Características de los Reservorios - Zonas de un Reservorio, Contactos y Terminología - Condensado

Describe la condición de los hidrocarburos que están presentes como gas dentro del reservorio, pero que pasan a estado líquido al ser llevados a superficie. Esto es evidente con los gases de hidrocarburos más pesados, C4 en adelante.

Características de los Reservorios - Zonas de un Reservorio, Contactos y Terminología

 La separación durante la migración secundaria, como resultado de las gravedades específicas y el efecto de flotación, crea las zonas de gas ( la más superior), aceite y agua (siguiente e inferior.)

Los contactos entre estas zonas son graduales, no inmediatos, de forma que las zonas se refieren a su componente mayoritario y del cual se espera producir. Siempre habrá una mezcla de los diferentes fluidos.

Ejemplo. En general, habrá cierta cantidad de agua de poro en todas las partes del reservorio.

Habrá gas en solución dentro del aceite y del agua.

Es muy probable que haya gotas de aceite en el gas y en el agua.

.Al gas acumulado en la cima del reservorio, se le llama la capa de gas. 

Si existe la capa de gas, el aceite inmediatamente debajo generalmente estará saturado con gas. Se dice entonces que tiene un alto GOR, (gas oil ratio.

Si el aceite tiene la capacidad de absorber más gas, se dice que es insaturado. 

La cantidad de gas en una solución depende de las condiciones de presión y temperatura.

Cando el aceite es traído a superficie, con descenso de presión, el gas se sale de la solución y estará presente como gas.

Características de los Reservorios - Porosidad - Saturación de Agua

 Se ha visto como sedimentos marinos originales, cuando se depositan, están saturados con agua del ambiente deposicional y que durante el soterramiento y la compactación, esta agua original se ve desplazada a medida que los sedimentos se deshidratan.

Durante la migración primaria, cualquier hidrocarburo generado se moverá con esta agua, siguiendo un gradiente decreciente de presión, dentro de una roca reservorio. La migración secundaria dentro del reservorio separará el aceite, gas y agua, debido a las fuerzas de flotación entre ellos, desplazando el fluido original de los poros de la roca reservorio.

La saturación de agua es una medida de la cantidad de agua contenida dentro de los poros de una roca reservorio y se expresa como el porcentaje del total de volumen accesible de poro. Si los poros estuvieran completamente llenos de agua, la saturación (Sw) sería del 100 %.

Obviamente, entre menor sea la saturación de agua, mayor será el volumen de hidrocarburos.

Características de los Reservorios - Porosidad - Permeabilidad

 La permeabilidad de una roca reservorio describe la calidad de la comunicación entre los poros y es una medida de la habilidad del fluido para fluir a través de los espacios conectados.

La permeabilidad estará afectada por los tamaños de los conductos interporales, el grado de tortuosidad (linearidad de las conexiones) el tipo de fluido y viscosidad.

Nuevamente, esto puede ser determinado precisamente por análisis de laboratorio en el núcleo y en el pozo sólo puede ser estimado.

La medición en el laboratorio es una medida del volumen de fluido ( de viscosidad conocida) que pasará a través de un volumen conocido de roca en un tiempo dado bajo un diferencial de presión determinado.

Una permeabilidad de 1 Darcy es igual a 1 cm3 de fluido con viscosidad de 1 cP fluyendo a través de un centímetro de roca en un segundo, bajo una presión de una atmósfera.

La permeabilidad de un reservorio generalmente se expresa en milidarcys. (md) Las estimaciones hechas en pozo pueden ser comparando la lectura de gas en la zaranda, con el gas obtenido de los cortes. Por ejemplo, una comparación del gas que pudo escapar de la roca durante el transporte a la superficie con el gas que queda retenido dentro del volumen de roca. Esto proporciona una indicación cualitativa de la porosidad.

Características de los Reservorios - Porosidad - Calizas

La porosidad es posible a través de varios mecanismos. En primer lugar, el carbonato puede ser granular o cristalino siendo la porosidad inter- o intra- ( dentro de las partículas como resultado de una solución.) La porosidad puede existir a lo largo de las uniones, planos de asentamiento o fracturas. La cementación y la compactación al igual que en las areniscas, reducirían la porosidad. Los tratamientos con fluidos pueden incrementar la porosidad con aguas ácidas disolviendo granos y atacando líneas débiles. Los procesos como cementacion secundaria, recristalización o dolomitización reducirán la porosidad, frecuentemente ocasionando poros de forma irregular.

La porosidad sólo se puede determinar precisamente a partir de análisis de laboratorio sobre núcleos, pero puede ser visualmente estimado bajo el microscopio por el geólogo de pozo (cambios en la rata de penetración y el gas pueden servir para estimación comparativa) y se describen de la siguiente manera:

pobre < 6 %

media 6 - 12 %

regular 12 -18 %

buena 18 - 24 %

excelente > 24 %

Para mayores detalles sobre los tipos y determinación de porosidad, consulte la sección 11.1.

Características de los Reservorios - Porosidad - Areniscas

La porosidad inicial (intergranular) dependerá en gran medida en el sorteamiento (variabilidad en el tamaño) y en la forma de los granos. La máxima porosidad se conseguiría cuando los granos fueran perfectamente esféricos y todos de igual tamaño. Se perderá espacio si el tamaño es variable y los granos son angulares. Esta porosidad inicial estará sujeta a posteriores reducciones debido a la cementación y a la compactación y adicionalmente por cementación secundaria.

Características de los Reservorios - Porosidad

La porosidad está definida como el espacio vacío, o espacio poral, dentro de una roca, y generalmente está expresado como un porcentaje, matemáticamente por:

porosidad (∅) = volumen de poro (espacio vacío) x 100/ volumen total

La porosidad absoluta es el término dado al espacio vacío que está ocupado por fluidos, incluyendo agua, aceite o gas, dado que alguna parte de este espacio estará ocupada por matriz o cemento de la roca. Este valor representa el máximo volumen obtenible de hidrocarburos.

La mayoría de los reservorios son o bien areniscas o bien carbonatos, los cuales tiene diferentes características de porosidad y están sujetas a diferentes cambios.