Yacimientos Carbonatados: Complejidades y tipo de Calizas como rocas almacenadoras de petróleos

•           Yacimientos Carbonatados: Complejidades y tipo de Calizas como rocas almacenadoras de petróleos:

Roca Almacenadora Roca sedimentaria (calizas, arenas o lutitas) con un alto grado de permeabilidad que permite que el petróleo emigre hacia ellas, y dadas, sus características estructurales o estratigráficas forma una trampa que se encuentra rodeada por una capa sello que evitará el escape de los hidrocarburos.

Las rocas almacén son una parte fundamental de sistema petrolero ya que son las que proporcionan el lugar de descanso “final” a los hidrocarburos, además de proveer de las condiciones ideales de presión y temperatura.

POROSO 
Poseer espacios suficientes para almacenar un volumen considerable de hidrocarburos. La porosidad de las rocas de yacimiento o almacenadoras, normalmente queda dentro del intervalo de 5% a 30%.

PERMEABILIDAD
Sus poros deben de estar interconectados de manera que cedan fácilmente los hidrocarburos al ser alcanzados por un pozo para que la roca sea permeable y permita el movimiento del agua, aceite o gas; así como contener poros o espacios para almacenar el petróleo.

MOSTRAR CIERTA CONTINUIDAD LATERAL Y VERTICAL
Las características almacenadoras de una roca pueden ser originales como la porosidad intergranular de las areniscas, o secundarias resultantes de cambios químicos como la disolución en las calizas o el fracturamiento de cualquier tipo de rocas.


ARENISCAS
En ocasiones entre los espacios intersticiales no se encuentra totalmente rellenos de minerales precipitados, entonces en esos espacios se presenta porosidad y pueden estar llenos de agua o petroleo.
Las areniscas almacén presentan intervalos de porosidad del orden del 40% en areniscas no consolidadas y cerca del 5% en areniscas consolidadas

CALIZAS
Las calizas suelen presentar poca porosidad.
Pero, en determinadas condiciones (a bajas presiones y temperaturas) pueden responder a la deformación tectónica fracturándose, lo que les otorga porosidad secundaria

DOLOMIAS
Las dolomías, a diferencia de las calizas, no son solubles en agua tienen capacidad de almacenamiento de fluidos, relacionada con la porosidad secundaria que desarrollan durante el proceso de dolomitización.

Importancia del estudio de las arcillas en los yacimientos.

•     Importancia del estudio de las arcillas en los yacimientos:

Hoy en día las arcillas comerciales, aquellas que sirven como materia prima industrial figuran entre los recursos minerales más importantes, tanto por el volumen explotado como por el valor de la producción. Un 90 % de la producción se dedica, preferentemente a la fabricación de materiales de construcción y agregados. Sólo un 10 % se dedica a otras industrias (fabricación de papel, caucho, pinturas, absorbentes, decolorantes, arenas de moldeo, productos químicos y farmacéuticos, agricultura, etc.)

En general al primer tipo (las que se utilizan en construcción) se las denomina arcillas cerámicas, arcillas para la construcción o arcillas comunes, son arcillas compuestas por dos o más minerales de la arcilla, generalmente ilita y esmectita, con importantes cantidades de otros minerales que no son filosilicatos (carbonatos, cuarzo...). Se utilizan para la fabricación de materiales de construcción y agregados.

Al segundo tipo se las denomina arcillas especiales, son arcillas constituidas fundamentalmente por un sólo tipo de mineral de la arcilla, y sus propiedades dependen esencialmente de las características de ese mineral. Estas, a pesar de ser mucho menos importantes en volumen, suponen más del 70 % del valor de las arcillas comerciales, y son objeto de comercio internacional.

Desde el punto de vista industrial, la mayor parte de las aplicaciones no requieren especificaciones estrictas en cuanto a composición química (composición de las capas tetraédrica y octaédrica). Sin embargo, en el caso de las bentonitas si tiene importancia el quimismo del espacio interlaminar y sus propiedades fisico-químicas. 

El término arcillas se utiliza de forma general por múltiples áreas, donde su significado varía dependiendo del área que se trate. Así, desde el punto de vista petrológico, la arcilla es una roca sedimentaria, en lamayor parte de los casos de origen detrítico, con características bien definidas.Para un sedimentólogo, arcilla es un término granulométrico, que abarca lossedimentos con un tamaño de grano inferior a 2 μm. Para un ceramista una arcilla es un material natural que cuando se mezcla conagua en la cantidad adecuadase convierte en una pasta plástica. Desde el puntode vista económico las arcillas son un grupo de minerales industriales condiferentes características mineralógicas y genéticas y con distintas propiedadestecnológicas y aplicaciones. La definición más adecuada para nuestro caso es considerar a las arcillas como un grupo de minerales (minerales de la arcilla), filosilicatos en su mayorparte, cuyas propiedades físico-químicas dependen de su estructura y de sutamaño de grano, muy fino (inferior a 2 μm).

Los minerales de las arcilla se forman en condiciones geológicas bien limitadas. Los ambientes de formación comunes incluyen horizontes de suelos, sedimentos marinos y continentales, campos geotermales, depósitos volcánicos y meteorización de rocas. La mayoría de las arcillas se forma donde las rocas están en contacto con agua, aire o vapor (Ej: laderas de cerro meteorizadas, sedimentos en el mar o fondo de lago, sedimentos muy enterrados con agua de poro, rocas en contacto con fluídos hidrotermales). Todos estos ambientes pueden causar la formación de arcillas a partir de minerales preexistentes, donde destaca el caso de las bentónicas (grupo de la Smectita), que se forman por alteración de rocas y poseen un gran interés económico.

Erosión

El transporte y deposición de arcillas producto de la erosión de rocas continentales y marinas y suelos son parte importante del ciclo de formación de rocas sedimentarias. Lutitas o fangolitas pueden contener hasta un 50% de arcillas y actualmente componen alrededor de la mitad de los sedimentos de plataforma continental marina y cuencas oceánicas profundas. Ambientes continentales como lagos, ríos, estuarios y deltas también poseen grandes cantidades de sedimentos de grano fino.

Diagénesis

La diagénesis se refiere a la alteración in-situ de minerales hacia formas más estables (no incluye a alteración superficial, pues esa es meteorización) cuando por ejemplo, un minerales estable en un ambientes es expuesto a otro producto de enterramiento y compactación. Así, diversos silicatos como feldespatos, vidrio volcánico, carbonatos y óxidos de hierro son transformados durante la diagénesis en arcillas más estables a las condiciones exógenas mediante disolución y recristalización.

Meteorización

La meteorización de rocas y suelos es la principal forma en la cual los minerales de arcilla se forman en la superficie de la Tierra. La meteorización involucra separación física y descomposición química que cambia minerales originales en minerales de arcillas. Los principales factores que afectan la meteorización de una roca o suelo son el tipo de roca, la cantidad de agua presente, la temperatura, la presencia de organismos y material orgánico y la cantidad de tiempo. Se pueden formar diferentes tipos de arcillas dependiendo de las condiciones climáticas presentes (clima húmedo tropical, seco-tropical, etc)

Procesos Diageneticos que favorecen el desarrollo de buenos reservorios.

•      Procesos Diageneticos que favorecen el desarrollo de buenos reservorios:

 Procesos Diagenéticos que favorecen el Desarrollo de Buenos Reservorios El principal proceso diagenético que se ve involucrado en el aumento de la calidad como reservorio de las rocas sedimentarias es el de disolución, el cual da lugar a la formación de porosidades secundarias. La formación de porosidades secundarias por fracturas también es de importancia. Otro proceso que puede influir de manera indirecta en el desarrollo de buenos reservorios, es la cementación o precipitación temprana, seguida de un proceso de disolución.

 De acuerdo con Siebert (1984, c.p. Sandoval 2000), la disolución de granos o partículas del esqueleto (feldespatos, fragmentos de rocas, entre otros), es de gran importancia sobre las propiedades como reservorios de las areniscas que contienen más del 10% de partículas solubles o inestables. Según estos autores, las porosidades secundarias generadas a través de esta disolución, pueden llegar a alcanzar valores de hasta un 70% con promedios cercanos al 30% de la porosidad visible de una arenisca como reservorio. Este proceso no aumenta de forma apreciable la permeabilidad del reservorio; sin embargo, la porosidad secundaria desarrollada se ha encontrado que es función de la permeabilidad inicial de la arenisca.

En el proceso de disolución de los granos del esqueleto, pueden resultar texturas muy variadas. Los granos pueden disolverse totalmente dejando un poro del tamaño del grano, mostrando pocas evidencias de la partícula original. Frecuentemente queda en el proceso, un aro insoluble de un mineral autigénico o una pequeña porción de restos insolubles. Sin embargo, la forma más común es la disolución incompleta del grano porque, por lo general, el proceso de disolución es composicionalmente selectivo.

  Ahora bien, con excepción del incremento obvio en la porosidad total del reservorio (y la posible reducción del agua de saturación irreducible por unidad de porosidad), estos autores concluyen que la permeabilidad de las areniscas no se    52 incrementan grandemente por la adición de cantidades moderadas de porosidad secundaria por disolución (mayor al 8% del volumen de la roca). Sin embargo, encontraron una fuerte y positiva correlación entre la cantidad de porosidad secundaria por disolución y el logaritmo de la permeabilidad, no obstante, esta correlación trae dos interrogantes, si el incremento a gran escala de la permeabilidad es por el proceso de disolución de las partículas del esqueleto, o si la permeabilidad original de las areniscas, controla la cantidad de solvente a introducirse en las areniscas para así controlar la cantidad de porosidad secundaria a generarse por disolución.

Procesos que destruyen la calidad de las areniscas como rocas Reservorios: Cementación, Minerales de arcillas, compactación.

•           Procesos que destruyen la calidad de las areniscas como rocas Reservorios: Cementación, Minerales de arcillas, compactación:

 Los principales factores que actúan destruyendo la calidad de una arenisca como reservorio, son las precipitación de cementos, la compactación, la presión-solución y    45 la presencia de minerales de arcillas autigénicas, bien sea desde su origen como precipitado, por alteración de minerales de arcillas alogénicas o alteración de minerales del esqueleto (feldespatos, fragmentos de rocas, entre otros), ya que aún en pocas cantidades, pueden tener un profundo efecto sobre las propiedades de las areniscas. 

 Cementación De acuerdo con Waldschmidt (1941, c.p. Sandoval 2000), la precipitación de materiales autigénicos en las areniscas (principalmente sílice, carbonatos y minerales de arcillas), trae como resultado una apreciable reducción de la porosidad y permeabilidad, afectando esto a su calidad como posible roca reservorio. 

 Adams (1962, c.p. Sandoval 2000), determinó que la precipitación de cuarzo como sobrecrecimiento durante la diagénesis temprana, en las areniscas de Morrowan en la cuenca de Anadarko (Oklahoma), trajo como consecuencia una fuerte reducción de la capacidad como reservorio de dichas rocas. Para Levandowski (1973, c.p. Sandoval 2000), los materiales cementantes modifican la porosidad y permeabilidad de una arena reservorio y son por lo tanto de vital importancia en la geología del petróleo. El papel de la cementación en las areniscas es importante con respecto a la migración, acumulación y almacenaje del petróleo, debido a que la introducción de materiales precipitados dentro de dichas rocas, modifican su porosidad y permeabilidad. Una cementación temprana puede evitar la acumulación del petróleo en una trampa, mientras que una tardía puede retener el petróleo en una trampa durante el movimiento tectónico, y una cementación diferencial, puede suministrar la trampa por sí misma.

 La Compactación y la Presión-Solución La compactación es uno de los procesos diagenéticos de importancia en la reducción de la porosidad y permeabilidad original de un sedimento de manera irreversible, bien sea a través del arreglo o reorganización de las partículas, deformación y trituramiento de las mismas. 

Un ejemplo de cómo este proceso junto con la cementación influyó en la calidad del reservorio, reduciendo fuertemente la    46 porosidad, es el trabajo o estudio realizado por Baker (1991, c.p. Sandoval 2000) en las areniscas de Aldebarán en Australia. De acuerdo con Morris (1979, c.p. Sandoval 2000), la presión-solución trae como resultado una disminución en la porosidad y permeabilidad, debido por un lado a la interpenetración de las partículas y por el otro a la precipitación de sílice disuelta en los puntos de contacto entre los granos. 

Minerales de Arcillas, como Principales Causantes de la Reducción de la Calidad de las Areniscas como Reservorios Para Sarkisyan (1970, c.p. Sandoval 2000), los minerales de arcillas tanto de origen alogénico como autigénico influyen fuertemente en la porosidad y permeabilidad de las rocas reservorios. En el caso de una distribución desordenada de arcillas alogénicas en los poros, las propiedades de las rocas reservorios no se ven tan severamente afectadas como en el caso de las arcillas autigénicas neoformadas en el espacio de poro, lo cual si perjudica las propiedades como reservorio de las rocas.

Según Almon y Davies (1983, c.p. Sandoval 2000), los minerales de arcillas se encuentran en las areniscas comúnmente como: 

1. Forros o envoltorios de poros, lo cual tiene un gran significado por dos razones

 a) Un delgado forro o envoltorio de poro, puede bloquear efectivamente la “garganta de poro”, por lo que una arenisca en estas condiciones puede tener una buena porosidad pero ninguna permeabilidad. 

b) El forro o envoltorio de poro esté 100% en contacto con los fluidos de perforación, estimulación y recuperación, pues pueden envolver completamente a los granos detríticos individuales de una arenisca. Así en la determinación de un tratamiento ácido o sistema de lodos a emplear, los granos detríticos pueden tener poca o ninguna importancia, lo más importante es el material que está en contacto con dichos fluidos, es decir, los forros de poros autigénicos.

 2. Los materiales de arcillas pueden encontrarse como rellenos de poros. Además de esto, los minerales de arcillas poseen una relación de área superficial/volumen grande, así cuando se comparan con un cuarzo de igual volumen, las arcillas tienen un área superficial extremadamente mayor. Consecuentemente las arcillas tienden a reaccionar fácilmente con los fluidos introducidos en una roca sedimentaria.  

Factores que determinan la calidad de una rocareservorio

•          Factores que determinan la calidad de una roca reservorio: 

La solubilidad el gas en el crudo es función de la presión. Se obtiene un aumento general en el recobro cuando la presión inicial es menor. Cuando la presión es mas alta la curva de solubilidad alcanza un máximo al final debido a que se ha liberado una gran cantidad de gas para producir un barril de petroleo. Gran parte de la energía del yacimiento se desperdicia en la formación de canales de flujo de gas. La baja recuperación cuando la presión inicial es alta también se debe a una mayor contracción de petroleo al pasar a condiciones normales.

Factores que determinan la calidad de un reservorio Presión del yacimiento: 

PRESION DE UN YACIMIENTO

La solubilidad el gas en el crudo es función de la presión. Se obtiene un aumento general la

producción cuando la presión inicial es menor. Cuando la presión es más alta la curva de

solubilidad alcanza un máximo al final debido a que se ha liberado una gran cantidad de gas para

producir un barril de petróleo. Gran parte de la energía del yacimiento se desperdicia en la

formación de canales de flujo de gas. La baja recuperación cuando la presión inicial es alta también

se debe a una mayor contracción de petróleo al pasar a condiciones normales

TEMPERATURA DEL YACIMIENTO

La temperatura está en función de la profundidad. Mientras más profundo esté el yacimiento,

mayor la temperatura. El gradiente de presión es de 1 °C por cada 30 metros de profundidad.

POROSIDAD DE UN RESERVORIO

La porosidad junto con la permeabilidad es la propiedad física más importante de un reservorio. La

porosidad del reservorio son los espacios o cavidades de una roca, lo que esta propiedad nos

permite almacenar el fluido en la misma.

PERMEABILIDAD DE UN RESERVORIO

La permeabilidad es la medida de la capacidad de una roca de transmitir fluidos. Son los espacios

porosos interconectados de una roca. Esta propiedad es muy importante ya que en un reservorio

la permeabilidad de una roca nos permite tener mayor recuperación por la fluidez de la misma.

VISCOSIDAD DE LOS CRUDOS

La viscosidad de los crudos representa su característica de fluidez. Los crudos extrapesados son

más viscosos que los pesados. Los pesados más viscosos que los medianos. Los medianos más

viscosos que los livianos. Los livianos y condensados son los más fluidos. Otro índice de

apreciación de la fluidez de los crudos es la gravedad °API, que mientras más alta sea indica más

fluidez.

Son muy importantes también la viscosidad (μ) del petróleo y la presión. En el laboratorio, la

determinación de permeabilidades vertical y horizontal se hace utilizando especímenes de

núcleos, debidamente cortados y limpiados, que se introducen en un tipo de permeámetro

seleccionado. Datos de perfiles y pruebas directas de presión de fondo y de producción pueden

ser utilizadas para obtener valores de permeabilidad. Como podrá apreciarse, la magnitud

universal de la permeabilidad de un estrato o formación debe obtenerse de un muestreo

estadístico de laboratorio y de campo para lograr la mayor aproximación real posibleRATA Y METODO DE INYECCION DE GAS

La manera de inyectar gas se toma en cuenta principalmente para mantener la presión del

yacimiento. Una rata exagerada permite que no haya equilibrio y por ende la producción se verá

afectado

RATAS DE PRODUCCION DE LOS FLUIDOS Y CAIDA DE PRESION

Un alto caudal trae como consecuencia una alta presión diferencial lo que impide el

establecimiento de equilibrio en la vaporización quedando el petróleo sobresaturado de gas lo que

causa histéresis de vaporización y la consecuente pérdida de recobro

GRADIENTE DE LA SATURACION DE GAS EN PROCESOS DE INYECCION

Al inyectar gas, éste no se dispersa uniformemente en el yacimiento sino que forma un gradiente

de saturación, siendo la saturación de líquido mayor en la vecindad del pozo productor. Si este

gradiente es muy alto perjudica el recobro de petróleo

VOLATILIDAD DEL CRUDO: Cuando el crudo es de alta volatilidad, las proporciones relativas de

líquido y vapor no son las mismas a condiciones de superficie y yacimiento. A mayor volatilidad

menor recobro por la formación de bancos de gas.

Control de la diagénesis sobre la calidad de las areniscas como rocas almacenadoras

•            Control de la diagénesis sobre la calidad de las areniscas como rocas almacenadoras:

Para los geólogos petroleros es de gran importancia el hecho que, cada rasgo diagenético producido por el soterramiento y levantamiento de una arenisca originalmente porosa y permeable, afecta su calidad como reservorio. Además, en los trabajos de ingeniería de areniscas reservorios, la estimulación de pozos y tratamientos de completación deben tomar en consideración los conjuntos diagenéticos presentes en las rocas, pues es importante el conocimiento de ello para escoger el tipo de fluido a usar en dichos pozos y obtener un máximo de optimización en la producción de hidrocarburos de los mismos.
Es pues, el conocimiento de las leyes de distribución de petróleo y gas en la corteza terrestre es esencial para la elaboración de principios científicos para la exploración y explotación de estos recursos. La solución de numerosos problemas encontrados durante la exploración y explotación, no serán afortunadas o no será óptima, sin un análisis detallado y completo de su historia geológica, incluyendo la diagenética. Los indicadores favorables que deben considerarse además de la existencia de condiciones adecuadas para la acumulación de petróleo y gas son los siguientes:
Para Cant (1986), la diagénesis no solo puede ser un agente importante en el entrampamiento de los hidrocarburos a través de la formación de nuevos reservorios por la generación de porosidades secundarias, sino que además puede contribuir en la generación de sellos de procesos de cementación, logrando así, que las areniscas retengan grandes columnas de hidrocarburos. De acuerdo con este autor, para la formación de trampas diagenéticas se requiere que una parte de la unidad arenisca reaccione diferente a la otra. Esto puede ocurrir o ser causado por:

El potencial de una arenisca para producir hidrocarburos como roca reservorio, está estrechamente relacionado con su historia diagenética, la cual a su vez dependerá de la composición inicial de dicha roca. Los principales factores que determinan la historia diagenética de una arenisca son el tiempo de exposición a las diferentes condiciones de presión, temperatura y química del fluido de poro. Estos factores son a su vez determinantes en la historia de un reservorio.


1. Existencia de rocas fuente en la secuencia.
2. Desarrollo de trampas estructurales y/o estratigráficas.
3. Presencia de poros y “colectores” permeables.

1. La mineralogía detrítica, resultante de diferencias en el tamaño de las partículas o en los controles del ambiente de depositación.
2. Mineralogía diagenética temprana, principalmente controlada por el ambiente de depositación.
3. Historia de soterramiento, incluido por movimientos estructurales.
4. Contenido de fluido, hidrocarburo o saturación de agua.
Cada uno de los factores, permite diferencias en la porosidad y permeabilidad de las areniscas, suficientes para formar reservorios y sellos. 

Autigenesis, Cementación, Compactación, Disolución,Recristalizacion, Reemplazamiento.

•     Autigenesis, Cementación, Compactación, Disolución,Recristalizacion, Reemplazamiento:

Los principales cambios físicos que tienen lugar en un sedimento desde el mismo instante en que éstos son depositados, se producen esencialmente por efecto de la compactación mecánica producto del aumento de la presión o carga sedimentaria al incrementarse la profundidad de soterramiento y generalmente se expresa como una disminución de su porosidad original, expulsión del fluido intersticial, empaquetamiento más apretado y por deformación y fracturamiento de los mismos. 
Es la formación de una serie de minerales autigénicos por precipitación directa de las soluciones intersticiales. Esta precipitación ocurre debido a una sobresaturación del fluido de poro en ciertas substancias, dando lugar a la formación de minerales de diversa composición química. Puede ocurrir inmediatamente o un tiempo después de la depositación.
Es un proceso diagenético muy común y de gran importancia por la creación de porosidades secundarias. La disolución de los materiales sedimentarios durante la diagénesis puede ser en forma parcial o total e involucra no sólo a partículas sedimentarias detríticas (esqueleto y/o matriz), sino que también pueden ser materiales previamente precipitados, reemplazados, recristalizados, entre otros. 
Este proceso llamado también disolución congruente (Pettijohn, 1973 y Baltt, 1980, c.p. Sandoval 2000), son reacciones en las cuales un cristal crece a expensas de y en lugar de otro, ocurriendo así la disolución total de la fase sólida. Los iones liberados durante estas reacciones pueden: formar parte del fluido del poro, influir en la precipitación de un nuevo mineral, y reaccionar con otros minerales presentes. 
Es un proceso mediante el cual ocurre un cambio en la estructura cristalina de un mineral a otra mucho más estable a las nuevas condiciones de P, T, sin que ocurra cambio en su composición, por lo que a esta transformación se le denomina también polimorfismo. Este proceso por lo general es más común e importante en    32 los sedimentos no clásticos. Durante la recristalización las partículas minerales pequeñas tienden a aumentar de tamaño. 
El mineral autigénico reemplazante utiliza solo el lugar proporcionado por el mineral inestable que está siendo reemplazado. El mineral autigénico y el reemplazado están conectados por una delgada película de fluido, explicando esto el por qué la fábrica interior y exterior se preservan durante el reemplazo. Cuando ocurre esto se habla de la formación de un pseudomorfo que involucra el cambio de composición de un mineral manteniendo la morfología y el volumen del otro por efecto de un reemplazo. 

Compactación:

Es la pérdida del volumen de los sedimentos y por ende existe una disminución de la porosidad primaria, lo que ocasiona un empaquetamiento mas apretado entre los granos.

Cementación o precipitación:

Ocurre como: relleno de poros, sobre crecimiento del mismo mineral, forros o aros alrededor de granos Tipos de cementos más comunes: sílice, carbonatos, óxidos de hierro.

Disolución:

Depende del pH, Eh, temperatura, presión, etc. Minerales comunes a disolverse como halita,anhidrita, feldespatos. Genera porosidad secundaria

Reemplazamiento:

Ejemplos: silicificación de carbonatos,reemplazamiento de material fósil por pirita, glauconitización de granos, etc.

Recristalización:

Cambio en forma y tamaño de los cristales de un mineral dado, sin que cambie la composición química. Este proceso significa el cambio de una morfología más inestable hacia otra más estable.

Autigénesis:

Pirita

Oxidación

Formación de minerales de arcilla