Este documento describe diferentes tipos de yacimientos petroleros y los mecanismos de empuje que permiten la producción de petróleo. Define yacimientos como estructuras geológicas subterráneas que contienen hidrocarburos. Luego clasifica los yacimientos en estratigráficos, estructurales y mixtos, y describe los principales mecanismos de empuje como empuje hidráulico, por gas disuelto, capa de gas y gravedad. También resume los métodos para estimar reservas de petró

1. Republica Bolivariana de Venezuela
Ministerio del Poder Popular para la Educación Universitaria
Instituto Universitario Politecnico «Santiago Mariño»
Extensión COL- Ciudad Ojeda
Integrantes:
David Gutiérrez
José Hernández
Yacimientos
Ciudad Ojeda, Diciembre del 2017

2. Se define como una estructura geológica en el subsuelo conformada por rocas
porosas y permeables que permiten la acumulación de hidrocarburos (Petróleo
y Gas) en cantidades comercialmente explotables y rodeada por rocas
adyacentes impermeables que impiden la transmigración de los fluidos hacia
otras zonas porosas.
Yacimientos

3. La cantidad de petróleo que puede ser desplazada por la
energía natural asociada al yacimiento varía con el tipo de
yacimiento. Por esta razón, los yacimientos se clasifican en
los siguientes tipos según su principal fuente de energía:
 Yacimientos que producen por los mecanismo de Empuje
Hidráulico.
 Empuje por Gas en Solución.
 Empuje por Capa de gas.
 Empuje por Expansión de los fluidos.
 Empuje por Compactación de las Rocas.
 Empuje Gravitacional y Empujes Combinados.

4. El agua en el acuífero está comprimida,
pero a medida que la presión en el
yacimiento se reduce debido a la
producción de petróleo, se expande y
crea una invasión natural de agua en el
limite yacimiento-acuífero.
Yacimientos que producen
por el Mecanismo de Empuje
por Gas en Solución
El petróleo crudo bajo ciertas condiciones
de presión y temperatura en los yacimientos
puede contener grandes cantidades de gas
disuelto. Cuando la presión disminuye
debido a la extracción de los fluidos, el gas
se libera, se expande y desplaza al petróleo.
La eficiencia de este mecanismo de empuje
depende de la cantidad de gas en solución,
de las propiedades de las rocas y del
petróleo, y de la estructura geológica del
yacimiento y generalmente predomina
cuando no hay otras fuentes de energías
naturales como un acuífero o capa de gas.
Invasión natural
de agua Estas expansiones del agua o gas producirá un desplazamiento
de los hidrocarburos hacia los pozos de producción. Este efecto
se mantiene hasta que la capacidad expansiva del acuífero o capa
de gas se agote.

5. El Empuje por Capa de Gas ocurre
en yacimientos saturados cuyos
fluidos no están uniformemente
distribuidos y la presión es menor
que la de burbuja.
Bajo estas condiciones existirá una
capa de gas encima de la zona de
petróleo, la cual se expandirá
desplazando al petróleo hacia los
pozos productores.
Yacimientos que producen por el
Mecanismo de Empuje por Expansión
de los Fluidos
Cualquier reducción de la
presión causará una expansión
de los fluidos en el mismo. A
este efecto se le conoce como
mecanismo de empuje por
expansión de los fluidos.
Este Mecanismo está presente en
todos los yacimientos
Capa de gas desplaza el
petróleo
a los pozos productores

6. La Gravedad es un mecanismo de empuje
muy lento, pero eficaz. Los pozos
completados en yacimientos que ya no
tienen otra energía que la gravedad se
reconocen por que poseen tasas de
producción lentas y constantes para
periodos muy largos.
Yacimientos que producen
por el Mecanismo de Empuje
combinado
Un yacimiento produce por empujes
combinados. Es conveniente hacer notar
que en todos los tipos de empuje están
presentes las fuerzas de gravedad y
capilaridad alterando positiva o
negativamente la acción de tales
empujes.
El efecto de la gravedad es más
marcado en los yacimientos con
grandes buzamientos y de grandes
espesores dando lugar así a la
segregación gravitacional.
Como en la imagen se muestra un
mecanismo combinado, por la fuerza
de gravedad y el empuje de la capa de
gas, favoreciendo así la extracción del
petróleo.
Pozos

7. Estos son yacimientos en donde la trampa se formó como
resultado de un proceso de concentración y de repetidas
erosiones de sedimentos depositados previamente o de
cambios posteriores a la deposición creando discordancias
que permitieron el entrampamiento de los hidrocarburos.
1. Trampas Lenticulares
2. Trampas de Acumulación de
Carbonatos
3. Trampas lutíticas
4. Trampas de rocas Evaporitas
Yacimientos Estratigráficos:
Dentro de estas se pueden destacar:

8. Yacimientos Estructurales:
Son aquellas trampas que fueron originadas por la acción de fuerzas tectónicas
en el subsuelo y que dieron lugar a la deformación y fracturamiento de los
estratos produciendo pliegues fallas y sus combinaciones.
Dentro de estas se pueden destacar:
Trampas en Fallas: Son trampas que se formaron por el cizallamiento y desplazamiento de un
cuerpo rocoso a lo largo de la línea de falla. Este tipo de trampas depende de la efectividad del
sello y de la permeabilidad de las capas
Trampas en Anticlinales y Sinclinales: En estas, los estratos que originalmente se encuentran
horizontales se pliegan en forma de arcos o domos, ocasionando que los hidrocarburos migren
desde abajo por medio de las capas permeables y porosas hacia el tope de la estructura.
Trampas en Domos Salinos: En estas, la acumulación de los hidrocarburos ocurre a lo largo de
los flancos del domo en las rocas reservorios cortada por la inyección o levantamiento del domo
salino.

9. Yacimientos Mixtos o Combinados
Muchos yacimientos de petróleo y/o gas se consideran
constituidos por combinación de trampas. Ello significa que
tanto el aspecto estructural (combinación de pliegues y/o
fallas) como los cambios estratigráficos en el estrato que
forma el yacimiento (presencia de discordancias)
influenciaron el entrampamiento de los hidrocarburos.

10. La mejor forma de estudiar el
comportamiento cualitativo de
sistemas de hidrocarburos es a
través de diagramas de fases. Por
medio de estos diagramas, puede
conocerse el estado del fluido a
determinadas condiciones de presión y
temperatura, es decir, si existe 1,2 o 3
fases (gas, líquido y sólido) en
equilibrio a las condiciones impuestas.
1.- En la parte (a), la linea que define las
presiones a las cuales ocurre la transición de gas
a líquido, a diferentes temperaturas, se conoce
como linea de presión de vapor. Finaliza en el
Punto Crítico C, donde es imposible distinguir si
el fluido es un líquido o un gas.
2.- Al comparar (a) y (b) se observa claramente
que a bajas temperaturas y presiones existe
una gran tendencia del componente más
pesado a permanecer en fase líquida.
3.- Una mezcla donde exista un 50% de etano
y 50% de heptano, el diagrama de fase será
similar al mostrado en la parte (c)
Un ejemplo claro es el agua ya que
puede estar en 3 estados así que es
un sistema de tres fases : sólido,
líquido y gas

11. Para designar los fluidos de yacimientos,
los ingenieros de petróleo a menudo
utilizan términos de uso corriente como
Bitumen, Petróleo pesado, Petróleo Negro,
Petróleo Volátil, Gas Condensado, Gases
Húmedo y Gases Secos.
Sin embargo, estos términos no tienen
límites precisos de aplicación, y, por lo
tanto, resulta difícil emplearlos en las
áreas de transición entre petróleo volátil y
gas condensado o entre petróleo volátil y
petróleo negro.

12. Las Reservas de Hidrocarburos son los volúmenes de
petróleo crudo, condensado, gas natural y líquidos del gas
natural que se pueden recuperar comercialmente de
acumulaciones conocidas, desde una fecha determinada en
adelante.
Clasificación de las Reservas  Probadas
 Probables
 Posibles
 Probadas Desarrolladas
 Probadas No Desarrolladas
 Primarias
 Suplementarias

13. Son los volúmenes de
hidrocarburos estimados con un
alto grado de confianza de que
las cantidades estimadas serán
recuperadas de los yacimientos
conocidos.
Reservas Probadas
Son los volúmenes estimados de
hidrocarburos asociados a
acumulaciones conocidas, (con un
grado menor de certeza al de las
reservas probadas) que se podrán
recuperar.
Reservas Probables
Reservas Posibles
Son los volúmenes de hidrocarburos,
asociados a acumulaciones conocidas,
en los cuales la información geológica
y de ingeniería indica (con un grado
menor de certeza al de las reservas
probables) que podrían ser
recuperados bajo condiciones
operacionales y contractuales
prevalecientes.

14. Estas representan el volumen de
hidrocarburos comercialmente
recuperable del yacimiento por los pozos
e instalaciones de producción
disponibles. las reservas detrás de la
tubería de revestimiento que requieren
un costo menor y generalmente no
requieren uso de taladro para
incorporarlas a producción.
Son los volúmenes de reservas probadas de hidrocarburos que no pueden
ser recuperadas comercialmente a través de los pozos e instalaciones de
producción disponibles.
Reservas Probadas No Desarrolladas
Reservas Probadas Desarrolladas

15. RESERVAS PRIMARIAS
Son las cantidades de Hidrocarburos que se pueden recuperar con la energía
propia o natural del yacimiento.
RESERVAS SUPLEMENTARIAS
Son las cantidades adicionales de hidrocarburos que se pudieran recuperar,
como resultado de la incorporación de una energía suplementaria al
yacimiento a través de métodos de recuperación suplementaria, tales como
inyección de agua, gas, fluidos miscibles o cualquier otro fluido o energía que
ayude a restituir la presión del yacimiento y/o a desplazar los hidrocarburos
para aumentar la extracción del petróleo.

16.  Para calcular reservas se utilizan distintas
metodologías, o sus combinaciones, de
acuerdo a la información disponible y el
estado de desarrollo de los yacimientos.

17.  MÉTODO VOLUMÉTRICO
Se utiliza para calcular el Hidrocarburo Original En Sitio (POES, GOES y COES) con base en el modelo
geológico que geométricamente describe el yacimiento y a las propiedades de la roca y de los fluidos.
 CÁLCULO POR CURVAS DE COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN
Se utilizan con frecuencia para estimar las reservas remanentes mediante la extrapolación del
comportamiento de producción y ayudan en el diagnóstico del mecanismo de empuje en los yacimientos
cuando se dispone de suficiente historia de producción-presión. Los principales tipos de curvas de
declinación se refieren a las variables Producción Diaria vs. Tiempo y Producción Diaria vs. Producción
Acumulada.
 CÁLCULO POR BALANCE DE MATERIALES
Se utiliza para calcular el Petróleo Original En Sitio y cotejar con el resultado obtenido por el Método
Volumétrico. El éxito de la aplicación de este método requiere de la historia de presiones, datos de
producción y análisis PVT de los fluidos del yacimiento, que permiten así mismo predecir el petróleo
recuperable. D.
 CÁLCULO POR SIMULACIÓN NUMÉRICA
Consiste en la utilización de modelos matemáticos que simulan los procesos que tienen lugar en el
medio poroso durante la producción del yacimiento. Se basa en la disgregación del yacimiento en un
número de bloques, lo cual permite considerar sus heterogeneidades y predecir su comportamiento. La
validez de este método requiere de una buena definición geológica del yacimiento y de las características
de sus fluidos.
Se realizan los siguientes métodos para su Estimación