
2. Bajo ciertas condiciones, puede formarse por la acumulacin de gas liberado
por el aceite, al abatirse la presin del yacimiento, a consecuencia de la
segregacin gravitacional.
3. La capa de gas puede crearse artificialmente por inyeccin de gas en la parte
superior del yacimiento, si existen condiciones favorables para su
segregacin.
El mecanismo por el cual el aceite se recupera bajo este proceso se entiende
fcilmente, considerando primero la naturaleza del desplazamiento cuando la presin
del yacimiento se mantiene constante por inyeccin de gas, y analizando a
continuacin las diferencias que surgen cuando se permite la declinacin de la
presin del yacimiento. Es obvio que si la presin del yacimiento se mantiene en su
valor original, el gas inyectado no tiene acceso a la zona de aceite, excepto atrs o
en el frente de avance del gas libre y por lo tanto, la parte inferior de la estructura
conserva sus condiciones originales de saturacin de aceite, hasta que se invade por
el gas inyectado. La produccin de aceite proviene de los pozos localizados en la
zona de aceite, pero el aceite producido es reemplazado, por lo que se mueve
adelante del frente del gas. En esta forma el proceso obliga al aceite a moverse
hacia la parte inferior del yacimiento.
La ventaja de este mecanismo consiste en que provoca, mediante una adecuada
localizacin y terminacin de los pozos, la obtencin de producciones de aceite de la
seccin del yacimiento que no contiene gas libre, retenindose en la parte superior
del yacimiento el gas libre que se utiliza para desplazar el aceite, como se muestra
en la figura I.14.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
34
Fig. I.14 Desplazamiento por casquete de gas.
Sin inyeccin de gas, el empuje por capa de gas tendr lugar en virtud de la
expansin del gas del casquete, debido a la declinacin de la presin. Si el volumen
del gas libre inicialmente presente en el yacimiento es grande, comparado con el
volumen total original de aceite, y si no se produce gas libre durante la explotacin, la
declinacin de presin requerida para la invasin total de la zona de aceite por el
casquete de gas, ser ligera y el comportamiento del yacimiento se aproximar al
obtenido con inyeccin de gas. Si por otra parte, el volumen de la capa de gas es
relativamente pequeo, la presin del yacimiento declinar a mayor ritmo,
permitiendo la liberacin del gas disuelto y el desarrollo de una saturacin de gas
libre en la zona de aceite. Cuando la saturacin de gas libre forme una fase continua,
su exclusin de los pozos productores ser imposible y el mecanismo de
desplazamiento se aproximar al empuje por gas disuelto.
La recuperacin final en yacimientos con capa de gas vara normalmente del 20 al
40% del aceite contenido originalmente, pero si existen condiciones favorables de
segregacin, se pueden obtener recuperaciones finales del orden del 60% o ms.
La figura I.15 muestra que el crecimiento de la capa de gas permite la recuperacin
de ms aceite; m representa la relacin volumen inicial de la capa de gas @c.y. y el
volumen inicial de la zona de aceite @c.y.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
35
Fig. I.15 Efecto en la recuperacin final de aceite por el crecimiento del casquete de gas.
Empuje por entrada de agua.
El desplazamiento por invasin de agua es en muchos sentidos similar al del
casquete de gas. El desplazamiento de los hidrocarburos por el agua tiene lugar
atrs del aceite y en la interfase agua-aceite mvil. En este proceso, el agua invade y
desplaza al aceite, progresivamente, desde las fronteras exteriores del yacimiento
hacia los pozos productores. Si la magnitud del empuje hidrulico es lo
suficientemente fuerte para mantener la presin del yacimiento o permitir un ligero
abatimiento de ella, entonces el aceite recuperable ser casi totalmente recuperado
por desplazamiento con agua, puesto que no habr liberacin de gas en solucin o
dicha liberacin ser pequea y as mismo el desplazamiento que ocasione.
Los requerimientos bsicos para este proceso son:
1. Una fuente adecuada que suministre agua en forma permanente al
yacimiento.
2. Una presin diferencial entre la zona del aceite (yacimiento) y la zona de agua
(acufero) que induzca y mantenga la invasin.
El empuje hidrulico puede ser natural o artificial. Para que se presente en forma
natural debe existir, junto a la zona productora, un gran volumen de agua en la
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
36
misma formacin, sin barreras entre el aceite y el agua, y la permeabilidad de la
formacin para facilitar su filtracin adecuada.
La formacin acufera puede algunas veces alcanzar la superficie. En este caso la
fuente del agua de invasin podr disponerse a travs del agua superficial, por el
afloramiento, como se muestra en la figura I.16. Esta condicin no es muy comn;
generalmente, la invasin de agua tiene lugar por la expansin de la roca y el agua
en el acufero, como resultado de la declinacin de presin transmitida desde el
yacimiento. Debido a que las compresibilidades de la roca y el agua son muy
pequeas, un empuje hidrulico regular requerir de un acufero extenso, muchas
veces mayor que el yacimiento.
Fig. I.16 Representacin del empuje de aceite por un acufero natural que tiene un afloramiento.
Tan pronto como el agua invade una seccin de la zona de aceite y desplaza algo de
l, la saturacin de agua aumenta, la formacin adquiere e incrementa su
permeabilidad al agua y sta tiende a fluir junto con el aceite.
Como agente desplazante el agua tiene una ventaja sobre el gas, ya que debido a su
menor movilidad (mayor viscosidad), un volumen de agua introducido en el espacio
poroso desalojar ms aceite que el mismo volumen de gas y se acumular tambin
en mayor grado, mostrando menos tendencia que el gas a fluir a travs del aceite.
Despus que la interfase o contacto agua-aceite alcanza un pozo, su produccin de
agua aumenta progresivamente. El proceso se termina al abandonar el yacimiento
cuando se invaden los pozos superiores y su produccin disminuye a un nivel tal que
la recuperacin deja de ser costeable.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
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En la mayora de los yacimientos agotados por empuje de agua, la presin del
yacimiento se conserva a un nivel relativamente alto cuando se abandona su
explotacin.
La relacin gas-aceite producida en yacimientos con empuje hidrulico efectivo no
sufre cambios substanciales, debido a que al mantenerse alta la presin, se evita la
liberacin del gas disuelto y su distribucin en la produccin.
Las recuperaciones finales varan normalmente ente el 35 y el 75 % del volumen
original de aceite en el yacimiento. Las recuperaciones bajas corresponden a
yacimientos heterogneos o con aceite viscoso.
En yacimientos con empuje hidrulico, la recuperacin final es sensible al ritmo de
explotacin. Si los gastos son altos, el depresionamiento propiciar la liberacin de
gas y el desplazamiento con agua se efectuar en presencia de una fase gaseosa.
En estas condiciones, la saturacin de aceite residual puede reducirse
substancialmente. Esta reduccin proporciona una recuperacin de aceite mayor que
la obtenida con invasin de agua donde no existe una fase gaseosa. El
desplazamiento con agua, en una formacin parcialmente saturada de gas, da lugar
al desarrollo de una zona de alta saturacin de aceite (banco de aceite), formada
delante del agua de invasin. El banco de aceite desplaza parte de la fase de gas
mvil inicial, dejando al gas residual atrapado distribuido en los poros en forma de
burbujas discontinuas o filamentos. El aceite es desplazado posteriormente por el
agua, en presencia de la fase gaseosa inmvil. En la figura I.17 se presenta la
secuencia del sistema de desplazamiento descrito.
Fig. I.17 Desplazamiento con agua en una formacin parcialmente saturada de gas.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
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Segregacin gravitacional.
La segregacin gravitacional, o drene por gravedad, puede clasificarse como
un mecanismo de empuje; sin embargo, se considera ms bien como una
modificacin de los dems. La segregacin gravitacional es la tendencia del aceite,
gas y agua a distribuirse en el yacimiento de acuerdo con sus densidades, como lo
muestra la figura I.18. El drene por gravedad puede participar activamente en la
recuperacin de aceite; por ejemplo, en un yacimiento bajo condiciones favorables
de segregacin, gran parte del gas liberado fluir a la parte superior del yacimiento,
en vez de ser arrastrado hacia los pozos por la fuerza de la presin, contribuyendo
as la formacin o agrandamiento del casquete de gas y aumentando la eficiencia
total del desplazamiento, que bajo las condiciones citadas puede ser hasta del orden
del 80 % del volumen original.
Fig. I.18 Distribucin inicial de los fluidos en un yacimiento de hidrocarburos.
Los yacimientos presentan condiciones propicias a la segregacin de sus fluidos,
cuando poseen espesores considerables y/o alto relieve estructural, alta
permeabilidad y cuando los gradientes de presin aplicados no gobiernan totalmente
el movimiento de los fluidos.
La recuperacin en yacimientos donde existe segregacin de gas y/o de gua, es
sensible al ritmo de produccin; mientras menores sean los gastos, menores sern
los gradientes de presin y mayor la segregacin. Si se establece en un yacimiento
contra flujo de aceite y gas, se desarrollar una capa de gas y la relacin gas-aceite
producida mostrar una disminucin.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
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Otros tipos de empuje, incluyendo combinacin de mecanismos.
La mayora de los yacimientos quedan sometidos durante su explotacin a
ms de uno de los mecanismos de desplazamiento explicados, por ejemplo: un
yacimiento grande puede comportarse inicialmente como productor por empuje de as
disuelto. Despus de un corto periodo de produccin, la capa de gas asociado acta
efectivamente y contribuye substancialmente a desplazar aceite; posteriormente y
despus de una extensa extraccin, la presin del yacimiento caer lo suficiente
como para establecer la entrada de agua al acufero, de modo que el empuje por
agua se presentar como parte importante del mecanismo de desplazamiento, como
lo muestra la figura I.19.
Fig. I.19 Combinacin de empujes en un yacimiento de hidrocarburos.
Dos combinaciones de empuje pueden estar presentes en el yacimiento. Estas son el
empuje por gas disuelto liberado y un menos empuje de agua y el empuje por gas
disuelto liberado con una parte pequea del casquete de gas y mnimo empuje de
agua. La segregacin gravitacional puede jugar un papel importante en cualquiera de
los empujes mencionados.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
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Tipo de Fluidos Almacenados.
Es una prctica comn clasificar a los yacimientos petroleros de acuerdo a las
caractersticas de los hidrocarburos producidos y a las condiciones a las cuales se
encuentra en el subsuelo, tales como el color del lquido, densidad relativa y relacin
gas-aceite; sin embargo esta clasificacin resulta poco precisa, pues no siempre se
puede definir un yacimiento con estos parmetros.
Se ha observado que una mejor clasificacin es obtenida si se consideran las fases y
la composicin de la mezcla de hidrocarburos, a la temperatura y presin del
yacimiento. As, existen cinco tipos de fluidos bsicos. Estos generalmente son
llamados de aceite negro, de aceite voltil (ligero), de gas seco, de gas hmedo y de
gas retrgrado (gas y condensado).
Aceite negro.
El aceite negro est constituido por molculas grandes, pesadas y no voltiles
principalmente, su diagrama de fases cubre un amplio rango de temperaturas. El
punto crtico est en la parte ms alta sobre la pendiente de la envolvente. La
temperatura de estos yacimientos es menor a la temperatura crtica.
En la figura I.20 se muestra un diagrama de fase tpico de un aceite negro. La lnea
123, muestra el comportamiento de aceite dentro del yacimiento durante su
explotacin. Cuando las condiciones de presin y temperatura originales se
encuentra sobre el segmento 12, se dice que el yacimiento es bajosaturado; si la
presin es menor a la de la curva de burbujeo, es decir que se encuentra sobre la
lnea 23, el yacimiento es saturado.
Fig. I.20 Diagrama de fase tpico de un aceite negro, con lnea de reduccin de presin
isotrmica, 123, y condiciones en el separador.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
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Aceite voltil.
El diagrama de fase para un aceite voltil es un poco diferente al de un aceite
negro. El rango de temperatura cubierto por la envolvente es menor, de hecho la
temperatura crtica es mucho menor, aunque es mayor a la temperatura del
yacimiento.
En la figura I.21 se muestra un diagrama de fase para un aceite ligero. La lnea
vertical indica el comportamiento del fluido dentro del yacimiento durante la
explotacin. Las lneas de calidad indican que el porcentaje de lquido se reduce
rpidamente con el decremento de la presin.
Fig. I.21 Diagrama de fase tpico de un aceite voltil, con lnea de reduccin de presin
isotrmica y condiciones en el separador.
Gas seco.
El gas seco est constituido por aproximadamente 95% de gas metano. La
figura I.22 muestra un diagrama de fase de un gas seco. En el diagrama se observa
que la mezcla de hidrocarburos es solo gas, tanto a condiciones de yacimiento como
a condiciones de separador.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
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Fig. I.22 Diagrama de fase tpico de un gas seco, con lnea de reduccin de presin isotrmica y
condiciones en el separador.
Gas hmedo
En una mezcla de hidrocarburos de gas hmedo predominan las molculas
ms ligeras. Su diagrama de fase tpico, mostrado en la figura I.23, muestra que
dentro del yacimiento se tiene solamente gas durante su explotacin. Sin embargo, a
condiciones de separador se encuentra dentro de la envolvente, causando la
formacin de lquidos en superficie.
Fig. I.23 Diagrama de fase tpico de un gas hmedo, con lnea de reduccin de presin
isotrmica y condiciones en el separador.
Gas retrgrado.
El gas retrgrado, conocido tambin como gas y condensado tiene un
comportamiento ms complejo. En yacimientos de gas y condensado, la temperatura
del yacimiento es mayor que la temperatura crtica y menor que la temperatura de la
cricondenterma, punto 1 en la figura I.24. Con la reduccin de la presin se alcanza
el punto de roco, punto 2, si se reduce ms la presin, el gas comenzar a
condensarse, formando lquidos dentro del yacimiento. ste lquido, generalmente no
alcanza la saturacin crtica y por lo tanto no es producido.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
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Fig. I.24 Diagrama de fase tpico de un gas retrgrado, con lnea de reduccin de presin
isotrmica y condiciones en el separador.
II.2 Heterogeneidades del Yacimiento
La mayora de los yacimientos se forman durante un largo proceso en el que
abarcan una gran variedad de ambientes sedimentarios, tanto en tiempo como
espacio. Como resultado de la reorganizacin fsica y qumica, como la
compactacin, solucin, dolomitizacin y la cementacin; las caractersticas del
yacimiento cambian con el tiempo.
En la mayora de los casos, la heterogeneidad de los yacimientos depende del
ambiente de depsito y de los eventos posteriores, as como la naturaleza de las
partculas.
II.2.1 Tipos de Heterogeneidades en el Yacimiento
Son varios los aspectos que se encuentran relacionados a la heterogeneidad
de un yacimiento. Se clasificarn en tres principales categoras: variacin vertical,
variacin areal, y fracturas a escala de yacimiento.
II.2.4 Fracturas a Escala de Yacimiento y Permeabilidad Direccional
Las fracturas en el yacimiento o planos de fractura cerrada, son muy
frecuentes en los yacimientos de aceite. Diversos autores se dieron a la tarea de
deducir la orientacin de estas fracturas a partir del anlisis transitorio de la presin.
El ingeniero de yacimientos debe de estar consciente de que los yacimientos que
tienen una pequea indicacin de fracturas durante la declinacin primaria, pueden
tener fracturas iniciales o planos de poca fuerza que se manifiestan en s mismos
cuando se aplica presin por inyeccin.
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
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El predominio de la evidencia muestra que estas fracturas no son horizontales, pero
por lo general tienen una orientacin cercana a la vertical, por lo que pueden
presentar interacciones altamente direccionales para desviar el aceite en gran parte
de la matriz de la roca.
En general, el efecto de la permeabilidad direccional es ms pequeo en
comparacin con las variaciones regionales en la permeabilidad. El efecto de la
permeabilidad direccional puede despreciarse frecuentemente para casos prcticos.
II.3.5 Zonacin Geolgica
De las propiedades de la roca, slo la permeabilidad est involucrada en los
procedimientos citados anteriormente. La manera correcta de caracterizar la
estratificacin de la permeabilidad de un yacimiento es tomando en cuenta cualquier
informacin geolgica disponible.
Esta informacin debe incluir anlisis de ncleos, registros de pozos y anlisis de
litologa de ncleos. Con esta informacin, y el concepto de que las arenas se
depositan en capas, las cuales tienen cambios en el espesor y propiedades
litolgicas semejantes, se puede correlacionar un nmero de zonas a travs de esa
porcin del yacimiento de arenas.
II.3.6 Flujo Cruzado Entre Capas
Diversos mtodos para predecir el comportamiento de recuperacin de aceite,
asumen que las capas en el yacimiento son continuas de un pozo a otro, uniformes
en propiedades, y aisladas entre s, excepto en el fondo del pozo. Varios
yacimientos, satisfacen el concepto de capas impermeables conformadas por lneas
de lutitas.
II.4 Eficiencia de Desplazamiento Volumtrico como el Producto de la Eficiencia
Areal y Vertical
La eficiencia de desplazamiento puede considerarse conceptualmente como el
producto de las eficiencias de barrido areal y vertical. Considere un yacimiento con
cierto espesor, porosidad uniforme y con una saturacin de hidrocarburos, pero que
consiste de varios estratos. Para un proceso de desplazamiento en el yacimiento,
puede ser expresada como:
FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I
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En donde es la eficiencia de desplazamiento areal en un modelo idealizado de un
yacimiento, rea barrida entre el rea total del yacimiento, es eficiencia de
desplazamiento vertical, espacio poroso invadido por el fluido inyectado dividido