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