Migración II

Módulo 8
EL RESERVORIO: CARACTERÍSTICAS GENERALES,
ESTRUCTURAS GEOLÓGICAS Y TIPOS DE TRAMPAS
ROCAS MADRE
EL RESERVORIO Y ELEMENTOS
RELACIONADOS
ROCA GENERADORA
¿Existe una roca madre en la cuenca?
1. La cantidad de M.O. presente en las rocas (TOC)
2. Su calidad (Tipo de kerógeno)
3. Su madurez (reflectancia de vitrinita y pirólisis T max.)
ROCA RESERVORIO
ROCA SELLO
TIPO
CARACTERÍSTICA
Roca generadora potencial
Contiene suficiente MO para generar
hidrocarburos
Roca generadora efectiva
Idem pero existen evidencias de campo
degeneración de hidrocarburos
Roca generadora relíctica
Roca que ha dejado de generar debido a
enfriamiento termal durante alzamiento
tectónico, pero aún preserva suficiente
M.O.
Roca generadora agotada
Idem anterior pero ya no puede generar
hidrocarburos debido a consumición de la
M.O. o sobremaduración.
TRAMPAS
Figura 352: Puntos principales a ser tratados en esta sección.
Figura 353: Roca madre, tipos y características.
ROCAS MADRE
VALORES UMBRALES DE TOC PARA ROCAS
PRODUCTORAS
- El ambiente depositacional  Abundante producción de materia orgánica
(comparar bancos rojos).
 Un ambiente de baja energía que permita la
depositación y acumulación de la M.O.
 Condiciones reductoras y sepultamiento
relativamente rápido que permitan la preservación
de la M.O.
Figura 354: Factores que favorecen la
preservación de la MO.
ROCA
TOC (%)
Luititas (productoras)
2,2 – 2,5 % (0,9%)
Calizas (productoras)
0,7 - 0,5 % (0,7-0,8%)
Lutitas calcáreas
1,8-2,0%
Los valores entre paréntesis indican los valores promedios de MO en las rocas
correspondientes sean estas productoras o no.
CALIFICACIÓN
TOC LUTITAS
TOC CALIZAS
Pobre
< 0,5%
< 0,2%
Escasa
0,5 – 1%
0,2 – 0,5%
Buena
1,0-2,0%
0,5 – 1,0%
Muy buena
2,0-5,%
1,0 – 2,0%
Excelente
 5%
> 2%
Figura 355: Rocas productoras y los valores umbrales de TOC.
1
Módulo 8
LAS ETAPAS A Y B: LA FORMACIÓN DEL KERÓGENO
 El principio de la preservación selectiva: Philp and Calvin (1976).
A
B
CALIDAD DE LA MATERIA
ORGÁNICA: EL KERÓGENO
 Productos altamente susceptibles a la biodegradación : carbohidratos
(productos de biodegradación muy solubles en agua), proteínas
(peptidos+aminoácidos---- CO2, agua y N).
 Productos refractarios a la biodegradación : biopolímeros alifáticos
(cutículas y paredes de esporas de algas, algunas esporas y granos de
polen).
C
D
 Kerógeno (del griego “productor de cera”) es una sustancia compleja
formada por largas cadenas de carbono e hidrógeno con átomos de oxígeno,
nitrógeno y azufre asociados a anillos heterocíclicos. El peso molecular
medio es de 3000 y su fórmula empírica aproximada es C200H300SN5O11
(Zhenglu, 1985).
 El kerógeno es normalmente insoluble en solventes orgánicos, mientras que
el bitumen sí.
Figura 356: De la MO al kerógen.
COMPOSICIÓN DEL KERÓGENO
Figura 357: De la MO al kerógeno (parte 2)
Tipo 1 (kerógeno sapropélico) derivado de esporas, algas
planctónicas y algo de materia animal fuertemente degradada
por acción bacteriana. Tiene alto H/C (usualmente entre 1,3 y
1,7) y poco O (O/C<0,1). Común en cuencas de agua dulce.
Tipo 2 : mezcla de algas, organismos marinos y detritos de
plantas transportados. Resulta un tipo transicional entre el 1 y el
2. Tiene relatvamente alta relación H/C y baja O/C (aunque más
que el Tipo 1 pues incluye cetonas y ácidos carboxílicos). Es el
tipo dekerógeno más común en cuencas marinas y el más
común fuente de petróleo.
Tipo 3 (kerógeno húmico): derivado de plantas terrestres
(lignito, tanino, celulosa), tiene baja relación inicial H/C y alta
O/C. Durante la maduración genera abundante agua y metano.
La mayoría de los carbones se forman a partir de kerógeno tipo
3. Frecuentemente continental parálico.
 Tipo 4 (kerógeno residual: derivado de M.O: descompuesta
en forma de hidrocarburos aromáticos policíclicos. H/C < 0,5.
No tiene potencial de generación de petróleo.
Figura 358: Estructura del kerógeno.
Figura 359: Tipos de kerógeno.
2
Módulo 8
ROCAS MADRE
¿ Existe una roca madre en la cuenca ?
La Pirólisis y el TOC
S1
Hidrocarburos
libres presentes en
la muestra antes
del análisis
Si S1>>S2
considerar
migración o
contaminación
S2
Volumen de
hidrocarburos
formados durante la
pirólisis
Estima el
potencial
remanente
degeneración
S3
CO2 producido
durante XXX del
kerógeno
Más importante
en ocas
calcáreas
S4
Carbono residual de
la muestra
C residual con
poco o ningún
potencial de
generación de
hidrocarburos.
1. La cantidad de M.O. presente en las rocas (TOC)
2. Su calidad (Tipo de kerógeno)
3. Su madurez (reflectancia de vitrnita y pirólisis T max.)
TIPO
CARACTERÍSTICA
Roca generadora potencial
Contiene suficiente MO para generar
hidrocarburos
Roca generadora efectiva
Idem pero existen evidencias de campo
degeneración de hidrocarburos
Roca generadora relíctica
Roca que ha dejado de generar debido a
enfriamiento termal durante alzamiento
tectónico, pero aún preserva suficiente
M.O.
Roca generadora agotada
Idem anterior pero ya no puede generar
hidrocarburos debido a consumición de la
M.O. o sobremaduración.
Figura 360: La madurez de la MO
TOC = [0.082(S1 + S2) + S4]/10 derivado de la pirólisis no
de LECO
Figura 361: La pirólisis y el TOC.
MIGRACIÓN DEL PETRÓLEO
 Primaria: Expulsión del fluido de la roca madre
OTROS MÉTODOS PARA EVALUAR LAS
CARÁCTERISTICAS DE LA MATERIA ORGÁNICA








ESTUDIO DEL KERÓGEO
INDICE DE HIDRÓGENO (HI)
INDICE DE OXÍGENO (OI)
PALINOFACIES
Tmax
INDICE DE MADURACIÓN TÉRMICA (TAI)
REFLECTANCIA DE LA VITRINITA
INDICE DE PRODUCCIÓN (PI)
 Secundaria: Migración de la fuente a un reservorio
siguiendo un patrón simple o complejo. Incluye también la
migración dentro del reservorio.
 Terciaria: Migración desde el reservorio o la roca madre a
la superficie (también dismigración)
 Remigración: Migración desde una posición dentro de un
reservorio a otra o bien a otro reservorio.
ATENCIÓN hay una marcada diferencia entre terciaria y
remigración.
¿Porqué se produce la migración?
¿Cómo se produce la migración?
Figura 362: Otros métodos para evaluar
la madurez y calidad de la MO.
Figura 363: terminología en la migración
de petróleo.
3
Módulo 8
¿Por qué se produce la migración?
 Por un gradiente de presión inducido por la compactación ++
 Por gradientes de presión inducidos por reacciones
diagenéticas+
 Por expansión debido a cambios de fase+
 Por gradientes químicos –
 Expansión termal
Remigración
¿Cómo se produce la migración ?
 Las condiciones de migración primaria son un poco diferentes
a las de migración secundarias
Figura 364: Ejemplos en la terminología
de la migración de petróleo.
Figura 365: Origen de la migración.
FACTORES QUE DETERMINAN LOS GRADIENTES EN LA MIGRACIÓN
1. Compactación de las pelitas: Las pelitas pueden tener valores de
porosidad depositacional (fluido poral) de hasta un 70% . Si bien el
fluido poral asciende con respecto a su posición original, desciende con
respecto a la superficie depositacional.
2. Deshidratación de arcillas expandibles: Ciertas arcillas como por
ejemplo montmorillenita, bentonitas etc. durante la diagénesis liberan
agua a los poros aumentando la presión poral. Otras reacciones
diagenéticas también liberan agua.
3. Expansión debido a cambio de fase: Pasamos de kerógeno a
petróleo y a gas aumentando la entropía del sistema. Además,
disminuye el peso molecular de los HCs, con lo que la movilidad es
mayor, y puede incluso aumentar tanto la presión intersticial que cause
abundante microfracturación para liberar la presión de los poros.
4. Gradientes químicos: Se produce difusión controlada por
concentraciones de hidrocarburos disueltos en el agua (delimitada
importancia).
5. Expansión termal: Una fuente de calor externa o un gradiente geotérmico
anómalo favorecen la migración del petróleo y el gas.
Figura 366: Origen de los gradientes de
migración
Figura 367: Rango de Tº para la generación
de hidrocarburos y pérdida de porosidad
estimada.
4
Módulo 8
MECANISMOS DE MIGRACIÓN PRIMARIA
¿Cómo se produce la migración ?
SITUACIÓN
A- EL PETRÓLEO ES ASISTIDO EN
SU MIGRACIÓN POR AGUA
PROCESO
-
B- EL PETRÓLEO MIGRA EN
FORMA SEPARADA
-
FlotaciónS+
Solución de petróleo o gas en
agua *Solución de moléculas *
orgánicas aún no totalmente
transformadas en petróleo en
agua *.
Formación de micelas en el
agua *Emulsión de petróleo *Como una fase separada*+
Solución de gas en petróleo (o
viceversa)*
Cambio de faseS
Ref: * Principalmete primaria, S secundaria, + más eficiente – menos eficiente
Figura 368: Modelos de migración de
petróleo.
El paso del petróleo desde la roca madre hasta la roca almacén se
conoce como migración primaria
1. Difusión como una fase continua: el HC se mueve aprovechando
fracturas y contactos entre formaciones rocosas como una fase
independiente, dentro de una water-wet matriz.
2. Movimiento en disolución: parte del petróleo es soluble en agua y
por lo tanto podría viajar en disolución con ésta. El problema es
que en zonas someras la solubilidad es muy baja y en zonas
profundas el tamaño del poro se reduce tanto que dificultaría los
procesos de solubilidad.
3. Formación de burbujas de HCs: estas burbujas viajarían en
inmiscibilidad líquida con el agua.
4. Formación de coloides y micelas de HCs: se produce una
orientación de las moléculas de los HCs de tal modo que la parte
hidrofóbica quede protegida por la parte hidrofílica.
Figura 369: Mecanismos de la migración
primaria.
MECANISMOS DE LA MIGRACIÓN SECUNDARIA
1. Flotación: El petróleo flota sobre la columna de agua y asciende
debido al gradiente de presión (la fuerza de flotación es función de
las diferencias de densidades agua-petróleo y al alto de la columna
de hidrocarburos). Cuando alcanza una zona de baja permeabilidad
inclinada se desplaza en forma inclinada con una fuerza de flotación
proporcional al ángulo de ascenso.
2.Cambio de fase por variación de T: Al aumentar T aumenta la
fuerza de flotación del hidrocarburo porque su densidad decrece más
rápidamente que la del agua. Si la T es suficientemente alta el
hidrocarburo puede pasar a fase gaseosa.
3. Cambio de fase por variación de P: Un aumento en P decrece la
fuerza de flotación porque la densidad del hidrocarburo se
incrementa más rápidamente que la del agua. S la variación en P es
suficientemente importante la fase de hidrocarburo gaseoso puede
pasar a líquida.
4. Gradientes hidrodinámicos: Se combina con la flotación de
hidrocarburos y controla los patrones de disposición de éstos.
Figura 370: Mecanismos de la migración
secundaria.
F=h.g(dw-dp)
F: fuerza de flotación
h: alto columna petróleo
G: ac. Gravedad
Dw: densidad agua sub.
Dp: densidad petróleo sub
Figura 371: Fuerza de flotación y migración
de hidrocarburos.
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Módulo 8
Cambio de fase por variación de T y P
A: Calentamiento durante la etapa de prerift
B: Aumento de presión en cuenca de antepaís
FACTORES OPUESTOS A LA MIGRACIÓN PRIMARIA
1. El tamaño de los poros: pelitas < 62 mic. y el tamaño poral
promedio varía entre 1 nanometro y 15 micrones (efecto tamiz).
A
B
(Momper, 1978)
Entonces, ¿necesitamos microfracturación?
McKenzie (1987) y Gluyas (2004), pelita 2%-3% de P. y tamaño poral entre
3 y 4 micrómetros la mayoría de los componentes moleculares del petróleo
pueden circular sin necesidad de microfracturación. En debate.
Figura 372: La migración de hidrocarburos
y los cambios de fases.
Figura 373: Factores opuestos a la migración primaria (parte 1).
EL RESERVORIO Y ELEMENTOS
RELACIONADOS
ROCA GENERADORA
ROCA RESERVORIO
ROCA SELLO
TRAMPAS
Figura 374 Factores opuestos a la migración primaria
Figura 375: La roca reservorio.
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Módulo 8
ROCAS RESERVORIO
 Un reservorio es una unidad rocosa de subsuelo que contiene
petróleo, gas y/o agua en proporciones variables.
 Los fluidos arriba señalados se alojan en los espacios porales
de la roca generados tanto por porosidad primaria como
secundaria (tipos de porosidad !!!).
 Los espacios porales se encuentran interconectados
permitiendo que el fluido se mueva a través del reservorio
(gargantas porales !!!).
 La red poral del reservorio forma patrones característicos
(porofacies !!!) cuya caracterización e interpretación puede
ser de gran valor tanto desde el punto de vista ingenieril
como geológico.
Figura 376: Aspectos básicos de las rocas
reservorio.
RESERVORIOS Y SOBREPRESIÓN DE
FLUIDOS
 Los fluidos alojados en los poros del reservorio estan
sujetos a una cierta presión llamada “presión de
reservorio” o “presión de formación”.
 La presión de formación en condiciones “normales”
próxima al contacto petóleo-agua se aproxima a la
presión hidrostática de una columna de agua salada a la
profundidad considerada.
 Algunos valores: 1. agua marina salinidad 55,000 ppm,
gradiente de presión aproximado 0.446 psi/ft
(0,51pwsi/ft), 2. El gradiente de presión hidrostática del
agua dulce es de 0.433 psi/ft aproximadamente.
Figurar 378: El reservorio y la sobrepresión
de fluidos.
ROCAS RESERVORIO
Deben tener alta P para permitir el almacenamiento y alta K
para hacer posible el movimiento de los fluidos.
a. Rocas muy bien seleccionadas granulométricamente
que muestran alta porosidad primaria remanente.
b. Rocas que han sufrido procesos diagenéticos a
resultado de los cuales se ha producido importante
desarrollo de porosidad secundaria.
c. Rocas naturalmente fracturadas.
 Para a: Areniscas eólicas poco o parcialmente cementadas,
barras costeras, depósitos de point bar.
 Para b: areniscas que han sufrido parcial o total disolución de
clastos inestables p.e. fragmentos liticos, o del cemento o de
a matriz.
Figura 377 : características de las rocas
reservorio
RESERVORIOS Y SOBREPRESIÓN DE
FLUIDOS
 Como hemos visto en muchos reservorios existe una transferencia
de la presión litostática a la hidrostática y entonces el yacimiento
muestra condiciones de sobrepresión, “cualquier presión que
exceda la presión hidrostática de una columna de agua salina a una
profundidad dada”.
 Gradientes de presión de fluidos en reservorios con efectos de
sobrepresión pueden ser de hasta 1 psi/ft, valor que coincide con el
gradiente de presión listostática.
 La explotación de yacimientos en reservorios con sobrepresión
conducen casi invariablemente a la compactación del reservorio
(aumento en la subcidencia).
Figura 379: El reservorio y la sobrepresión
de fluidos (parte dos)
7
Módulo 8
RESERVORIOS Y SOBREPRESIÓN DE
FLUIDOS
 Underpressure: es el fenómeno opuesto a la
sobrepresión (muchas veces vinculado a la extracción
de hidrocarburos). Algunos autores la conciben como
la fase final de reservorios que experimentaron
sobrepresión. En sistemas naturales relacionado a
cuencas con reservorios de gas que han sido ascendidas
y consecuentemente la temperatura fue reducida.
ORIGEN DE LA SOBREPRESIÓN DE FLUIDOS
EN RESERVORIOS
•
•
•
Sv = E. d. g (Sv presión litostática, E espesor de roca, d densidad. g gravedad)
Si parte de la presión de confinamiento es soportada por el fluido (P presión poral),
entonces la presión efectiva (Pe) sobre los contactos entre clastos es:
Pe = Sv – P
Si el sepultamiento es lento el equilibrio entre la Sv y la reducción del espacio poral
puede ser mantenida. Si el sepultamiento es rápido se produce el “desequilibrio
compactacional” llevando al desarrollo de porosidades anormalmente altas o
fábricas anormalmente abiertas.
Figurar 381: origen de la sobrepresión de
fluidos en los reservorios.
Figurar 380: el reservorio y la sobrepresión
de fluidos (parte tres).
ORIGEN DE LA SOBREPRESIÓN DE FLUIDOS
EN RESERVORIOS
•
•
•
•
•
2. Por incremento en el volumen del fluido
2.1. Incremento en la T (aquatermal)
2.2. Liberación de fluidos (agua) debido a transformaciones
diagenéticas).
2.3. Generación de hidrocarburos
2.4. Cracking de petróleo y gas.
1 Vinculados a esfuerzos
1.1. Desequilibrio compactacional (estress por carga vertical)
1.2. Esfuerzos tectónicos (estress por compresiones laterales).
ORIGEN DE LA SOBREPRESIÓN DE FLUIDOS
EN RESERVORIOS
• 3. Por movimientos de fluidos y flotación
•
•
•
3.1. Osmosis
3.2. Cabezas de presión hidráulica
3.3. Flotación debido a contrastes de densidad
2.1. Baker (1972) incremento de 54º a 93º (recipiente sellado) la presión se
incrementa en 8000 psi (incremento de volmen de sólo 1,65%). A 1000 m. origina
sobrepresión. Sin embargo si T aumenta, se incrementa la viscosidad, se reduce y
por lo tanto mayor eliminación de fluido hacia arriba.
2.2. P.e. deshidratación de la esmectita (1% a 1,4% de agua liberada). Importancia
secundaria.
2.3. Creación de nuevos fluidos a partir de sustancia sólidas (petróleo, gas y CO2 !!).
2.4. P.e. generación de metano.
3.1. Salmuera vs. Agua dulce, transferencia horizontal o vertical a través de capa
semipermeable.
3.2. Reservorio/acuifero cubierto por roca sello con recarga en zonas altas (cuencas
de antepais)
Figura 382: origen de la sobrepresión de
fluidos en los reservorios (parte dos).
Figura 383: origen de la sobrepresión de fluidos
en los reservorios (parte tres).
3.3 Principalmente flotación de petóleo y gas que es comprimido
(solo aplicable a reservorios, no extensión regional).
8
Módulo 8
COMPARTIMENTALIZACIÓN DE RESERVORIOS
La segregación, dentro de un reservorio, de acumulaciones de petróleo en
compartimentos caracterizados por diferentes permeabilidades, presiones
de fluidos, saturación de petróleo, u otras condiciones específicas.
 Sellos estáticos: Son capaces de atrapar columnas de petróleo por
considerable tiempo geológico.
 Sellos dinámicos: Son sellos de muy baja permeabilidad que permiten
el pasaje “ínfimo” de petróleo. A escala de producción son sellos
efectivos.
MECANISMOS GENERADORES DE SUBPRESIÓN
(UNDERPRESSURE)
1.
2.
3.
Baja permeabilidad en zona de recarga y alta en zonas de extracción.
Dilatancia poral (p.e. ascenso tectónico). No se aplica a rocas intensamente
diagenizadas
Efecto termal por enfriamiento de soluciones porales (p.e. ascenso tectónico)
“Reservorios mal interpretados por estar compartimentalizados han sido
comunes en la industria en los últimos 30 años y resulta claro que será de
gran valor aprender de los costosos errores del pasado” de Jolley et al. 2010
(«Reservoir compartmentalization: an introduction» Geologcal Society of
London)
Figura 384: origen de la baja presión de
fluidos en los reservorios.
Figura 385: la compartimentalización en los
reservorios.
COMPARTIMENTALIZACIÓN DE RESERVORIOS
2 criterios de análisis: origen
TIPO
CARACTERÍSTICAS
OBSERVACIONES
Compartimentalización
Estratigráfica
Controlada exclusivamente
por cambio de facies.
Varias escalas de
compartimentalización.
Compartimentalización
Tectónica
Resultante mayormente de
fallas
A menudo variación de la
profundidad del contacto
agua-petróleo.
Compartimentalización
Mixta
Tanto cambio de facies como
factores tectónicos controlan
este tipo de
compartimentalización.
Situación intermedia a las dos
anteriores. En ocasiones
vinculados a diapirismo de
evaporitas
Figura 386: la compartimentalización en
los reservorios (parte dos).
COMPARTIMENTALIZACIÓN DE RESERVORIOS
2 criterios de análisis: escala
“nivelesde compartimentalización”
De Al-Shaieb et al. AAPG Memoir 61 (1994)
 Utiliza a la sobrepresión como criterio de compartimentalización.
NIVEL
EXTENSIÓN
OBSERVACIONES
1
Ancho de la cuenca
definiendo el MCC
(megacomponent complex).
De miles a decenas de
kilómetros cuadrados de
extensión.
2
Se restrigen a áreas
específicas y comprenden
determinados horizontes
Cientos de kilómetros
cuadrados.
3
Se restringe a pequeños
campos petroleros.
Decenas a kilómetros
cuadrados
Figura 387: la compartimentalización que los
reservorios (parte tres).
9
Módulo 8
De Ainsworth (2010) Prediction of stratigraphic compartmentalization in marginal
marine reservoirs. Geological Society of London.
Figurar 388: ejemplo de compartimentalización en reservorios.
UNIDADES DE FLUJO (Flow units)
« Es una porción mapeable de un reservorio dentro del cual las propiedades
geológicas y petrofísicas que afectan el flujo de fluidos son consistentes,
predecibles y diferentes de otros reservorios adyacentes» Ebanks et al.
(2002) y Slatt (2007)
Figura 389: escala de la compartimentalización.
Unidad de Nombre K (md)
flujo
P (%)
Φ medio
(mm)
Φ
cuellos
porales
Excelente
E
mayor a
1000
23-34
0,18-0,30 0,01
Canales arenosos
masivos
Buena
G
100-1000 20-34
0,08-0,24 0,007
Canales y lóbulos
arenosos masivos
Pobre
Interest.
Pi
0,011000
7-32
0,10-0,23 0,002
Interestratificadas
areniscas y pelitas
(canales y lóbulos)
Pobre
(cemento)
Pc
0,011000
4-28
0,11-0,25 0,002
Canales y lóbulos
arenosos muy
cementados con calcita
Pobre
(fino)
Pm
Menor
0,01
Menor
2%
fango
Limo y arcilla
Dos «métodos» para su identificación y definición:
1.
Análisis cualitativo de facies + cuantitativo de propiedades del
reservorio
Ejemplo (de Slatt y Hopkins), 1991: 2 facies sedimentarias en abanicos
submarinos (sólo teniendo en cuenta reservorios)
a. Areniscas de canal
b. Areniscas de lóbulos
---
Facies
Combinadas con las propiedades petrofísicas definen 5 unidades de flujo
de Slatt 2010
Figura al 390: las unidades de flujo,
definición y caracterización.
Figura 391: las unidades de flujo, un ejemplo.
10
Módulo 8
UNIDADES DE FLUJO (Flow units)
Segundo método
Utliliza SML (Stratigraphic Modified Lorenz plot), grafica: la acumulada de
la capacidad de almacenamiento vs. la acumulada de la capacidad de flujo.
Fórmulas de Maglio y Johnson, 2000)
Acumulativa de la capacidad de flujo (khcum)
khcum = k1(h1-h0)+k2(h2-h1)+…+ki(hi-hi-1)/∑ki(hi-hi-1)
Acumulativa de capacidad de almacenamiento (Φhcum)
Φhcum = Φ1(h1-h0)+ Φ2(h2-h1)+…+ Φi(hi-hi-1)/ ∑ Φi(hi-hi-1)
Donde K permeabilidad (md), h espesor del intervalo muestreado y Φ
porosidad fraccional
Figura 392: método alternativo para la
caracterización de las unidades flujo.
EL RESERVORIO Y ELEMENTOS
RELACIONADOS
ROCA GENERADORA
ROCA RESERVORIO
ROCA SELLO
TRAMPAS
Figura 394: la roca sello.
Figura 393: método alternativo para la
caracterización de las unidades de flujo
(parte dos).
ROCA SELLO
 Baja K (microdarcy)
 Ductilidad
Presión de entrada capilar de entrada >> Presión de flotación del
hidrocarburo (hacia arriba)
FRECUENTES
Fangolitas (mudstones)
Lutitas (Shales)
Evaporitas (evaporites)
Calizas micríticas
MENOS FRECUENTES
Diamictitas
Piroclastitas
Niveles de endurecimiento
Figura 395: principales tipos de rocas sello.
11
Módulo 8
ROCA SELLO
Causas de fugas
Efecto tectónico
Supresión de sello
Sistemas de fracturas sobreimpuestas
Sistemas de fracturas radiales
Fracturas no tectónicas
Transfomación diagenética de minerales afectando al volumen de la roca
Transformación diagenética de la roca que afecta la mojabilidad
Alivio por ascenso tectónico
Fuga capilar (donde Pflot+Sobrepresión excede Pentrada capilar)
Fracturación hidráulica: por dilatación de planos de debilidad preexistentes o
por «fracturas hidráulicas»
Difusión (transporte molecular) para gas, probablemente de muy baja tasa
J= - Deff . Grad Cbulk
J tasa de transporte por difusión, deff coeficiente de difusión efectiva y
Cbulk concentración de la fase fluida del compuesto en difusión.
Figura 396: la roca sello, causas de fuga.
Figura 397: la roca sello, causa de fuga
(parte 2).
FUGA CAPILAR
Figura 398: filtración capilar.
Figura 399: la fuga capilar.
12