Geología DE LOS HCS•Geología utilizada en búsqueda y explotación de depósitos de HCs.
•Industria
Petrolera emplea muchos geólogos y gran contribución desarrollo conocimientos geológicos y geofísicos en todo el mundo. Geofísica (magnetometría, gravimetría, sísmica). Tectónica de Placas (Investigación marina).
•Explotación gas y petróleo convencional y no-convencional (shale oíl, shale gas).
•Operaciones selva, mar, polos (Helicópteros).
•Operaciones mar afuera: embarcaciones, plataformas, Perforación dirigida, horizontal, en mar profundo + 2,500 mts. De agua ( Brasil, África Occidental, Golfo Méjico, etc.).
RECURSOS NATURALES •Son elementos de la naturaleza aprovechables para satisfacer necesidades del hombre. •RENOVABLES.-Usados continuamente sin deterioro permanente en cantidad, calidad, ni capacidad de regenerarse Ej.: Agua, tierras agrícolas, flora, viento, etc. •NO-RENOVABLES.-Aprovechados una sola vez. Se extinguen por explotación Ej.: Minerales, HCs, Carbón, etc.
•Las reservas de estos recursos (gas, petróleo, carbón, minerales) son responsabilidad del Estado.
Energía •Situación
Económica de Sociedades medida por Condiciones de Vida: Ingresos dinero y Consumo energía/habitante. Demanda de energía aumenta por mayores necesidades del hombre.
•En las sociedades primitivas el propio hombre conseguía alimentos, vestido y abrigo. Después usa energía de animales, viento y ríos. Obtiene calor: Sol, quemando madera, carbón.Etc.
•Transformación de calor en movimiento (máquinas) gran progreso para conseguir mejores condiciones de vida (alimentos, viajes rápidos, transporte cargas pesadas, calentar y enfriar ambientes, etc.)
•El hombre desarrolla muchas fuentes de energía, significativas (renovables y no-renovables) son: explotación convencional y no-convencional de HCs (gas y petróleo), hídrica, carbón, nuclear, solar, eólica, geotermal. Hay competencia entre estas fuentes, su uso lo determinan los precios, disponibilidad local, tecnología, etc. Consumo energía crece año a año.
•Actualmente (2014) Petróleo principal combusti-ble: 33.1%, Carbón: 29.9%, Gas:23.9% (en crecí-miento),energía nuclear:4.5% (baja x tragedia Ja-ponesa), renovables: 2.4%.(electricidad).
HISTORIA DEL Petróleo •Petróleo en superficie terrestre conocido desde comienzos de humanidad (manantiales).
•Usado como argamasa en paredes y techos, embarcaciones, armas de fuego, medicinas.
•Biblia
Noé, Torre de Babel, paredes Nínive, templo de Salomón. Fuego sagrado (Moisés). •Egipto:
Embalsamiento cadáveres (momias)
•Narraciones de Herodoto y otros escritores antiguos. •600 años a.C. Confucio menciona pozos de algunos cientos de mts. De profundidad. •En 1132 chinos perforaban pozos de 1,000 m.
•Fines
S. XVII Campo petrolífero en Birmania c. 500 pozos, producía 40M Tn/año.
•Indios americanos: brujería, lubricante, fuego, medicina.
•Petróleo mediados Siglo XIX poco uso, casi desconocido •Coronel
Drake en 1859: 1er.Pozo en Pennsylvania, a 21m Comienza destilación kerosene, sustituye aceite ballena en alumbrado de ciudades, con gran auge.
•A fines Siglo XIX electricidad se usa en iluminación, originando baja en uso petróleo En 1895 aparece primer automóvil usando gasolina. Antes 1era. Guerra Mundial: un MM vehículos, 1922 (H. Ford) 18, en 1838: 40, en 1956: 100 y 1964 + de 170 MM •Sustituye carbón en trenes. Motor combustión: autos, barcos, aviones, trenes, genera gran demanda. Después de 2da. Guerra Mundial se expande consumo siendo a 2012 el primer elemento energético mundial.
HISTORIA DEL Petróleo EN EL Perú •Petróleo conocido por antiguos peruanos de manantiales en: Tumbes, Piura, Puno, Selva.
•Usado como impermeabilizador de vasijas, embarcaciones, conservación de momias, como medicina, fuego, etc. Referencias de Cronistas, era llamado ”Cope”. Raimondi 1858: Brea de Amotape, Piura.
•El 02-11-1863, perforación 1er. Pozo en Perú y Suramerica, petróleo liviano( 24.22 mts). En 1875 (Cía. Corocoro) en Pirin encontró petróleo a 122 m. En 1891 trabajaban en Perú 14 Cias. (Noroeste y Puno).
•1914 la IPC comienza a trabajar en Talara y en 1921 explora en la Selva.
•1936 el
M. Fomento opera en Zorritos y en 1939 perfora pozos en Puno sin éxito.
•1938 se descubre Yac. Aguas Calientes primero en la Selva peruana.
•1949,
EPF trabaja en Tumbes, Piura, Puno y Selva.
•1950 se descubre Maquia en Contamana.
•1961, Aguaytia (gas)
•1971,
Corrientes, en 1972 Capahuari , en 1983 Camisea, iniciándose su explotación en Agosto 2004.
•Actualmente
76 contratos petroleros, 20 Costa, 2 Sierra, 40 Selva, 14 Mar afuera.
Petróleo
•Petróleo en latín: Petro= roca, 0lium= aceite. Es una mezcla compleja de HCs.
•Se encuentra
En superficie: liquido, sólido o semi-sólido (brea, parafina) y en el subsuelo como fluidos en estado gaseoso y/o líquido. División y cambio de gas a liquido depende de P en reservorio, la T°es constante.
•FORMAS DE HCS son: Gas Natural: a condiciones atmosféricas Condensados: gaseosos en subsuelo y condensados en la superficie. Petróleo: liquido en subsuelo y en superficie
Composición Promedio Petróleo •85%:
Carbono, 13%:
Hidrógeno, 2%:
S,N y O. Trazas de metales pesados: Va, Ni. Moléculas de petróleo difieren en tamaño y tipo (parafinados, naftenicos, olefinias, aromáticos, etc)
•Productos derivados de petróleo son separados por destilación básica (Refinerías). Previamente se extrae del crudo sal y azufre.
•Después de destilación primaria los fondos pueden ser tratados en destilación al Vacío, Craqueo catalítico, etc., dependiendo de tipo de crudo y capacidad de Refinería.
OTROS COMPONENTES DE PETRÓLEOS •Azufre.
Más abundante después de C e H, entre 0.19-5.0 a 7.0%. Crudos pesados con más S. Distribución regional de S es marcada. Elemento perjudicial (corrosión) para refinación y ductos.
•Nitrógeno
90% de petróleos con menos de 0.2% de N.
•Oxigeno
Común en crudos jóvenes inmaduros, naftenicos y asfálticos: Rusia, Venezuela, USA •OrganoMetales.
Los mas abundantes: N y Va. Cantidades varían:-1 p.P.M.(Argelia, USA) a + 1200 p.P.M.De Va y 150 p.P.M.Ni (Venezuela).
•Otros Metales
Fe, Zn, Cu, Pb, Ar, Mo, Mn, Cr, etc.
USOS DEL GAS Y Petróleo
Elemento energético muy inflamable: proporciona calor. S u Refinación y Petroquímica son procesos muy sofisticados, producen gran variedad de productos de gran importancia en la vida moderna.Derivados del gas y petróleo les dan gran valor por su empleo en industrias, hogar, carreteras, medicinas, transportes, plásticos, etc.
Refinación DEL Petróleo •Petróleo es compuesto complejo, mezcla de cientos HCs de diferentes propiedades físicas. De acuerdo a su uso cada combustible tiene propiedades de eficiencia en las maquinas que van usarse. En la destilación fraccionada la propiedad usada es el punto de ebullición. Cada combustible o “corte” se define por T°inicial y T°final de ebullición. Primero ebullicionan los mas livianos, intermedios y los pesados con mayores T°s. Se usa columna de destilación, quedando en el fondo los mas pesados los que pasan a ser procesados al Vacío, Craqueo, Hidrocraqueo, etc.
Se obtiene GLP, gasolinas, destilados medios (kerosene y diésel) residuales o fuel oíl.
Petroquímica •Industria de transformación del gas y petróleo en productos de alto valor agregado.
•Existen
3 etapas: Básica, Intermedia y Final.
•En
Básica se obtiene productos como: metanol amoniaco, etileno, etc.
•En
Intermedia se obtiene productos: polietileno, poliestireno, PVC, urea, etc.
•En
Final se obtiene: plásticos, productos químicos para la industria y farmacéÚtica
Propiedades Físicas del Petróleo
Siempre determinadas en laboratorio, las de mayor uso por geólogos: 1. Densidad 2. Viscosidad 3. Fluorescencia 4. Solubilidad
1.-Densidad o Gravedad Especifica.-
Propiedad medida y usada para clasificar por calidad al petróleo en superficie y para determinar su precio. Debe especificarse condiciones de T°y P a la que se evalúa la muestra. La Industria Petrolera usa escala API (American Petroleum Institute): a mayor gravedad menor valor. Tiene relación directa con la viscosidad.
Grado API =(141.5/ Gravedad Especifica a 60°F)*131.5
Clasificación de Petróleos por su API: •Ligeros: + de 31°API •Medios: 22.3°a 31°API •Pesados: 10°a 22.3°API •Extra-pesados: -10°API •Condensados: + de 55°API. •Como referencia: API del agua pura es 10º •En un yacimiento los reservorios de diferentes niveles pueden contener petróleos de diferentes gravedades API y se mide relación Gas-Petróleo(GOR) : índice cantidad de gas presente en pies por cada barril de petróleo.
2.-Viscosidad.-
•Mide la facilidad de sustancia para fluir. A mayor viscosidad, menor capacidad de fluidez.HCs tienen diferentes viscosidades:•Gas natural y petróleos ligeros gran movilidad.•Otros gran viscosidad (semi-sólidos). •Viscosidad aumenta con P y disminuye a mayor T°. Se mide con Viscosímetros. •Varia con densidad y composición del petróleo. •Petróleos pesados y de alta viscosidad deben ser calentados para que fluyan.
3.-Fluorescencia •Todos los petróleos tienenfluorescencia en mayor o menor grado ante la luz ultravioleta. En petróleos aromáticos es mas intensa. •El color varia: azul, blanco y amarillo. •Es muy útil porque permite detectar pequeñas cantidades de petróleo. •Muy usado en perforación: se detecta niveles con petróleo (núcleos, cuttings, barro).
4.-Solubilidad.- •
Importante la de gas en petróleo. Gas disuelto muy importante en migración y acumulación. Agua y petróleo ligero tiene solubilidad mutua (zonas de contacto). Se incrementa con API y T°.
UNIDADES DE MEDIDA:
Ind. Del Petróleo
•Tonelada Métrica(Tm) = 07 barriles
•Barril(bl): 42 galones = 159 litros = 0.159 m3
•Metro cúbico(m3) :35.31 p3= 264.2 galones =6.28 bls.
•Pies cúbicos(p3):7.48 gls = 0.178 bl = 28.3lits
•Acre: 4,047 m2= 0.40 ha.
•Hectárea(Ha): 2.47 acres = 10,000m2
•Kilómetro cuadrado(Km2) = 100 ha.
•Pie= 0.3848 metros •Pulgada= 2.54 cm. •Metro= 3.2808 pies.
GAS NATURAL
Fase gaseosa del petróleo. Reservorio gas típico tiene 70 a 100%: C1, 1 a 10%: C2, menores % hasta C6 y trazas hasta C9.-De C5,C6 y C7 pasan con facilidad: estado liquido (gasolina natural).
Gas Licuado de Petróleo (GLP):
C3 y C4 (gas a T°y P°normal). Líquido: enfriado a -42°C.
Líquidos de Gas Natural (LGN) :
Mezcla de C3, C4, C5, C6 y otros condensados.
GNL (Metano)
licuado -161°C (Criogénico) reduce vol. 600 a 1 para transporte. Grav. Espec. = 45% de agua.
IMPUREZAS DEL GAS NATURAL Aprox. 1%: N, CO2, H2S, He, O, etc.
N2en gas natural muy pequeña proporción.
CO2siempre hasta 3%.-No es combustible, debe ser extraído.
H2S
Indeseable «gas ácido“ de 1-2 %; toxico corrosivo, mal olor, quemado da oxido sulfuroso, dañinos a plantas, animales.
He más ligero de inertes. 0.2% justifica planta extractora.
Muy útil para exploración espacial, medicina, industria. En USA existen yacimientos con 1.0 a 8.0%
CLASIFICACIÓN DE GAS POR OCURRENCIA EN RESERVORIOS •Gas en reservorio puede ocurrir como gas libre o disuelto en petróleo o agua. •Gas Asociado Gas con petróleo, disuelto con agua. •Gas no Asociado gas libre y como gas disuelto en agua. •Gas Seco: Solo Metano C1 encima de agua. (Sechura) •Gas Húmedo: C1, C2, mas Condensados, encima de agua o petróleo (Camisea)
MEDIDAS DEL GAS NATURAL •Se mide a condiciones constantes de T°(60°F) y P°(14.73 lbs x plg2),en pies3 •En BTU British Thermal Unit)= 1,000ft3 gas equivale a 1 MM BTU gas seco
•Billón Americano = MMM (109) •Trillón Americano= Millón de millones (1012) •Perforación usa cromatógrafo (Muy útil en exploración), para detectar y determinar la composición del gas.
USOS DEL GAS NATURAL •Generación electricidad, industrias, domestico. •Materia prima para Petroquímica y Fertilizantes. •Usos de Líquidos del Gas Natural (GNL) •Gas doméstico o GLP, Gasolina, nafta, Petroquímica. •Ventajas Técnicas del Uso de Gas •Combustible limpio. Se adapta a T° requerida. •Hornos con gas: eficiencia 80% o más, con residual 60%. No requiere calentamiento previo, no deja residuos. Motores de gas tienen mayor duración y menor costo mantenimiento. •Mayor facilidad en control proceso combustión. •Ambientalmente más limpio, no genera residuos.
OCURRENCIA Y Distribución Geográfica DE HCS
Ocurrencia muy amplia y desigual en el subsuelo: •rocas con partes x millón; rocas con MM de mts3. •Variedades Geológicas y Geográficas: definición de «Modelos”.
Se encuentran HCs:En todos los continentes. En todos los zócalós continentales.
En rocas de todas las edades:Desde Pre-Cambriano al Reciente. Algunas edades más ricas que otras: Terciario= 58%, Cretáceo =18%, Jura-Triásico= 09%, Paleozoico= 15%.
FORMAS DE OCURRENCIA
Superficie(
Afloramientos, tar sand, oíl shale)
Subsuelo
Yacimientos convencionales, No convencionales (shale oíl, shale gas, etc.). Regiones Petrolíferas,
OCURRENCIA HCS EN SUPERFICIE.- DE VARIAS FORMAS:
–
Afloramientos o manantiales de gas y petróleo ,como pequeños volcanes y flujos de lodo.
–
Sedimentos impregnados de brea, rellenos de cavidades, fracturas,(Tar)
–
Combinaciones de anteriores
AFLORAMIENTO GAS Y PETRÓLEO •
Llega superficie lentamente por fracturas, planos estratificación, permeabilidad.
•Comunes a todas las cuencas petrolíferas. •Yacimientos antiguos fueron descubiertos por asociación a afloramientos. •Revelan generación y acumulación de HCs en el área. •Frecuentemente se presentan con afloramientos de agua dónde el petróleo flota y gas burbujea. •Afloramientos en tierra y mar.
Tar Sands
•Combinación arcillas, arena, agua y bitumen (aceite pesado negro, viscoso). Puede ser minado y procesado extrañendo aceite pesado.
•Se explota “open pit”. Se extrae y separa bitumen de Sh, SS y W en yacimiento.
•Aceite es tan pesado que debe ser diluido con HCs ligeros para ser transportado.
•Mundo actualmente: 2 trillones de bls reservas,
•Ejm. Canadá (Alberta) produce 1 MM de bls/dia, Venezuela, Oriente medio, etc.
•En el Perú: Nororiente y Brea de Chumpi en Cora Cora, Ayacucho.
•Explotación costosa, precios lo vuelven atractivo
Lutitas Petrolíferas (Oíl shale).-
•Cualquier sedimento con material negro bituminoso (kerógeno) que libera petróleo por pirólisis (500°C). Rocas se formaron MM años asociados a restos orgánicos marinos y que no llegaron a completar el ciclo completo de formación de petróleo con alta T° y presión.
•Programas Pilotos: USA, Brasil, Rusia.
•En Perú se ensayó: En la Fm. Pariatambo Prov. Yauli, Jauja, Cerro de Pasco.
LA ROCA RESERVORIO
Para la existencia de acumulación (Yacimiento) de petróleo y gas en el subsuelo se deben combinar: Roca Reservorio, Roca Sello y Trampa
ROCARESERVORIO es cualquier tipo de roca capaz de almacenar y dejar producir fluidos a través de pozos. Se distingue por sus carácterísticas litológicas, no por la clase de fluidos que contiene. Debe tener encima Roca Sello: evitar fuga hacia arriba.Cualquier roca con poros conectados es reservorio. Casi todos los reservorios son rocas sedimentarias (areniscas,calizasydolomitas). Lutitas, rocas ígneas y rocas metamórficas son reservorios bajo condiciones excepcionales.
CLASIFICACIÓN
De acuerdo al origen de la roca a).Clástico.
Roca sedimentaria: Areniscas, etc. El ambiente deposición al determina la arquitectura básica y la geometría de las rocas reservorios clásticas.
B).Químico-Bioquímico
Rocas sedimentarias carbonatadas (calizas y dolomitas), Compuestas de calcita, aragonita o dolomita (40% cuarzo detrito, 25% fragmentos conchas y 35% cemento calcitico). Generación y deposición de carbonato es controlada por actividad biológica, luz, temperatura, salinidad, existencia nutrientes controlan ubicación geográfica y ambiente deposicional (marinosomeroytropical). Calizas y Dolomitas son de textura cristalina, pueden ser de grano fino, medio a grueso. Pueden gradar a roca silícea. Son resultado de precipitados químicos o bioquímicos, donde se forma roca. Dolomía (CaMg(CO3) casi siempre más permeable que caliza (CaCO3).
C) Otros Orígenes
-Son rocas ígneas y metamórficas (generalmente como Basamento). Como reservorio se ubican en posición («updip”), buzamiento arriba de rocas generadoras. Fluidos se acumulan en espacios de fracturas. Rocas Reservorios pueden ser de origen marino, no marino y continental. Mayoría de HCs se encuentran en rocas de origen marino.
POROSIDAD Y PERMEABILIDAD
Roca Reservorioesta constituida por partículas sólidas (granos) y por los espacios entre partículas (poros). Los poros deben ser tamaño y carácterísticas que permitan el almacenamiento de fluidos (Porosidad) y la comunicación entre ellos para dar paso a los fluidos a través de la roca (Permeabilidad).
La Porosidad y la Permeabilidadson las carácterísticas litológicas más importantes de las rocas reservorios, por que determinan:
•Tasa de producción de fluidos. •Cantidad fluidos que pueden almacenarse. •Producción primaria ultima. •Métodos Recuperación secundaria por usar.
POROSIDAD
Porcentaje del volumen total de la Roca ocupado por espacios porosos o intersticios. Porosidad varia lateral y verticalmente.
Clasificación.-
a). Por su origen •Porosidad Primari u Original: Areniscas. •Porosidad Secundaria: calizas, dolomitas, rocas metamórficas, etc. ( fracturamiento,soluciones, recristalizaciones, etc.). Porosidad (%) = (Volumen Poroso/Volumen de Roca)x 100
B). Por la interconexión entre los espacios porosos
•Porosidad Total: % de vol. Total de roca ocupado por total de espacios porosos. •Porosidad Efectiva: % del vol. Total roca ocupado por poros intercomunicados. •Porosidad No Efectiva: % del vol. De roca ocupado por poros no intercomunicados. •Porosidad en mayoría reservorios: 5 a 40 % •Comúnmente: 10 a 20 %. •Carbonatos generalmente tienen menor porosidad que areniscas (permeabilidad es mayor en carbonatos).
Porosidades Promedio:
Marginal………………………….0-5% Pobre……………………………….5-10% Regular…………………………….10-15% Buena……………………………….15-20% Muy Buena……………………….20-25%
Medidas de Porosidad:
En laboratorios con «núcleos». Registros Eléctricos: Densidad, Sónico, Neutrón. Observación directa de muestra en campo (apreciación)
PERMEABILIDAD
Es facilidad de fluido para moverse a través de los espacios porosos interconectados. Rocas son mas o menos permeables si dejan pasar fluidos a través de ellas con mayor o menor facilidad. Algunas rocas son impermeables a pesar de tener gran porosidad : arcillas, lutitas, anhidrita, areniscas fuertemente cementadas.
Unidad de medida:
•CGS: Darcy(API): 1,000 milidarcy. •Milidarcy (MD): 0.001 darcy. •Permeabilidad promedio de reservorio: 05 a 1,000 milidarcy. Permeabilidad Regular……..1.0 a 10 md. » Buena……….10 a 100 md. » M. Buena..100 a 1000 md
Mediciones
En laboratorio (núcleos) y en pruebas de formación en pozos. Permeabilidad es comúnmente medida paralela a la estratificación: Permeabilidad horizontal(dirección normal del flujo de fluidos al pozo). Permeabilidad vertical de menor uso. Valor alto afecta producción: conificacion. Permeabilidad Horizontal mas alta que vertical (disposición por sedimentación)
RELACIONES:POROSIDAD-PERMEABILIDAD
Una roca permeable es también porosa. •Permeabilidad fuertemente influenciada por tamaño de poros y extensión de poros interconectados.-Ej.: calizas y areniscas de permeabilidad un millón de veces mayor que lutita de igual porosidad. •Reservorio incrementa permeabilidad con aumento de porosidad (mismo tipo litología •Disminuye con arcilla y cemento. •Métodos para incrementar permeabilidad: Fracturamiento, Acidificación.
EJEMPLOS POROSIDAD PERMEABILIDAD DE YACIMIENTOS PERUANOS
Costa Norte
– Form. Mogolló: Laguna,Órganos Sur, Peña Negra Porosidad 4 a 10% -Permeabilidad 0.05 a 4.2 md. Form. Paríñas(Milla 6) Porosidad 22%-Permeabilidad 780 md. Form. Basal Salina(Milla 6) Porosidad 16% Permeabilidad 120 md.
Selva Central.-
Fom. Agua Caliente(Ganso Azul-Boca Pachitea) Porosidad 20.7% Permeabilidad H. 714, V.397 md.
Selva Norte
-(Valencia, Loreto) Form. Chonta: Form. Vivían: Por. 16.8% Per. 96 md Por.22.3% Per.1962 md
ROCA SELLO DE HCS
Regionalmente ocurrencia Yacimientos de hidrocarburos están confinados y limitados por presencia de superficies selladas. LA ROCA SELLO tiene poros muy pequeños y sin coneccion para pase de fluidos. Donde no hay roca sello, los hidrocarburos escapan a la superficie (oíl seep).
Roca sello elemento esencial para existencia de un Yacimiento de hidrocarburos.
Dos clases Roca sello: Roca sello regional (techo migración) y Roca sello local ( yac).
Características de las Rocas Sellos
–
1.Micro carácterísticas
-Espacios porosos muy pequeños, sin interconexión. No pasan HCs. Roca homogénea, grano muy fino, capacidad sellado muy alta. Simple grieta o fractura: sellado inefectivo.
2.-Macro carácterísticas
Litología es mas importante factor para ser buena roca sello: Evaporitas, clásticos finos, rocas orgánicas, lateralmente continuas, Ductibilidad: Plegamientos y fallamientos forman trampas. Litologías quebradizas dan fracturas, dúctiles son plásticas. Carbonatos se fracturan mas. Espesor: Gran espesor lutitas deben entrampar bien. Regionalmente lutitas delgadas difícil que sean continuas, no fracturadas y de litología uniforme.
Uniformidad.-
Necesario conocer uniformidad de las rocas sellos en regiones petroleras. Pueden variar grandemente en propiedad de capilaridad con pequeños cambios litologicos.
Fallas como Sello o Fuga
Muchas fallas son presentadas como sellos o fugas. Planos de fallas son como fracturas abiertas. Fugas de hidrocarburos pueden ocurrir durante el movimiento de falla.
Fallas como sellos
Hidrocarburos pasan de horizonte permeable de un lado de la falla a horizonte permeable del otro lado de la falla.
TRAMPAS HIDROCARBURIFERAS
Trampa: Reservorio dispuesto en tal forma que hidrocarburos entran pero no salen. Condiciones: •Limite superior debe ser sellado •Limite inferior contacto petróleo-agua o gas- agua (plano de contacto horizontal-nivel de referencia). «1er objetivo exploración: encontrar trampas. «
Clasificación de Trampas.-
1.-TRAMPA ESTRUCTURAL •Resultado de plegamiento y fallamiento •La asociación a estructuras es gran ayuda para identificación. •Se identifican por mapeo geológico superf, foto interpretación, geofísica ( sísmica). •Mayoría Yacimientos: Trampas Estructurales Carácterísticas mas importantes.- •Amplia variedad estructuras geológicas. •Extensión vertical comprende diferentes niveles de potenciales rocas reservorios conpetróleo.
Toda Trampa Debe Tener Cierre Estructural •Cierre Horizontal:
Área de contorno estructural cerrado mas bajo.
•Cierre vertical
Distancia vertical entre punto estructural mas alto del reservorio y contorno estructural cerrado mas bajo. •Cierre con petróleo y/o gas. •Columna de petróleo o gas:
Distancia vertical entre línea de contacto petróleo-agua o gas-agua y el punto mas alto del reservorio.
Clasificación Trampas Estructurales
. De acuerdo a la deformación causante:
1.-Plegamientos
Gran variedad de formas. Las estructuras presentan cambios con la profundidad en forma, tamaño, desplazamiento, etc (Dependerán origen, historia geológica) Ejemplo: El Oriente peruano.
2.-Fallamiento Normal.-
Se forman trampas combinadas: •Buzamiento regional tipo homoclinal. •Intersección de 2 o mas fallas. •Pliegues agudos:anticlinales, domos sal. Acumulaciones de hidrocarburos casi siempre en bloque levantado de la falla. Ej: Nor oeste del Perú (Piura, Tumbes)
3.-Fallamiento Inverso
Concentraciones de hidrocarburos en el lado alto y/o bajo de las fallas.
4. Intrus. Salinas 5.-Combinación de anteriores
PRINCIPIO ANTICLINAL .
Anticlinal es forma mas común de trampa, los hidrocarburos se encuentran siempre en la parte mas alta.. Comúnmente primer pozo exploratorio se ubica en parte mas alta del nivel de reservorio potencial (Mapa Estructural). Es el punto de menor riesgo . En algunos casos no se cumple el «principio anticlinal»: problemas de cambios de facies, entrampamiento hidrodinámico.
TRAMPAS HIDRODINAMICAS •En muchos Yacimientos,el contacto inferior con el agua no es horizontal, sino inclinado es mas común en cuencas intermontanas. •Cuando el contacto es inclinado la acumulación se presenta mas extendida hacia abajo de un flanco, que en el otro. Algunas veces se puede tener la acumulación confinada en un solo flanco, pero siempre debajo del eje anticlinal. •En algunos casos la acumulación no se encuentra ha sido removida totalmente (lavada).
DOMOS DE SAL
Estructuras con núcleos de sal, originadas por presión vertical irregular de cobertura sedimentaria sobre capas de sal que fluyen lateralmente y hacia arriba. Los flujos de sal originan: Combeamiento hacia arriba (non-piercement) y ruptura de cobertura intruyendola por donde fluye la sal (piercement), constituyendo trampa estructural y/o estratigrafica. Ejemplos: Golfo de Méjico( 5-10% Anhidrita diseminada, resto halita). En el Perú: Cuencas Santiago, Huallaga, Lago Titicaca, etc.
2.-TRAMPAS ESTRATIGRAFICAS •Son resultado de variaciones litológicas laterales de roca reservorio o interrupción en continuidad. •.Tienen siempre un elemento estructural.
Clasificación:
1.-Primarias
-Formadas durante deposición de roca reservorio (lentes, cambios de facies, etc).
2.-Secundarias
Formadas después deposición (ce-mentación, discordancias). Mayoría son combina -ciones de cambios de facies y discordancias. Procesos diageneticos cambian rocas reservorios a no reservorios y viceversa. Reemplazamientos (dolomitizacion). Disolución carbonatos: cavernas canalizaciones).Brechamientos, Colapsos por soluciones: sal, carbonatos.
Exploración de trampas estratigraficas •Normalmente no es común inicialmente esta exploración por las empresas petroleras, Es de gran riesgo. Se usa más en campos maduros donde existe gran información de subsuelo y en proyectos de revaluaciones. •Para su estudio y recomendación se requiere gran conocimiento de procesos deposicionales y tectónicos, uso de toda información geológica y geofísica posible para determinar tipo de cuenca, facies ambientales, establecer el marco Estratigráfico y edades, localizar discordancias. •Debe evaluarse los comportamientos de los reservorios y los fluidos, etc.
ORIGEN DEL PETRÓLEO
•Misterio de la naturaleza bien guardado hasta los años 60. •Numerosas hipótesis y teorías antagónicas prevalecieron hasta tiempos muy recientes. Hubieron 2 Clases de Teorías: Teorías Inorgánicas. Teorías Orgánicas. •Actualmente es completamente aceptada la Teoría Orgánica Moderna
Teoría Orgánica MODERNA
Establece: “Donde se encuentra petróleo existe una Roca Generadora asociada» •Materia orgánica depositada con sedimentos se convierte en un polímero complejo o Kerogeno por procesos bacterianos, físicos y químicos durante enterramiento, tiene trazas de N y O. Este proceso es acompañado con re-moción de agua y compactación de sedimentos. •El kerogeno se convierte en hidrocarburos por craqueo térmico a profundidades y temperaturas relativamente elevadas. (Welte, 1965).
CICLO DEL CARBONO •Carbono entre elementos más importantes en todos los procesos de vida. Ampliamente difundido en la Corteza y está entre los 17 elementos más abundantes. •Ocurre en 3 formas: (Inorgánico y Orgánico) a) Carbono elemental (comúnmente grafito) en rocas ígneas. b) Carbono Oxidado: Formando Bióxidos de Carbono y Carbonatos. c) Carbono Reducido: Como petróleo, carbón y materia orgánica en lutitas y biosfera.
Distribución del Carbono en la corteza:
1. Carbonatos (forma oxidada).
2. Materia Orgánica en rocas sedimentarias (diseminada como carbón, petróleo y gas)
3. En los océanos es muy baja. Todo el Carbono reducido y el de carbonatos han sido producidos por acción de seres vivos.
•CO2 es introducido a superficie terrestre por volcanismo para ser disuelto en agua mar. •Seres vivos usan CO2gaseoso y disuelto en fotosíntesis donde luz solar es energía y clorofila es catalizador. •El Carbono en seres vivos es reciclado a la atmósfera como CO2por respiración, por oxidación de los seres muertos o por quema de combustible fósil. El ciclo del C no es eficiente 100%. Pequeñas cantidades de C son aisladas en ambientes de reducción. No entra al reciclamiento en la atmósfera menos del 01% del C. Considerando Tiempos Geológicos el aislamiento del C a originado grandes cantidades de Materia Orgánica Fósil (Carbón, Hidrocarburos)
ROCAS GENERADORAS DE HIDROCARBUROS
Pre-requisitos para que rocas generadoras de petróleo existan son:
1. Producción, acumulación y preservación de MO no degradada, compuesta de moléculas orgánicas directa o indirectamente derivados de micro-organismos marinos.
2. La MO no comprende partes de esqueletos óseos, conchas, huesos y dientes.
3. La MO debe ser depositada y preservada en sedimentos, para que efectos de eventos geológicos posteriores la transformen en Hidrocarburos.
HISTORIA Geológica DE MATERIA Orgánica Y Fotosíntesis
•Formas más antiguas de vida: bacterias foto sintéticas y algas azul-verde (3.1 a 3.3 MM años)
•Fotosíntesis fenómeno mundial como proceso básico para producción masiva de MO en Tierra.
•Proceso conversión: energía luz solar en energía química. Básicamente transferencia de H del agua al CO2, producíéndose glucosa y O liberado del agua.
•Enriquecimiento atmósfera con Oxigeno produce Fotosíntesis y producción masiva de Materia Orgánica.
•Cambriano, Ordoviciano y Siluriano: variedad organismos fitoplantonicos marinos
Plantas superiores aparecen en Siluriano, comunes en Devoniano. Devoniano Superior plantas con pequeñas hojas, raíces y ramas.
Carbónífero Superior: árboles enanos y grandes, forman bosques. (Yac. Carbón).
Fin Paleozoico: Gimnospermas (coníferas) dominan hasta Cretáceo.
Cretáceo Inferior: aparecen angiospermas quedo minan flora.
Mayores contribuyente MO: Fito-zooplancton marino, plantas terrestres, bacterias. Restos de animales más organizados como peces, mamíferos, etc., su contribución es muy pequeña, casi desechable.
Composición Química DE BIOMASA •Biomasa: Bacterias, Fitoplancton, Zooplancton, Plantas Terrestres. •El Tipo de Materia Orgánica depositada con sedimentos depende de asociación de grupos de organismos en ambientes: Márgenes Continentales, Grandes Cuencas Aisladas: Mar Negro, Báltico, Mediterráneo y cuerpos de agua menores de tipo Lagunar. •Organismos tienen los mismos constituyentes: lípidos, proteínas, carbohidratos. Plantas superiores tienen lignitos y celulosa. •Diferencias en abundancia de componentes y sus estructuras químicas.
MATERIA Orgánica EN MARES ACTUALES •Principal fuente de M.O. Acuática es fitoplancton (algas: diatomeas, dinoflagelados). •Factores para productividad de fitoplancton: luz solar, nutrientes disueltos (nitratos y fosfatos). •Muchas cuencas de aguas superficiales tienen intensa actividad biológica concentrada entre los 60 a 80 m. Superiores de columna de agua. •Productividad biológica en aguas costeras es 2 veces mayor que en océanos abiertos. Áreas más productivas presentan resurgencia como ciertas partes plataforma continental africana y del Perú. •Otra fuente de Materia Orgánica son plantas terrestres, llevadas por ríos. Lluvias las degradan antes de ser transportadas. •La MO en océano se encuentra: En solución (más abundante). Como partículas y coloidal. •Arcillas absorben MO de soluciones: 99% minerales y 01% Materia Orgánica. •Cantidad y Tipo MO depende: ambiente deposición, clase de agua, grano de sedimentos. •MO no es estable: en ambientes oxigenados (alta energía), condiciones oxidantes de origen inorgánico (Óxidos de Fe-Capas Rojas). Sedimentación en ambientes acuáticos preservan cantidades mínimas de MO. Ambientes subariales la MO es fácilmente destruida.
MATERIA Orgánica EN LAS ROCAS SEDIMENTARIAS •Materia Orgánica asimilada por sedimentos es enterrada con ellos. Lodos a lutitas contienen 01% de M.O. Carbonatos generalmente menos, con promedio 1/3 de 01%. •El 90% de M.O. En rocas sedimentarias es un complejo orgánico, de peso molecular alto (C,H,O,N y S), insoluble, material polímero llamado Kerogeno, el resto es una fracción soluble: Bitumen. •Kerogeno y Bitumen pueden cambiar en cantidad y composición en horizonte o formación por cambios de facies de los sedimentos. •Diferentes tipos Kerogeno se pueden reconocer por exáMenes ópticos y análisis físico-químico.
•Se reconocen tres(3) tipos principales Kerogeno (Diagrama Van-Krevelen), de acuerdo a sus estados de evolución.
TIPO I.-
Alta relación H/C (1.5 o mas) y baja O/C menos de 0.1). Procede principalmente de algas lacustrinas (10 a 70% lípidos). Alto potencial de generación de petróleo y gas. Ocurrencia relativamente raro comparado con otros tipos.
TIPO II.-
Alta relación H/C y bajo O/C. Relacionado a sedimentos marinos con MO procedente de fitozooplancton y microorganismos (bacterias), de ambientes de reducción. Presencia S, restos de polen esporas y cutículas de vegetales superiores. Alto potencial generador de petróleo y gas, mas bajo que Tipo I.
TIPO III.-
Baja relación H/C (menos de 1.0) y alto O/C (0.2 a 0.3). Deriva esencialmente de plantas continentales, contiene muchos restos vegetales identificables. En Cuenca degradación microbial es limitada por la gran sedimentación detrítica y rápido enterramiento. Ej: A lo largo de Márgenes Continentales. Este Tipo es menos favorable como generador de petróleo, puede ser fuente de gas, si enterramiento es suficientemente profundo.
CAMBIOS EN KEROGENO
Con profundidad enterramiento (mayor T°) el % de C se incrementa en Kerogeno y decrece % de O. Hidrógeno primero incrementa poco y después decrece. Cambios químicos son acompañados por cambios físicos: Color: Inicialmente es amarillo pálido, luego marrón claro a marrón oscuro y eventualmente negro. Reflectividad: Se vuelve brilloso con incidencia de luz, se incrementa brillo con madurez. Se mide madurez con vitrinita -Kerogeno Tipo III derivado de plantas.
CAMBIOS EN BITUMEN
Relación bitumen I kerogeno se incrementa con profundidad, Bitumen se genera de kerogeno.
Composición de Bitumen varia rápidamente de rico en parafinas (inmaduro) a enriquecimiento en ligeros llegando hasta gas (maduros).
Generación DE HIDROCARBUROS.-
FACTORES QUE INFLUYEN •Kerogeno representa el 90% de MO en lutitas, pequeños cambios en su composición origina grandes cambios en naturaleza de moléculas de menor peso formando Bitumen.
•Cambios se producen por incremento del Tiempo Geológico, Temperatura y Presión. Temperatura y Tiempo son los mas importantes.Temperatura.-Es el más importante parámetro controla generación de petróleo. El rate de reacción es aprox. Doble x c/10°C (18°F) de aumento de temperatura. La temperatura de generación es entre 50 a 115°C. Tiempo.-El rol de Temperatura es modificado por Tiempo Geológico. En cuencas jóvenes generación se produce por alta temperatura, en cuencas antiguas bajas temperaturas es suficiente. •En el laboratorio se demuestra: si generación toma 40 MM/años a 70°C, a 80°C necesitaran 20 MM/años y a 90°C se necesitaran 10 MM/años. •Intrusiones ígneas pueden lograr generación aun en sedimentos no consolidadosOtros factores.- •Presión, catalizadores, bacterias y materiales radioactivos no parecen tener rol importante en generación de petróleo.
PRINCIPALES ETAPAS Evolución MATERIA Orgánica EN SEDIMENTOS •En la transformación de la MO en las rocas sedimentarias intervienen al comienzo: actividad biológica, luego temperatura, tiempo y presión.
•Las principales etapas de evolución de MO son: Diagenesis, Catagenesis y Metagenesis
Diagenesis.-
•Se inicia con sedimentos recién depositados. Principal agente de transformación es actividad microbiana, consumen O libre. Sedimentos contienen gran cantidad agua (limos arcillosos a 5 cm Prof. 60% de agua), sulfuros de Fe, Cu, Pb, Zn, material orgánico muerto y numeroso micro organismos vivos (bacterias). Con enterramiento progresivo se libera CO2, agua y algunos componentes pesados: N, S, O. Poco incremento de T°y P°, transformaciones ocurren bajo condiciones moderadas. Esta etapa comprende profundidades de pocos cientos de metros. Al final de Diagenesis la MO es principalmente Kerogeno inmaduro y se origina Metano (gas de los pantanos si es Kerogeno III) MO procedente de plantas terrestres deriva a lignito y carbón sub-bituminoso. Reflectancia de Vitrinita= 0.5 o menos.Roca Madre Inmadura.
Catagenesis.-
Subsidencia con sedimentos a profundidades de varios kms. Se incrementa T°y P. Se compacta la roca, continua expulsión agua, se incrementa alinidad agua intersticial hasta saturación, baja la porosidad y permeabilidad. Se transforma gradualmente Kerogeno a Bitumen (craqueo) y a petróleo liquido y gas. El Kerogeno decrece y Bitumen se incrementa. T°sigue aumentando por subsidencia, Bitumen crece exponencialmente. Catagenesis duplica su accionar c/10°C. T°varia de 50°C a 115°C. Final de etapa se produce gas húmedo condensados),significativas cantidades de metano. Reflectancia de Vitrinita= 2.0 Roca Madre Madura
Metagenesis.-
•Ultima etapa de la Evolución con altos valores de Presión y Temperatura. Rocas con influencia de magmas, efectos hidrotermales y dinámicos (cuencas profundas). Minerales severamente transformados (metamorfismo), formación de cuarcitas, desaparece la estructura original de las rocas. •Se produce solo Metano y Antracita. •Reflectancia de Vitrinita= 4% Roca Madre Sobremadura.
ORIGEN DEL GAS NATURAL
•Gas Natural es fase gaseosa del petróleo •Mayores fuentes de Gas Natural: 1.Bacterias Metano genéticas. 2.Todos los tipos de Kerogeno 3.Carbón 4.Petróleo en Roca Madre y en el reservorio. •Gases no-hidrocarburos: CO2, H2S, N2 son formados por procesos orgánicos e inorgánicos. •Todos las acumulaciones de gases de Hcs: origen biogénico, descomposición de la MO. •Alrededor del 20% de Metano: origen bacterial •Del 40 a 55% son descomposición térmica en el reservorio de petróleo, rocas no reservorios y carbón. El resto 25 a 40% proviene directamente de la descomposición térmica del Kerogeno. •Los gases húmedos C2, C3, C4, son formados primariamente en “ventana de petróleo”, mientras C1 se forma en toda la columna sedimenteria bacterialmente durante diagenesis y termalmente durante catagenesis y metagenesis. •Condensados originados por descomposición termal del petróleo en el reservorio, fracciona-miento evaporativo y procesos de separación del gas que comprenden migración vertical. •Condensados formados en procesos tardíos pueden ser acumulados a varias profundidades que comprenden desde post-maduros a inmaduros sedimentos. •Origen de CO2: termal descomposición de kerogeno en y encima “ventana de petróleo”, reacciones químicas de kaolinita y carbonatos a + de 100°C y descomposición de carbonatos a altas temperaturas por magmas.
H2S en reservorios: descomposición termal de petróleos con alto azufre mas profundos que la “ventana de petróleo”,reducción termo-química de sulfatos de agua acompañada de oxidación de Hcs entrampados. Algunos H2S proceden de degradación termal de kerogeno y carbón.
N2 : oxidación de Amoniaco de agua en poros de sedimentos (Amoniaco: maduración de MO, particularmente carbón), atmósfera y gaseados del manto.
Típicas cuencas: N + gas seco en plataformas continentales estables, CO2 + gas húmedo dentro “ventana de petróleo”y CO2, H2S y gas seco solo en partes profundas de cuencas.
Carbón Y PETRÓLEO
Originados principalmente por organismos reino vegetal, sometidos mismos procesos geológicos: acción bacterial, enterramiento, compactación y calentamiento geotermal (diagénesis, catagenesis y metagenesis)
Diferencias esenciales:
1 .Carbón encontrado en sitio de deposición como sólido y M.O. Pura, masiva.
2. Petróleo es líquido, migra de sitio de generación a rocas reservorio porosas
3. Rocas generadoras de petróleo fueron depositadas en ambientes marinos, carbón bajo condiciones no marinas, paralicas.
4. Carbonificacion proceso químico, cambio físico por temperatura, presión y tiempo de los componentes orgánicos de turba original.
5. Turba por carbonificacion cambia a carbón marrón, carbón bituminoso duro y antracita
Migración DEL PETRÓLEO
El petróleo generado en la «roca madre» se mueve hasta acumularse donde las rocas reservorios (porosas y permeables) se encuentran constituyendo una Trampa.
Migración PRIMARIA
Movimiento de Hidrocarburos entre los finos granos de la «Roca Madre» (Lutita, calizas, etc.) hacia conductos más permeables (Areniscas).
MECANISMO •En Medio Acuoso se distinguen tres (3) mecanismos: Solución, Coloides y Gotas. •El movimiento se realiza con ayuda de agua a través de los finos poros de»Roca Madre”. •Movimiento como coloides es más aceptable. •En Gotas se requiere alta presión para atravezar los poros, pueden causar extensas microfracturas, que son muy comunes en lutitas y calizas. •Migración Primaria ocurre a profundidades de 1,500 a 3,500 metros, durante o después de la Catagenesis. •Microfracturamiento más reciente hipótesis, muestra muchas posibilidades de ser real. La Migración Primaria puede tener un desplazamiento muy corto, decenas o quizás centenas de metros.
Migración SECUNDARIA.-
•Movimiento de los Hidrocarburos a través de capas permeables hasta alcanzar la roca reservorio entrampada. •La Migración Secundariaes un movimiento de hidrocarburos muy amplio, se drenan áreas de cientos de kms cuadrados. •La migración es lateral paralela al buzamiento (buzamiento arriba) de las capas, siguen los horizontes permeables continuos desde el centro de la Cuenca a los flancos, hasta alcanzar una trampa o la superficie para ser oxidado (Tar) o destruido. •El movimiento puede ser interrumpido por grandes sistemas de fallas activas, originan a lo largo de ellas Migración Vertical muy importante y común en muchas regiones petrolíferas del Mundo •La Migración Secundaria es mucho más rápida que la Primaria.
MECANISMOS •Los hidrocarburos se mueven en solución en condiciones cambiantes de T°, P y salinidad, que los obligan a salir de solución y ser entrampados. En mayoría de casos la Migración Secundaria se realiza en gotas o glóbulos de petróleo por rocas porosas. •Los periodos de Generación y Migración comprenden MM de años y pueden ser contemporáneos.
Acumulación •Es el final de la Migración Secundaria al llegar el HC.A la roca reservorio entrampada. •La mayoría de las gotas flotantes de petróleo gradualmente van desalojando el agua y llenando las partes altas de Trampa. •Acumulación no siempre es la historia final, Sello puede ser destruido por fallamiento o erosión. •La Acumulación representa un proceso muy eficiente
ENTRAMPAMIENTO SELECTIVO
En casos de alineamientos de trampas cercanas o vecinas que contienen petróleo y/o gas en una regíón, se explica el proceso de migración de la siguiente manera:
1.Cuando una trampa anticlinal de un sistema de pliegues es llenada con petróleo y gas, el petróleo es eventualmente forzado a salir por el fondo del anticlinal (punto de derrame) ya sea porque petróleo y gas adicional entran en la trampa o porque una perdida de presión trae un incremento del volumen del gas, lo que obliga a salir al petróleo.
2.El gas y/o petróleo forzado a salir por «punto de derrame» se va a mover «buzamiento arriba» para ser acumulado en la siguiente trampa. 3
.-Siguiendo este mecanismo «buzamiento arriba» se puede presentar que la primera estructura puede terminar totalmente llena de gas, la siguiente con gas y petróleo, la siguiente con solo petróleo y la siguiente con agua original.
TRAMPAS SIN HIDROCARBUROS
En muchas áreas trampas se presentan con solo agua a pesar de ser muy favorables para gas y/o petróleo. Las trampas se presentan con cierre, adecuada roca reservorio, pero llenas de agua. Razones que explicarían falta de hidrocarburos: •Ausencia roca madre (ambiente deposicional, sedimentación rápida, clima no favorable). •No hubo generación (Inmadurez). •Hidrocarburos no alcanzaron trampa ( fallas, variaciones en permeabilidad) u.Origen de trampas posterior a migración.. •Escape de hidrocarburos (oíl seep). •Hidrocarburos destruidos o lavados.