Para que los yacimientos petrolíferos se formen, es necesario un complejo proceso natural para dar origen al petróleo en la litosfera, a partir de los restos de organismos del pasado (fósiles) depositados en grandes cantidades, en fondos anóxicos de mares o zonas lacustres en el tiempo geológico y cubiertos, posteriormente, por espesas capas de sedimentos.
Millones de años de transformaciones químicas (craqueo natural), debidas al calor y la presión durante la diagénesis, cambiaron los restos de microorganismos (animales y vegetales) en petróleo y gas natural.
La formación de los yacimientos petrolíferos requieren de cuatro etapas en su evolución diagenética dentro de una cuenca sedimentaria: soterramiento profundo bajo sedimentos, calentamiento y presión, migración de los hidrocarburos desde la fuente (roca madre) hasta una zona porosa (roca almacén) y ser retenidos por rocas impermeables (trampa petrolífera).
También es importante tomar en consideración el factor tiempo (timing); se sugiere que el Valle del río Ohio podría haber tenido tanto petróleo como el que hay en todo el Oriente Medio a la vez, pero se ha escapado por la falta de trampas geológicas que lo retuvieran.
Aunque el proceso es generalmente el mismo, diferentes factores ambientales llegan a crear una gran variedad de depósitos.
Existen yacimientos petrolíferos en casi todas las cuencas sedimentarias, desde superficiales hasta los 25.000 pies de profundidad y con una gran variedad de formas, tamaños y edades.
Sin embargo, la mayor cantidad del petróleo procede de acumulaciones de materia orgánica en los mares ecuatoriales del Cretácico.
¿Qué es un yacimiento de petróleo?
Se entiende por yacimiento de petróleo a una unidad geológica de volumen limitado, poroso y permeable que contiene hidrocarburos en estado líquido y/o gaseoso, que mantienen una continuidad hidráulica en todo su volumen.
De acuerdo con lo expuesto anteriormente, los cincos ingredientes básicos que deben estar presentes para tener un yacimiento petrolífero son:
- Fuente.
- Camino Migratorio.
- Trampa.
- Almacenaje/Porosidad.
- Transmisibilidad/Permeabilidad (continuidad hidráulica).
Tipos de yacimientos petrolíferos
Los yacimientos petrolíferos se clasifican en general de acuerdo con varias características propias (físicas y energéticas), como lo son: aspectos geológicos, termodinámicos (tipo de fluido y grado de saturación), los mecanismos de producción presentes, entre otros.
A pesar de que estas características se ven de manera individual, los yacimientos petrolíferos presentan una combinación compleja de cada una de ellas.
Por lo tanto, esta compleja combinación de características ha permitido descubrir y desarrollar yacimientos petrolíferos únicos a lo largo y ancho de las cuencas petrolíferas del mundo.
De acuerdo con la Geológia
Geológicamente, los yacimientos petrolíferos se clasifican de acuerdo con el tipo de trampa, entre las que se encuentran: estructurales, estratigráficos y combinados.
Trampa Estructural
Son formadas por procesos orogénicos; generalmente después de la depositación de los estratos en una cuenca sedimentaria, éstos son deformados por fuerzas tectónicas, formándose configuraciones geológicas capaces de acumular fluidos.
Ejemplo: pliegues (domos, anticlinales), fallas, diaclasas, intrusiones, etc.
Trampa Estratigráfica
Son aquellas en donde los procesos orogénicos están ausentes o tienen muy poca preponderancia, estando causadas por cambios litológicos; en ellas el factor principal que determina la trampa es la variación del tipo de roca o el cambio litológico que ocurre a lo largo de un estrato o una formación.
Ejemplos: lentes de arena, cambios de facies, caliza, cambios de permeabilidad, presencia de un estrato de un tapón de asfalto (tarmat).
Mixtas o combinadas
Se forman por la actuación conjunta de fenómenos tectónicos y sedimentarios, en proporciones similares, sin que predomine claramente uno de los factores. Las discordancias son clasificadas dentro de este grupo.
De acuerdo con el grado de saturación
De acuerdo con el grado de saturación, los yacimientos petrolíferos se clasifican en: yacimientos subsaturados y yacimientos saturados.
Subsaturados
Son yacimientos cuya presión inicial es mayor a la presión de saturación del fluido. Inicialmente el yacimiento sólo presenta fase líquida (yacimientos de petróleo) y fase gaseosa (yacimientos de gas).
En yacimientos petrolíferos donde existe gradación composicional con profundidad es posible encontrar una zona o capa de gas condensado hacia el tope del yacimiento en equilibrio termodinámico con una zona o pierna de petróleo subsaturado.
En condiciones originales, estos yacimientos observan un contacto gas petróleo (CGPO) bien definido.
Saturados
Son yacimientos cuya presión es menor o igual que la presión en el punto de burbuja. Este yacimiento bifásico consiste en una zona gaseosa suprayacente a una zona líquida.
En los yacimientos de petrolíferos, las burbujas de gas se desprenden del crudo una vez que se alcanza el punto de burbuja.
Una vez alcanzado este punto, el gas liberado empieza a aglutinar hasta superar la saturación de gas crítica, que permite al mismo moverse hacia los pozos productores.
Contrariamente, el flujo de crudo declina gradualmente, ya que experimenta un proceso de encogimiento en sitio, debido a la reducción del gas disuelto, y el aumento progresivo de su viscosidad.
Por otra parte, los yacimientos de gas, una vez alcanzado la presión de rocío, se deposita las primeras gotas de condensado en los poros más pequeños de la roca, formándose un banco de condensado retrógrado.
Este condensado retrógrado sólo podrá moverse hacia los pozos productores cuando se haya alcanzado la saturación crítica de condensado, mientras que seguirá fluyendo un gas empobrecido de hidrocarburos medios y pesados.
Puesto que la composición del gas y el crudo son completamente diferentes, estas pueden representarse en diagramas de fases diferentes, estas pueden representarse por diagramas de fases individuales que tienen poca relación entre ellas en su composición.
De acuerdo con el tipo de fluido
Es más que claro que los yacimientos de hidrocarburos pueden clasificarse de manera general en yacimientos de gas y yacimientos de petróleo.
Sin embargo, desde el punto de vista composicional, existen una subclasificación que dependen directamente de la composición de la mezcla de hidrocarburos y de las características fisicoquímicas del fluido de producción.
En los yacimientos de gas se pueden subclasificar en yacimientos de gas seco, gas húmedo y gas condensado.
Por otra parte, en yacimientos de petróleo, pueden subclasificarse en yacimientos de petróleo volátil y de petróleo negro.
Gas Seco
De acuerdo con su composición, están formados mayoritariamente de metano y una pequeña fracción de componentes intermedios.
La temperatura de los yacimientos de gas seco es mayor que la temperatura cricondentérmica y ni a las condiciones de yacimiento ni a las de superficie se entra en la región de dos fases durante el agotamiento de presión del yacimiento.
Por lo tanto, la mezcla de hidrocarburos siempre se va a mantener en fase gaseosa.
Teóricamente los yacimientos de gas seco no producen líquidos en superficie, sin embargo, la diferencia entre un gas seco y un gas húmedo es arbitraria, y generalmente pueden producir con una relación gas-líquido (RGL) superior a los 100.000 PCN/BN, lo cual se considera seco.
Del gas seco se pueden extraer cierta cantidad de líquidos por medio de procesos criogénicos (enfriamiento).
Gas Húmedo
De acuerdo con su composición, todavía existe una gran proporción de metano y aumento de la fracción de los componentes intermedios, en comparación a los yacimientos de gas seco.
En el diagrama de fases, en una despresurización isotérmica, estos yacimientos se encuentran aún en una fase gaseosa (a la derecha del punto cricondentérmico), alcanzando a acumular una pequeña cantidad de líquidos en el separador, siendo esta muchas veces despreciable.
Este líquido generalmente es mayor a los 60º API y una RGP > 15.000 PCN/BN. Tienen un rendimiento bajo, de hasta 60 BN/MMPCN producidos y presentan una altísima volatilidad.
Gas Condensado
La composición de la mezcla de hidrocarburos de un yacimiento de gas condensado es todavía predominante en metano (C1>60%) como en el caso de los yacimientos de gas seco y húmedo, aunque la proporción relativa de componentes pesados es considerablemente mayor.
Un gas condensado es un gas con líquido disuelto.
La mezcla de hidrocarburos a las condiciones iniciales de presión y temperatura se encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío.
La temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica y la cricondentérmica de la mezcla.
Un gas condensado presenta condensación retrógrada isotérmica en un rango de temperaturas (200º-400ºF) y presiones (3.000-8.000 lpc) normales de yacimiento.
En su camino hacia el tanque de almacenamiento, el condensado sufre una fuerte reducción de presión y temperatura, y penetra rápidamente en la región de dos fases para llegar a superficie con una RGC de aproximadamente 3.200 PCN/BN, una gravedad de 40-60º API y un color amarillo claro a incoloro.
Petróleo Volátil
Los yacimientos de petróleo volátil tienen una temperatura menor, pero cercana a la crítica de la mezcla de hidrocarburos. La presión crítica es aproximadamente igual a la presión cricondenbárica.
Debido a lo anterior, el equilibrio de fases en estos yacimientos es precario, y se produce un alto encogimiento del crudo (hasta un 45%) cuando la presión cae ligeramente por debajo de la presión de burbujeo.
Los yacimientos de crudo volátil se caracterizan por presentar una RGP que se encuentra en un rango de 1.750 y 3.200 PCN/BN, gravedad mayor a 40º API y una apariencia física de color amarillo oscuro a negro.
El factor volumétrico característico mayor a 1,5 BY/BN.
En la mayoría de los casos es difícil saber si un yacimiento es de petróleo volátil o de gas condensado, porque en ambos la temperatura del yacimiento es cercana a la temperatura crítica de la mezcla.
Petróleo Negro
Estos yacimientos se caracterizan por tener un alto contenido de C7+ (mayor a 20%) y un bajo contenido de metano (menor a 50%). La temperatura de estos yacimientos es inferior a la temperatura crítica de la mezcla.
Los petróleos llamados negros, se caracterizan por tener una RGP menor de 1.750 PCN/BN y un petróleo en tanque que es menor a los 45º API y factores volumétricos menores a 1,5 BY/BN.
Cuando la Pi es igual a la Pb, el yacimiento puede tener una capa de gas buzamiento arriba de la zona de petróleo. Regularmente este gas es húmedo o seco, y no presenta condensación retrógrada.
De acuerdo con Unitar, los petróleos negros dependiendo de su gravedad API, se subclasifican en:
- Livianos (30º < API ≤ 40º)
- Medianos (20º < API ≤ 30º)
- Pesados (10º ≤ API ≤ 20º)
- Extrapesados – Bitúmenes (API < 10º)
De acuerdo con el mecanismo de producción
Recuperación Primaria
La producción inicial de hidrocarburos está acompañada por el uso de la energía natural de este y normalmente se conoce como producción primaria. El petróleo y el gas son desplazados hacia los pozos productores bajo producción primaria mediante:
- Expansión de fluido.
- Desplazamiento de fluidos.
- Drenaje gravitacional.
- Expulsión capilar.
Cuando no existe acuíferos y procesos de inyección de fluidos, el recobro de hidrocarburos se debe principalmente a la expansión del fluido, sin embargo, en crudo podría producirse mediante drenaje gravitacional.
Recuperación Secundaria
El uso de gas natural o inyección de agua es llamado recuperación secundaria y su principal propósito es mantener la presión del yacimiento (adición de energía), de modo que el término mantenimiento de presión se utiliza para describir los procesos de recobro secundario.
Cuando el agua procede de un acuífero o es inyectada en los pozos, el recobro es acompañado por un mecanismo de desplazamiento, el cual puede ser ayudado por el drenaje gravitacional o expulsión capilar.
El gas se inyecta como fluido de desplazamiento para ayudar el recobro de crudo y también como gas cíclico para recuperar condensados. Dicha inyección normalmente modifica la presión de rocío y por lo tanto desplaza el diagrama de fases.
Recuperación Terciaria
Existen otros procesos de desplazamiento llamado recuperación terciaria (Enhanced Oil Recovery, EOR), los cuales se desarrollaron cuando los procesos secundarios resultan poco efectivos.
Adicionalmente al soporte artificial de energía al yacimiento, este proceso considera cambios en las propiedades de la roca (mojabilidad) o de las propiedades del fluido (viscosidad o la tensión interfacial).
Sin embargo, el mismo proceso se considera para casos donde el recobro primario no se utilizó por bajo potencial de recobro.
En este caso, el término terciario está mal empleado. En algunos yacimientos petrolíferos es beneficioso iniciar un proceso secundario o terciario antes de terminar la producción primaria.
En estos casos el término recobro mejorado (Improved Oil Recovery, IOR) se ha convertido en popular y algunos consideran que la diferencia entre EOR e IOR es que esta última involucra un proceso de reingeniería y caracterización de yacimientos.
En muchos yacimientos pudieran simultáneamente operar varios mecanismos de producción, pero en general predomina uno o dos. Durante la vida del yacimiento esta predominancia puede cambiar de un mecanismo a otro ya sea natural o artificialmente.
Ejemplo de Desarrollo de un Yacimiento
Un yacimiento volumétrico podría producir inicialmente por expansión de los fluidos, cuando este se ha depletado lo suficiente la producción hacia los pozos podría deberse a drenaje gravitacional ayudado por un mecanismo de bombeo.
Más tarde, un proceso de inyección de agua puede usarse para adicionar mayor empuje a los hidrocarburos. En este caso el ciclo de los mecanismos es expansión-gravitacional y desplazamiento de drenaje.
En general, la producción de los yacimientos se debe a los siguientes mecanismos:
1. Hidráulico, cuando se presenta agua proveniente de un acuífero adyacente.
2. Gas en solución, cuando los fluidos gaseosos ayudan a producir la fase líquida cuando el gas disuelto se libera del crudo.
3. Capas de Gas (no hay distribución uniforme de los fluidos).
4. Expansión de los fluidos y reducción del volumen poroso (yacimiento subsaturado).
5. Gravedad o segregación gravitacional, el cual es común en yacimientos de gran espesor, buena comunicación vertical o en yacimientos de alto buzamiento.
6. Expansión del gas (yacimientos de gas).
7. Efecto combinado de mecanismos.
De acuerdo con su variación de volumen original
En esta clasificación se dividen básicamente en dos tipos de yacimientos petroleros:
- Volumétricos: cuando no existe un acuífero adyacente al yacimiento (yacimiento cerrado).
- No volumétricos: el volumen disponible de hidrocarburos se reduce por la intrusión de agua procedente de un acuífero adyacente.
Fuente:
- Malandrino, G. y Escobar, M. Geología de yacimientos y producción. Colección de Textos Universitarios. Ediciones del Vice Rectorado Académico. Universidad del Zulia. Maracaibo, Venezuela (2007).
- Escobar, F. Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos. Editorial Universidad Surcolombiana, Neiva, Colombia.
- Rojas, G. Ingeniería de Yacimientos de Gas Condensado. Puerto La Cruz, Venezuela (2005).
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