CONCEPTOS FUNDAMENTALES (PARTE II)

Caracteristicas y Propiedades de los Yacimientos

Saturación

La observación y medición de la cantidad de fluidos en especímenes o núcleos de las rocas sedimentarias condujo al concepto fundamental del porcentaje de saturación, cifra imprescindible empleada en los cálculos correspondientes a los respectivos volúmenes de gas y/o petróleo o agua en el yacimiento.

Fig. Núcleo extraídos de un estrato petrolífero que muestra la impreganación de petróleo contenida en sus poros.

Desde las primeras observaciones científicas y tecnológicas sobre el petróleo, mucho antes del pozo de Drake, se mostró inquietud por conocer su origen, el hábitat, eL comportamiento y la cantidad existente en el subsuelo, modo de extraerlo y su utilización y valor comercial.

Parker Davies Trask escribió sobre el origen y la formación del petróleo. Sus investigaciones del contenido de material orgánico en las lutitas las resumió en el siguiente ejemplo numérico. Si una lutita contiene 2% de materia orgánica y 5% de esa materia se transforma en petróleo, entonces el porcentaje convertido es igual a:


0,02 x 0,05 = 0,001

Equivalente a una milésima parte o 1/1.000

Si se considera un bloque de sedimentos de una hectárea de extensión y un metro de espesor, el volumen representa 10,000 metros cúbicos de sedimentos.

Si la densidad de los sedimentos es de 2,1 gramos por centímetro cúbico (gr/cc) entonces el bloque pesará:

10.000 x 2,1 x 1.000 = 21.000.000 kilos

Pero como el peso está representado por 1/1.000 partes de petróleo, entonces allí hay 21.000 kilos de petróleo. Si el petróleo pesa 0,86 kilos por litro, equivalente aun petróleo de 11,4° API, entonces el bloque puede contener:

21.000/0,86 = 24.418,6 litros (24,4186 metros cúbicos)

Extendiendo este ejemplo a superficies de mayores dimensiones, y sea el caso de un campo de 10.000 hectáreas de posibilidades productivas y una formación de 100 metros de espesor, entonces el volumen de petróleo que puede generar esta roca "madre" o roca generadora de petróleo es muy apreciable:

10.000 x 100 x 24,4186= 24.418.600 m3 (153.585.000 barriles)

En los estudios e investigaciones sobre el origen del petróleo se han enfocado el papel desempeñado por la materia orgánica e inorgánica y las relaciones entre los depósitos de carbón y petróleo. También se han investigado y propuesto teorías acerca del origen del petróleo por la reacción de elementos químicos específicos y también se ha considerado la contribución de bacterias en los procesos estudiados. El interés por estos temas no ha decaído, más bien ha fortalecido el ánimo de los investigadores mediante la utilización de los adelantos científicos y tecnológicos actuales.

Apreciaciones determinantes sobre saturación

Por todo lo explicado anteriormente sobre porosidad, se deduce que si la roca no tiene porosidad tampoco tiene espacio para almacenar fluidos. También es importante que los fluidos yacentes (porcentaje de saturación) en el espacio determinado por los poros interconectados puedan desplazarse en el yacimiento y también hacia los puntos de drenaje representados por los pozos. Es obvio que cualquier fluido en los poros no interconectados permanecerá atrapado y será imposible que fluya.

Magnitudes de la saturación. Si todo el volumen de poros interconectados está completamente ocupado por un solo fluido, se dice que la saturación es 100% o 1. Si hay varios fluidos presentes entonces cada uno ocupa una determinada fracción del volumen total. Por ejemplo: gas 25%, petróleo 35% yagua 40% para sumar 100% o 1,00.

Generalmente, las muestras (núcleos) de rocas obtenidas durante la perforación y las muestras de fluidos adquiridas a determinada profundidad, en condiciones de obtención estática o fluyentes, permiten medir en el laboratorio algunas saturaciones de interés pero no las saturaciones vírgenes in situ,

Es muy importante que el examen y los análisis de las muestras representen las magnitudes de presión y temperatura existentes en el yacimiento. Al correr del tiempo y a medida que van acumulándose los volúmenes de fluidos extraídos del yacimiento, hay cambios en la magnitud de los parámetros.

Conocimientos interdisciplinarios y aplicaciones

En las últimas seis décadas, los adelantos tecnológicos en operaciones petroleras han sido muy importantes. Se han perfeccionado conocimientos y nuevas aplicaciones en ingeniería de yacimientos y otras disciplinas conexas: geofísica bidimensional y tridimensional (2D y 3D) Y 4D, o sea, nuevo levantamiento de geofísica de un área después de transcurrido mucho tiempo del original; Petrofísica; obtención de datos hoyo abajo durante la perforación; extensa selección de fluidos de perforación, de terminación y de reacondicionamiento de pozos; avanzadas modalidades de perforación y producción en tierra y costafuera: perforación direccional, inclinada, de largo alcance y horizontal; aplicaciones de programas de computación a todas las operaciones; nuevos procedimientos y utilización de equipos y herramientas electrónicas en la adquisición, procesamiento e interpretación de datos; telecomunicaciones, y la aplicación de las artes gráficas computarizadas a colores en la preparación de mapas, tablas, gráficos, dibujos con el auxilio de máquinas copiadoras de gran capacidad. Cada día todo esto converge hacia más esfuerzos interdisciplinarios para dar respuestas a los diferentes requerimientos de la industria en exploración, perforación, producción, transporte, refinación/manufactura, ventas, comercialización e investigaciones y las otras actividades conexas de apoyo.

Particularmente debe mencionarse que parámetros como los requeridos en las investigaciones y solución de tareas de ingeniería de yacimientos se pueden adquirir durante la perforación del pozo o algunos a largo de la vida productiva del pozo mediante registros perfiles y pruebas, a saber: potencial espontáneo de la roca y resistividad de los fluidos almacenados; porosidad; permeabilidad; diferenciación de contactos de fluidos-gas/petróleo/agua; buzamiento; presión; temperatura; densidad de los fluidos; promedio del diámetro del hoyo; especímenes de la formación mediante el ripio, núcleos convencionales o de pared; Iitología/densidad de las formaciones; aplicaciones de rayos gamma u ondas electromagnéticas para detectar hidrocarburos en pozo desnudo o entubado; perfil de velocidad de las formaciones y reflexiones (sísmica/geológica); detección de fracturas; pruebas de producción y toma demuestras de fluidos en el pozo para establecer relaciones PVT; presiones anormales. Naturalmente, es factible que en el laboratorio se puedan hacer restauraciones o símiles para representar o anotar datos originales que falten y así complementar la información básica necesaria.


FUENTE: Efraín E. Barberii Martín Essenfeld. (FONCIED)