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• Alex Delgado Villalobos

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Factores que determinan la calidad de una roca reservorio

Para Pittman (1979), en el estudio de una roca reservorio, es de gran importancia la determinación de la “geometría del poro”, es decir, su tamaño, forma y distribución, ya que esto influye en el tipo, cantidad y velocidad de producción del fluido. Otros factores como la viscosidad del fluido, también tiene un papel importante.

La geometría de los poros e incluso los tipos de porosidad, cambian con la diagénesis, ejemplo, macroporosidades pueden transformarse en microporosidades, pueden disolverse minerales para originar espacios vacios y las porosidades pueden ser parciales o totalmente ocluidas por precipitación de minerales. Por lo tanto, es de gran importancia tener conocimiento de la geometría de los poros dentro de un reservorio, pues tienen un gran control en el tipo, cantidad y velocidad del fluido producido.

De acuerdo con este investigador cualquier tipo de porosidad en una arenisca, puede bajo ciertas condiciones determinar o convertir a dicha roca en un reservorio de hidrocarburo.

Presión de un yacimiento: La solubilidad el gas en el crudo es función de la presión. Se obtiene un aumento general la producción cuando la presión inicial es menor. Cuando la presión es más alta la curva de solubilidad alcanza un máximo al final debido a que se ha liberado una gran cantidad de gas para producir un barril de petróleo. Gran parte de la energía del yacimiento se desperdicia en la formación de canales de flujo de gas. La baja recuperación cuando la presión inicial es alta también se debe a una mayor contracción de petróleo al pasar a condiciones normales

Temperatura del yacimiento: La temperatura está en función de la profundidad. Mientras más profundo esté el yacimiento, mayor la temperatura. El gradiente de presión es de 1 °C por cada 30 metros de profundidad.

Porosidad de un reservorio: La porosidad junto con la permeabilidad es la propiedad física más importante de un reservorio. La porosidad del reservorio son los espacios o cavidades de una roca, lo que esta propiedad nos permite almacenar el fluido en la misma.

Permeabilidad de un reservorio: La permeabilidad es la medida de la capacidad de una roca de transmitir fluidos. Son los espacios porosos interconectados de una roca. Esta propiedad es muy importante ya que en un reservorio la permeabilidad de una roca nos permite tener mayor recuperación por la fluidez de la misma.

Viscosidad de los crudos: La viscosidad de los crudos representa su característica de fluidez. Los crudos extrapesados son más viscosos que los pesados. Los pesados más viscosos que los medianos. Los medianos más viscosos que los livianos. Los livianos y condensados son los más fluidos. Otro índice de apreciación de la fluidez de los crudos es la gravedad °API, que mientras más alta sea indica más fluidez.

Son muy importantes también la viscosidad (μ) del petróleo y la presión. En el laboratorio, la determinación de permeabilidades vertical y horizontal se hace utilizando especímenes de núcleos, debidamente cortados y limpiados, que se introducen en un tipo de permeámetro seleccionado. Datos de perfiles y pruebas directas de presión de fondo y de producción pueden ser utilizadas para obtener valores de permeabilidad. Como podrá apreciarse, la magnitud universal de la permeabilidad de un estrato o formación debe obtenerse de un muestreo estadístico de laboratorio y de campo para lograr la mayor aproximación real posible

Rata y método de inyección de gas: La manera de inyectar gas se toma en cuenta principalmente para mantener la presión del yacimiento. Una rata exagerada permite que no haya equilibrio y por ende la producción se verá afectada

Ratas de producción de los fluidos y caída de presión: Un alto caudal trae como consecuencia una alta presión diferencial lo que impide el establecimiento de equilibrio en la vaporización quedando el petróleo sobresaturado de gas lo que causa histéresis de vaporización y la consecuente pérdida de recobro

Gradiente de la saturación de gas en procesos de inyección: Al inyectar gas, éste no se dispersa uniformemente en el yacimiento sino que forma un gradiente de saturación, siendo la saturación de líquido mayor en la vecindad del pozo productor. Si este gradiente es muy alto perjudica el recobro de petróleo

Volatilidad del crudo: Cuando el crudo es de alta volatilidad, las proporciones relativas de líquido y vapor no son las mismas a condiciones de superficie y yacimiento. A mayor volatilidad menor recobro por la formación de bancos de gas.

Procesos que destruyen la calidad de las areniscas como rocas Reservorios: Cementación, Minerales de arcillas, compactación

Los principales factores que actúan destruyendo la calidad de una arenisca como reservorio, son la precipitación de cementos, la compactación, la presión-solución, y la presencia de minerales de arcillas autigénicos bien sea su origen precipitado, por alteración de minerales de arcillas alogénicas o alteración de minerales del esqueleto (feldespatos, fragmentos de rocas, entre otros), ya que aun en pocas cantidades pueden tener un profundo efecto sobre las propiedades areniscas.

· Cementación: Para Levandwoski (1973), los materiales cementantes modifican la porosidad y permeabilidad de una arena reservorio y son por lo tanto de vital importancia en la geología del petróleo. El papel de la cementación en las areniscas es importante con respecto a la migración, acumulación y almacenaje de petróleo, debido a que la introducción de materiales precipitados dentro de dichas rocas, modifican su porosidad y permeabilidad. Una cementación temprana puede evitar la acumulación de petróleo en una trampa, mientras que una tardía puede retener el petróleo en una trampa durante el movimiento tectónico. Una cementación diferencial puede suministrar la trampa por sí misma.

· Compactación: Es uno de los procesos diagéneticos de importancia en la reducción de porosidad y permeabilidad original de un sedimento de manera irreversible, bien sea a través del arreglo o reorganización de las partículas, deformación y trituramiento de las mismas.

· Minerales de arcillas: Los minerales de arcilla tanto de origen alogénico como autigénico influyen fuertemente en la porosidad y permeabilidad de las rocas reservorios. En el caso de una distribución desordenada de arcillas alogénicas en poros, las propiedades de las rocas reservorios no se ven tan severamente afectadas como en el caso de las arcillas autigénicas neoformadas en el espacio de poro, lo cual si perjudica las propiedades como reservorio de las rocas. Cuando un reservorio contiene abundantes minerales de arcillas con microporos asociados es de esperarse que se tenga un extenso contacto transicional entre petróleo-agua o gas-agua, debido al agua absorbida por las arcillas producto de su alta área superficial.

Procesos Diageneticos que favorecen el desarrollo de buenos reservorios

El principal proceso diagenético que se ve involucrado en el aumento de la calidad como reservorio de las rocas sedimentarias es el de disolución, el cual da lugar a la formación de porosidades secundarias. La formación de porosidades secundarias por fracturas también es de importancia. Otro proceso que puede influir de manera indirecta en el desarrollo de buenos reservorios, es la cementación o precipitación temprana, seguida de un proceso de disolución.

De acuerdo con Siebert (1984, c.p. Sandoval 2000), la disolución de granos o partículas del esqueleto (feldespatos, fragmentos de rocas, entre otros), es de gran importancia sobre las propiedades como reservorios de las areniscas que contienen más del 10% de partículas solubles o inestables.

Según estos autores, las porosidades secundarias generadas a través de esta disolución, pueden llegar a alcanzar valores de hasta un 70% con promedios cercanos al 30% de la porosidad visible de una arenisca como reservorio. Este proceso no aumenta de forma apreciable la permeabilidad del reservorio; sin embargo, la porosidad secundaria desarrollada se ha encontrado que es función de la permeabilidad inicial de la arenisca.

En el proceso de disolución de los granos del esqueleto, pueden resultar texturas muy variadas. Los granos pueden disolverse totalmente dejando un poro del tamaño del grano, mostrando pocas evidencias de la partícula original.

Frecuentemente queda en el proceso, un aro insoluble de un mineral autigénico o una pequeña porción de restos insolubles. Sin embargo, la forma más común es la disolución incompleta del grano porque, por lo general, el proceso de disolución es composicionalmente selectivo.

Ahora bien, con excepción del incremento obvio en la porosidad total del reservorio (y la posible reducción del agua de saturación irreducible por unidad de porosidad), estos autores concluyen que la permeabilidad de las areniscas no se incrementan grandemente por la adición de cantidades moderadas de porosidad secundaria por disolución (mayor al 8% del volumen de la roca). Sin embargo, encontraron una fuerte y positiva correlación entre la cantidad de porosidad secundaria por disolución y el logaritmo de la permeabilidad, no obstante, esta correlación trae dos interrogantes, si el incremento a gran escala de la permeabilidad es por el proceso de disolución de las partículas del esqueleto, o si la permeabilidad original de las areniscas, controla la cantidad de solvente a introducirse en las areniscas para así controlar la cantidad de porosidad secundaria a generarse por disolución.

Consideraciones sobre los factores que controlan a la permeabilidad, sugieren que el proceso de disolución de los granos del esqueleto no incrementa de manera significativa a la misma. La remoción de algunos granos por disolución, aumenta algunas “gargantas de poros” y acortar el camino o vía de flujo entre unas pocas de ellas (es decir, el fluido no tiene que pasar alrededor de algunos granos, los disueltos). Sin embargo, la resistencia total a fluir, está dominada por las restantes y pequeñas “gargantas de poros” y la ganancia en la permeabilidad no será grande.

Lo anterior fue comprobado experimentalmente por estos autores, por lo que concluyeron que la correlación entre la porosidad secundaria producto del proceso de disolución de granos de esqueleto y la permeabilidad, no es producto de un aumento de la permeabilidad debido a dicho proceso de disolución. Creen más bien, que la correlación de aumento de la porosidad secundaria producto de la disolución de granos del esqueleto con alta permeabilidad, resulta de alguna manera compleja, del gran volumen de solución solvente que fluye a través de estas areniscas con una alta permeabilidad original. La consecuencia o el producto más importante de la relación entre el aumento de la porosidad secundaria producto de la disolución de los granos del esqueleto y el aumento de la permeabilidad, es que aquellas capas de areniscas con propiedades originales de buenos reservorios, puede tener sus propiedades de reservorios aumentadas en una mayor proporción.

Importancia del estudio de las arcillas en los yacimientos

Tiene gran importancia en geología del petróleo, está presente en la mayor parte de las rocas reservorio, tiene que ver con la porosidad y la permeabilidad del depósito, influye en la generación de gas y petróleo en muchos yacimientos y tiene especial importancia en los programas de inyección de agua para recuperación secundaria. La compactación y compresibilidad de los sedimentos dependen en gran medida del reconocimiento del agua de la arcilla.

Los minerales de arcilla presentes en casi todas las rocas reservorio, pueden estar aislados a través de las rocas arenosas, pueden llenar sus poros o bien formar delgadas láminas intercaladas con capas de arena o carbonato. Es importante tener presente que pequeñas cantidades de arcilla pueden adherirse a la superficie de los granos produciendo fenómenos tales como adhesión, absorción, tensión interfacial, capilaridad y mojabilidad. Algunos minerales de arcilla son oleofilicos y otro son hidrofilolicos.

Los factores de gran importancia que deben tenerse en cuenta en las arcillas de las rocas reservorio son:

1.- Lo diminuto de los cristales individuales, muchos de los cuales tienen un tamaño inferior a dos micrones (2*10-3mm) de diámetro, mientras que los más activos tienen tamaños menores a 2*104 mm.

2.- La actividad química y física de los minerales de arcilla. El tamaño tan reducido aumenta la superficie del reservorio; en el aspecto químico se ve en un mayor intercambio de IONES entre los de una solución por los sólidos cuando están en contacto (efecto de arcilla)

3.- La actividad física de los minerales de arcilla es el resultado de su estructura molecular que permite que el agua se filtre modificando en gran medida su volumen. Esto permite la continuidad del fluido incluso o través de lutitas espesas, de granos finos y les permite a las lutitas actuar como membranas semipermeables.

4.- Varias clases de lutitas que poseen texturas y películas sobre los planos de estratificación producen cantidades considerables de petróleo y gas.

5.- Ocasionalmente las cenizas volcánicas es un constituyente importante en las arenas productoras, su efecto es semejante al de las lutitas y los minerales arcillosos reduce la permeabilidad.

Yacimientos Carbonatados

Los yacimientos en carbonatos tienen una gran variedad de texturas y sistemas porosos. Muchas de las rocas carbonatadas tienen textura cristalina bastante compacta con poca porosidad exceptuando aquellas que tienen presencia de fracturas. Por lo general, estas rocas son fáciles de manejar en cuanto a su preservación en el pozo. La preservación que requieren estos tipos de caliza cuando están impregnados con aceite tiene la finalidad de prevenir la oxidación de crudo.

Su sistema poroso de matriz por lo general cuenta con gargantas de poros pequeñas, son de baja permeabilidad de matriz, entonces en algunos casos cuando transcurre poco tiempo entre la recuperación del núcleo y su llegada al laboratorio, no se requiere preservación alguna (solo colocar tapas en los extremos de los tubos antes de despachar al laboratorio).

Los carbonatos con texturas más complejas, incluyendo porosidad por disolución (brechas, por ejemplo), son mucho más delicados, y si están impregnados con aceite, se requiere mantener el aceite aislado del aire con una preservación adecuada. La preservación cumple el objetivo de evitar oxidación del aceite que podría provocar cambios de mojabilidad y para facilitar la limpieza de aquellas muestras que las requieren. La preservación debe ser realizada de tal manera que no afecte la porosidad de la roca, bien sea porosidad formada por fracturas abiertas o por cavidades de disolución.

La inyección de sustancias de preservación daña la porosidad, reduciéndola a valores menores que su estado natural. Esto afecta todas las mediciones realizadas sobre el núcleo en el laboratorio. La anisotropía de la transmisibilidad de los fluidos en los yacimientos de rocas carbonatadas debe ser tomada en cuenta en la planificación del núcleo si la medición del mismo es importante para el desarrollo o explotación del yacimiento.

Los sistemas de fracturas frecuentemente presentes en yacimientos de calizas y dolomías son caracterizados mediante un núcleo orientado. Los núcleos pueden ser orientados cuando se tomen, o posteriormente en el laboratorio. En cualquiera de los dos casos, el núcleo requiere un manejo inicial (desde el pozo) particular para asegurar que se obtenga la mejor información de los estudios del laboratorio.