Apuntes del segundo parcial de geología de hidrocarburos, Apuntes de Geología. Universitat de Barcelona (UB)
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Apuntes del segundo parcial de geología de hidrocarburos, Apuntes de Geología. Universitat de Barcelona (UB)

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Asignatura: Recursos energetics, Profesor: mariano marzo, Carrera: Geologia, Universidad: UB
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Microsoft Word - 2n Parcial HC.docx

2º  Parcial     Los  Hidrocarburos  podrían   tener  origen   inorgánico  y   ser  exudados  por  el  manto   que  se  desgasifica.     ORIGEN  DEL  PETRÓLEO  Y  DE  LA  MATERIA  ORGÁNICA     La  materia  orgánica:    

• Proteínas:   o También  denominadas  compuestos  nitrogenados.   o Constituidas  por  H,  C,  O,  N  y  en  menor  medida  S  y  P.   o Constituyente  principal  en  animales.   o Menos  importancia  en  plantas  (fitoplacton).   o Forman  aminoácidos.  

  • Carbohidratos  

o También  denominados  hidratos  de  carbono.   o Fórmula  general  Cn(H2O)n.   o Presentes  en  animales  y  plantas.   o Incluye   los  azúcares   (p.e:  Glucosa)  y   todos  sus  polímeros   (celulosa,  

quitina,  almidón,  etc.).    

• Lípidos   o Químicamente   constituidos   por   C,  H   y  O   (como   los   carbohidratos),  

pero   su   molécula   básica   es   del   tipo   C5H8   y   a   partir   de   ella   se   construyen  los  esteroides.  

o Constituyente  de  animales  y  plantas.   o Característicamente  insolubles  en  agua   o Incluyen  las  grasas,  aceites,  ceras,  etc…  

  • Plantas  superiores  “Lignina”.  

o Polifenol  de  elevado  peso  molecular   o Cada  molécula  formada  por  diversos  tipos  de  anillos  aromáticos.   o Constituyente  sólo  de  las  plantas  superiores.  

    Producción  y  preservación  de  la  materia  orgánica.     El  contenido  en  M.O  del  sedimento  o  TOC  depende  de  dos  variables,  por  un  lado  la   tasa  de  producción  de  materia  orgánica  y  por  otro  lado  la  tasa  de  destrucción  de  la   materia  orgánica  por  la  acción  de  bacterias.                  

Producción  de  materia  orgánica      

• Medio  Subaéreo:   o Medios  continentales   o Principalmente  grupos  fotosintéticos:  plantas  superiores.   o Parámetros  de  control.  “luz,  disponibilidad  de  H2O,  temperatura”   o Disponibilidad  de  O2   o Muy  importantes  en  la  producción  de  carbón.  

• Medio  Subacuático:   o Océanos,  mares  y  lagos.   o Principales  grupos  fotosintéticos:  fitoplancton  y  algas  bentónicas   o Parámetros  de  control    

§ Disponibilidad   de   luz:   Principal   parámetro,   producción   limitada   a   la   zona   fótica   y   depende   de   la   profundidad,  latitud  y  turbidez  del  medio.  

§ Disponibilidad   de   nutrientes:   Esenciales   para   que   se   pueda   producir   el   crecimiento   de   las   plantas,   los   principales  son  PO4  y  NO3,  en  algunos  casos  el  Si.    

o Disponibilidad   de   O2”   No   imprescindible   para   los   organismos   fotosintetizadores,  si  en  cambio  sobre  los  animales”.  

o Importante  en  la  producción  de  crudo  y  gas  natural.     Existen  diferentes  zonas  en  función  de  la  productividad:  

• Baja  productividad  <  50gC/m2·a  “mares  polares  y  centro  de  los  océanos”.   • Alta   productividad:   200-­‐400   gC/m2·a   “límites   océanos   ecuatoriales   y  

polares.   • Superproducción  >  500  gC/m2·a  “Costas  W  de  Norteamérica,  Sudamérica  y  

Africa”.     Productividad  en  lagos:  

• Lagos  oligotróficos   (5-­‐10  ug/lP)   “lagos  Huron  100  gC/m2·a   y  Ontario  180   gC/m2·a  

• Lagos  Mesotóficos  (10-­‐30  ug/lP)  “lago  Erie  310  gC/m2·a   • Lagos  Eutróficos  (>30)  “lago  Tanganika”   • Lagos  Hypereutróficos  (salinos,  endorréhicos)  “Great  Salt  Lake”  

  Preservación  de  la  materia  orgánica  en  medios  subacuáticos:  

• Condiciones  anaeróbicas:   o El  fondo  del  medio  acuático  ha  de  ser  anóxico.   o Según  Demaison  &  Moore  (1980),  existen  hasta  cuatro  contextos  en  

los  que  pueden  originarse  condiciones  de  anoxia  en  el  fondo.   • Adecuada  tasa  de  sedimentación:  

o La  SR  ha  de  ser  elevada.   o Según   Johnson   Ibach   (1982),   existe  un  valor  máximo  del   SR  

por  encima  del  cual,  el  TOC  del  sedimento  disminuye.   o El   valor   máximo   del   SR   es   diferente   para   cada   tipo   de  

sedimento.    

   

A)   Cuencas   lacustres   con   aguas   térmicamente   estratificadas.   “Tanganica   o   Michigan”  

• Este  caso  se  da  en  muchos  lagos  donde  las  aguas  superficiales  tienen   un  mayor  contenido  en  O2  y  las  profundas  son  deficitarias.  

• la  zona  oxigenada  se  corresponde  con  la  zona  fótica.   • Producción  de  MO  por  fitoplacton  y  fauna  nectónica.   • En  la  zona  profunda  de  aguas  anóxicas  la  propia  oxidación  de  la  MO  

consume  el  O2  disponible.   • Sin  fauna  bentónica.  

B)  Cuencas  marinas  restringidas  mediante  una  barrera  fisiográfica.   • Mares   cerrados   con   comunicación   restringida   con   el   océano  

mediante  una  barrera  de  menor  profundidad.   • La   barrera   fisiográfica   separa   dos   masas   de   agua   con   distinta  

salinidad.   • Masa  superior  de  aguas  oxigenadas,  fóticas  y  con  producción  de  MO.   • Massa   inferior  de   aguas  mas  densas  que  no   se   intercambian   con  el  

océano.   • Consumen   todo   el   oxígeno   y   permanecen   anóxicas   durante   largos  

períodos.   • Mar  Negro  por  el  estrecho  de  los  Dardanelos.  

C)  Zonas  de  upwelling  en  márgenes  occidentales  de  continentes   • La  circulación  oceánica  profunda  hace  emerger  aguas  frías  cargadas  

de  nutrientes  (upwelling)  en  los  márgenes  W  de  los  continentes.   • En  la  zona  fótica  oxigenada  situada  por  encima  de  estas  aguas  se  crea  

una  gran  productividad.   • Esta  productividad  elevada  puede  llegar  a  consumir  el  O2.   • Plataforma  W  Africana.  

     

D)  Eventos  anóxicos.   • En  el   registro  geológico  se   reconocen  determinados  momentos  en   los  que  

todos   los   sedimentos   marinos   profundos   se   depositaron   sobre   fondos   anóxicos  (eventos  anóxicos).  

• No  hay  ejemplos  actuales   • Actualmente   la  mayoría  están  oxigenados  debido  a   la  circulación  oceánica  

profunda.   • En   tiempos   geológicos   con   climas  más   uniformes   no   debieron   producirse  

las  corrientes  oceánicas  profundas.     • Se  produjo  el  estancamiento  de  las  aguas  oceánicas  a  escala  global,  con  la  no  

renovación  y  anoxia  de  las  aguas  oceánicas  profundas.   • Ejemplos:  evento  anóxico  del  Jurásico  Sup.  –  Cretácico  Inf.  

  Por   ultimo   después   de   estas   condiciones   será   necesario   un   incremento   de   temperatura  y  de  presión.       FORMACIÓN  Y  MADURACIÓN  DEL  KERÓGENO  

  Conjunto  de  reacciones  de  la  MO  como  respuesta  al  enterramiento.  Establecida  en   fución  de  cambios  químicos,  no  de  temperatura.  Se  pueden  diferenciar  3  fases:    

1-­‐  Diagénesis:   • Proporciones  variables  de  distintos  grupos  de  compuestos.   • Reacciones   complejas   en   condiciones   reductoras   y/o   con   participación  

bacteriana.   • Formación  de  minerales  autigénicos  tempranos  (pirita,  siderita).   • Generación  y  expulsión  de  CH4  biogénico,  CO2  y  H2O.   • La  M.O  residual  es  un  HC  complejo  denominado  Kerógeno.   • Kerógeno:  Materia  orgánica  diseminada  en  un  sedimento  que  es   insoluble  

en  los  disolventes  orgánicos  normales.   • Químicamente  formado  por  C,  O  e  H.   • La  expulsión  de  H2O  y  CO2  reduce  la  concentración  de  oxígeno.   • O/C  se  reduce  y  H/C  se  mantiene.   • Límite:  No  temperatura.  Cuando  se  genera  el  kerógeno.   • Condiciones  de  Pr.  Y  Tra.  De  subsuelo  somero.  

  2-­‐  Catagénesis:  

• El  kerógeno  continua  madurando,  la  maduración  es  térmica.   • Se  divide  en  dos  fases:   • Fase  1:  a  baja  T,  expele  los  HC  de  medio-­‐alto  peso  molecular  (crudo).   • Fase  2:  a  alta  T,  expele  los  HC  de  bajo  peso  molecular  (gas).   • Límites  por  evolución  química,  no  por  temperatura.   • Cuando  no  queda  O2  ni  H2  para  combinarse  con  C,  no  se  generan  más  HC.  

Acaba  la  fase  de  catagénesis.   • Transformaciones  químicas:   • El  residuo  se  empobrece  en  H.  Decrece  H/C  mientras  el  O/C  se  mantiene.  

  3-­‐  Metagénesis:  

• Condiciones  de  máximo  enterramiento.   • Solo  C  residual.  Hasta  el  metamorfismo   • Sedimento  con  M.O  y  primeros  estadios  de  la  catagénesis=  Roca  Madre    

  ROCA  MADRE:  Roca   sedimentaria   con  un   gran  %  de  M.O   susceptible   de   generar   HC.  

• TOC<0.5%=  roca  pobre   • TOC  0.5-­‐2%=  normal-­‐buena   • TOC>2%=  excelente  

Del  TOC  se  pueden  distinguir  una  fase  mayoritaria  de  Kerógeno  (insoluble)  y  una   minoritaria  de  fracción  bituminosa  (soluble  en  disolventes  orgánicos).     De   esta   fracción   bituminosa   se   pueden   diferenciar   Asfaltos   y   resinas   que   son   moléculas  muy  pesadas  y  por  otro   lado   los  HC  aromáticos  HC  Saturados  que  son   los  que  producirán  crudo  y  gas.   Cualquier   roca   madre   con   un   TOC   superior   al   1.5%   es   susceptible   de   formar   hidrocarburos  comercialmente  explotables.     Aprox   por   cada   tonelada   de   material   organico   acumulado   en   sedimentos   se   generan  0,  1  gramos  de  hidrocarburos.        

TIPOS  DE  KERÓGENO     • Quimicamente  elkerógeno  esta  constituido  por  C,  H  y  O,  con  cantidades  menores  

de  N  y  S.   • Las   proporciones   entre   los   elementos   varían   con   el   tipo   de   M.O   de   la   que  

procede  el  kerógeno.   • Tres   tipos   básicos   de   kerógeno   basados   en   diferencias   químicas   relacionadas  

con  la  naturaleza  de  la  M.O  original.     Tipo  1(algal)  

• Derivado  dominantemente  a  partir  de  algas.     • Los   compuestos   orgánicos   dominantes   son   lípidos   (con   sus   derivados:  

grasas,  aceites  y  ceras).   • Por  su  composición  presenta:  

o Los  mayores  valores  de  H/C  à  1.65   o Los  menores  valores  de  O/C  à  0.06  

• Origina  predominantemente  Crudo.                             Kerógeno  tipo  2  (liptiníco  o  exinítinico)  

• Derivado  de  contribuciones  de  algas,  fitoplancton  y  zooplancton.   • Composición  química  e  índices  H/C  y  O/C  con  valores  intermedios.   • Originan  Crudo  y  Gas.    

Tipo  3  (Húmico  o  vitrinítico):   • Deriva  de  contribuciones  importantes  de  lignina  (plantas  superiores).   • Químicamente:  rico  en  O  y  pobre  en  H:   • Máximos  valores  de  O/Cà0.13   • Mínimos  valores  de  H/Cà0.84   • Predomina  el  Gas  

                      Conclusiones:  

• Los  índices  H/O  y  O/C  son  importantes  ya  que  indican  el  tipo  de  kerógeno  y   el   tipo   de   HC   producido   y   también   indican   el   grado   de   maduración   alcanzado.  

Maduración  del  Kerógeno:   • No  superada  la  fase  de  diagénesis  “Inmaduro”  àNo  genera  petróleo.   • Alcanza  la  fase  de  catagénesis  “Madurado”  àGenera  crudo  o  gas.   • Alcanza   la   fase   de   metagénesis     “Sobremadurado”   àDegradación   del  

petróleo.    

VENTANA  DEL  PETRÓLEO     • Profundidad  a  la  que  se  emplazó  la  roca  made   • Cuanto  menos  gradiente  mas  propicio  para  el  petróleo   • Con  gradiente  normal  a  partir  de  unos  6  km  tendríamos  gas  y  a  partir  de  2  km  

petróleo.   • A  nivel  de   tempreratura  hasta  que  no  se  alcanzan   los  65ºC  el  petróleo  no  se  

empieza   a   formar   y   en   el   caso   del   gas   150º.

  Parámetro  tiempo:  Cuanto  mas  tiempo  necesita,  menos  temperatura  para  catalizar   las  reacciones  y  su  calidad  aumenta  con  la  maduración.     Burial   Curve   “Espesor   vs   Tiempoà   tiene   dos   contradicciones   “Espesor   inicial   y   Isotermas  irregulares”    

PALEOTERMÓMETROS     • Cálculo   del   gradiente   geotérmico   mediante   las   BHT   sólo   permite   establecer  

pautas  de  maduración  actuales   • En  el  pasado  pudieron  ser  diferentes   • Se  utilizan  indicadores  de  paleotemperaturas.   • Estimación   de   la   máxima   temperatura   a   la   que   ha   estado   sometida   una   roca  

madre.

    Pirólisis  (rock-­‐eval)  

• S1=  Contenido  en  HC  ya  generados  (y  acumulados).   • S2=  HC  generados  por  maduración  térmica  del  kerógeno.   • S1+S2=  TOC  de  la  roca  madre   • H/C  y  O/C=  tipo  de  kerógeno.   • S1/S1+S2=Grado  de  maduración   • S2=Tmax.    

Indice  de  alteración  del  color  (CAI)   • Registra   las   variaciones   de   coloración   sufridas   por   determinados   restos  

fósiles  en  fución  del  increcimiento  de  temperatura  experimentado.   • Los  principales  grupos  son:  Polen  y  esporas,  acritarcos  y  conodontos.   • Existen   cartas   de   colores   para   cada   grupo   que   relacionan   el   color   con   la  

temperatura  alcanzada.   Indice  de  la  reflectividad  de  la  vitrinita  

• Componente  de  la  M.O   • Al  madurar  se  vuelve  brillante.   • Se  mide  el  %  de  luz  reflejada  RO  sobre  la  superficie  pulida.   • El  valor  de  RO  es  en  función  de  la  maduración.   • Se  realizan  numerosas  mediciones.  Se  toma  el  valor  modal.    

                              MIGRACIÓN  DEL  PETRÓLEO.  PRIMARIA  Y  SECUNDARIA     • Los   HC   convencionales   se   encuentran   en   el   subsuelo   contenidos   en   rocas  

(reservorios)   distintas   de   aquellas   en   las   que   se   generaron   (rocas   madre).   MIGRACIÓN.  

• La   roca   madre   expele   los   HC   generados   por   la   maduración   térmica   del   kerógeno.  àMigración  primaria  

• Los  HC  son  exudados  hasta  una  roca  a  través  de  la  cual  viajan  (“carrier  bed”),   la   circulación   a   través   de   la   carrier   bed   es   controlada   por   la   diferencia   de   densidades  y  la  permeabilidad  del  medio.  àMigración  secundária.  

  Propiedades:  

• Generalmente  la  roca  madre  suele  ser  impermeable.   • La  “carrier  bed”  es  una  roca  permeable.  No  tiene  porqué  ser  el  reservorio.   • Los   hidrocarburos   migran   ascendentemente   hasta   que   encuentran   una  

TRAMPA.  Entonces  quedan  retenidos  en  el  reservorio.   • Micro  y  macrofracturas.    

RESERVORIOS  Y  ROCAS  ALMACÉN     Roca   almacén:   Roca   en   cuyos   poros   se   pueden   almacenar   hidrocarburos.   Se   caracterizan  por  su  porosidad  y  permeabilidad  “parámetros  petrofísicos”.     Porosidad:   Volumen  de  poros  en  relación  al  volumen  total  de  la  roca.    

                    Hay  3  tipos  de  porosidad,  efectiva  “poros  abiertos  y  cerrados”,  inefectiva  “aislados”   y  total.  Las  diagrafias  miden  la  porosidad  total.     Si   los   valores   de   Ptotal/Pefectiva   son   elevados   será   indicativo   de   una   baja   permeabilidad  y  si  son  cercanos  a  uno  indicara  elevada  permeabilidad.     Poros  abiertos:  Los  HC  pueden  ser  extraídos  mediante  circulación  de  agua.   Poros   cerrados:   Los   HC   no   pueden   ser   extraidos   mediante   circulación   de   agua.   Pueden   suministrar   algo   de   hidrocarburos   por   expansión,   cuando   la   presión   del   reservorio  decaiga  por  la  producción   Poros  aislados:  No  suministran  HC  aunque  pueden  contenerlos.     Existen  varios  tipos  de  clasificaciones  para  la  porosidad,  entre  ellas  la  de  Choquete   and  Pay,  que  se  determina  en  función  del  tipo,  el  tiempo  y  el  origen.    

Porosidad   2ª=   Diagénesis,   fracturación   “tectónica”,   cementación,   solución,   fenestral  “estromatolitos”  e  intercristalina  “Dolomias”.     En   algunos   casos   se   pueden   apreciar   cavidades   dentro   de   los   granos   que   llamaremos   Vuggy,   si   por   lo   contrario   ocupa   el   espacio   de   un   cuepo   se   llamará   moldica.     Fracturación:  puede  ser  tectónica,  por  compactación,  deshidratación  y  diagenética.     ¿Qué  contextos  son  idóneos  para  la  fracturación?  

• Anticlinales  “porosidad  de  charnela”   • Fallas  y  zonas  de  fractura    “milolitización”   • En   la   parte   inferior   de   las   discontinuidades   estratigráficas,   si   se   trata   de  

CO3  se  suele  superponer  porosidad  de  tipo  Vug.     Los  basamientos  ígneos  y  metamórficos  si  están  alterados  pueden  ser  reservorio  si   cumplen  ciertas  características.     Porosidad  en  las  principales  rocas  almacén                         Medición  de  la  porosidad  en  rocas  almacén:  “hoy  en  dia  automático”  

• Indirectamente:  en  el  subsuelo  a  partir  de  diagrafías.   • Directamente:   Sobre   plugs/muestras   obtenidas   en   sondeos   “métodos:  

inmersión  en  agua  y  porosímetro  por  intrusión  de  Hg”.     En  la  escala  de  lo  no  convencional  el  petróleo  se  encuentra  en  microporos  y  lo  que   hacemos  es  fracturar  la  roca.                              

PERMEABILIDAD     Indica  la  capacidad  de  los  fluidos  para  atravesar  un  medio  poroso  

  La  ley  de  Darcy  sólo  es  válida  cuando:  

• No  existe  reacción  química  entre  el  fluido  y  la  roca.   • Sólo  existe  una   fase   fluida.  La   saturación  es  mas   compleja  para  mezcla  de  

gases,  gas-­‐petróleo,  etc…   Se   mide   en   Darcys   (D).   1   Darcy=permeabilidad   que   admite   un   fluido   de   viscosidad=  1cP   fluir  a  una  velocidad  Q=1cm/s  para  un  gradiente  de  presión  P2-­‐ P1=  1atm/cm   La  mayor  parte  de  las  rocas  poseen  valores  de  K<<1D,  por  lo  que  se  suele  medir  en   milidarcys.     Valores  de  permeabilidad  (K)  “K=1-­‐10md”àMala    K>1000md  à  Excelente”     Permeabilidad  absoluta:  Cuando  una  sola  fase  satura  completamente  la  porosidad   (100%)  la  permeabilidad  se  denomina  absoluta  o  específica  (K).     Permeabilidad   efectiva:     Cuando   la   saturación   en   cualquier   fluido   es   <100%   se   hace   referencia   a   la   permeabilidad   efectiva.   Kw,   Kg   y   Ko   hacen   referencia   a   las   permeabilidades  efectivas  del  agua,  gas  y  crudo  respectivamente.     Permeabilidad   relativa:   (Kr)   Es   la   relación   entre   las   permeabilidades   efectiva   y   absoluta.  Se  establece  para  un  fluido  particular  con  una  determinada  saturación     Agua  Irreductible:  (water  wet)  el  agua  envuelve  los  granos   Oil  wet=  el  petróleo  envuelve  los  granos.       RELACIÓN  ENTRE  POROSIDAD,  PERMEABILIDAD  Y  TEXTURA     El   pendiente   de   esta   relación   dependerá   de   dos   parámetros:   Porosidad   y   permeabilidad.     La  textura  esta  condicionada  por  tres  variables:  

• Granulometría:  cuanto  mayor  tamaño  de  grano  mayor  Por  y  Perm.   • Selección:  Cuanto  mas  energético  sea  un  flujo,  mejor  selección,  sensible  en  

el  parámetro  permeabilidad.   • Forma:   a  mayor   esfericidad   de   los   granos  mejor   empaquetamiento   y   por  

tanto  menor  porosidad.    

   

                                    Es  muy  importante  realizar  estos  gráficos  y  almacenarlos.  El  objetivo  seria  poder   diseñar   una   recta   de   calibraje   para   poder   avanzar   resultados   para   cada   tipo   de   material.     HISTORIA  DE  LA  DIAGÉNESIS    

1. Granos  poco  empaquetados,  con  mucho  espacio  entre  ellos,  ese  espacio  se   llena  de  agua.  

2. Compactación.   3. Granos  compactados  mas  juntos  y  el  agua  ha  desaparecido  de  los  espacios  

intergranulares.   4. Litificación,  diagénesis.   5. Granos  fregandose,  muy  juntos,  se  produce  disolución  donde  los  contactos  

se   encuentran   a   alta   presión.   Disoluciones   entre   granos   que   precipitan   minerales  que  formarán  el  cemento.  

  La  permeabilidad  es  un  parámetro  que  puede  variar  en  las  tres  dimensiones  con  lo   cual  puede  tener  un  comportamiento  anisótropo,  la  anisotropía  es  un  valor  que  se   define  como  la  permeabilidad  máxima/  entre  la  mínima.   La  mas  alta  es  la  horizontal  y  la  mas  baja  es  la  vertical.     CARACTERIZACIÓN  DE  RESERVORIOS     Interpretación  del  ambiente  del  reservorio.  Sistemas  clásticos,  y  carbonaticos.   La  petrofísica  +  la  interpretación  del  ambiente  del  reservorio:  

• No  nos  darán  cores,  nos  darán  diagrafías.   • Es  importante  saber  sedimentología  y  estratigrafía.   • Líneas  tiempo  y  cambios  de  secuencia  y  de  ambiente.  

     

CÁLCULO  DE  RESERVAS     • Finalizada  la  prospección:  caracterización  del  reservorio   • El  siguiente  paso  es  la  estimación  de  reservas.   • Indicará  la  viabilidad  o  no  del  desarrollo  del  campo   • Hay  distintos  tipos  de  reservas.     Hipótesis:   Recursos   susceptibles   de   prospectar,   hay   que   diferenciar   los   que   se   pueden  recuperar  a  los  que  no.  A  partir  de  aquí  nos  encontramos  en  dos  caminos:   Recursos   contingentes   “sub-­‐comerciales”   que   dependerán   del   precio   y   de   la   tecnología.   Por   otro   lado   se   encuentran   los   petróleos   comerciales   divididos   en   “Posibles  10%,  probables  50%  y  provadas  90%  de  viabilidad”.     El  cálculo  de  la  cantidad  que  hay  en  un  reservorio  se  calcula  mediante  la  siguiente   formula.           La   probabilidad   de   tener   éxito   depende   de   que   concurran   5   factores   y   procesos   necesarios  para  que  exista  una  acumulación  de  hidrocarburos:  P  de  roca  madre,  P   degeneración  y  migración,  P  de  almacén,  P  de  trampa,  P  roca  sello       MÉTODOS  DE  PRODUCCIÓN     • Recuperación  primaria:  incremento  de  presión  natural.   • Recuperación  secundaria:  Se  incrementa  el   incremento  de  presión  mediante  la  

inyección  de  cualquier  otro  fluido.   • Recuperación  terciaria:  Utilizando  métodos  para  rebajar  la  tensión  superficial   • Recuperación   asistida   del   petróleo   (EOR):   Producción   mediante   cualquier  

método  artificial  de  mantenimiento  de  la  presión  del  reservorio.   • Dentro  de  la  recuperación  primaria  se  conocen  tres  mecanismos  diferentes:     Water  drive:  “Recuperación  del  30  al  50%“    

• Frecuentemente   en   yacimientos   amplios,   potentes   y   bien   conectados   hidráulicamente  a  acuíferos  importantes.    

• Son  necesarios  reservorios  con  permeabilidad  elevada  y  uniforme.   • La  recuperación  excepcionalmente  llega  al  60%.   • Al  progresar  la  producción  del  campo  el  OWC  va  ascendiendo  (invasión).   • El   grado   de   invasión   y   el   mantenimiento   de   la   presión   dependerán   del  

tamaño  y  la  productividad  del  acuífero.   • Caso   de   las   formaciones   con   valores   de   permeabilidad  muy   diferentes   el  

OWC  se  hace  irregular  y  se  pueden  interdigitar  el  agua  y  el  crudo.   • En   caso   de   una   producción   excesiva   se   produce   un   efecto   coning   “cono  

ascendente  de  agua  en   la  extracción  que   impide   la  absorción  de  petróleo”   ayudado  por  interdigitaciones  de  la  litología.    

   

Gráfico  de  la  historia  de  la  producción  para  un  campo  con  empuje  de  agua:   • Si  la  producción  está  en  equilibrio,  la  presión  en  el  reservorio  y  el  GOR  “gas  

oil  relation”  se  mantiene  por  empuje  de  agua   • El  crudo  va  siendo  reemplazado  por  agua.  

                              GAS  CAP  DRIVE  “15-­‐30%  y  en  ocasiones  80%”  

• Cuando  en  el  yacimiento  tenemos  un  volumen  significativo  de  gas  a  presión   elevada.  

• Al  perforar  disminuye  la  presión  del  reservorio.  El  gas  se  expande  y  empuja   al  crudo.  

• Al  progresar   la   producción  del   campo   el  OWC   se  mantiene   constante   y   el   GOC  desciende.  

                  Gráfico  histórico:  

• La  presión  del  reservorio  va  decreciendo  a  medida  que  el  gas  de  la  montera   se  expande.  

• El  GOR  se  incrementa  progresivamente   • La  producción  del  pozo  decae  progresivamente  

                   

Dissolved  gas  drive:  “5-­‐15%”   • En  yacimientos  que  contienen  elevada  cantidad  de  gas  disuelto.   • Al  perforar  se  produce  una  pérdida  de  presión   • Al  disminuir   la  presión,  el  crudo  desgasifica  parte  del  gas  disuelto.  Este  se  

acumula  en  la  parte  superior  formando  una  montera  de  gas.   • Al  progresar  la  producción  del  campo  el  OWC  se  mantiene  constante.   • Se  origina  una  superficie  de  GOC  que  desciende  progresivamente.  

                      Gráfico  histórico:  

• La  presión  del  reservorio  decae  muy  rápidamente.   • El   GOR   se   incrementa   hasta   alcanzar   un   valor   máximo,   a   partir   del   cual  

decrece.   • La  producción  decae  rápidamente  al  principio  y  lentamente  después  

                              RECUPERACIÓN  SECUNDÁRIA    

• Es  el  método  de  producción  más  utilizado  en  la  actualidad.   • Se   mantiene   la   presión   del   reservorio   artificialmente,   inyectando   gas   o  

agua.   • “Gas  injection”:  Se  usa  gas  natural  o  cualquier  tipo  de  gas  inerte  (N2,  CO2…).  

Puede  proceder  del  mismo  campo  o  de  campos  vecinos.   • “Water  injection”:  Se  usan  aguas  connatas  de  las  formaciones  vecinas  o  agua  

marina.  Generalmente  ha  de  ser  tratada  previamente   o Ventajas:  Producción  constante,  mejora  la  recuperación  (60%).   o Inconvenientes:   Mejor   conocimiento   previo   del   reservorio,   mayor  

coste  del  desarrollo  y  producción.  

o El  método  elegido  para  extraer  en  EOR  dependerá  de  la  viscosidad  y   de  la  densidad.    

    Si   solo   pudiéramos   utilizar   primarios   el   tiempo   de   duración   y   el   volumen   de   extracción  serían  escasos.     Historia  de  Statfjord  y  Gulfaks:  

• A  medida  que  avanza  el  tiempo  también  avanza  la  tecnología  y  esta  permite   un   mayor   factor   de   recuperación.   “aumento   de   la   productividad   con   la   tecnología”.  

• Inyección   de   CO2   para   la   mitigación   de   los   gases   de   efecto   invernadero.   ”Piloto”  

• Utilizar  campos  como  trampas  para  el  CO2.   • CCSà  Carbon  caption  sequestration.   • CCUSà  Carbon  caption  and  storage.   • El   CO2   en   estado   supercrítico   a   diferentes   profundidades   de   inyección   se  

comporta  como  un  líquido  y  ocupa  muy  poco   • El  tipo  de  pozo  influye  en  la  productividad.  

  Wayburn   field:   Construcción   de   una   central   térmica   al   lado   del   pozo   para   aprovechar  el  CO2  en  la  extracción  “economía  circular”.     Peak  Oil   Hace  unos  años  (2000-­‐2008)  el  barril  tenia  una  tendencia  de  aumento  del  precio  y   se  pensaba  que  seguiría  así  debido  a  que  creeíamos  que  llegábamos  al  máximo  de   producción.   Esto   se   determina  mediante   una   digitalización   de   todos   los   campos.   Cosa  que  hizo  Hubbert  y  hacerto  en  EUA.  En  1970  feu  el  PEAK  OIL  de  EUA  y  para  el   mundo   se   calculó   en   (2010-­‐2020).   En   2008   con   la   caída   de   Leeman   Brothers   el   precio  del  petróleo  cae  de  140  a  20$  y  muchas  compñias  quebraron  o  tuvieron  que   despedir  a  gente  porque  no  podían  aguantar  un  precio  tan  bajo.  En  2008  en  EUA   “solo”   empieza   la   extracción   no   convencional   mediante   Fraking   que   se   acaba   convirtiendo  en  convencional  y  empieza  una  nueva  crecida  en  la  producción.  Para   compensar   la   falta   de   petróleo   que   la   tendencia   dice   que   tendremos   hay   que   implementar   los   métodos     no   convencionales   el   gas,   nuevos   reservorios   y   sobretodo   bajar   la   demanda     para   poder   compensar   el   GAP   “vacío   entre   producción  y  demanda”.  

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