Migración y acumulación del petróleo.


Los tipos de rocas recipientes donde normalmente se encuentra el petróleo en el subsuelo difieren notablemente de las rocas madres de las cuales se origina. La diferencia más evidente en el tamaño de los poros: las rocas madres son de pro muy finos (arcillas) y las recipientes son de naturaleza porosa (arenisca).

En consecuencia, para explicar la presencia de petróleo en las rocas recipientes, es necesario asumir que se ha producido un movimiento de fluidos desde la roca madre a la roca recipiente. Este movimiento es llamado migración del petróleo.

El petróleo y el gas generado en las rocas madres, que son impermeables, puede ser expulsa mediante dos mecanismos: a) A medida que la roca generadora es enterrada más profundamente, el aumento de la presión va produciendo compactación y disminuyendo el espacio poral, por lo cual se expulsan parte de los fluidos. b) La generación de un líquido (petróleo) o de gas (gas natural) de un sólido (materia orgánica mezclada con arcillas), causa un gran aumento de volumen. Esto produce tensión en la roca madre, la cual se fractura y permite el escape de los hidrocarburos hacia arriba. Una vez la presión es liberada, las fracturas cierran por el peso de carga litostática.

Fuente:
"Geología del petróleo" .Guía del profesor Orlando Méndez
imagen de:
http://www.atlasdemurcia.com/contenido/Capitulo%20II/La%20geologia_Dir/La%20geologia_Picture13.jpg

Entradas populares de este blog

MÉTODOS DE PREDICCIÓN: Muskat y Tarner

Imagen
MÉTODOS DE PREDICCIÓN: Muskat y Tarner. MÉTODO DE MUSKAT El Método es empleado para pronosticar el agotamiento por agotamiento natural de un yacimiento saturado, sin casquete de gas. Muskat presento que el valor de un número de variables que afectan la producción de gas y de petróleo y los valores de las tasas de cambio de estas con la presión, se pueden evaluar en cada paso de agotamiento de presión, considerando el yacimiento como un medio poroso homogéneo a lo largo del cual la presión es uniforme. Lo comparo con un tanque con válvulas de salida distribuidas continua y uniformemente utilizadas para drenar fluidos.Cada elemento de volumen del yacimiento produce a través de su propia salida y no existe intercambio de fluido entre los elementos de volumen. El método utiliza el siguiente procedimiento: -Se calculan unas variables y sus derivadas respecto a la presión a una presión dada. -Suponiendo que las variables y sus derivadas se mantendrán constantes para un período pequeño de c...
Leer más

CARACTERIZACIÓN DE YACIMIENTOS

La clave para la caracterización de yacimientos siempre ha consistido en desarrollar la capacidad de integrar la información petrofísica proveniente de mediciones puntuales tales como los datos de perforación, los registros y los núcleos, con mediciones de área obtenidas desde la superficie. Mediante la correlación, los geocientíficos intentan rellenar los espacios entre pozos para lograr describir el yacimiento. Uno de los primeros axiomas de la interpretación de registros de pozos solía ser “Asuma un medio isotrópico y homogéneo”. Si bien este supuesto desempeñaba su rol en los análisis iniciales de las areniscas, la complejidad de los carbonatos hizo que las técnicas tradicionales de interpretación sean inaplicables e incluso contraproducentes. En los últimos años, se han hecho grandes avances en la capacidad para producir imágenes entre pozos y el paso de la sísmica a la simulación se ha convertido en una realidad. El sistema de adquisición sísmica de receptor p...
Leer más

POZOS PRODUCTORES

Imagen
La utilización de agua o de nitrógeno como fluido de terminación tiene un impacto en la temperatura del pozo productor. Un año después de la puesta en marcha de la producción, los pozos productores con nitrógeno en el espacio anular alcanzan una temperatura de fondo de 280 ºF, mientras que la temperatura en los pozos productores con agua en el espacio anular asciende a un valor menor, de aproximadamente 250 ºF. La mayor temperatura alcanzada por los productores terminados con nitrógeno, permite conservar los fluidos calientes en su ascenso al cabezal, manteniendo baja la viscosidad del petróleo que fluye dentro de la tubería de producción, lo que implica a su vez mayor velocidad de flujo, menor tiempo de permanencia en el pozo y una tendencia a disminuir las pérdidas de energía en todo el proceso a pesar de que sus temperaturas de flujo sea más elevadas. Se han modelado las pérdidas de calor en los pozos productores, tanto para la terminación con agua en el espacio anular...
Leer más