Manifestaciones de petròleo y gas en superficie y subsuelo
Suba)En superficie:Representan,exudaciones, manantiales ò
manaderos ,generalmente salen atravez de fallas,fracturas
tensionales sobre anticlinales o domos
diapìricos,discordancias etc.Se llaman tambièn
“oil seeps” Pueden ser tambièn manifestaciones
de gases,emanaciones de gases en aguas sulfurosas. b) En el
subsuelo pueden existir : rastros de
petròleo,indicios,shows de gases en tambièn en
reservorios,yacimientos, campos y provincias
Edad de los reservorios vs reservas mundiales Terciario 58.1%
Cretàcico 19.6% Juràsico.Triàsico 4.3%
Paleozoico 18% Fuente:A.I. Levorsen
Rocas reservorios fragmentarias Conglomerados Areniscas Limpias
Sucias Limolitas
Rocas reservorios de origen quìmico Calizas Dolomitas
Arrecifes Rocas silìceas,pedernal,ftanita
Rocas reservorios del Basamento y rocas de origen
volcànico Reservorios en el basamento cristalinos,tienen
relevancia geològica;pero rara vez son de importancia
econòmica. A veces existe vias de migraciòn hacia
rocas miscelàneas como son basaltos y otras rocas de
origen volcànico e ìgneo.Estos escenarios
tambièn rara vez son de importancia econòmica
Reconocimiento de los reservorios en el subsuelo Estudio de
recortes, testigos y control de rata de
perforaciòn,perfiles electricos,pruebas de
formaciòn. Los recortes son fragmentos de roca triturada
por el trepano durante la operaciòn de perforaciòn
y son transportados del fondo del pozo a superficie por medio del
fluìdo de perforaciòn.Los recortes deben ser
analizados en el control de la perforaciòn cada 10, a cada
2 mt,según la importancia de los objetivos de
eprforaciòn y la propuesta de perforaciòn. Los
testigos son muestras de roca sacados por los sacatestigos en
lugares ya convenidos en la propuesta de perforaciòn o
cuando la perforaciòn amerita el reconocimiento del nivel
que se esta perforando. Los testigos son claves en la
perforaciòn exploratoria y son almacenados en un banco de
testigos para futuras investigaciones.
Paràmetros petrofìsicos del reservorio Poro-Perm
Porosidad-Permeabilidad. Ley de Darcy Mediciones en lab y en el
pozo por medio de registros elèctricos. Ejemplos.
Calibraciòn con testigos
Porosidad %de poro=Vol de poros/Vo l totalx100 Descartable 0-5%
Pobre 5-10% Regular 10-15% Bueno 15-20% Muy bueno 20-25% Medicion
mediante perfiles electricos:SP.Gamma ray,microlog,sònico
Examen micròscòpico de recortes Log de rata de
perforaciòn. Calibraciòn con testigos. A)Porosidad
primaria o intergranular,B)secundaria intermedia ò
inducida,Vugular en calizas,Fracturas y diaclasas. Porosidad
Inducida hecha por el
hombre:Acidificaciòn,fracturaciòn
hidraùlicainyecciòn de presion
elevadìsima
Permeabilidad (K) Volx unidad de tiempo=K.A/U x dp/dx(Ley de
Darcy). Un medio poroso tiene una perm de 1 darcy,cuando un
fluìdo monofàsico de un centipoise de
viscosidad,que llena por completo los huecos del medio,lo
atraviesa en condiciones de lìquido viscoso a una
velocidad de 1 cm xsecx cm2 de secciòn,bajo una
presiòn o gradiente hidraùlico equivalente a una
atmòsfera. Regular1-10 md Buena 10-100md Muy buena
100-1000md Mediciones:Plugs de testigos (trozos de testigos) en
Lab.mètodos standarizados.Permeàmetro Condiciones
que afectan la perm:a)Temp,b)Gradiente hidraùlico,c)Forma
del grano y empaquetamiento
Fluidos del reservòrio.Distribuciòn Gas –Agua
Gas-Petròleo-Agua. Pruebas DST. Agua de fondo. Aguas
intermedias en medio de formaciones productivas. Aguas
superiores. Genèticamente existen aguas
meteòricas,fòsiles o connatas y mixtas. Agua
lìbre e intersticial Rt=FxRw.Calculo deSw,factor de
Formaciòn. Interpretaciòn de las aguas
connatas
Composiciòn quìmica del crudo y del gas Crudo Gas
Carbono 82-87% 65-85% Hidrògeno 11.7-14.7% 1-25% Azufre
0.1-5.5% 0.2 % Nitrògeno 0.1-1.5% 1-15% Oxigeno 0.1-4.5%
–
Propiedades Fìsicas de los petròleos Densidad
Volumen Viscosidad Indice de refracciòn Fluorescencia
Actividad òptica Color Olor Punto de escurrimiento Punto
de turbidez Punto de inflamaciòn Punto de
ebulliciòn Coeficiente de expansiòn
Densidad Densidad( Peso especìfico) Grados API
GradosBaumè Densidad de los crudos a distintas
temperaturas Cambio con la profundidad
Otras propiedades:Crudo GOR Gas Oil Ratio Coeficiente de
expansiòn Viscosidad IR Fluorcerscencia-Rayos UV Actividad
òptica Color Olor Punto de turbidez,Punto de
inflamaciòn y combustiòn. Coeficiente de
expansiòn. Valor calorìfico
Gas Natural Gas libre Gas disuelto en petròleo Gas
dulce,gas agrio. Composiciòn
quìmica.Impurezas.Ejemplos. Gas hùmedo,licuables.
Cadena del C1 al C5. Rocas madres que generan gas
natural,conceptos de tipos de materia organica 3 y 4
Trampas Estructurales.Resultado del Plegamiento y fallamiento de
la corteza.Cierre estructural. Riesgos en trampas estructurales
Estratigràficas.Acuñamientos,pinch outs,variaciones
laterales litològicas.Riesgos Combinadas.Procesos
combinados estructurales y estratigraficos. Discordancias
Mètodos para minimizar el riesgo en la exploraciòn
y la geometria de la trampa.
Tipos de trampas en Bolivia Los megacampos, los campos profundos
Los campos de lìquidos Los campos de gas Mapas de
estructuras prospectivas Estado del conocimiento actual de los
campos en areas de interes petrolero en BoliviaPronòstico
petroleroen cuencas de frotera.Reservas Yet to find.
Concepto de Sistema PetroleroMagoon (1988) Incluye todos aquellos
elementos geològicos y procesos que son esenciales para
que exista un deposito de petròleo o gas exista en la
naturaleza.Todos estos elementos deberan ser colocados
correctamente en el tiempo y el espacio,de manera que la materia
òrganica incluìda en la roca madre pueda ser
convertida en un depòsito de petròleo ò
gas.
Paràmetros del Sistema Petrolero Roca
Madre,depositaciòn y tipo de kerògeno.Cantidad de
materia orgànìca. Hidrocarburos generados y su
subsecuente alteraciòn Reservorio Formaciòn de la
Trampa Sello Soterramiento.Burial,flujo de calor,madurez de la
materia orgànica Timing de generaciòn
Generaciòn de HC en la roca madre Expulsiòn de HC
de la roca madre Migraciòn de los HC al reservorio Drenaje
del petròleo generado
Rocas Madres Rocas con altos contenidos de materia
orgànica, en las cuales cantidades significantes de
hidrocarburos pueden ser generados y econòmicamente pueden
ser explotados. Generalmente son rocas sedimentarias
oscuras,finamente laminadas,pueden ser: lutitas,carbonatos.
Margas,rocas carbonosas. La cantidad de materia orgànica
se mide en TOC,peso y %. Valores > a 1% son analizables ,2,5 a
5% son ideales.> < 5 son excepcionalmente buenos. El tipo
de materia orgànica, algal,leñosa intermedia y la
madurez son datos claves del inicio de toda investigaciòn
de cuencas petroleras.
Bitùmen y Kerògeno Los sedimentos que contienen
materia orgànica,sometidos a solventes
òrgànicos y son disueltos dejan bitùmen,son
extractables.Los extractospueden ser separados y caracterizados
quìmicamente La parte que no es disuelta y permanece
insolùble en los solventes se denomina Kerògeno.Los
tipos de kerògeno pueden ser analizados en el
microscòpio esporas, algas o material carbonoso nde
plantas etc.Tambien pueden ser estudiados en detalle por
Piròlisis. Tecnicas de anàlisis fìsico
quìmicas pueden definir tipos de kerògenos.Los
plots de ìndice de H e ìndice de O2, definen tipos
de kerògeno en muestras de roca. Los tipos de
kerògenos definen pronosticos de generacion de petrole,
gas y carbon muerto sin potencial generados.