YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS. CLASIFICACIÓN

Concepto de Yacimiento de Hidrocarburos

    Un Yacimiento de Hidrocarburo se puede definir 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, ver la figura Nº 1.

Figura Nº 1.  Yacimiento de Hidrocarburos.

     Un Yacimiento es aquella parte de una trampa que contiene petróleo, gas o ambos como un solo sistema hidráulico conectado. Muchos yacimientos de hidrocarburos se hallan conectados hidráulicamente a rocas llenas con agua, denominadas acuíferos, ver la figura Nº 2.

Figura Nº 2. Yacimiento de Hidrocarburos comunicado hidráulicamente con un Acuífero.

     También muchos yacimientos se hallan localizados en grandes cuencas sedimentarias y comparten un acuífero común. En este caso la producción de fluidos de un yacimiento causará la disminución de la presión en otros, por la intercomunicación que existe a través del acuífero. En ciertos casos, toda la trampa contiene petróleo y gas, y en este caso la trampa y el yacimiento son uno mismo.

Origen del Petróleo y el Gas

       Universalmente se está de acuerdo que los hidrocarburos tienen una procedencia de tipo orgánico. Lo que indica que la materia orgánica tuvo que ser sintetizada por organismos vivientes, y por lo tanto debió depositarse y preservarse en sedimentos. Dependiendo de las condiciones geológicas dadas, parte de este material se transforma en compuestos de naturaleza petrolera. 

      La base fundamental para la producción masiva de materia orgánica fue la fotosíntesis, la cual apareció aproximadamente hace 2000 millones de años en tiempos precámbricos. Desde esa época a la era devónica la primera fuente de materia orgánica fue el fitoplancton marino. A partir del devónico, la mayor contribución a la materia orgánica fue por parte de plantas terrestres. Algunos animales grandes, como peces, contribuyeron muy poco en la generación de materia orgánica. En resumen, los principales contribuidores de material orgánico en los sedimentos fueron las bacterias, fitoplancton, zooplancton y plantas de mayor tamaño.

      

    El proceso completo de transformación, mediante el cual la materia orgánica se transforma en hidrocarburos, no se conoce, ya que no es posible reproducir en un laboratorio los millones de años que se requieren para transformar la materia orgánica en petróleo y gas natural.

     Los escudos continentales en áreas de aguas tranquilas, como lagos, cuencas profundas y pendientes continentales, poseen las condiciones favorables para la depositación de los sedimentos ricos en materia orgánica. Las tres etapas principales para la evolución de la materia orgánica son diagénesis, catagénesis y metagénesis. 

     La diagénesis toma lugar en sedimentos recientemente depositados donde se presenta la actividad microbial. Al finalizar la diagénesis, la materia orgánica consta principalmente de un residuo fosilizado e insoluble llamado kerógeno. La catagénesis resulta de un incremento en la temperatura durante el sepultamiento del material en las cuencas sedimentarias. La mayor parte de la generación de hidrocarburos se debe a la descomposición térmica del kerógeno. La metagénesis toma lugar a altas profundidades, donde tanto la presión como la temperatura son altas. En esta etapa, la materia orgánica está compuesta solamente de metano y carbono residual. Los constituyentes del kerógeno residual se convierten en carbono granítico.

Migración de los Hidrocarburos

     La mayoría de los hidrocarburos en el subsuelo se hallan en rocas porosas de grano grueso y permeables, con poco o nada de materia orgánica insoluble. Es improbable que el crudo hallado en estas rocas se pudieran originar allí puesto que no hay señales de materia orgánica sólida. Por lo tanto, la mayoría de los yacimientos de hidrocarburos son trampas para la migración de estos. La Migración Primaria es la liberación de compuestos hidrocarburos del kerógeno en las capas fuentes y su transporte dentro de los poros estrechos de la roca fuente de grano fino. Los hidrocarburos expelidos de la roca madre pasan hacia unidades de rocas mas porosas y más permeables. Este fenómeno se llama Migración Secundaria.

       Puesto que la mayoría de las rocas en el subsuelo se hallan saturadas con agua, el movimiento de hidrocarburos tiene que ser debido a flujo activo de agua, o flujo independiente de la fase acuosa, por desplazamiento o por difusión. Puesto que normalmente los hidrocarburos son menos densos que el agua, su acumulación toma lugar en la parte más alta de la trampa. La migración es detenida por rocas Superiores relativamente impermeables. Algunos hidrocarburos encontraron el camino libre hasta la superficie a través de grietas, resquebrajamiento que daban paso hasta la superficie y aparecieron en forma de menes de petróleo o emanaciones de gas. Otros quedaron atrapados en estructuras de rocas que por su forma y compactación les impedían el paso y estos son los depósitos naturales que se conocen en la industria como yacimientos.

     El petróleo y el gas natural no se consiguen en el subsuelo en forma de lagos, bolsas o ríos, sino, que estos están contenidos en los espacios porosos de ciertas y determinadas rocas. La existencia de estos estratos rocosos de hidrocarburos es escasa y determinar donde se encuentran es la tarea fundamental de profesionales de las geociencias.

     En conclusión a esta parte, para que se de una acumulación de petróleo o gas, hace falta las siguientes condiciones:

• Una Roca Madre, que es el material sedimentológico y orgánico depositado en donde se formaron los hidrocarburos.
• Una Roca Recipiente, es la roca porosa capaz de almacenar los hidrocarburos.
• La Migración, este es el movimiento de los hidrocarburos desde la roca madre a la roca recipiente, siendo vías de porosidad y permeabilidad que permitan su movimiento.
• La Sincronización Geológica, que es la existencia de una trampa   para el momento en que ocurre la migración.
• La existencia de un Sello, Este es todo material o combinación de materiales de la corteza terrestre que sea impermeable al paso de los fluidos.

Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos

Los yacimientos de hidrocarburos pueden clasificarse de acuerdo a los siguientes criterios:

1. Geológicamente.
2. Según sea el estado de los fluidos en el yacimiento o de acuerdo al Diagrama de Fase de los Fluidos.
3. Según el tipo de hidrocarburos.
4. De acuerdo al mecanismo de producción.

1.   Clasificación de los Yacimientos según el criterio Geológico:

     Geológicamente los yacimientos se clasifican en:

1.1   Yacimientos Estratigráficos: 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, es decir, se originaron debido a fenómenos de tipo litológico (perdida de permeabilidad), sedimentario (acuñamientos, lentejones y arrecifes) y paleogáficos (acuñamientos de erosión, paleocadenas). Se consideran dentro de esta categoría las trampas que no aparecen relacionadas con estructuras claramentes definidas. Dentro de estas se pueden destacar:

• Trampas Lenticulares: Son trampas que se forman en masas lenticulares más o menos extensas y complejas, de arenas o areniscas que pasan lateralmente a margas, arcillas u otras rocas impermeables, ver  la figura Nº3.

Figura Nº 3. Trampas Lenticulares.

• Trampas de Acumulación de Carbonatos: Estas son estructuras originadas por la deposición de sedimentos ricos en carbonatos provenientes de diversas fuentes y que formaron estructuras porosas capaces de almacenar hidrocarburos formando discordancias con las rocas sellos. Estas incluyen los siguientes tipos litológicos:

a) Calizas de Agregación o amontonamiento: Estas calizas se forman in situ e incluyen arrecifes biohermos bióstromos y las calizas pelágicas. Todas consisten en esqueletos calcáreos depositados por organismos marítimos. Los arrecifes se forman por organismos que viven en el fondo del mar (benthos) y se acumulan desde el fondo del mar hasta la superficie. Estos organismos son casi en su totalidad corales o algas calcáreas.

b) Calizas Clásticas: Estos sedimentos se forman por la precipitación de granos minerales resultantes de la erosión y meteorización de calizas originalmente depositadas en otro lugar. El material precipitado puede consistir parcial o totalmente en detritos fósiles, granos de carbonatos, oolitas, junto con granos de arenas y partículas similares de arcilla.

c) Calizas Químicas: Este tipo de sedimento se forma por la precipitación química directa de granos calcíticos de soluciones de carbonatos en mares pocos profundos. Depósitos tales como creta, caliche y travertino se producen, pero de todos estos sólo la creta ha probado ser de valor comercial como roca de acumulación.

d) Calizas Dolomíticas: Estas se forman por la sustitución de molecular del calcio por el magnecio en los carbonatos de la caliza original en los sedimentos

• Trampas lutíticas: Esta clase de yacimientos no es muy importante comercialmente, pero pueden encontrarse en todas las series de rocas sedimentarias. El desarrollo de porosidad efectiva en lititas ocurre solamente por medio de fracturamiento, lo que presupone la existencia de deformación orogénica.

• Trampas de rocas Evaporitas: Las rocas evaporitas son sal, anhidrita y yeso. Depósitos de considerable espesor de estas sales  se forman con frecuencia en cuencas  de sedimentación cuando tales cuencas no tienen un abastecimiento suficiente de clásticos. La roca de sal, lo mismo que la roca de yeso, rara vez constituyen rocas de acumulación. Sin embargo, las formaciones de anhidrita impura pueden llegar a convertirse en formaciones con buena porosidad como resultado de la lixiviación de anhidrita por el efecto de circulación de aguas, lo que produce drusas y canales. No obstante, los yacimientos de anhidrita son poco frecuentes.

     En la siguiente figura se muestran algunos ejemplos de trampas estratigráficas.

Figura Nº 4. Ejemplos de algunos tipos de Trampas Estratigráficas.

1.2  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 linea de falla. Este tipo de trampas depende de la efectividad  del sello y de la permeabilidad de las capas.

Figura Nº 5.  Trampa en una  Falla.

• Trampas en Anticlinales y Sinclinales: En estas, los estratos que originalmente se encuentran horizontales se pliegan en forma de arcos o domos,  ocacionando que los hidrocarburos migren desde abajo por medio de las capas permeables y porosas hacia el tope de la estructura.

Figura Nº 6.  Trampa Estructural tipo Dómica.

• 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.

Figura Nº 7.  Trampa debido a un Domo Salino.

1.3   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.

     En la Figura Nº 8 se puede observar una  estructura lenticular con un plano de falla que actúan como trampa para los hidrocarburos.

Figura Nº 8.  Trampa Combinada con una Estructura Lenticular y una Falla.

2.  Clasificación de los Yacimientos según el Diagrama de fases de los fluidos

     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.

     El término fase designa cualquier porción homogénea de un sistema separada de otra por una superficie física que pueda estar presente. Por ejemplo: el hielo, el agua líquida y el vapor de agua son tres fases. De hecho cada una es físicamente diferente y homogénea, y existen límites definidos entre el hielo y el agua, entre el hielo y el vapor de agua y entre el agua líquida y el agua como vapor. Por eso se puede decir que se trata de un sistema de tres fases : sólido, líquido y gas.

     No obstante, en ingeniería de yacimientos, el término fase se usa para designar un fluido que no se mezcla con los otros fluidos presentes en el yacimiento. Tal es el caso por ejemplo del petróleo y del agua, que siendo ambos líquidos se consideran como dos fases debido a su inmiscibilidad.

    Ahora bien, en un yacimiento, un fluido puede presentarse entres fases distintas: como líquido, como gas o como sólido, dependiendo de la composición de la mezcla de hidrocarburos, de la presión y temperatura inicial del yacimiento, y de la presión y temperatura que existen en las condiciones de producción en la superficie.

     Con el propósito de explicar como se comportan los fluidos en el yacimiento considere el siguiente experimento, presentado por Dake: Un cilindro que contiene uno de los miembros mas ligeros de la serie parafínica de los hidrocarburos, por ejemplo el etano, es sometido a continuos incrementos de presión a temperatura constante. A una única presión durante el experimento, conocida como Presión de Vapor (La Presión de Vapor o más comúnmente Presión de Saturación es la presión a la que a cada temperatura las fases líquidas y vapor se encuentran en equilibrio; su valor es independiente de las cantidades de líquido y vapor presentes mientras existan ambas fases. En la situación de equilibrio, las fases reciben la denominación de líquido saturado y vapor saturado), el etano, que a presiones bajas se encontraba en una fase gaseosa comenzará a formarse como líquido. si este experimento se repite varias veces pero a diferentes temperaturas se obtendrá lo que se llama Diagrama de Fases de Presión-Temperatura (Diagramas P-T).como el que se muestra en la Figura Nº 9 el cual permite conocer los diferentes cambios de fases que puede experimentar el etano con los cambios de presión y temperatura. 

Figura Nº 9. Diagramas de Fases:  a) Etano puro; b) Heptano Puro; c) 50% de Etano puro + 50% de Heptano puro.

En este diagrama se observa lo siguiente:

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. El Punto Crítico se puede definir como aquella condición de presión y temperatura en donde las propiedades intensivas de la fase líquida y gaseosa de un sistema son idénticas. Por encima de la linea de presión de vapor, el fluido es enteramente líquido, mientras que por debajo está la fase gaseosa.

2. Si el experimento anterior se repite para un componente más pesado  de la serie parafínica como el heptano, los resultados serán como el mostrado en la parte (b). 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. Para un sistema de dos componentes, por ejemplo una mezcla donde exista un 50% de etano y 50% de heptano, el diagrama de fase será similar al mostrado en la parte (c) de la Figura 9. En este caso, mientras existen regiones donde la mezcla de fluidos es enteramente gas o líquido, existe también una región bien definida región de dos fases o bifásica, donde los estados líquidos y gas coexisten. La forma de la envolvente que define las dos fases depende de la composición de la mezcla, estando más inclinada verticalmente si el etano es el componente predominante y más horizontalmente en el caso que lo fuera el heptano.

     Ahora bien, aunque los hidrocarburos naturales son mucho más complejos que el mostrado en la Figura Nº 9 , debido a que contienen más miembros de la serie parafínica y muchas veces con algunas impurezas, el diagrama de fase se construye en forma similar como puede verse en la Figura Nº10 (a) para un gas natural.

Figura Nº 10. Diagramas de fases para sistemas multicomponentes: a) Gas Natural;  b) Petróleo.

     Las lineas que definen la región de dos fases se denominan así: línea de puntos de burbujeo, la que separa el líquido de la región de dos fases, y línea de  puntos de rocío, la que separa el gas de la región de dos fases. Por consiguiente, al cruzar la línea de puntos de burbujeo desde el líquido hacia la región de dos fases, aparecerá la primera burbuja de gas; mientras que si se cruza la línea de puntos de rocío desde el gas, aparecerá la primera gota de líquido. Las líneas dentro de la región de dos fases representan las condiciones de presión y temperatura en donde existe el mismo porcentaje de la fase líquida o de gas a estas líneas se les llaman líneas de isocalidad.

     Los puntos interiores a la curva envolvente representan el sistema formado por dos fases, es decir, la región de líquido más vapor. La máxima temperatura a la cual las dos fases coexisten y no puede formarse líquido independientemente de la presión, se denomina Temperatura Cricondentérmica y se denota por Tcdt. En contra parte, La máxima presión a la cual las dos fases coexisten y no puede formarse líquido y gas juntos independientemente de la temperatura, se denomina Presión Cricondembárica (Pcdb). Si la presión y temperatura inicial del yacimiento son tales que coinciden con el punto A en la Figura Nº 10 (a), entonces, si el yacimiento se agota isotérmicamente, lo cual es lo que se asume generalmente, la presión declina desde A hasta el punto B, y la linea de puntos de rocío nunca se atravesará. Esto significa que sólo existirá en el yacimiento una fase gaseosa a cualquier presión. Al producir el gas hacia la superficie, tanto la presión como la temperatura disminuirán y el estado final sera algún punto X  dentro de la región de dos fases o bien pudiese quedar fuera de la región bifásica lo cuál dependerá de las condiciones de separación en superficie y de la forma del diagrama de fase.

     Si la presión y temperatura inicial del yacimiento son tales que el gas se encuentra en el punto C dela Figura Nº 10 (a), entonces durante el agotamiento isotérmico se comenzará a condensar líquido en el yacimiento cuando la presión cae por debajo del punto de rocío D.

     La saturación de líquido máxima que se forma en el yacimiento, cuando la presión esta entre los puntos D y E en la región bifásica, es generalmente pequeña y está con frecuencia por debajo de la saturación crítica, por lo cual deberá ser excedida para que el líquido llegue a ser móvil. De lo contrario, los hidrocarburos líquidos depositados en el yacimiento, denominados condensados líquidos retrógrados, no se recuperan y, puesto que los componentes más pesados tienden a condensarse primero, esto representa una pérdida en la parte más valiosa de la mezcla de los hidrocarburos.

     Si continúa el agotamiento de la presión por debajo del punto de condensación E, el condensado líquido se revaporizará. Sin embargo, esto no ocurre en el yacimiento, porque una vez que la presión cae por debajo del punto D, el peso molecular total de los hidrocarburos restantes en el yacimiento aumenta, puesto que algunas de las parafinas más pesadas se quedan rezagadas en el espacio poroso como condensado retrógrado. Por lo tanto, los compuestos de la fase envolvente para los fluidos del yacimiento tienden a moverse hacia abajo y a la derecha, lo que inhibe así la revaporización.

     En la parte (b) de la Figura Nº 10 se muestra un diagrama de fase típico para un petróleo. Según se observa, debido a que el petróleo contiene una alta proporción de los miembros más pesados de la serie parafínica de los hidrocarburos, la envolvente bifásica esta mas inclinada horizontalmente que la del gas. Si la presión y la temperatura inicial son tales que el petróleo en el yacimiento se encuentra en el punto A del diagrama, existirá solamente una fase en el yacimiento, a saber, petróleo líquido que contiene gas disuelto. La reducción de la presión isotérmicamente traerá eventualmente el crudo al punto de burbujeo B. Después de eso, la reducción adicional en la presión producirá un sistema bifásico en el yacimiento: el petróleo líquido con una cantidad de gas disuelto y un volumen de gas liberado. Desafortunadamente, cuando el petróleo líquido y el gas se someten al mismo diferencial de presión en el yacimiento, el gas por ser más móvil, viajará con mayor velocidad que el petróleo, lo que produce un cierto grado de caos en el yacimiento y complica grandemente la descripción del flujo del fluido.

    En base a lo anteriormente explicado los yacimientos de hidrocarburos se pueden clasificar de acuerdo al  diagrama de fase en los siguientes tipos:

• Yacimientos de Gas o de Una Sola Fase Gaseosa: si la temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica de la mezcla de hidrocarburos.

    Considérese, por ejemplo, un yacimiento con un fluido compuesto por una determinada mezcla de hidrocarburos y con una temperatura inicial de 300 ºF y presión inicial de 3700 lpca (punto A en la Figura Nº 11)  Como el punto A se encuentra fuera de la región de dos fases, a al derecha del punto cricondentérmico, se halla en estado gaseoso y solo existirá gas seco o gas húmedo en el yacimiento a cualquier presión. Los términos gas seco  o gas húmedo se utilizan para diferenciar entre dos típos de gases.

                

Figura Nº 11. Clasificación de los Yacimientos según el Diagrama de Presión-Temperatura

• Yacimientos de Punto de Rocío o de Condensado Retrógrado: si la temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura crítica y menor que la temperatura cricondentérmica.

     Considérese de nuevo el yacimiento con el mismo fluido, pero a una temperatura de 180 ºF y presión inicial de 3300 lpca. Este punto corresponde al punto B en la figura, a la derecha del punto crítico y a la izquierda de la punto cricondentérmico, donde el fluido se encuentra en estado gaseoso. Cuando la presión disminuye, debido a la producción, ocurre el proceso de condensación retrógrada que se desarrolla de la manera siguiente: el gas comienza a condensarse en el punto de rocío, B1 (2545 lpca) y si continúa la disminución en la presión, se produce una mayor condensación de líquido del fluido del yacimiento en forma de rocío. Debido a esto, la fase gaseosa disminuye su contenido líquido y el líquido condensado se adhiere al material sólido de la roca y permanecerá inmóvil. Por consiguiente, el gas producido en la superficie tendrá un contenido líquido menor aumentando la razón gas-petróleo de producción. Este proceso, denominado condensación retrógrada, continúa hasta llegar a un valor máximo de la relación líquido vapor en el punto B2 (2250 lpca).

     Es importante señalar que el término retrógrado se emplea porque generalmente durante una dilatación isotérmica ocurre vaporización en lugar de condensación. En realidad, cuando se alcanza el punto de rocío, debido a que la composición del fluido producido varía, la composición del fluido remanente en el yacimiento también cambia y la curva envolvente comienza a desviarse.

• Yacimientos de Punto de Burbujeo, Subsaturados o de gas Disuelto: Si la temperatura del yacimiento es menor que la temperatura crítica de la mezcla de hidrocarburos.

     Cuando el fluido se encuentra inicialmente en el punto C (3000 lpca y 75 ºF), a la izquierda de la temperatura crítica y encima de la curva del punto de burbujeo. A medida que la producción tiene lugar, la presión en el yacimiento disminuye hasta que se comienza a formar vapor en el punto de burbujeo, C1 (2250 lpca), originándose entonces 2 fases: vapor y líquido. Por debajo del punto de burbujeo aparecen burbujas o una fase de gas libre. Si continúa la disminución de la presión, continúa también la vaporización del líquido, con lo cual aumenta la cantidad de vapor y disminuye la de líquido.

• Yacimientos con Capa de Gas o Yacimientos Saturados: si la mezcla de hidrocarburos se encuentra dentro de la envolvente en la región de dos fases.

     Si la mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente a 2500 lpca y 150 ºF, punto D dentro de la envolvente de los puntos de rocío y de burbujeo, se trata de un yacimiento de dos fases que contiene una zona de líquido o de petróleo con una capa de gas en la parte superior. Cuando la presión disminuye, por efecto de la producción, la razón gas líquido aumenta.

3. Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos según el tipo de Hidrocarburos

    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. Por esta razón, en la industria petrolera la Razón Gas-Petróleo (RGP) junto con la gravedad del petróleo en condiciones de tanque, constituyen las propiedades más importantes de los yacimientos de hidrocarburos para clasificar los yacimientos  de petróleo y de gas. Los yacimientos de petróleo contienen de cero a unos pocos de miles de pies cúbicos de gas disuelto por barril de crudo. Los de gas pueden contener desde 5000 hasta más de 100000 pies cúbicos por cada Barril de petróleo vaporizado en el yacimiento.


2.1 Yacimientos de Petróleo

   Una mezcla de hidrocarburos que se encuentra en estado líquido, en condiciones de yacimiento, comúnmente se conoce como petróleo crudo. Este a su vez, se subclasifica en dos tipos según el líquido producido en la superficie: Petróleo Crudo de Baja Merma o Petróleo Negro y Petróleo Volátil o de Alta Merma, también llamados Cuasicríticos.

• Petróleo Crudo de Baja Merma o Petróleo Negro

 Un petróleo crudo de baja merma o petróleo negro generalmente produce en la superficie una razón gas-petróleo de 2000 PCN/BN o menos. La palabra "negro" no es quizas la más apropiada, ya que el petróleo producido no siempre es negro, sino que varía en la gama de negro, gris y parduzco. en general de colores oscuros, con una gravedad menor de 45 ºAPI. El factor volumétrico del petróleo inicial en la formación es de 2  BY/BN o menor. La composición determinada en el laboratorio muestra la presencia de componentes mayores que el heptano en un 30%, lo cual indica la gran cantidad de hidrocarburos pesados en este tipo de petróleos. El diagrama de fase de un petróleo negro se presenta en la Figura Nº 12, en la cual se observa lo siguiente:

- La temperatura crítica del crudo es mayor que la temperatura del yacimiento.

- La línea vertical AC es la reducción isotérmica de la presión del yacimiento a medida que el petróleo es producido.

- En el punto A el petróleo no está saturado con gas, es decir, el fluido en el yacimiento se encuentra en estado líquido. Los yacimientos en esta región (cuando la presión del yacimiento es mayor que la presión de burbujeo del crudo) se denominan Yacimientos Subsaturados o No Saturados.

- La región de dos fases cubre un amplio intervalo de presión y temperatura.

- Debido a la baja compresibilidad de los líquidos del yacimiento, la presión disminuye rápidamente con la producción, alcanzándose el punto de burbujeo A' en el cual el petróleo está saturado con gas, es decir, aparece la primera burbuja de gas y contiene gas disuelto. Si las condiciones iniciales de presión y temperatura corresponden al punto de burbuja, el yacimiento se llama Yacimiento Saturado. La palabra saturado se usa para indicar que el petróleo contiene tan alta cantidad de gas disuelto como el pueda contener y una reducción en la presión originará la formación de una fase gaseosa.

- A medida  que continua la reducción de la presión ( hacia el punto B) se forma la fase de gas y, entonces, coexisten en el yacimiento las dos fases : líquida y gas.

 Figura Nº 12. Diagrama de fase típico de un Petróleo Negro o de Baja Merma.

• Petróleo Crudo de Alta Merma o Volátil

    Los petróleos volátiles o Cuasicríticos son fluidos muy livianos que se presentan en estado líquido en el yacimiento, puesto que la temperatura de éste es muy cercana a la temperatura crítica del fluido. estos petróleo exhiben un alto grado de merma, que por lo general alcanza un 40% del espacio poroso disponible para hidrocarburos para una reducción pe presión de sólo 10 lpc. Este fenómeno se comprende fácilmente a partir del diagrama de fases que se muestra en la Figura Nº 13. Se observa que las líneas de calidad cercanas al punto crítico y a la temperatura de yacimiento se encuentran muy juntas y casi paralelas a los puntos de burbujas.

La línea AA' representa la reducción isotérmica  de la presión hasta el punto de burbujeo. Cualquier disminución de la presión por debajo de ese punto cortará rápidamente la línea de calidad de 75% indicando el alto grado de merma de estos crudos 

   Los petróleos volátiles o de alta merma contienen menos moléculas pesadas que los de baja merma, y son crudos de colores verdosos hasta anaranjados oscuros, con gravedad API de 45º o mayores, y razones gas-petróleo entre 2000-8000 PCN/BN

Figura Nº 13. Diagrama de fase típico de un Petróleo Volátil  o de Alta Merma.

2.2 Yacimientos de Gas

    Una mezcla de hidrocarburos que se encuentra en estado gaseoso en el yacimiento se clasifica en Gas Condensado o Retrógrado, Gas Húmedo y Gas Seco, dependiendo de sus diagramas de fases y condiciones del yacimiento.

• Gas condensado o Retrógrado

    Los yacimientos de gas condensado producen líquidos de color claro o sin color en la superficie, con gravedades API por encima de los 50º y RGP de 8000 a 70000 PCN/BN. El gas condensado contiene más componentes pesados que el  gas húmedo y usualmente se encuentra a profundidades mayores de 5000 pies. Un diagrama de fases típico de gas condensado se presenta en la Figura Nº 14, en la cual las condiciones del yacimiento se indican con la línea AE.

   A medida que el petróleo se remueve desde el yacimiento, la presión y la temperatura del fluido decrecen gradualmente hasta alcanzar las condiciones del separador en la superficie, lo cual se representa siguiendo la línea A'-Separador. Si estas condiciones son bastante cercanas a la curva de burbujeo aproximadamente el 85% de petróleo producido permanece como líquido en condiciones de superficie. El remanente de los hidrocarburos es producido como gas.

Figura Nº 14. Diagrama de fase típico de un Gas Condensado o Retrógrado.

    Si las condiciones originales de presión y temperatura del yacimiento se encuentran dentro de la envolvente (punto D, por ejemplo), como se muestra en la Figura  Nº 15, se habla de un yacimiento con capa de gas. En éstos, originalmente existe líquido (petróleo) en equilibrio con una capa primaria de gas en la parte superior o alta de la estructura geológica del yacimiento. El gas se encuentra en el punto de rocío y el petróleo en el punto de burbujeo.

Figura Nº 15. Diagrama de fase típico de un yacimiento con una zona de petróleo y una capa de gas. 

   En esta figura se observa lo siguiente: la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura cricondentérmica del sistema, y la presión inicialmente está por encima de la presión de rocío correspondiente a la temperatura del yacimiento. El gas denso en un yacimiento de condensado contiene líquido disuelto en cantidades que dependen de las condiciones de deposición y de la presión y temperatura del yacimiento.

    Cuando este se encuentra en el punto A, solo existe una fase gaseosa. A medida que la presión del yacimiento declina durante el proceso de explotación, Ocurre la condensación retrógrada. Cuando alcanza el punto B en la Curva de Puntos de Rocío, comienza a formarse líquido y su cantidad se incrementará a medida que la presión del yacimiento disminuye del punto B a D. Los componentes más pesados son los que comienzan a condensarse cuando la presión declina isotérmicamente a lo largo de la línea B-D. El líquido condensado moja la formación y no puede extraerse con el gas producido. En consecuencia, es recomendable mantener las condiciones iniciales de presión de un yacimiento de gas condensado para que las fracciones de líquido permanezcan como gas hasta que ellas alcancen la superficie. Cuando se produce la transición a las condiciones del separador en la superficie se producirá entonces más hidrocarburos líquidos

    Debido a una posterior reducción de la presión, el líquido retrógrado se puede revaporizar. Esta mezcla contendrá más hidrocarburos livianos y menos hidrocarburos pesados en comparación con el petróleo volátil. A medida que el yacimiento continúa en producción, la relación gas-petróleo (RGP) tiende a aumentar por la pérdida de algunos componentes pesados del líquido formado en el yacimiento.

• Gas Húmedo

   Un gas húmedo normalmente contiene componentes de hidrocarburos mas pesados que los gases secos. En la Figura Nº 16 se muestra un diagrama de fase típico donde se observa lo siguiente: la región de las dos fases (área interior a la curva envolvente) es algo más extensa que la correspondiente al gas seco y el punto crítico se encuentra a una temperatura mucho mayor.

    La temperatura del yacimiento (en condiciones iniciales , el punto A) excede al punto cricondentérmico, de modo que en este caso, durante la explotación (reducción de presión siguiendo la línea isotérmica AB), el fluido en el yacimiento siempre permanecerá en estado de gas como una sola fase.

   Las condiciones de presión y temperatura en la superficie (separador) se encuentra en la región de las dos fases, de modo que una fase líquida se formará o condensará a medida que el fluido es transportado hasta el separador, siguiendo el comportamiento señalado con la línea A- Separador.

    La palabra húmedo en la expresión gas húmedo no significa que el gas es mojado por agua, sino que el gas contiene algunas moléculas de hidrocarburos más pesados que, en condiciones de superficie, forman una fase líquida. Entre los productos líquidos producidos en esta separación se tienen el butano y el propano.

    Los gases húmedos se caracterizan por RGP en la superficie entre 60000-100000 PCN/BN, asociados con petróleos usualmente con gravedad mayor a 60 º API.

Figura Nº 16. Diagrama de fase típico de un Gas Húmedo.

    

• Gas Seco

    Cuando se produce con una relación gas-petróleo mucho mayor que 100000 PCN/BN, al fluido se le denomina, comúnmente, gas seco o gas natural. Este consiste, fundamentalmente de metano con poca cantidad de etano y posiblemente, muy pequeños porcentajes de otros componentes de hidrocarburos más pesados. También puede contener vapor de agua, que se condensará cuando las condiciones lo determinen. Un diagrama de fase típico de gas seco se presenta en la Figura Nº 17.

    En esta figura se observa:

- Tanto en condiciones de yacimiento durante la etapa de explotación (línea isotérmica AB) como en condiciones de superficie, en el separador el sistema se encuentra en estado gaseoso, fuera de la línea envolvente.

-  La temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica  al igual que la temperatura de superficie en el separador, por lo que no se condensarán hidrocarburos líquidos en este sistema, ni en el yacimiento ni en la superficie.

Figura Nº 16. Diagrama de fase típico de un Gas Seco.

En la siguiente Tabla se resumen algunas características importantes de los tipos de fluidos del yacimiento que sirven para identificarlos:

Tabla Nº 1. Características que identifican el tipo de Fluido del Yacimiento.

    
La Figura Nº 17  muestra como es el comportamiento de la Relación gas petróleo  y la Gravedad API  con respecto al tiempo de producción para cada uno de estos fluidos del yacimiento.

Figura Nº 17. Comportamiento de la Relación Gas Petróleo y la Gravedad API a través del tiempo de producción del yacimiento. 

4.  Clasificación de los Yacimientos según  los Mecanismos Naturales de Producción

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. 

Los Mecanismos de Producción se pueden definir como los procesos a través del cual la energía acumulada en los diferentes entes que conforma el yacimiento es liberada, dando lugar al desplazamiento de los fluidos a través del sistema poroso de las rocas del yacimiento hasta los pozos productores.

El proceso de entender el comportamiento de un yacimiento requiere la identificación de los mecanismos que impulsan los fluidos hacia los pozos perforados en el yacimiento.

La existencia de estos mecanismos se debe al proceso de formación de la roca y de acumulación de los hidrocarburos y a las condiciones de presión y temperatura existentes en el yacimiento.

Normalmente existe más de un mecanismo responsable de la producción de los fluidos del yacimiento, pero sólo uno será dominante en un intervalo de tiempo de tiempo. Durante la vida productiva del yacimiento, varios mecanismos pueden alcanzar la condición de dominante.

La condición más fundamental para que se efectúe el flujo de los fluidos desde las rocas del yacimiento hacia los pozos, es que se establezca un gradiente de presión desde el yacimiento hasta el fondo de los pozos y desde estos hasta la superficie. Adicionalmente la roca debe tener la permeabilidad necesaria para permitir que los fluidos que esta contienen se puedan mover a través del sistema poroso de las rocas. Es importante acotar, que a medida que la saturación de petróleo se reduce en el yacimiento, la permeabilidad efectiva de la roca para este fluido también se reduce y la movilidad del gas o el agua aumentan de tal manera que existe menos flujo de petróleo en el yacimiento a medida que este disminuye su saturación en la roca y generando que las tasas de producción de crudo disminuya con el tiempo y las tasa de producción de gas y agua aumenten.

4.1 Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje Hidráulico

Un yacimiento con el Mecanismo de Empuje Hidráulico llamado también  Empuje Hidrostático, tiene una conexión hidráulica entre él y una roca porosa saturada con agua, denominada Acuífero, que puede estar por debajo del yacimiento o de parte de él.

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 (CAP). Esta expansión del agua producirá un desplazamiento de los hidrocarburos hacia los pozos de producción. Este efecto se mantiene hasta que la capacidad expansiva del acuífero se agote. La energía del yacimiento también aumenta por la compresibilidad de la roca del acuífero, ver la Figura Nº 18.

Figura Nº 18.  Yacimiento con Empuje Hidráulico: a) Condiciones Iniciales;  b) En Producción



Cuando el acuífero es muy grande y contiene suficiente energía, todo el yacimiento pudiese ser invadido por esa agua manejando apropiadamente las tasa de extracción. En algunos yacimientos de empuje hidrostático se pueden obtener eficiencias de recobro entre 30% y 80% del petróleo original in situ (POES). La geología del yacimiento, la heterogéneidad y la posición estructural son variables importantes que afectan la eficiencia de recobro.

 La extensión del acuífero y su capacidad energética no se conoce hasta que se tienen datos de la producción primaria, a menos que se cuente con una extensa información geológica proveniente de perforaciones o de otras fuentes. La identificación de un contacto agua-petróleo (CAP) a través  de los registros de pozos establece la existencia de este mecanismo.

La importancia de este mecanismo sobre el comportamiento del yacimiento está en función del volumen del acuífero y su conductividad (k.h). Se puede obtener una medida de la capacidad del empuje con agua a partir de la presión del yacimiento a determinada tasa de extracción de los fluidos. Si, manteniendo la presión del yacimiento, el acuífero no puede suministrar suficiente energía para alcanzar las tasas deseadas de extracción se puede implementar un programa de inyección de agua en el borde de este para suplementar la energía natural. Este programa se denomina mantenimiento de presión con inyección de agua.

 Las características mas importantes que identifican al mecanismo de empuje hidráulico son:

• La declinación de las presión del yacimiento es relativamente suave pudiendo, para el caso de acuíferos de gran volumen, permanecer nula.

•  La relación gas-petróleo es relativamente baja y cercana al valor de la razón gas disuelto-petróleo correspondiente a la presión inicial del yacimiento.

• La producción de agua aparece relativamente temprano, principalmente en los pozos cercanos al contacto agua-petróleo.

• El factor de recobro para este tipo de empuje se estima entre un 30%  y un 80%

4.2 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, ver la Figura Nº 19.

Figura Nº 19.  Yacimiento con Empuje por Gas en Solución: a) Condiciones Iniciales;

 b) En Producción.

El gas que está en solución se comienza a liberar del crudo una vez que la presión declina por debajo de la presión de burbujeo; el gas se libera en forma de burbujas inmersas dentro de la zona de petróleo, permaneciendo estáticas y expandiéndose ocupando parte del espacio poroso que es desalojado por el petróleo producido e impulsando al crudo  mientras ocurre la expansión. Luego que el gas interno liberado en la zona de petróleo alcanza la saturación crítica, este se comienza a desplazarse hacia los pozos productores generando entonces un arrastre sobre el crudo contribuyendo así a que el crudo sea impulsado hacia  dichos pozos.

Este mecanismo de producción es el más corriente y generalmente contribuye a la producción de la gran mayoría de los yacimientos.

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. En general, los recobros que se logran son bajos, en el orden de un 10% a un 30% del POES, debido a que el gas en el yacimiento es más móvil que la fase de petróleo. A medida que la presión declina, el gas fluye a una tasa más rápida que la del petróleo, provocando un rápido agotamiento de la energía del yacimiento. lo cual se nota por el incremento de las relaciones gas-petróleo (RGP) del campo. Los yacimientos con empujes por gas en solución son, usualmente, buenos candidatos para la inyección de agua.  

 Las características mas importantes que identifican al mecanismo de empuje por gas en solución son:

• La presión del yacimiento declina de forma continua.

• La relación gas-petróleo es al principio menor que la razón gas disuelto-petróleo a la presión de burbujeo, luego, se incrementa hasta un máximo para después declinar.

• El factor de recobro característico de yacimientos bajo este mecanismo está  entre 10%  y 30%

4.3 Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Capa de Gas

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.

Cuando un yacimiento tiene una capa de gas, como se muestra en la Figura Nº 20, debe existir una cantidad de energía almacenada en forma de gas comprimido, la cual se libera al expandirse mientras se extraen los fluidos del yacimiento, de modo que el petróleo es desplazado externamente a través del contacto gas-petróleo (CGP).

Figura Nº 20.  Yacimiento con Empuje por Capa de Gas : a) Condiciones Iniciales;

 b) En Producción.

La expansión de la capa de gas está limitada por el nivel deseado de la presión del yacimiento y por la producción de gas después que los conos de gas llegan a los pozos productores.

El tamaño o proporción del volumen de la capa de gas en relación con el volumen de la zona de petróleo, a condiciones de yacimientos, será un indicador de la importancia de este mecanismo

Los yacimientos con capas de gas muy grandes no se consideran buenos candidatos para la inyección de agua; en su lugar, se utiliza inyección de gas para mantener la presión  dentro de la capa. Cuando en tales yacimientos existe una zona de agua en el fondo, se puede aplicar un programa combinado de inyección de agua y gas tal como se muestra en la Figura Nº 21. Se deben tomar precauciones con estos programas combinados de inyección, ya que existe el riesgo de que el petróleo sea desplazado hacia la región de la capa de gas y quede entrampado al final de la invasión.

Figura Nº 21.  Yacimiento con Empuje Combinados por Inyección de Agua y Gas: a) Condiciones Iniciales;  b) En Producción.

Las características mas importantes que identifican al mecanismo de empuje por capa de gas son:

• La presión del yacimiento disminuye lentamente y en forma continua

• La relación gas-petróleo depende de de la ubicación de los pozos en el yacimiento.

       En los pozos ubicados en la parte alta de la estructura, este parámetro ira aumentando en forma continua.

          En los pozos ubicados en la parte baja, la relación gas-petróleo estará a nivel de la razón gas disuelto-petróleo correspondiente a la presión actual del yacimiento.

• El factor de recobro se estima entre un 20% al 40% del POES.

4.4 Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Expansión de los Fluidos

Dadas las condiciones de presión y temperatura existentes en los yacimientos, 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, pero es más importante en yacimientos donde la presión es mayor que la presión de burbujeo (yacimientos subsaturados) en donde todos los componente de los hidrocarburos se encuentran en fase líquida, así también, es el mecanismo principal a través del cual producen los yacimientos de gas.

La expansión de los fluidos en el medio poroso ocurre debido a la reducción de la presión interna en los poros por efecto de la producción a través de los pozos ; esta expansión permite que el espacio poroso desalojado por los fluidos producidos sean ocupados por los fluidos remanentes que van quedando en el yacimiento, de tal manera que los poros de la roca siempre permanecen llenos de fluidos. La expansión a su vez hace que el fluido se desplace, buscando salir de los poros de la roca hacia las áreas de drenaje de los pozos.

Las características mas importantes que identifican al mecanismo de empuje por Expansión de los Fluidos son:

• La presión del yacimiento declina rápidamente durante el tiempo en que este mecanismo sea el dominante.

• La relación gas-petróleo de los pozos del yacimiento es similar a la razón gas disuelto-petróleo (Rsi),

• El factor de recobro está estimado en el orden del 5%  del POES,  para el caso de yacimientos de petróleo.

4.5 Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Expansión de los Fluidos

La roca tanto como los fluidos, forma parte del sistema productor. debe distinguirse entre la compresibilidad bruta de la roca y la compresibilidad del medio poroso interconectado, siendo la última la más importante debido a que en la producción de hidrocarburos la reducción  del volumen ocurre a nivel del sistema poroso que es en donde ocurren los cambios de presión.

 La compresibilidad de la roca causa cambios en el volumen poroso interconectado que se refleja en forma total, es decir: Si se tiene un cambio en la presión y se separa conceptualmente el cambio en la roca del cambio en los fluidos se tiene la reducción en el espacio poroso. La reducción en el espacio poroso se debe a la compactación de la roca a medida que la presión interna en los poros se reduce por efecto de la extracción de fluidos y al efecto del peso de las rocas suprayacentes sobre el yacimiento las cuales tienden a cerrar los poros y por ende existe menos espacio disponible para almacenar la misma cantidad de fluidos. Esto genera que parte del fluido en los poros sea desalojado y desplazado hacia las áreas de drenajes en los pozos productores del yacimiento, ver la Figura Nº 22.

                          Figura Nº 22.  Yacimiento con Empuje por Compactación de las Rocas

Una reducción en el volumen poroso posiblemente cause subsidencia en la superficie.

La recuperación de petróleo mediante el empuje por compactación es significante solo si la compresibilidad de la formación es alta. Muchos yacimientos que tienen un significante empuje por compactación son someros y pobremente consolidados. Aunque el empuje por compactación incrementará la recuperación de petróleo, la compactación de la formación puede causar problemas tales como colapso al casing y reducir la productividad de los pozos debido a la reducción de la permeabilidad.

En la mayoría de las cuencas sedimentarias, el gradiente de sobrecargaes aproximadamente de 1 Lpc por pies de profundidad. Parte de este peso es soportado por los granos de las rocas y el resto es soportado por los fluidos dentro del espacio poroso.

La porción de la sobrecarga sostenida por los granos de las rocas es denominada presión de la matriz  o del grano. En regiones con presiones normales, el gradiente de presión del fluido se encuentra  entre 0.433 Lpc a 0.465 Lpc por pies de profundidad. Por lo tanto la presión del grano incrementará normalmente con la profundidad a una tasa de aproximadamente 0.54 Lpc a 0.56 Lpc por pies 


4.6 Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Gravedad

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.

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 si existe una buena permeabilidad vertical y los fluidos son de baja viscosidad y de diferentes densidades, ver la Figura Nº 23.

                                     
                                     Figura Nº 23.  Yacimiento con Empuje por Gravedad


 La gravedad usualmente trabaja en conjunto con otros mecanismos de empuje para incrementar su eficiencia, así, por ejemplo, un yacimiento delgado y horizontal con un fuerte empuje de agua de fondo puede tener baja recuperación debido a que el agua tiende a conificar los pozos prematuramente, sobrepasando al petróleo; pero si el mismo yacimiento se encuentra inclinado estructural o estratigráficamente, el recobro aumenta debido a que la segregación gravitacional drena el petróleo hacia abajo, existiendo también la acción de empuje del agua del acuífero hacia arriba. Además, la gravedad estabiliza el frente de agua-petróleo durante la producción, disminuyendo así la cantidad de petróleo residual. Lo mismo sucede con las unidades grandes de capa de gas. Como la presión y la gravedad expulsan naturalmente el petróleo hacia los pozos, la capa de gas empuja el petróleo hacia la parte baja, estabilizando el límite entre lo que drena por gravedad y el contacto gas-petróleo.

Es conveniente mencionar que el ingeniero de yacimientos debe aprovechar las características gravitacionales para tratar de poner a producir los pozos que se encuentran buzamiento abajo.


Las características de producción que indican la ocurrencia de drenaje gravitacional o segregación son los siguientes:

• Variaciones de la relación gas-petróleo con la estructura.

• Aparentemente mejora el comportamiento de la permeabilidad relativas gas/petróleo.

• Aparente tendencia al mantenimiento de la presión.

• Las eficiencias de recuperación están en el rango de 40% a 80% del POES.

4.7 Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Gravedad

En la mayoría de los yacimientos se presenta más de un tipo de empuje durante su vida productiva, bien sea en forma alternada o simultánea. En ambos casos, se dice que el 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. En caso de yacimientos de gran espesor y/o de buzamiento pronunciado, el efecto de la gravedad puede hacer que el gas que sale de la solución con el petróleo fluya hacia la parte más alta de la estructura, en contracorriente con el petróleo, originando así una capa de gas secundaria o engrandeciendo la original. Esto dará un empuje adicional no existente en la capa de gas secundaria o aumentará la efectividad de la capa de gas original. Por otro lado, un fuerte empuje con agua abrumará  completamente un empuje por gas en solución al mantener la presión por encima del punto de burbujeo.

La Figura Nº 24, Presenta curvas típicas de presión versus recobro para diferentes tipos de empujes. De acuerdo con el comportamiento de estos mecanismos se puede resumir que el empuje por gas en solución se caracteriza por una rápida declinación de la presión y una eficiencia de recuperación baja. En el caso de empuje por capa de gas, la presión se mantiene más alto que en el caso del empuje por gas en solución y por tanto la eficiencia de recuperación se mejora. El grado de mejoramiento depende del tamaño de la capa de gas en relación con el tamaño de la zona de petróleo y el procedimiento de producción utilizado. El empuje hidráulico es el más eficiente en mantener la presión del yacimiento y normalmente da la mayor eficiencia de recuperación en yacimientos de petróleo. Sin embargo, un yacimiento con empuje por capa de gas, producido de tal forma que se obtenga la mayor contribución de las fuerzas gravitacionales, puede dar una mayor recuperación que un empuje hidráulico.

        Figura Nº 24.  Comportamiento de la presión en función del porcentaje de recobro con los                                                     distintos mecanismos naturales de producción.

En la siguiente Tabla se muestra un resumen de las características más importantes de los mecanismos naturales de producción.

Tabla Nº 2. Características que identifican el tipo de Mecanismo Natural  de Empuje
en el yacimiento