El documento describe las características fundamentales de un reservorio petrolífero. Explica que un reservorio es una roca sedimentaria con porosidad y permeabilidad que permite almacenar y transmitir fluidos como petróleo y gas. Las dos propiedades clave de una roca reservorio son la porosidad, que determina el volumen de hidrocarburos que puede almacenar, y la permeabilidad, que permite el desplazamiento de los fluidos.

1. GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO CAP. IX
EL RESERVORIO
INTRODUCCIÓN
- Descubrir una acumulación comercial de HCs
- Se las conoce como “reservorios”= potente serie de
estratos, Rx ≡ cierta homogeneidad, presencia de ʘ llenos de
fluidos.
- Si se encuentran HCs, éstos flotan en el agua “congénita” en
diversas proporciones; llegaron con posterioridad a la
conformación lito-estratigráfica y estructural del reservorio.
- Estos yacimientos o reservorios, son Rx sólidas y compactadas
sedimentarias, generalmente areniscas, cuya porosidad y
permeabilidad ofrecen el espacio a donde los fluidos del
yacimiento llegan y se pueden guardar o “saturar”.
- Por lo tanto, el conocer las particularidades físicas y químicas
de las “Rx reservorio” nos llevarán a la toma de decisiones
previa la exploración exploratoria. Así:

2. GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO CAP. IX
EL RESERVORIO
 Presencia y desarrollo de un paquete lito-
estratigráfico, dependerá la extensión de la zona
favorable.
 Las características físicas de la “Rx. Reservorio” son las
que condicionan y determinan la existencia de un
yacimiento y su posible explotabilidad.
Generalizando; toda Rx con poros, con la particularidad y
condición “sin la cual” de que estén conectados o unidos
entre si, guarden y permitan la circulación de fluidos y
conformar un yacimiento.
Todo esto nos lleva a que las Rx R sean las más estudiadas
y conocidas de todo el conjunto de facies litológicas;
facilitándose por ser visibles en superficie – areniscas y
calizas-.

3. GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO CAP. IX
EL RESERVORIO
CICLO GEOLÓGICO DE LA FORMACIÓN DE LAS ROCAS
 BÁSICAS
SEGÚN SU  ÁCIDAS
COMPOSICIÓN  HIPO-ABISALES
MINERALÓGICA FILONIANAS
ROCAS ÍGNEAS SEGÚN LA
PROFUNDIDAD
DE LA  PLUTÓNICAS O
CONSOLIDACIÓN INTRUSIVAS
(EN EL INTERIOR  VOLCÁNICAS O
O SUBSUELO, O EXTRUSIVAS
SOBRE LA
SUPERFICIE)

4. GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO CAP. IX
EL RESERVORIO
 Fueron las primeras en formarse y luego sometidas a la
meteorización.
 Dan origen a residuos clásticos que son transportados hasta zonas
adecuadas -cuencas sedimentarias- y por procesos de
soterramiento y diagénesis se consolidaron y formaron las Rx
sedimentarias.
 Proceso que ha permitido dar características propias, la porosidad y
la permeabilidad.
 En el tiempo geológico los dos tipos de Rx sufren cambios
mineralógicos y texturales llamado metamorfismo, debido a la
acción de calor, presión y reacciones químicas.
 Este metamorfismo puede ser de contacto local o regional.
 Se da origen a las Rx metamórficas.
 Proceso geológico que da lugar al denominado “circuito” dado
entre ellos, pudiendo interrumpirse y estabilizarse.

5. GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO CAP. IX
EL RESERVORIO
CARACTERÍSTICAS FUNDAMENTALES DE LAS ROCAS RESERVORIO
Las Rx reservorio están saturadas con fluidos: petróleo, agua y gas. Una
rama, “La ingeniería de reservorios” está dirigida a calcular la cantidad de
estos fluidos almacenados y la transmisibilidad de estos fluidos en el
reservorio.
Almacenamiento y transmisibilidad dependen de la Rx y de las características
y distribución de los fluidos.
Las dos propiedades que debe poseer una Rx Sedimentaria para que pueda
constituirse en un reservorio o yacimiento son:
1. LA POROSOIDAD, que condiciona el volumen de HC a almacenar; y,
2. LA PERMEABILIDAD, condicionante que permitirá el desplazamiento de los
fluidos en el yacimiento y consecuentemente la explotabilidad.
Estas dos propiedades, para que ofrezcan una inmovilidad o estanqueidad de
los HCs, deben complementarse encontrando una posición estructural y
estratigráfica adecuadas; es decir “una trampa” y una “roca sello”.

6. GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO CAP. IX
EL RESERVORIO
LA POROSIDAD (φ - %)
Una roca reservorio clástica, está conformada por partículas
sólidas, que por más compactas que se encuentren (textura de la
roca), siempre quedará entre ellas espacios vacíos en > o <
cantidad, esto constituye el “espacio poral”.
La porosidad es la fracción de la roca ocupada por los poros; o sea, el
espacio o volumen poral o de los huecos. Capacidad de
almacenamiento de una Rx.
La porosidad se la determina al relacionar el volumen de los huecos o
poros y el volumen total de la roca; por lo tanto, el volumen total de
la roca los constituyen el volumen de las partículas más el volumen del
espacio poral.
Los poros de las Rx pueden o no estar cementados, característica de
gran importancia para la Geología del Petróleo; porque si estos poros
están interconectados, los fluidos pueden moverse a través de ellos
permitiendo su extracción.
El cálculo de la porosidad se lo puede hacer en laboratorio, con análisis
directo de testigos del pozo; como también interpretando los registros
e incluso con la información sísmica.

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EL RESERVORIO
Hay que distinguir entre: la porosidad total, que se refiere al volumen total de
los huecos; y la porosidad útil o efectiva, que indica el volumen total de los
poros o huecos unidos entre sí, o sea interconectados.
Grano de arena
Material cementante
Porosidad efectiva o
interconectada
Porosidad no
efectiva o aislada

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EL RESERVORIO

9. GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO CAP. IX
EL RESERVORIO
En la rocas pobre o moderadamente cementadas, las porosidades
TOTAL y EFECTIVA son prácticamente iguales; y en rocas muy
cementadas y calizas, la diferencia de las dos porosidades es
significativa.
LA POROSIDAD DE ACUERDO A SU ORIGEN
a) Original o primaria.- Es la que se forma o queda durante el
proceso mismo de la depositación (transporte y sedimentación)
del material. Tipificada por porosidad inter-granular de areniscas y
porosidad oolica de algunas calizas. Generalmente es más
uniforme que la inducida.
b) Inducida o secundaria.- Formada por un proceso posterior a la
depositación de la roca. Algunos procesos que dan origen a esta
porosidad son: la disolución, las fracturas y la dolomitización.
Tipificada por fracturas encontradas en lutitas, calizas y algunas
areniscas.

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Disolución:
Es un proceso mediante el cual se origina una reacción química entre
los fluidos que saturan el medio poroso y la matriz de la roca. Proceso
que modifica el volumen poroso del sistema y por ende en la
porosidad.
Fracturas:
También contribuyen a la formación de porosidad secundaria. Después
de haberse producido la depositación y originarse la roca, esta puede
estar sometida a procesos geológicos de deformación por actividad
tectónica que generan fisuras o desplazamiento de los granos que
conforman la matriz, ocasionando un aumento de espacios lo que se
traduce en aumento de porosidad.
Dolomitización:
Es un proceso mediante el cual la caliza se transforma en dolomita. La
dolomitización ocurre cuando rocas carbonatadas (constituidas por
calizas) entran en contacto con agua (con magnesio disuelto
Mg), entonces el Mg desplaza al Ca.

11. GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO CAP. IX
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Calidad de la Roca en función de la porosidad
Como la porosidad es una medida de la capacidad de
almacenamiento de la roca, la calidad de la roca yacimiento
puede ser determinada en función de esa porosidad, como se
observa en la siguiente tabla:
Calidad Φ (%)
Muy buena >20
Buena 15 - 20
Regular 10 – 15
Pobre 5 – 10
Muy pobre <5