ReservorioAcumulación de hidrocarburos en un medio poroso permeable constituido por rocas sedimentarias.Un yacimiento o campo petrolífero puede estar constituido por varios reservorios situados a diferentes profundidades, con distintas presiones y temperaturas.

La mayor parte de los compuestos químicos de los hidrocarburos están formados por carbono e hidrógeno.

Contribuyen al estudio del reservorio la caracterización geológica, los perfilajes a pozo abierto y entubado, ensayos de laboratorio realizados sobre testigos de roca y sobre los fluidos del reservorio y las mediciones de presión realizada durante los ensayos de pozos, entre otros.

La teoría mas aceptada supone que el origen del petróleo es orgánico por descomposición de seres microscópicos, animales y vegetales.

El petróleo y el gas aparecen en lechos sedimentarios depositados durante todas las eras geológicas.

La transformación de la materia orgánica se produce en tres etapas Diagénesis. (< 500 m) Los microorganismos se convierten en

kerógeno Catagénesis. (1000 < 5000 m) Ruptura del kerógeno por

aumento de temperatura Metagénesis. A mayor profundidad el kerógeno residual se

transforma en carbón y metano

El proceso de compactación de los sedimentos se denomina litificación.

El petróleo y el gas generado se mueven, migrando desde las rocas más compactas hacia rocas más permeables debido a gradientes de presión o procesos de difusión.

Migración primaria.- Es el transporte y alojamiento de los hidrocarburos dentro de la roca madre o fuente que los generó.

Migración secundaria.- Es el traslado desde la roca madre hacia rocas mas permeables donde quedan finalmente entrampados.

La formación de rocas sedimentarias es estudiada por una materia de la Geología denominada Sedimentología.

La mayor parte de las reservas en grandes yacimientos pertenecen a areniscas (las areniscas están constituidas principalmente por granos de cuarzo cementados por material silíceo, arcilloso calizo u otros).Del resto, constituidos por calizas (formadas por precipitación de las sustancias químicas que las componen), los más importantes se encuentran en los países árabes.

Levorsen, en su libro Geología del Petróleo, clasifica a las rocas sedimentarias, por su origen, en rocas clásticas, rocas químicas y misceláneas.

Las rocas clásticas se subdividen de acuerdo a su tamaño en :Areniscas (0.06-2 mm), Limos o cienos (0.004-0,06 mm), Arcillas (<0.004mm), Guijarros o cantos rodados (2-64 mm)

La mayoría de reservorios se encuentran enterrados a diversas profundidades, a los cuales se llega perforando pozos. Estos reservorios enterrados están rodeados por rocas impermeables, o tan poco permeables que no permiten el paso de fluidos. Por eso se habla de trampa de hidrocarburos. Las trampas se dividen en: estructurales, estratigráficas y combinadas.

Las trampas estructurales están limitadas por arriba mediante una roca impermeable con “sello”. El sello es cóncavo visto desde abajo, e impide la migración del petróleo y del gas.

La gran mayoría de los reservorios están situados en trampas estructurales, selladas por rocas impermeables. Éstas se subdividen generalmente en anticlinales y fallas, debido a la forma de los lechos sedimentarios y sus contactos con las rocas impermeables (figuras I.1 y I.2)

Los anticlinales son reservorios formados por pliegues de los estratos.

Las fallas son reservorios inclinados.

Los fluidos se sitúan en función de sus densidades: agua (w) abajo, petróleo (o) y gas (g) por arriba. Si hay tres fases presentes, habrá dos zonas de contacto fluido: petróleo-agua (owc) y gas-petróleo (goc). Por eso los reservorios de hidrocarburos contenidos en trampas estructurales están limitados, por debajo, por una “tabla” de agua.

TRAMPAS ESTATIGRÁFICAS

Variación lateral en la litología Depende del carácter sedimentológico Se constituyen por un lecho depositado Se producen cambios de permeabilidad Un ejemplo sería los restos de un antiguo arrecife

coralino de caliza o dolomita enterrado por debajo de sedimentos impermeables.

Lentes aisladas(lenses) y las cuñas(up-dip edge of permeability)

Discordancia cuando la sucesión de estratos rocosos son levantados, inclinados, desgastados.

ARENAS SUPERPUESTAS ARRECIFES BARRERA

Son arenas de playa, depositadas sobre una superficie discordante como una línea de playa

Llanura calcárea circular es una buena roca reservorio, su porosidad varía con el tiempo y estos pueden formar campos gigantescos

Arrecifes alargados, separados de la tierra por la laguna. La llanura calcárea arrecifal es originalmente una buena roca reservorio, mientras que la laguna calcárea no lo es.

ATOLONES

BIOHERMOSBANCOS DE OOLITOS

Depósitos como montículos o lentes delgados de calizas biológicas formados por organismos que crecieron allí. Tienden a formar campos pequeños y aislados.

Las corrientes y el oleaje lavan los oolitos y los distribuyen en depósitos elongados, se pueden encontrar paralelamente formando campos más grandes.

Acuñamiento cuya porosidad disminuye, hasta desaparecer en el ángulo donde el petróleo esta contenido.

Se esquematiza una lente rodeada completamente por rocas impermeables.

TRAMPAS COMBINADAS Por combinación de características estructurales y

cambios litológicos. Existen cambios inimaginables Se los considera mixta cuando ni elementos

estructurales y estratigráficos por si mismos forman la trampa.

Trampas en las cuales no existe un factor predominante sea este estructural o estratigráfico.

1.5 CÁLCULO DEL PETRÓLEO IN SITU

Es el volumen inicial de petróleo que existe originalmente dentro de los yacimientos.

Mapa estructural que representa líneas de nivel . Uno de los problemas es determinar la línea de

contacto agua-petróleo y con ello calcular el volumen de roca que contiene hidrocarburo.

Pozos laterales 2 a la izquierda y derecha Mediante perfilajes se encuentra el contacto agua-

petróleo Pozo central no penetra zona acurífera En el pozo central el contacto agua-petróleo se lo

encuentra con gradientes de presión en el fluido.

CALCULO DEL VOLUMEN DE ROCA RESERVORIO

DEDUCCIÓN DE LA FORMULA

Medición del área encerrada entre dos curvas de nivel.

Repetición en todas las líneas de nivel.

Planímetro Mapas isopáquicos, sus

líneas de contorno representan los espesores mineralizados.

Volumen poral del reservorio (Vɸ) Saturación de agua connata (Swc)

y es una fracción del volumen poral.

Entre los datos saturación de agua y no de petróleo.

Vɸ(1-Swc ) volumen de hidrocarburo en el reservorio.

La saturación y porosidad son adimensionales, así que el volumen del petróleo se encuentra en las misma unidades del volumen bruto (Acre*pie).

Boi Factor de volumen de petróleo De fondo a superficie(14,7 psi,

60°F) Unidad m3

1.6 PRESIÓN EN EL RESERVORIO

Energía disponible para la explotación Presión del reservorio, de los fluidos o presión de

formación Presión original o virgen Debe ser medida en el primer pozo Se determina midiendo a nivel de la capa

productiva, la fuerza por unidad de área ejercida por los fluidos.

Desde el reservorio hacia la superficie el agua es la fase continua contenida en la roca.

500 y 4000 m bajo el nivel del mar

Pw presión normal de los fluidos contenidos en los poros de la roca

Z es la profundidad igual a 0 en el nivel de referencia donde la presión es atmosférica.

es el gradiente de presión en la columna de agua y

depende de la salinidad del agua y la temperatura.

El agua tiene un gradiente de 9,79kPa/m y las aguas de reservorio presentan valores en el rango de 10-12kPa/m.

En ciertas ocasiones las presiones en los fluidos difieren bastante de la tabla y se debe a cambios geológicos como el levantamiento o hundimiento de la estructura que contiene el reservorio, condiciones de depósito, arcillas rodeando el reservorio que actúan como sellos impermeables o como membranas semipermeables.

1.6 Presión en el reservorio

En esta gráfica se representa la variación de la presión en base a la profundidad, con distintos grados de sobrepresión.

1.6 Presión en el reservorio

La siguiente ecuación representa el grafico de presión vs profundidad.

Donde C es positiva si existe sobrepresión y negativo si existe subpresión.

La presión litostática o sobrecarga de presión ( OP= overburden pressure) es la presión total soportada a una determinada profundidad que resulta del peso combinado de la roca y de los fluidos. Esta sobrecarga de presión presenta un gradiente típico de 22,6 kPa/m( 1psi/ft).

Donde FP= presión en los fluidos y GP=presión en los granos rocosos.La carga total que soporta un reservorio es constante a una cierta profundidad y cuando la presión del fluido disminuye por la explotación del reservorio, la presión en los granos de la roca aumenta.

1.6 Presión en el reservorio

Los gradientes de presión hidrostático y de la sobrecarga se representan así:

1.6 Presión en el reservorio

Un reservorio contiene gas, petróleo y agua. Con las 3 anteriores ecuaciones se puede calcular la presión en la interfase agua-petróleo. Al ser las densidades del petróleo y gas menores que el agua, los gradientes de presión en la capa petrolífera y gasífera también lo son.

En esta figura se representan los gradientes de presión en un reservorio que contiene las 3 fases: agua ,petróleo y gas. En el contacto agua-petróleo , la presión en ambas fases es igual. De la ecuación

denominando a la profundidad del contacto agua petróleo y considerando a la profundidad del contacto agua petróleo y considerando presiones manométricas.

En la zona petrolífera, sobre el contacto agua-petróleo, la presión en la fase petróleo para una profundidad z es

Y en particular, en el contacto gas-petróleo.

En dicho contacto, la presión en el petróleo es igual a la presión en el gas, , de tal modo que en el tope del reservorio ( parte más alta del casquete gasífero) la presión en el gas es

Los reservorios que tienen espesores importantes de capas petrolíferas y gasíferas.

Presenta presiones «anormalmente» altas en el tope de la estructura por la baja densidad de los hidrocarburos, aunque las presiones en la interfase agua-petróleo sean normales. Si se calculara la presión en ese tope, como la columna de agua por encima del mismo

Se desprendería fácilmente que . La diferencia entre las dos presiones puede ser importante. La sobrepresión en la fase gaseosa es notoria cuando mientras se perfora un pozo, se penetra la capa gasífera.

Traductores de presión:

Resistores mecánicos hoy en día se basan fundamentalmente en cuarzo o zafiro

Es posible estimar los contactos fluidos y así como

también la unidad de tope de la estructura

Los mismo datos son útiles para el calculo de las rocas cuyo contenido es petróleo y gas.

A causa de fenómenos capilares existe zonas de transición .

No siempre se presentan zonas de interfase plana entre la zona acuífera y petrolera .

Algunos reservorios están constituidos por capas que no se encuentran comunicados entre si o muy poca.

Cuando estas capas no están en equilibrio con una acuífera común puede llegar haber contactos fluidos múltiples .

1.7 Gradientes de presión en las zonas petrolífera y gasífera