Fluidos en el Reservorio

Los yacimientos de gas contienen principalmente gas y agua, mientras que los de petróleo contienen gas, petróleo y agua. Cada fluido se presenta en diferentes proporciones o saturaciones, con propiedades físicas y composiciones variadas. Las propiedades físicas en reservorios profundos difieren debido a las altas temperaturas y presiones. El conocimiento de estos fluidos se obtiene por métodos indirectos, como el examen de:

1. Cores y muestras de canaleta, registros eléctricos.
2. Muestras de fluidos del pozo – pruebas.
3. Muestras en superficie de pozos en producción y el estudio de la historia de producción del yacimiento.

Distribución de Fluidos en el Reservorio

En una trampa, los fluidos se estratifican en capas: gas, petróleo y agua. Esto puede variar debido a la porosidad, permeabilidad, fallamiento y lenticularidad. En yacimientos extensos, los contactos son planos horizontales o inclinados con zonas de transición.

Agua en Yacimientos

Toda la corteza terrestre está saturada de agua, comúnmente salada en yacimientos, con salinidad que aumenta con la profundidad.

Clasificación de Aguas en Campos Petrolíferos

Por su Origen:

• Agua Meteórica: Agua de lluvia que penetra al subsuelo, conteniendo oxígeno y CO₂, que reaccionan con sulfuros y carbonatos.
• Agua Connata: De origen marino, depositada con sedimentos, con composición química diferente al agua de mar, rica en cloruros.
• Aguas Mixtas: Contienen cloruros, sulfatos, carbonatos y bicarbonatos de origen múltiple.

Por su Ubicación:

• Agua Libre: Presente en acuíferos, puede ser meteórica, connata o mixta, y actúa como un sistema de agua continuo.
• Agua Intersticial: Agua connata que coexiste con hidrocarburos en los poros, adherida a los granos o en poros capilares, variando del 10% al 50% o más.

Usos del Análisis de Agua

• Importante para registros eléctricos.
• Permite separar reservorios localmente.
• Cambios en concentraciones indican diferentes ambientes geológicos.
• Aumento o disminución de salinidad indica ingresos de agua meteórica.
• En producción, indica la procedencia del agua.

Efectos del Agua Intersticial en el Reservorio

• Aumenta con la disminución de permeabilidad y porosidad.
• Reduce las reservas recuperables.
• Se usa para cálculos de reservas.
• Minerales disueltos favorecen la presencia de arcillas.
• Facilita la interpretación de registros eléctricos.
• Inyecciones de agua pueden dañar formaciones productivas.
• El H₂S causa corrosión.

Composición Química de Sólidos Disueltos

Los mayores constituyentes son Ca, Mg, Cl, SO₄ y HCO₃. El análisis de Na es dificultoso y se determina por diferencia. Los menores constituyentes pueden dar conclusiones geológicas.

Resultados de Análisis

Se expresan en partes por millón (PPM). Ejemplos peruanos: Noroeste (8,200-55,000 PPM), Selva (400-130,000 PPM).

Origen de Aguas Saladas (Salmueras)

• Solución de depósitos de sal cercanos.
• Absorción de agua por minerales de arcilla.
• Expulsión de agua durante la compactación.
• Evaporación durante la deposición.

Condiciones Existentes en el Reservorio: Presión y Temperatura

Presión y temperatura son las variables dominantes que afectan los reservorios. Las diferencias entre áreas determinan los gradientes de presión y temperatura, fundamentales para el movimiento de hidrocarburos. La ingeniería de petróleo estudia las relaciones PVT (Presión, Volumen y Temperatura).

• Cambios de volumen son más pronunciados en el gas.
• Viscosidad y flotabilidad varían con presión y temperatura.
• La presión tiene más efecto que la temperatura.
• El aumento de temperatura disminuye la viscosidad de líquidos.

Presión en el Reservorio

Los fluidos confinados están bajo presión del reservorio o de formación. La presión original o virgen se mide antes de la producción y declina con ella. La tasa de declinación es clave para estimar reservas.

Clases de Presión en el Reservorio

• Hidrostática: Peso estático de la columna de agua.
• Hidrodinámica: Dirigida lateralmente a lo largo de los estratos.

Gradiente de Presión Hidrostática

Aumenta con la profundidad, aproximadamente 45 psi por cada 100 pies. Causa que el agua se eleve por encima de la formación (artesiana).

Gradiente de Presión Hidrodinámica

Fuentes:

1. Gradiente natural de la región.
2. Gradiente artificial por la salida de fluidos.

Fuentes de Presión del Reservorio

Las dos mayores fuentes son el peso de la columna de agua y el peso de la roca que recubre. Las fuentes menores son cambios de temperatura, precipitación secundaria, movimientos sísmicos, disturbancias atmosféricas y reacciones químicas.

Temperatura en el Reservorio

El grado de calor aumenta con la profundidad (gradiente geotermal). El gradiente de temperatura es constante en un pozo, pero puede variar entre áreas.

Efectos del Aumento de Temperatura

• Incremento de viscosidad del gas y disminución del petróleo.
• Incremento del volumen de gas, petróleo y roca.
• Incremento de la presión de fluidos confinados.
• Baja solubilidad del gas en petróleo.
• Incremento de la solubilidad de sales en agua.

Fuentes de Calor

• Flujos de calor del núcleo de la Tierra.
• Presencia de magmas en enfriamiento.
• Desintegración de elementos radioactivos.
• Corrientes de convección térmica.
• Diastrofismo.
• Frotamiento entre granos.
• Reacciones químicas exotérmicas.

Mecanismo de los Reservorios

La historia de un yacimiento se divide en un período estático (equilibrio) y un período dinámico (producción). El mecanismo de reservorios corresponde al período dinámico.

Energía del Reservorio

El petróleo no tiene energía propia. La energía natural que lo mueve proviene de la presión del reservorio, almacenada en los fluidos comprimidos. El movimiento depende de la cantidad y clase de energía presente. La energía debe vencer la resistencia de la viscosidad y la presión del agua. Un pozo fluyente tiene suficiente presión para vencer el peso de los fluidos en la tubería. La producción crea un área de baja presión alrededor del pozo.

Impulsión Primaria en Yacimientos

Casi todos los yacimientos tienen más de una energía. La dominante clasifica al yacimiento.

Fuentes de Energía Impulsora Primaria

1. Impulsión por Gas: Gas disuelto y cúpula de gas.
2. Impulsión por Agua: Water Drive.

Otras Fuentes de Energía Impulsora

• Impulsión por Gravedad.
• Expansión de Roca y Fluido.
• Impulsión Combinada.

Impulsión por Gas en Solución

Muchos reservorios están rodeados por roca impermeable. El petróleo contiene gas en solución. La presión disminuye hasta el punto de burbujeo, liberando gas. Producen poco o nada de agua. La presión baja rápidamente. La recuperación es del 12% al 25%.

Impulsión por Capa Gasífera

Son crestas de gas libre acumuladas en alto estructural. Tienen energía por gas disuelto y capa de gas. La presión declina con la producción. La recuperación es del 20% al 40%.

Impulsión por Agua

El agua desplaza gas y petróleo de los poros. Puede ser marginal o de fondo. La energía proviene de la presión hidrostática y la expansión del acuífero. La producción de agua aumenta con el tiempo. La recuperación varía del 20% al 60%.

Impulsión por Gravedad

La gravedad es una fuerza presente en toda la vida del reservorio. Funciona en la impulsión por gas y agua. Es significante en trampas de alto relieve. La gravedad prolonga la vida de muchos yacimientos.

Impulsión por Expansión de Roca y Fluido

Reservorios con presiones encima del punto de burbujeo. La recuperación es del 1% al 8%. Contribuye poco a la recuperación total.

Impulsión Combinada

La combinación de gas en solución, capa de gas y agua marginal es común. Las combinaciones de impulsión originan problemas a la ingeniería de producción.

Recuperación

Depende de las características del reservorio, tipos y grados de impulsión y el uso adecuado de las fuentes de energía.

Reservas de Hidrocarburos

Las empresas petroleras calculan periódicamente las reservas para finanzas, ventas y valores en bolsa. Se calculan aplicando factores de recuperación y experiencias. Los métodos son volumétrico y balance de materiales.

Clasificación de Reservas

1. In Situ: Reservas probadas totales sin considerar recuperación.
2. Recuperables: Volúmenes que se pueden producir.
3. Probadas: Volúmenes calculados por cierre estructural y contacto hidrocarburo/agua.
4. Probables: Pueden existir a distancia razonable de reservorios probados.
5. Posibles: En trampas con geología regional similar a áreas productivas.
6. Remanentes: Volúmenes de hidrocarburos existentes en un yacimiento en producción.

Cálculo de Reservas

Acre/pie (ac-ft) = Área en acres x espesor en pies. Barril (bbl) = 42 U.S. galones o 5.61 ft³. Las fórmulas para calcular reservas in situ de petróleo, agua y gas se basan en el volumen, porosidad y saturación de cada fluido.

Geoquímica en la Exploración de Hidrocarburos

La aplicación de técnicas geoquímicas ayuda a entender la generación, migración y acumulación de petróleo. El reconocimiento de rocas generadoras se logra determinando el contenido de materia orgánica (MO), su tipo, calidad y estado de maduración.

Muestras para Análisis Geoquímico Orgánico

Los geólogos tienen gran responsabilidad en el muestreo. La calidad de los resultados comienza antes de que la muestra llegue al laboratorio. Se debe evitar la contaminación y la exposición atmosférica.

Análisis de Muestras en Laboratorio

1. Determinación de Carbono Orgánico Total (TOC).
2. Análisis de Pirólisis (Rock Eval) para muestras con TOC ≥ 1% (lutitas) o 0.5% (calizas).
3. Análisis de Reflectancia de Vitrinita (Ro) e Índice de Alteración Técnica (TAI) para muestras con TOC > 0.7%.

Análisis Geoquímicos

La cantidad de materia orgánica se estima por análisis de Carbono Orgánico (OC). La calidad y maduración se conocen por técnicas químicas y ópticas. El método de Pirólisis (Rock Eval) identifica los tipos de Kerógeno I, II y III.

Técnicas de Determinación de Maduración de MO

• Índice de Alteración Térmica (IAT).
• Paleotermometría por Reflectancia de Vitrinita.

Método de Lopatin

Predice condiciones termales donde los hidrocarburos se generan y preservan. Permite reconstruir la historia deposicional y tectónica.

Aplicaciones del Método Lopatin

1. Calcular la profundidad donde petróleo, gas húmedo y seco se pueden preservar.
2. Determinar si la región alcanzó la madurez necesaria para la generación de hidrocarburos.
3. Determinar el tiempo de generación (Oil window).
4. Proporcionar información sobre paleotemperaturas y tectonismo.

Alteración del Petróleo

Las causas de alteración son numerosas, relacionadas con la inestabilidad del petróleo, cambios de nivel, enterramiento y procesos químicos o físicos. Los procesos más importantes son:

• Alteración Termal: Por influencia del calor del subsuelo, produciendo petróleos más ligeros.
• Precipitación de Asfaltos: Por disolución de gas en petróleo, precipitando asfaltos.
• Biodegradación y Lavado: Por invasión de aguas meteóricas, alterando la composición del petróleo.

Biodegradación

Las aguas meteóricas transportan oxígeno y microorganismos al reservorio, que utilizan selectivamente ciertos hidrocarburos.

Lavado

Las aguas formacionales extraen selectivamente hidrocarburos solubles, cambiando la composición del petróleo.

Correlación entre Petróleos y entre Petróleos y Roca Generadora

El objetivo es identificar familias de hidrocarburos y sus rocas generadoras. La correlación geoquímica se basa en el reconocimiento de composiciones similares.

Sistema de Petróleo

Comprende la evolución de la roca madre y todo lo generado como gas y petróleo. Describe la interdependencia de elementos y procesos que forman la unidad funcional que origina la acumulación de hidrocarburos. Los elementos esenciales son: roca generadora, reservorio, sello, rocas que sobreyacen y procesos de formación de trampa y generación-migración-acumulación de petróleo.

Yacimientos de Hidrocarburos No Convencionales

Gas y petróleo no convencional son los hidrocarburos que la industria tiende a extraer cuando escasean las reservas. Ejemplos: Tight gas, CBM, oil shale, shale gas, shale oil e hidratos de gas.

Hidratos de Gas

Son sólidos cristalinos de moléculas de gas metano rodeadas por moléculas de agua. Abundan en los fondos marinos profundos. Se estudia su formación, extracción y daños ambientales.

Cuencas de Filiación Petrolífera (Sistema de Petróleo)

1. Cuencas sedimentarias con espesor > 4,000m.
2. Secciones marinas con rocas madres y reservorios.
3. Sistemas estructurales (trampas).
4. Afloramientos de petróleo y/o gas.
5. Ausencia de rocas intrusivas.
6. Yacimientos de hidrocarburos.

Programas de Exploración

1. Literatura y trabajos de geología de campo, fotointerpretación.
2. Muestreo para geoquímica.
3. Aeromagnetometría.
4. Aero gravimetría.
5. Sísmica.
6. Perforación.

Fisiografía y Marco Geotectónico Continental Peruano

Perú se divide en Costa, Sierra y Selva, con rasgos geológicos-tectónicos diferentes. Los principales componentes tectónicos son el escudo Guayano-Brasileño, la faja móvil del Arco Andino y la faja Pacífica. La Cordillera de los Andes es consecuencia de la subducción.

Cuencas Hidrocarburíferas del Perú

Son depresiones estructurales a lo largo de los Andes, rellenadas de sedimentos con potencial hidrocarburífero. Se dividen en:

1. Subandinas pericratónicas.
2. Intermontañas.
3. Borde costero pacífico.

Cuencas Subandinas Pericratónicas

Ubicadas al este de los Andes, sobre el basamento. Estilos estructurales: faja de sobreescurrimientos y plataforma amazónica. Ejemplos: Marañón, Ucayali, Madre de Dios.

Cuencas Intermontañas

Depresiones entre las cordilleras andinas, con secciones paleozoicas, mesozoicas y terciarias. Ejemplos: Titicaca, Jaén-Bagua, Lancones y Pachitea.

Cuencas Borde Costero Pacífico

Depresiones en la faja costera y zócalo continental, con cobertura terciaria marina. Ejemplos: Tumbes, Talara, Sechura, Salaverry, Lima, Pisco y Moquegua.

Yacimientos de Gas y Petróleo en el Perú

• Costa: Noroeste, Dpto. de Piura (Cuenca Talara).
• Selva Nororiental: Dpto. de Loreto (Cuenca Marañón).
• Selva Central: Dpto. del Ucayali (Cuenca Ucayali).
• Selva Sur: Dpto. del Cuzco (Cuenca Alto Ucayali).

Cuencas Terciarias Tumbes-Talara

Ubicación: Continente y mar afuera. Estratigrafía: Basamento paleozoico y pre-paleozoico, rocas clásticas y carbonatadas del Cretáceo, formaciones terciarias clásticas marinas y fluviales. Estructural: Plegamiento suave, fallamiento normal en bloques. Producción acumulada: +1,500 MM bls (continente) y +350 MM bls (mar afuera). Petróleo API: 34° promedio. Impulsión: Cúpula y gas disuelto. Salinidad del agua: 10 a 60M PPM. Porosidad: 5-20%. Permeabilidad: hasta 600 md.

Yacimientos de la Selva

Selva Nororiental

Cuenca Marañón. Yacimientos: Corrientes, Capahuari Sur, Pavayacu, Forestal, San Jacinto, Dorisa, Capirona, Yanayacu. Estratigrafía: Basamento metamórfico p-C, rocas paleozoicas, mesozoicas y terciarias. Estructural: Pliegues asimétricos monoclinales. Formaciones productivas: Cretáceo (Cushabatay, Chonta, Vivian) y Terciario. Producción acumulada: aprox. 900 MM bls. Petróleo API: 08° a 46°. Impulsión: Por agua. Porosidad: 12 a 24%. Permeabilidad: 5 md a 2.0 darcy. Origen del petróleo: Lutitas Chonta, Pucara, Paleozoico.

Región Selva Central

Cuenca Ucayali. Yacimientos: Maquia, Agua Caliente y Aguaytía. Yacimiento de Maquia: Estratigrafía: Paleozoico, Cretáceo y Terciario. Estructural: Anticlinal domático asimétrico. Formaciones productivas: Cretáceo (Vivian) y Terciario (Hushpayacu, Casablanca). Producción acumulada: + de 7 MM bls. Petróleo °API: 37 a 38°. Impulsión: Por agua. Porosidad: 20 a 25%.

Yacimiento Agua Caliente (Ganso Azul): Estratigrafía: Basamento Pre-Cambriano, Paleozoico y Cretáceo. Estructural: Domo oval. Formaciones productivas: Cushabatay y Raya. Producción acumulada: Aprox. 15 MMbls. Petróleo °API: 43.9°. Régimen de impulsión: Por agua. Porosidad: 20.7%. Permeabilidad: Horizontal 714 – Vertical 397 md.

Yacimiento Gas de Aguaytía: Estratigrafía: Jurásico, Cretáceo y Terciario. Estructura: Anticlinal sobreescurrido. Impulsión: por gas y agua. Composición: CH₄, C₂, C₃…C₁₂, N₂ y CO₂.

Yacimiento de Camisea: Estratigrafía: Paleozoico, Cretáceo y Terciario. Estructural: Estructuras anticlinales. Porosidades: San Martin: 20%, Cashiriari 13%, Pagoreni 16%.

Preguntas y Respuestas

¿Qué fluidos contiene un yacimiento de Gas Natural y otro de petróleo, cómo se presentan y distribuyen?

Un yacimiento de gas natural contiene gas y agua; un yacimiento de petróleo contiene agua, petróleo y gas. Los fluidos se presentan en diferentes reservorios con diferentes propiedades físicas y concentraciones. Estas propiedades varían con la profundidad y se conocen de manera indirecta por análisis de muestras y registros eléctricos. En las trampas, los fluidos se distribuyen por capas: gas, petróleo y agua (por gravedad). Las variaciones en este orden se deben a la permeabilidad y porosidad. En yacimientos grandes, los contactos entre capas son horizontales o inclinados.

¿Cómo se presenta el agua en la corteza terrestre, su clasificación y cómo se le encuentra en los yacimientos?

El agua satura la parte superior de la corteza terrestre. En yacimientos, es salada y aumenta la salinidad con la profundidad. Se clasifica por origen en meteórica, connata y mixta, y por ubicación en libre e intersticial.

• Por su origen:
  • Meteóricas: De lluvia, con O₂ y CO₂.
  • Connatas: Atrapada en sedimentos, muy salada.
  • Mixtas: Con sulfatos, carbonatos y bicarbonatos.
• Por cómo se encuentran:
  • Libre: En poros de la roca reservorio, desplazada por gas y petróleo.
  • Intersticial: Connata, coexiste con petróleo y gas, ocupa 40-50% del reservorio.

El agua intersticial se usa para clasificar yacimientos, registros eléctricos y cálculos de reservas.

¿Cómo se mueve el petróleo en el reservorio hacia los pozos, de qué depende, qué fuerzas y resistencias tiene que vencer?

El petróleo se mueve por gradientes de presión. Al hacer un pozo, se libera presión y se crea un área de baja presión. Las fuerzas que originan la movilidad son la presión de los fluidos, el peso de la roca y la columna de agua. La impulsión (por gas, agua o gravedad) mueve los hidrocarburos. Para moverse, los fluidos deben vencer la resistencia de la viscosidad y la presión del agua.

¿Cuáles son las fuentes de energía impulsoras primarias principales en un reservorio y cuáles son sus diferencias?

Las fuentes principales son la impulsión por gas (disuelto y cúpula) y la impulsión por agua (marginal y de fondo).

• Impulsión por gas:
  • Gas disuelto: Recuperación del 12-25%.
  • Cúpula de gas: Recuperación del 20-40%.
• Impulsión por agua:
  • Marginal: Recuperación del 35-60%.
  • De fondo: Recuperación del 20-40%.

La mayoría de los yacimientos presentan impulsión combinada.

¿Por qué es importante el cálculo de reservas de un yacimiento hidrocarburífero y cuáles son las diferencias entre las reservas in situ y las reservas recuperables?

El cálculo de reservas es importante para determinar el tiempo de vida del yacimiento, las ganancias, los gastos y la cantidad de hidrocarburos que se pueden extraer.

• Reservas in situ: Reservas totales del yacimiento, sin considerar la impulsión.
• Reservas recuperables: Reservas que se pueden extraer, considerando la impulsión.

¿Qué importancia tienen los análisis geoquímicos en la exploración de hidrocarburos, qué información aportan?

Los análisis geoquímicos permiten determinar la resistencia de las rocas, relacionar rocas madre y petróleo, y determinar el grado de madurez y el tipo de kerógeno. Se realizan análisis de TOC, pirólisis, índice de alteración térmica y reflectancia de vitrinita.

¿Cómo y por qué puede ser alterado el petróleo entrampado y cuáles son los procesos más importantes de alteración que se conocen?

El petróleo entrampado puede ser alterado por aguas meteóricas, aumento de temperatura y migración secundaria. Los procesos de alteración son:

• Termal: Aumento de temperatura produce petróleos ligeros.
• Precipitación de asfaltos: Invasión de gas y petróleo ligero.
• Biodegradación: Aguas meteóricas con oxígeno y bacterias producen petróleos pesados.
• Lavado: El agua remueve petróleos ligeros, produciendo petróleos pesados.