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Caracterización Geoquímica Correlación de Fluidos de Reservorios
CARACTERIZACIÓN Y CORRELACIÓN DE FLUIDOS DE
RESERVORIO
DE DIFERENTES NIVELES PRODUCTIVOS
FUNDAMENTOS Y ANTECEDENTES
La diferencia más evidente entre un estudio exploratorio y el análisis de reservorios es
la escala de muestreo. En los estudios regionales se seleccionan muestras de
petróleos y/o rocas que se consideran representativos de los diferentes sistemas
petroleros, logrando determinar las tendencias de madurez y las relaciones genéticas
entre petróleos y rocas madres. En los estudios geoquímicos aplicados a la
caracterización de reservorios se realiza un muestreo detallado por capas productoras
en un yacimiento o en porciones del mismo.
Una de las observaciones más sorprendentes de la geoquímica de reservorios es que
todos los fluidos (agua y petróleo) son composicionalmente heterogéneos tanto en
sentido vertical como lateral. A través del reconocimiento e interpretación de estas
heterogeneidades es posible entender los mecanismos de su migración y
entrampamiento y los procesos de alteración sufridos durante la historia geológica.
Esta información constituye un modelo del movimiento de fluidos que se puede
contrastar y complementar con el modelo geológico. Este conocimiento resulta de
utilidad cuando se plantean las estrategias de producción y desarrollo de un
yacimiento.
Los análisis geoquímicos permiten reconocer pequeñas diferencias composicionales
por lo que son herramientas analíticas muy útiles para diferenciar las familias de
petróleos determinadas por diferentes condiciones migratorias y de entrampamiento.
Además, dada la necesidad de cantidades muy pequeñas de muestra para realizar
una caracterización geoquímica, éstas pueden realizarse aún en pobres
recuperaciones de petróleo con un alto corte de agua o en los fluidos extraídos de
muestras de roca.
Entre otras aplicaciones, las diferencias composicionales determinan variaciones en
las propiedades físicas de los petróleos, especialmente de la viscosidad.
A modo de ejemplo de la tarea de integración que puede realizarse con la información
obtenida, se presentan los fingerprints cromatográficos de cinco petróleos y siete
extractos obtenidos en un pozo ordenados conforme a sus profundidades.
1
En términos generales se observa:
Fig. 1
PETRÓLEOS
EXTRACTOS
PZ-990
1. Heterogeneidad
fluidos
vertical
de
1489,0-92,0 mbbp
1.1.
1676,0-78,0 mbbp
1676,5 mbbp
Petróleos con diferentes
grados de evaporación,
paleobiodegradación, etc.
2. Niveles con buena correlación
entre petróleos y extractos
3. Niveles no contactados por
petróleo.
1778,5 mbbp
Durante las tareas de integración se
cuantificará cada uno de estas
características
en
cada
pozo
individual y en el conjunto.
1888,5 mbbp
1887,0-99,0 mbbp
1897,5 mbbp
Para llegar a este resultado se
obtendrá una serie de parámetros
geoquímicas calculados en base a la
información cromatográfica de alta
resolución.
1967,5 mbbp
2008,10 mbbp
2008,0-12,5 mbbp
2082,0-86,0 mbbp
2117,0 mbbp
2118,2 mbbp
2
La comparación de las características geoquímicas con las propiedades físicas
determinadas en petróleos permite establecer una correlación destinada a la
predicción de las propiedades físicas a partir de la composición.
El análisis estadístico de los parámetros geoquímicos y de las propiedades globales
(viscosidad, densidad, etc) permite diferenciar petróleos con diferentes tipos de
alteración:
• Petróleos sin alteraciones presentan baja viscosidad y bajos contenidos de
asfaltenos.
• El grupo de Mezclas sin alteraciones incluye los petróleos que presentan
distribuciones cromatográficas contradictorias con las propiedades físicas, ya
que las primeras sugieren fluidos sin alteraciones cuando en realidad se trata
de petróleos pesados y muy viscosos. Las propiedades medias se explican
cuando se tienen en cuenta las fracciones pesadas y polares como C20+,
Resinas y Asfaltenos. Estas fracciones no son volátiles por lo que no se
pueden determinar por cromatografía gaseosa capilar. Ante estos resultados
se hace evidente que el fingerprint cromatográfico no es suficiente para la
caracterización completa de estos petróleos.
• Las muestras caracterizadas como Mezclas con alteraciones son aquellas muy
diferentes entre sí debido a que la cromatografía gaseosa muestra
distribuciones muy alteradas por biodegradación, evaporación y remigración.
Los procesos de alteración que determinan diferencias composicionales en los
petróleos son fundamentalmente evaporación, biodegradación y mezcla de petróleos.
Se reconoce la evaporación debido a que se pierden los componentes livianos en
función de los puntos de ebullición y sin discriminar según su estructura química. Esta
pérdida se debe a la caída de la presión del reservorio generada por la ineficiencia de
los sellos. El rango de hidrocarburos afectado depende de la diferencia de presión
determinada en el reservorio.
En la biodegradación las n-parafinas son transformadas en compuestos polares (no se
pierden, sino que cambian de la categoría de Saturados a la de los polares) y se
conservan los compuestos cíclicos y ramificados en todo el rango cromatográfico. Las
bacterias degradan primero las moléculas más livianas y a medida que éstas se
agotan pasan a degradar compuestos más pesados. Una vez que se han removido las
n-parafinas se degradan los alquilciclohexanos y los isoprenoides, le siguen los
diferentes biomarcadores.
3
2008,012,5
mbbp
Evaporación
2082,086,0
mbbp
TCD1 B, A of C:\AACERD~1\PLM837~1\290304~1\1529SB.AIA\SIGNAL01.CDF (AIA imported)
counts
1000
1529 m
800
600
400
200
FID1 A, (C:\ILL\REPSOL\LOSPER~1\LP_2102\PETR_TOT\MU12.D)
counts
0
Biodegradación
70000
0
10
20
30
40
50
60
min
60000
50000
40000
30000
FID1 A, (C:\ILL\REPSOL\LOSPER~1\LP_2102\PETR_TOT\MU9.D)
counts
20000
22500
20000
10000
17500
0
0
10
20
30
40
15000
50
60
min
12500
10000
FID1 A, (C:\ILL\REPSOL\GOLFO\RESTIN~1\PETRÓLEO\PTOT\RA201_04.D)
7500
counts
5000
873- 875
30000
2500
25000
TCD1 B, A of C:\EXCEL_JU\SECTOR~1\COMPANIA\PANAME~1\1746\SIGNAL~1.CDF (AIA imported)
0
10
20
30
40
50
60
70
min
counts
Mezcla
250
200
20000
15000
10000
150
5000
100
0
10
20
30
40
50
60
50
0
10
20
30
40
50
60
70
min
La degradación bacteriana de los biomarcadores de tipo hopano determina su
transformación específica en desmetilhopanos, determinados por cromatografía
gaseosa y espectrometría de masas. Por lo tanto se utilizan como indicadores de
biodegradación muy severa. En algunos petróleos se reconocen estos biomarcadores
propios de un avanzado grado de biodegradación y n-parafinas características de
petróleos sin alteración. Esta inconsistencia sólo puede explicarse mediante la mezcla
de petróleos a través de un complejo mecanismo de llenado de trampas alternando
con diferentes procesos de alteración.
4
70
min
METODOLOGÍA
El estudio geoquímico propuesto se basa en los siguientes análisis realizados en
muestras de petróleos de ensayo, en muestras de producción conjunta y en extractos
de roca (coronas, cuttings y/o testigos rotados o de impacto):
Petróleos:
1. Separación de agua libre
1.1.
Reposo de los bidones, por un período de no menos de 6 hs para permitir
la decantación natural de agua libre. Si el petróleo es muy viscoso, en esta
etapa se deja el bidón (cerrado) en un baño de agua a 50 °C.
1.2.
Eliminación del agua libre, por succión y recolección en un recipiente
cerrado. Ésta es la muestra de agua a analizar.
2. Análisis de Petróleo
2.1.
Agitación/homogenización del remanente de petróleo y obtención de las
alícuotas para análisis.
2.2.
Determinación de agua, por Dean Stark, en una de las alícuotas.
2.2.1. Eliminación del contenido de agua y sedimentos, por calentamiento
a 80°C centrifugado en tubo cerrado. Una alícuota de 50 cm3 del
petróleo obtenido en esta etapa se almacena en un frasco de vidrio
con tapa plástica, en un muestrario, para posible empleo futuro.
2.2.2. Fingerprint
resolución)
cromatográfico
(Cromatografía
Gaseosa
de
alta
2.3.
Si la eliminación de agua fue exitosa en "2.3" (contenido final de agua <
1%), se continúa con las determinaciones de:
2.3.1. Densidad
2.3.2. Viscosidad.
2.3.3. Destilación para obtención de la fracción C20+ y determinación de
Densidad y Peso Molecular de la fracción C20+
2.3.4. Análisis SARA (Saturados, Aromáticos, Resinas y Asfaltenos)
2.4.
Si la eliminación de agua no fue exitosa en "2.3" (contenido final de agua
>1%), se realiza la misma secuencia previa agregando un mínimo de
desemulsionante para asegurar un contenido final de agua inferior al 1%.
5
Extractos de Roca
1. Eliminación de humedad en Desecador hasta peso constante.
2. Extracción en equipo sohxlet con diclorometano de los hidrocarburos de la
roca. (o Tolueno en caso de necesidad del valor de la Saturación de Agua
(Sw))
3. Fingerprint cromatografico del extracto de roca con estándar interno.
(Cromatografia Gaseosa)
4. Analisis SARA (Saturados, Aromáticos, Resinas y Asfaltenos)
Tareas de Interpretación
2.5.
Evaluación y sistematización de los resultados obtenidos para evaluar la
posibilidad de su integración con la información estructural u otras
características de los reservorios. En esta etapa se definirá la posibilidad y/o
conveniencia de ampliar el estudio con un mayor número de muestras.
Nota: Por volumen y calidad de sello, las muestras de petróleo pueden recogerse en botellas
plásticas convencionales, del tipo de las utilizadas para envasar agua gasificada. Estos
recipientes permiten recoger muestras representativas incluso cuando sólo se manifiestan
“rastros de petróleo” durante los ensayos de pistoneo. Los únicos requisitos necesarios para el
empleo de estos recipientes son la eliminación de aire por una ligera compresión de la botella
en el momento de taparla y una doble identificación con marcadores indelebles en el cuerpo del
envase y en una tarjeta sujeta al cuello del mismo.
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