Este documento presenta información sobre tres temas clave relacionados con la geología de explotación de petróleo: fluidos en las rocas, permeabilidad y trampas geológicas. Se define la porosidad, saturación y compresibilidad de las rocas y se describen los diferentes tipos de flujo de fluidos. También se explican los conceptos de permeabilidad y las diferentes trampas geológicas que pueden retener hidrocarburos. El objetivo es evaluar los intervalos atractivos para la acumulación de hidrocarburos y

1. Universidad Autónoma del Carmen
Dependencia Académica de Ciencias Químicas y
Petroleras
Materia: Geología de Explotación de Petróleo Agua yVapor
Profesor: Manuel de la Cruz Pérez Blanco
Temas: Fluidos en las rocas, Permeabilidad,Trampas
Geológicas
Lunes 18 de Enero del 2016

2.  Fluidos en las rocas
- Porosidad
- Saturación
- Compresibilidad
- Presión Capilar
- Mojabilidad
 Permeabilidad
- Clasificación de la permeabilidad
- Ley de Darcy
 Trampas geológicas
- Trampa estructural
- Trampa estratigráfica
- Trampa combinada, domo salino
Contenido

3.  La importancia de conocer estos parámetros físicos es la de
determinar, porosidad, permeabilidad, saturación de agua,
resistividad, entre otros, con el objetivo de evaluar y definir los
intervalos atractivos de contener hidrocarburos.
 Conocer el máximo punto para continuidad del fluido sin
afectar el estado del material (Roca)
 Reconocer los distintos tipos de trampas petrolíferas y su
implicación dentro del sistema petrolero.
Objetivo:

4. Fluidos en las rocas

5. Porosidad (Φ):
 Definición: Es la fracción de espacios vacíos existentes en
la unidad de volumen de la roca.
 Se expresa en fracción y en porcentaje.
 Permite la acumulación y almacenamiento de fluidos.
 Se divide en:
 Porosidad primaria y secundaria.
 Porosidad total: efectiva y no efectiva.
 Rango: 5 y 30%.

6.  La porosidad primaria se
debe a los procesos
sedimentarios que generaron
el reservorio.
 La porosidad primaria es la
porosidad de la matriz rocosa
➢ Ejemplo: La porosidad de las
arenas es primaria.
Porosidad primaria:

7. Porosidad secundaria
 La porosidad secundaria se debe a
movimientos posteriores de la corteza o a
la acción de aguas subterráneas.
 La porosidad secundaria puede ser
resultado de procesos de fracturación,
disolución, recristalización, cementación
o resultado de la combinación de los
procesos.
➢ Ejemplo: las rocas carboniticas, calizas y
dolomías presentan porosidad
secundaria.

8. Porosidad absoluta
 La porosidad absoluta o total
es la suma de la porosidad
efectiva y la porosidad no
efectiva.
 No se toma en cuenta si los
poros están interconectados
entre si o no.
∅ 𝑎 =
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑃𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙
=
𝑉𝑝
𝑉𝑇
=
𝑉𝑇 − 𝑉𝑠ó𝑙𝑖𝑑𝑜𝑠
𝑉𝑇

9.  Porosidad Efectiva: es la relación de volumen de
espacio vacío continuo (poros interconectados) y el
volumen total de roca.
La porosidad efectiva es la que se
usa en los cálculos de volumen,
debido a que es la que representa
el aceite móvil en el yacimiento.
∅ 𝑒 =
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑃𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜 𝑐𝑜𝑛𝑒𝑐𝑡𝑎𝑑𝑜
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙
Porosidad efectiva relativa

10.  La Porosidad no efectiva es
la cantidad de espacios
vacios aislados (poros
discontinuos).
 No es de vital interes para
la indústria petrolera.
Porosidad no efectiva

11. Ejemplo ilustrativo:

12. Ejemplo ilustrativo:

13.  Definición: Es la fracción del volumen
poroso del yacimiento ocupada por
uno o mas fluidos.
 Saturación de fluido : Es la fracción del
volumen poroso del yacimiento
ocupada por un determinado fluido.
 Donde Si de acuerdo al fluido puede
ser i=o, g, w.
 En los yacimientos solo se presentan
tres fluidos (o=petróleo, g=gas,
w=agua)
Saturación

14.  Es la fracción del volumen poroso del yacimiento
ocupada por el petróleo.
Saturación de petróleo

15.  Es la fracción del volumen poroso del
yacimiento ocupada por el agua
connata.
 Agua connata: también
denominada agua intersticial o
innata es aquella que esta presente
en cualquier punto de todo
yacimiento.
 Rodea a los granos y llena a los
pequeños poros.
Saturación de agua

16.  Es la fracción del volumen poroso del yacimiento
ocupada por el gas.
 Nota: se debe cumplir en el medio poroso el siguiente
criterio
Saturación de gas

17.  De acuerdo el fluido se puede obtener el promedio
aritmético en base a tres parámetros: espesor, área y
volumen.
Saturaciones promedio (Spi)

18.  Cuando un yacimiento de hidrocarburos esta
sometidos a una fuerza compresiva que es
causada por el peso de los estratos que estan
por arriba.
 La presión geostatica tiende a comprimir el
reservorio. Donde esta balanceada por la
resistencia de las roca y la presión del fluido en
el espacio poral.
 Presión geostatica (litostatica): Es la presión del
peso de la sobrecarga, o roca suprayacente,
sobre una formación (presión que ejerce una
columna de roca situada sobre un punto).
Compresibilidad

19.  La compresibilidad de la roca al
igual que la de los fluidos es un
mecanismo de expulsión de
hidrocarburos.
 Al comenzar la explotación de un
yacimiento y caer la presión se
expande la roca y los fluidos.
 Se causa una disminución del
espacio poroso interconectado.
Características de la Compresibilidad

20.  Compresibilidad de la Matriz de la Roca (Cr): describe el
cambio del volúmen de los grános que confórman la róca,
de los sólidos, debído a un cambio de presión:
Existen tres tipos de compresibilidad de la roca

23. Compresibilidad de poro

24.  También puede definirse como la diferencia de presión
entre las fases no-mojante y mojante.
 Es la diferencia de presión que existe a lo largo de la
interfase que separa dos fluidos inmiscibles.
Presión capilar

25.  Es la tendencia que tiene la roca de ser mojada por un
fluido el particular en presencia de otros fluidos inmiscibles.
 Bajo este concepto, se pueden clasificar las rocas como
hidrófilas (con tendencia a ser mojadas por agua) y
oleófilas (con tendencia a ser mojadas por aceite).
Mojabilidad

26.  Física: Una sustancia, tal como un líquido o gas, que
puede fluir, no tiene forma fija, y ofrece poca resistencia
a un estrés externo.
 Química: Un fluido es cualquier sustancia que fluye
o se deforma bajo una tensión de corte aplicada. Los
fluidos comprenden un subconjunto de los estados de la
materia e incluyen líquidos, gases, plasmas y, en cierta
medida, sólidos de plástico
Definición de fluido:

27. Aspectos fundamentales de los fluidos

28. No resistir la deformación, o resistirse a ella sólo ligeramente
(viscosidad), y la capacidad de fluir (también descrita
como la capacidad para asumir la forma del recipiente).
Esto también significa que todos los fluidos tienen la
propiedad de fluidez.
Los fluidos muestran propiedades tales como:

29. Temperatura: La temperatura se define como
la medida relativa de qué tan caliente o fría es un
material. Se puede utilizar para predecir la dirección
que el calor será transferido.
Presión: La presión se define como la fuerza por
unidad de área. Las unidades comunes para la
presión son libras fuerza por pulgada cuadrada (psi).
Masa: Masa se define como la cantidad de materia
contenida en un cuerpo y se distingue de peso, que
se mide por la fuerza de gravedad sobre un cuerpo.
Propiedades de los fluidos

30. Volumen específico: El volumen
específico de una sustancia es el volumen por unidad
de masa de la sustancia. Las unidades típicas son m3 /
kg.
Densidad: Densidad, por otro lado, es la masa
de una sustancia por unidad de volumen. Las unidades
típicas son kg / m3. Densidad y volumen específico son
el inverso uno del otro. Tanto la densidad y el volumen
específico son dependientes de la temperatura y un
poco sobre la presión del fluido. Como la temperatura
del fluido aumenta, disminuye la densidad y el volumen
aumenta específicos
Propiedades de los fluidos

31. Flotabilidad: Flotabilidad se define
como la tendencia de un cuerpo para flotar o
elevarse cuando está sumergido en un fluido.
Todos hemos tenido numerosas oportunidades
de observar los efectos de flotación de un
líquido. Cuando vamos a nadar, nuestros
cuerpos se llevan a cabo casi en su totalidad por
el agua. Madera, hielo, y el flotador de corcho
en el agua. La cantidad de este efecto boyante
se calcula y se declaró por el filósofo griego
Arquímedes primero. Cuando un cuerpo se
coloca en un fluido, que es impulsado por una
fuerza igual al peso del agua que desplaza
Propiedades de los fluidos

32. Los términos de compresibilidad e incompresibilidad
describen la capacidad de las moléculas en un fluido a
ser compactado o comprimido (hecho más densa) y su
capacidad de recuperarse a su densidad original, en
otras palabras, su "elasticidad". Un fluido incompresible no
puede ser comprimido y tiene densidad relativamente
constante a lo largo. Un líquido es un fluido incompresible.
Compresibilidad e incompresibilidad

33. Hidrostática
Si parece poco afectado por los cambios de presión.
La densidad es constante para los cálculos. La mayoría de
los fluidos son incompresibles. Gases también pueden
considerarse incompresible cuando la variación depresión
es pequeña en comparación con la presión absoluta.
ρ:constante
Incompresible:

34. Aerostática:
Cuando la densidad de un fluido
no puede considerarse constante para los cálculos en
condiciones estáticas como en un gas. La mayoría de los
gases se consideran como fluidos compresibles en
algunos casos donde los cambios en T y P son grandes.
ρ: Variable
Compresible

36.  Fluido ideal. Se llama fluido ideal, a un fluido de
viscosidad nula, incompresible y deformable cuando es
sometido a tensiones cortantes por muy pequeñas que
éstas sean.
 Fluido real. Se llama fluido real, a un fluido que es
viscoso y/o compresible .
Tipos de fluidos

37. Régimen en los flujo en los fluidos

38. Flujo laminar. Las partículas
fluidas se mueven según
trayectorias paralelas, formando
el conjunto de ellas capas o
láminas.
Flujo turbulento. Las partículas
fluidas se mueven de forma
desordenada en todas las
direcciones.

39.  Flujo monofásico, estacionario e incomprensible.
De acuerdo al yacimiento se entiende el flujo estacionario a
aquel para el cual las distribuciones de presión y de caudal en
el reservorio permanecen constantes con el tiempo. Existe si se
cumplen estos datos:
Si el yacimiento tiene un casquete gasífero importante o
cuando se realiza una recuperación secundaria y se inyecta
agua o gas.
Tipos de flujo en los yacimientos

40. Flujo lineal estacionario a lo largo de un plano

41.  Condiciones para que se presenta el flujo radial estacionario
hacia el pozo productor :
 La producción del pozo productor debe ser a caudal
constante y presión en el borde externo también constante.
Características:
El flujo radial hacia el pozo es siempre negativo y el gradiente
de presión es positivo.
Flujo radial hacia el pozo

42. P= presión dinámica
del pozo
r= radio asumido
rw= radio del pozo

43. Permeabilidad

44.  La permeabilidad es la capacidad que tiene un
material de permitirle a un flujo que lo atraviese sin
alterar su estructura interna..
Introducción

45.  En forma general, se puede afirmar que la velocidad con
la que el fluido atraviesa el material depende de tres
factores básicos:
 La porosidad del material.
 La densidad del fluido considerado, afectada por su
temperatura.
 La presión a que está sometido el fluido.
Permeabilidad

46. Permeabilidad en las rocas

47.  En 1856 Henry Darcy publicó su trabajo sobre el filtro que
debía procesar los requerimientos de agua de la ciudad
de Dijon en Francia.
 Este fue el primer trabajo publicado sobre el flujo de
fluidos en medios porosos.
 La investigación de consistió en conocer que grande
debía ser el filtro, para que a través de éste, pueda fluir el
volumen de agua que necesitaba la ciudad.
Ley de Darcy

48. Ley de Darcy

49.  La ley de Darcy :la velocidad de un
fluido homogéneo en un medio
poroso es proporcional al gradiente
de presión, e inversamente
proporcional a la viscosidad del
fluido.
 Es una ley estadística que promedia
el comportamiento de muchos
canales porosos.
 La permeabilidad generalmente se
expresa en milésimas de darcy .
Ley de Henry Darcy

50.  La permeabilidad de una roca determinada por el flujo de un
sólo fluido homogéneo es una constante si el fluido no
interactúa con la roca. Así tenemos que, la permeabilidad
determinada por un solo líquido homogéneo se llama
permeabilidad absoluta o intrínseca (K).
 La permeabilidad intrínseca de cualquier material poroso se
determina mediante la fórmula de Darcy:
 K = C.d² K, permeabilidad intrínseca [L²].
C, constante adimensional relacionada con la
configuración del fluido.
d, diámetro promedio de los poros del material [L].
Permeabilidad

51. Las permeabilidades relativas son las relaciones entre las
permeabilidades efectivas y la permeabilidad absoluta. Así,
para un sistema de agua-petróleo, por ejemplo, la
permeabilidad relativa al agua, Krw, es igual a Kw/K. En
general estas permeabilidades son expresadas en porcentajes
o en fracciones.
La permeabilidad en el SMD se mide en cm2 o m2. La unidad
derivada de la Ley de Darcy es el darcy, y habitualmente se
utiliza el milidarcy.
Donde la conversión de Darcy a m² es: 1 Darcy = 9,86923 . 10ˉ
¹³ m².
Permeabilidad relativa

52. Tabla 4.3

53. Ejemplos ilustrativos:

54. Trampas Geológicas

55. Trampa Geológica
Trampa Petrolera: Es una característica geológica que permite que el
aceite y/o gas se acumule y conserve de manera natural durante un cierto
periodo de tiempo.
Las trampas petroleras tienen una determinada forma, tamaño, cierre y
área de drenaje.
Cierre: Es la longitud vertical máxima en la que los hidrocarburos pueden
acumularse en la trampa
Área de Drenaje: Es la máxima abertura (área) de la trampa, se mide en la
parte inferior de la trampa.

56. Se forma cuando la presión capilar de desplazamiento
sobrepasa la presión de flotabilidad del petróleo.
Pueden contener: petróleo, gas o combinación de las anteriores.
Formación

57. Formación
Las formaciones de trampas es uno de los procesos con el que
cuenta un sistema petrolero el cual cumple una función de crear
un recinto que permitirá que el hidrocarburo se acumule, sin
embargo cuando el gradiente geotérmico se encuentre a altas
presiones y temperaturas hará que el hidrocarburo se expulse
definiendo así le generación.

58. Definición
Arreglo geométrico
de roca
Roca Sello
Roca Sello
Roca Almacén
Roca Almacén
Falla Normal

59. Elementos del sistema petrolero
• Roca Almacén.
• Roca Sello
• Cierre

60. Clasificación

61. Trampas Estructurales
Constituidas por la deformación de los estratos del subsuelo.
Causada por esfuerzos tectónicos de compresión y extensión.
También, sistemas de deformación gravitacionales
(extensión-contracción). Y tectónica salina
Anticlinales, anticlinales afallados, monoclinales con cierre
Contra falla o dependientes de ella.
Producidas por la deformación de la roca almacén, como
el caso de un anticlinal o una falla.

62.  Anticlinales: son largos, con forma de arco y estos
fueron los primeros tipos de trampas reconocidos. Se
forman en áreas de compresión, pueden tener múltiples
zonas de producción y formar campos gigantes.
Trampas estructurales:

63.  Anticlinales Recortados: son estructuras que producen
en sus lados, debido a que el tope ha sido erosionado y
se encuentra cubierto por una discordancia.
Trampas estructurales:

64.  Fallas Normales: producidas por fuerzas de tensión, la
trampa se encuentra en el bloque levantado. La falla en
planta se debe ilustrar curva o como dos fallas que se
intersectan formando los lados de la trampa.
Trampas estructurales:

65.  Anticlinal Fallado: las fallas pueden ser causadas por el
plegamiento del anticlinal, pudiendo formar barreras
impermeables y dividir la estructura en yacimientos
separados. Los bloques cortados por el plano de la falla
ayudan a formar estas trampas.
Trampas estructurales:

66.  Trampa estructural: Anticlinal con cierre natural en
cuatro direcciones por buzamiento de sus capas.
Trampas estructurales:

67.  Trampa estructural: Anticlinal afallado con cierre
natural en cuatro direcciones por buzamiento de sus
capas.
Trampas estructurales:

68.  Trampa estructural: monoclinal con cierre
dependiente de la yuxtaposición en el plano de la
falla de roca almacén vs roca sello.
Trampas estructurales:

69. TRAMPA
ESTRATIGRÁFICAS
Estás se forman por cambios laterales de facies, aunque también
cambios verticales en las características litológicas de la roca. Existen
una gama infinita de trampas y modelos estratigráficos y estas están
condicionadas por la variación en la estratigrafía, litología de la roca
de yacimiento, tales como un cambio de facies, variación local de la
porosidad y permeabilidad o una terminación estructura arriba de la
roca.

70. Trampas estratigráficas:
Son aquellas rocas que se forman por cambios laterales de facies,
aunque también cambios verticales en las características
litológicas de la roca.

71. Las trampas estratigráficas son las resultantes de cambios en el tipo
de roca o de acuñamientos, discordancias u otros rasgos
sedimentarios, tales como los arrecifes o las acumulaciones.
 Existen una variedad de trampas estratigráficas, entre las cuales
tenemos:
 Canales fluviales
 Barras de meandros
 Arrecifes
 Asociadas a discordancias
 Trampas diageneticas
 Asociadas a diapiros
 Canales distributarios deltaicos
 Barras de desembocadura deltaica.
Trampas estratigráficas:

72. Discordancias: Es una superficie
de erosión que cubre estratos
inclinados. La roca reservorio se
encuentra localizada debajo de
ella y la roca sello encima.
Arenas superpuestas (onlap):
Estas arenas son arenas de
playa, que fueron
depositadas sobre una
superficie discordante como
una línea de playa
Trampas estratigráficas:

73. Cordones de Arena – Tipo Canal:
Son cuerpos de arenas grano
decrecientes alargadas y delgadas
perpendiculares a la línea de
costa.
Arrecifes Barrera: Son arrecifes
alargados, separados de la tierra
por una laguna. La llanura calcárea
arrecifal es originalmente una
buena roca reservorio, mientras que
la laguna calcárea no lo es.
Trampas estratigráficas:

74. Atolones: Originalmente la llanura
calcárea circular arrecifal es
potencialmente una buena roca
reservorio, La porosidad puede
variar con el tiempo.
Biohermos: Son depósitos como
montículos o lentes delgados de
calizas biológicas formados por
organismos que crecieron allí.
Tienden a formar campos
pequeños y aislados.
Trampas estratigráficas:

75. Dolomita Sedimentaria: Esta
dolomita es formada por alteración
de caliza en la zona de sup-
mareas, esta sup-ayacida por una
capa de sal (ambientes
evaporíticos).
Granitos Lavados: Es una arenisca
formada por la meteorización de
un granito basal. forma una
cubierta de arenisca sobre los
flancos de un cuerpo granítico.
Trampas estratigráficas:

76. Penachos y Mesetas Arrecifales: Son
pequeños arrecifes circulares.
Arenas Pinchadas Buzamiento
Arriba: Un pinchamiento o cuña de
arenisca en un shale forma una
trampa.
Sedimentología Bancos de Oolitos : Las
corrientes y el oleaje lavan los oolitos y los
distribuyen en depósitos elongados.
Trampas estratigráficas:

77. Trampas estratigráficas:

78. Trampas estratigráficas:

79. Trampas Combinadas
Muchos yacimientos de petróleo y/o gas se
consideran constituidos por combinación de
trampas. Esto significa que tanto el aspecto
estructural como los cambios estratigráficos en el
estrato que forma el yacimiento influenciaron en los
entrampamientos de los hidrocarburos.

80. Trampa combinada con estructura lenticular y una falla.

81. Un diapiro en forma de hongo o de tapón,
compuesto de sal, que posee comúnmente una
roca de cubierta suprayacente. Los domos salinos
se forman como consecuencia de la flotabilidad
relativa de la sal cuando se encuentra sepultada
por debajo de otros tipos de sedimentos. La sal fluye
en forma ascendente para formar domos salinos,
mantos, pilares y otras estructuras. Los hidrocarburos
se encuentran normalmente alrededor de domos
salinos debido a la abundancia y diversidad de
trampas creadas por el movimiento de la sal y la
asociación con los minerales evaporíticos que
pueden proveer excelentes capacidades de
sellado.
Domo Salino

82.  El levantamiento de un
domo salino, puede llegar a
levantar la cubierta
sedimentaria que lo
suprayace formando
trampas; la cubierta
sedimentaria puede ser
cortada por fallas normales y
formarse así trampas por
fallas.
Domo y Fallas

83.  Propiedades de la Roca y los Fluidos en Reservorios
de Petróleo (Mirta Susana Birder)
 Fluidos en las rocas y sus propiedades
(Luis Miguel de la Cruz Instituto de Geofísica UNAM)
 Caracterización física de los yacimientos.
(Ing. Jesús E. MannucciV.)
 Mataix, C. (1986) - Mecánica de fluidos y máquinas
hidráulicas (2da edición)
Referencias:

84. CONCLUSIÓN
La porosidad es una propiedad muy compleja, sus características
varían y podrían cambiar de manera muy fácil; el resultado del
estudio adecuado de estas características nos permitirá definir si será
o no un yacimiento económicamente rentable; gracias al avance de
la tecnología (utilización de registros eléctricos) ahora es posible
obtener datos in situ. La permeabilidad de las rocas reservorio, forma
parte de las propiedades principales de la misma, ya que es
primordial su existencia para encontrar hidrocarburos en los
yacimientos, debido a que permite la migración del petróleo desde la
roca madre hacia la trampa, que posteriormente los yacimientos a
diverso estudios realizados, pueden ser perforados y producidos
satisfactoriamente.