Cap VI Caracteristicas de Los Fluidos y Mecanismos de Migracion

UNIVERSIDAD NACIONAL DE CAJAMARCA
Facultad: INGENIERÍA
Escuela académico profesional: INGENIERÍA GEOLÓGICA
CAPITULO VI
PRINCIPALES CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS Y DESPLAZAMIENTO Y MECANISMOS
DE MIGRACION DE LOS HIDROCARBUROS
CAJAMARCA OCTUBRE DEL 2018

Docente: Ing. Wilver Morales Céspedes UNC-EAPIG wmorales@unc.edu.pe
CAPITULO VI:
PRINCIPALES CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS Y DESPLAZAMIENTO Y MECANISMOS
DE MIGRACION DE LOS HIDROCARBUROS
6.1 Definición de los fluidos presentes en los reservorios

6.2 Desplazamiento de los fluidos presentes en los reservorios petrolíferos
6.3 Leyes que rigen en la migración de los fluidos en el reservorio petrolífero
6.4 Definición de los mecanismos de migración de los fluidos presentes en el reservorio
6.5 Otros mecanismos de migración de fluidos.
6.6 Presión capilar y presión de desplazamiento en los hidrocarburos.

OBJETIVOS
OBJETIVO GENERAL
 Conocer el mecanismo de producción natural, que corresponde a los fluidos
de desplazamiento y lo mecanismos de migración.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS
 Analizar el régimen de presión de los fluidos.
 Identificar la clasificación de fluidos de desplazamiento.
 Desarrollar los mecanismos de empuje de agua i otros fluidos existentes.
 Evaluar los diferentes tipos de migración en el yacimiento HC.

GLOSARIO
 FUERZA: Según una definición clásica, es todo agente capaz de modificar la
cantidad de movimiento o la forma de los cuerpos materiales. No debe
confundirse con los conceptos de esfuerzo o de energía.
 VISCOSIDAD: es la oposición de un fluido a las deformaciones tangenciales.
 Kerógeno: es la fracción orgánica contenida en las rocas sedimentarias que
es insoluble en disolventes orgánicos. Bajo condiciones de presión y
temperatura, el kerógeno empieza aser inestable y se produce
reagrupamiento en su estructura con objeto de mantener el equilibrio
termodinámico. La generación de petróleo es pues una consecuencia natural
del ajuste del kerógeno a condiciones de incremento de temperatura y
presión.
 Chapopoteras: Charco de alquitrán que se forma en los puntos donde el
petróleo aflora de forma natural.

 Denominamos fluido a la fase liquida de yacimiento de hidrocarburos.
 Es una mezcla de hidrocarburos pudiendo contener hidrocarburos

sólidos disueltos y también, según las condiciones de presión,
hidrocarburos liquido -gaseosos.
 El predominio de alguno de los componentes nos llega a

denominar el petróleo, según este, como:

INTRODUCCION
La etapa de producción es aquella que se
lleva a cabo una vez que se ha terminado
el proceso de perforación del pozo.
Dependiendo de la energía del yacimiento,
es decir, aquella energía necesaria para
que los hidrocarburos sean expulsados
desde el yacimiento hacia el pozo
productor, él mismo puede ser puesto en
funcionamiento por flujo natural. Para
entender el comportamiento de
yacimientos y predecir su futuro, es
necesario tener el conocimiento de los
mecanismos de desplazamiento que
dominan el comportamiento de los fluidos
del yacimiento.
INTRODUCCION
El funcionamiento general del yacimiento
es determinado por la energía natural y los
mecanismos de empuje que proveen de la
energía natural necesaria para
la recuperación de hidrocarburos
- Empuje por expansión de la roca y los

líquidos.
- Empuje por gas disuelto liberado.
- Empuje por casquete de gas.
- Empuje hidráulico.
- Empuje por segregación gravitacional.
- Empuje combinado.

Cada mecanismo de desplazamiento, de empuje o de producción está

conformado por una serie de empujes que dependerán del tipo de yacimiento,
el nivel de presión que se tenga en el mismo y de los hidrocarburos existentes.
Aquí mostraremos los diversos mecanismos de desplazamientos de los fluidos
en los yacimientos, así como sus características principales, su proceso y los
factores que en ellos intervienen

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO
Para comprender y promocionar su funcionamiento de los yacimientos de gas y

petróleo es preciso conocer las características químicas y físicas de los fluidos
del yacimiento
Estas propiedades se determinan a partir de muestras representativas de fluidos
obtenidos a las condiciones que prevalecen en el yacimiento y que son: relación
gas – petróleo, factor volumétrico del petróleo, factor volumétrico del gas,
compresibilidad del petróleo, compresibilidad del gas, viscosidades del agua,
petróleo y gas, y densidades del agua, petróleo y gas.
Además es necesario que el ingeniero de yacimientos pueda entender y

pronosticar el funcionamiento de la fase fluida en el yacimiento, es decir los
cambios de viscosidad y densidad que ocurrirán en el fluido cuando la presión
disminuya en las operaciones de empuje por aumento con la inyección de
fluidos, inyección realizada con el objeto de mantener la presión.

Clasificación de los fluidos del reservorio
En un reservorio natural de petróleo, antes de comenzar Ia explotación,

se encuentran dos fases como mínimo. Ellas son petróleo y agua. Con
frecuencia, pero no siempre, puede haber una tercera fase, Ia fase
gaseosa, que constituye el casquete gasífero. Estas tres fases se
ubican de acuerdo a sus densidades: zona acuífera abajo, petrolífera al
medio y gasífera en Ia parte superior.

AGUA
El agua de formación se encuentra tanto
en Ia zona acuífera como en Ia petrolífera.
La zona acuífera suele clasificarse como
acuífera inactiva cuando no contribuye al
proceso de producción, y como acuífera
activa cuando es capaz de producir un
barrido Iento y gradual del petróleo hacia
arriba.
Pero, además, hay agua en Ia zona
petrolífera y en el casquete de gas. El
agua ahí se denomina connata, intersticial
o irreducible. Esta saturaci6n de agua
connata en Ia zona de hidrocarburos
ocupa entre un 10% y un 30% del volumen
poral. Dicha saturacion de agua no
disminuye durante Ia explotación, de ahi
su nombre de irreducible.
- CLASIFICACION DE LAS AGUAS DE YACIMIENTOS PETROLEROS
Las aguas de yacimientos petrolíferos pueden

clasificarse geneticamente en tres grupos:
1.- AGUAS METEORICAS.- Es la que ha caído en
forma de lluvia y ha llenado las rocas poco
profundas porosas y permeables.
2.- AGUA FOSIL O SINGENETICA.- El agua de
mar en que se depositaron los sedimentos
marinos “ Agua Fosil” es el agua intersticial
que existe en la roca reservorio.
3.- AGUAS MIXTAS.-Se caracterizan por tener a
la vez un contenido de cloruro y sulfato-
carbonato-bicarbonato, esto sugiere un origen
multiple.

PETROLEO
El petróleo de Ia formación esta constituido principalmente por hidrocarburos de Ia
serie parafinica (CnH2n+2), con menores cantidades de Ia serie cíclica naftenica
(CnHzn) y aromática (CnHzn-6). Pero, mediante un análisis químico completo de un
petróleo típico, se ha encontrado que posee miles de distintos compuestos
pertenecientes a 18 series de hidrocarburos. El análisis químico completo del petróleo
es una enorme y costosa tarea.
Por eso se realiza un análisis químico simplificado. Se miden las fracciones
parafinas desde C1 hasta C5. Las mas pesadas se agrupan como una fraccion
compuesta, denominada c6+ y caracterizada por su peso molecular y su punto de
ebullición.
Otra clasificación del petróleo se basa en la denominada gravedad API (American
Petroleum Institute). Esta gravedad se mide con un hidrometro flotante de un modo
sencillo, y se relaciona con Ia densidad (o gravedad especifica) del petróleo relativa al
agua a 60 °F y 1 atm por

El gas seco se presenta en el reservorio totalmente en fase gaseosa durante toda

Ia explotación y no produce hidrocarburo liquido en superficie.
El gas húmedo también permanece en fase gaseosa en el yacimiento, pero

puede formar hidrocarburo líquido en superficie.
El gas condensado constituye una fase gaseosa en las condiciones iniciales,
antes de ser producido. Sin embargo, al disminuir Ia presión del reservorio
presenta un comportamiento anormal: !a condensaci6n retr6grada, que 'forma un
petróleo líquido liviano.
El petróleo volátil tiene muy baja densidad y una alta relación gas- petróleo.
El petróleo negro o black-oil se encuentra en Ia mayoría de los yacimientos.
Su temperatura critica es mayor que Ia temperatura original del reservorio.

Su comportamiento de fase es normal.
El petróleo pesado tiene alta viscosidad y densidad. Su producción primaria es

difícil.
Generalmente se debe adicionar calor al reservorio a fin de movilizarlo.

GAS
El gas de Ia formación o gas natural contiene típicamente 0.6 a 0.8 de metano con hidro-
carburos C2 a C5, cada vez en menor proporción. Puede contener impurezas de
nitrógeno, dioxido de carbona o sulfuro de hidrogeno. Los dos últimos son
corrosivas en presencia de agua. EI sulfuro de hidrogeno es, además, veneno.
Los análisis de fracciones de hidrocarburos en fase gaseosa, hasta C5 o C6,
son sencillos
de realizar ya sea para destilación fraccional a baja temperatura, para
espectroscopia de masa o por cromatografía.
La clasificación del gas de Ia formación se basa en Ia densidad especifica del
gas respecto de Ia del aire a igual temperatura. Esta es una medición que se
realiza siempre en el yacimiento.

RECUPERACION DEL PETROLEO SEGÚN EL TIPO DE EMPUJE:

La recuperación del aceite se obtiene mediante procesos de desplazamiento o

combinaciones de los mismos. En este trabajo se mencionan los siguientes tipos
de empujes:
1. Empuje hidráulico:
Se considera que existe este tipo de

empuje, cuando la fuente predominante de
energía viene del agua que penetra los
límites del yacimiento. Debido a que el
agua tiene una compresibilidad menor que
la del aceite, el volumen de agua que entra Aceite
al yacimiento debe ser mucho mayor que Agua
el volumen de aceite que está siendo
removido del yacimiento para mantener la
presión.

ALGUNOS INDICADORES PARA DETERMINAR LA PRESENCIA DE UN EMPUJE

DE AGUA SON:
a)El hidrocarburo (petróleo o gas) está
rodeado por agua.
(b) Debe existir suficiente

permeabilidad para permitir el
movimiento del agua (por lo menos 50
md).
(c) A medida que el tiempo transcurre,

la producción de agua incrementa.
(d) El método de balance de

materiales es el mejor indicador.

2. Empuje por gas en solución:
Es el mecanismo de producción más

corriente y generalmente contribuye a la
producción de la gran mayoría de los
yacimientos. Cuando los fluidos del
yacimiento se encuentran en una sola fase
o en dos fases uniformemente distribuidas,
a medida que se produce dicho yacimiento
ocurre una disminución de presión la cual
origina una expansión de los fluidos
liberándose los hidrocarburos livianos
disueltos en el petróleo (gas) y ocupando
el lugar del fluido producido Mecanismo de empuje, empuje de gas
disuelto liberado

3. Empuje por capa de gas: empuje por capa de gas consiste en una invasión
progresiva de la zona de aceite por gas, acompañada por un desplazamiento
direccional del aceite fuera dela zona de gas libre y hacia los pozos productores.
Los requerimientos básicos son:
1. Que la parte superior del yacimiento contenga una alta saturación de gas
2. Que exista un continuo crecimiento o agrandamiento de la zona ocupada por
el casquete de gas
La zona de gas libre requerida puede
presentarse de tres maneras:
a) Existir inicialmente en el yacimiento como
casquete
b) Bajo ciertas condiciones, puede formarse por
la acumulación de gas liberado por el aceite al
abatirse la presión del yacimiento, a
consecuencia de la segregación gravitacional
c) La capa de gas puede crearse artificialmente
por inyección de gas en la parte superior del
yacimiento, si existe condiciones favorables
para su segregación.
4. Empuje por expansión de la roca y los líquidos: Ocurre en yacimientos sub

saturados, en los cuales el gas en solución no sale hasta que la presión del
yacimiento decline por debajo de la presión de burbujeo. Mientras ocurre esta
reducción, y si no existe en el yacimiento otro mecanismo de impulsión, la
producción será debido a la expansión del petróleo líquido.
La porosidad y permeabilidad absoluta disminuyen ligeramente, así como la
viscosidad del aceite. El factor de volumen del aceite aumenta también de
forma muy ligera

5. Empuje por segregación Gravitacional: Ocurre únicamente bajo

condiciones especiales, en las cuales el yacimiento tiene alto buzamiento y
favorece la segregación por gravedad del petróleo y gas. Esta segregación es un
flujo contracorriente donde el gas migra hacia la parte alta de la estructura,
separándose del líquido por diferencia de densidad. Con el tiempo
y dependiendo del volumen del yacimiento es posible que se forme una capa de
gas secundaria en el tope dela estructura, ayudando al drenaje total del
yacimiento
Las recuperaciones pueden ser bastante

grandes si se aprovechan adecuadamente
las condiciones de explotación de este tipo
de yacimientos, oscilando entre un
40 y un 60%

6. Empuje combinado: Una condición natural de empuje combinado existe

cuando hay más de una fuente natural de empuje en la formación. Empuje de
agua y empuje por gas suelen aparecer juntos muy a menudo. En este tipo de
yacimiento, la presión es ejercida por la expansión de la capa de gas que está
arriba de la capa de aceite y por el agua que está continuamente presionando
por debajo..
Eficiencia de recuperación en yacimientos
de empuje combinado, es generalmente
mejor que cualquier yacimiento con un
solo tipo de empuje.
Este factor de recobro puede
alcanzar hasta un 55 a 60% del
aceite que había inicialmente en
el yacimiento, aunque suele
aproximarse en la mayor parte
de los casos a recuperaciones
del 50%
PROSCESOS DE DESPLAZAMIENTO
La recuperación de este aceite se obtiene mediante un proceso de
desplazamiento. El gradiente de presión obliga al aceite a fluir hacia los pozos,
pero ese movimiento se verifica solamente si otro material llena el espacio
desocupado por el aceite y mantiene, en dicho espacio, la presión requerida
para continuar el movimiento de los fluidos. En cierto modo el aceite no fluye
del yacimiento, sino que es expulsado mediante un proceso de desplazamiento,
siendo los principales agentes desplazantes el gas y el agua

Fase
Cuando hablamos de fase nos referimos a cualquier parte del sistema,

homogénea y físicamente diferente al del sistema de estudio. Un ejemplo
sencillo, hielo, agua líquida y vapor de agua, tres fases distintas físicamente,
homogéneas y claramente separadas.
Diagrama de fases
Un diagrama de fases es una representación gráfica de las condiciones de

presión y temperatura en la que existen los sólidos, líquidos y gases. Si
construyéramos un gráfico presión-temperatura en donde cada punto del gráfico
representaría una condición determinada de p y t representaríamos una
situación en la que puede encontrarse cada una de las sustancias en su estado
físico. A bajas temperaturas y alta presiones es de esperar que los átomos se
dispongan de una manera ordena (sólidos), a temperaturas altas y bajas
presiones (gases) y temperaturas y presiones intermedias (líquidos).
A continuación el diagrama de fases del agua.
Para los hidrocarburos se han clasificado los yacimientos de acuerdo a un

diagrama de fases (Composición). Los yacimientos suelen clasificarse por las
condiciones de temperatura y presión iníciales respecto a la región gas-petróleo
(dos fases), en estos diagramas se relacionan temperatura y presión.

Diagrama de fases para los fluidos en el yacimiento

Existen varios términos importantes a destacar en el gráfico mostrado que son:
Punto de Burbujeo (Pb): es la presión mínima en la cual estando en fase liquida se forma la primera
burbuja de gas.
Punto de rocío (Pr): es la presión mínima en la cual estando en fase gaseosa se forma la primera gota
de líquido.
Curva de Burbujeo: son los puntos de fase liquida en los cuales aparece la primera burbuja de gas.
Curva de rocío: son los puntos en la fase gaseosa en los cuales aparece la primera gota de líquido.
Punto cricondembárico (Pcdb): es la presión máxima en la cual coexiste gas y líquido
Punto Cridondentérmico (Tcdet): máxima temperatura en la cual coexiste la fase líquida y gaseosa.
Zona de condensación retrograda: puede definirse como, la condensación de líquido durante la

expansión de gas a temperatura constante o la condensación de líquido durante calentamiento de gas a
presión constante.
Punto Crítico: es el punto en el cual convergen las curvas de rocío y de burbujeo

LAS CAUSAS DE LA MIGRACIÓN PRIMARIA SON:
La compresión continua de las rocas generadoras que originó temperaturas y

presiones suficientes. Éstas desplazaron el petróleo y gas desde las rocas
petrolíferas a rocas adyacentes porosas y permeables.
Las rocas adyacentes, también sedimentadas, y depositadas en un ambiente

marino - el mar - tienen los espacios de sus poros llenos de agua con niveles
variables de salinidad.
Los hidrocarburos, generados de la roca madre, migran a través de estas rocas

portadoras o carrier beds (capas de transporte; llenas de agua) que actúan
como conducto migratorio para el petróleo y el gas.


MIGRACIÓN PRIMARIA (EXPULSIÓN)

Hay 4 mecanismos de expulsión de los hidrocarburos:
1. Expulsión de los hidrocarburos en solución acuosa:
• Por compactación de la roca madre durante el enterramiento, el tamaño de los
poros se hace menor que el tamaño de las moléculas de petróleo; a partir de aquí, se
pueden dar varios casos:
• •Expulsión del agua intersticial: que arrastra minúsculas gotas de petróleo recién
formado. Los hidrocarburos son muy poco solubles en agua; si existiera la suficiente
cantidad de agua, esta baja solubilidad podría movilizar grandes volúmenes de
petróleo
• •Difusión de los hidrocarburos: No se necesitan grandes cantidades de agua, ya que
los hidrocarburos se moverían por difusión en una fase acuosa estática hacia los
almacenes; sería efectivo en distancias cortas.
• • Suspensión coloidal. Suspendidas como partículas de petróleo del tamaño de
coloides.
MIGRACIÓN PRIMARIA (EXPULSIÓN)

2) Expulsión de hidrocarburos como protopetróleo:
Migración de los precursores de los hidrocarburos, es decir de precursores tipo NO-

S asociados a grupos funcionales (ácidos y alcoholes) mucho más solubles; en etapas
posteriores, estos precursores se transformarían en hidrocarburos.
3) Expulsión del petróleo en solución gaseosa:

Se emite gas a presión que arrastra el petróleo.
4) Migración como fase libre:
• •Fase del petróleo libre: Cuando la roca madre genera hidrocarburos suficientes como
para saturar el agua intersticial, pueden formarse pequeñas gotas de petróleo libre en los
poros; A medida que el agua es expulsada por compactación, las gotas de petróleo serán
también expulsadas hacia los sedimentos de grano grueso.
• •Desarrollo de un retículo de petróleo libre en los poros: Las moléculas de petróleo
pueden llegar a constituir también un retículo continuo a medida que se unen y
desplazan el agua de las zonas donde la estructuración es menor. Una vez constituido el
retículo, necesitamos una fuerza que movilice el petróleo: la sobrepresión, bajo la cual
se movilizaría el petróleo más fácilmente que el agua.
MIGRACIÓN PRIMARIA
Es el desprendimiento de los
compuestos del aceite y gas
de las partículas orgánicas
sólidas (kerógeno) en los
lechos generadores y su
transporte dentro y a través de
los capilares y poros estrechos
de la roca generadora de
grano fino a la roca porosa y
permeable que representa la
roca almacenadora.

Los compuestos del petróleo pueden migrar a través de uno o

más lechos portadores, con permeabilidad y porosidades
similares a las rocas generadoras, antes de quedar atrapados
por una barrera impermeable o de permeabilidad muy baja.
Por ejemplo: El gas bajo presión se puede mover prácticamente
en todas las rocas, a menos que sean extremadamente
compactas, por lo que se moverá en la dirección de menor
presión que generalmente es hacia arriba. El aceite, se mezcla
con el gas en una fase homogénea de vapor, tomando una
movilidad de dicho aceite comparable con la del gas natural. Por
lo que se cree que la migración a largas distancias es posible.

VIAS DE MIGRACIÓN PRIMARIA

 Los fluidos siempre se mueven hacia las zonas de menor energía
(Potencial ó Presión).
 En las arcillas o lutitas pueden crearse barreras de presión.
Formadas por subsidencia muy rápida y/o por espesores muy
grandes de lutitas

 La migración se da hacia arriba sobre las barreras de presión y hacia

abajo por debajo de ellas.
 En el centro las lutitas son delgadas, se rompe la barrera y los
fluidos pueden migrar verticalmente hacia arriba
 Por tratarse de un lente, el área de drenaje es reducido y el
yacimiento será pequeño o puede desaparecer.
 Hacia los flancos las lutitas son más potentes y se crean presiones
anormales.

 La alternancia de lutitas y areniscas es la situación óptima para

drenar los fluidos de una roca generadora

MIGRACIÓN SECUNDARIA
Una segunda migración se lleva acabo a lo largo de la roca
almacenadora, hasta que el aceite llega a una trampa que impide su
movimiento, o escapa a la superficie.
Una vez expulsados los fluidos de la Roca Generadora, se mueven más
libremente por Flotación (Empuje). “Es la primera causa de movimiento
del aceite”. Se requieren de dos condiciones para que exista la
flotabilidad:
LIQUIDOS
INMISCIB
LES FLUIDOS
DE
DIFERENTE
DENSIDAD

AGUA
Y OIL
AGUA
Y GAS
ESTRATIFICACIÓN POR
DENSIDAD
AGUA
ACEITE
Y GAS

DISTANCIAS DE MIGRACIÓN SECUNDARIA

Se considera que los
hidrocarburos pueden migrar
decenas, e incluso centenas de
kilómetros.
Esos casos son raros, requieren
de condiciones tectónicas
extremadamente estables y rocas
acarreadoras continuas o
yuxtapuestas y sin barreras
estratigráficas.
La migración lateral generalmente
es obstaculizada por fallas y
cambios de facies provocados por
la misma tectónica.

MODELO DE MIGRACIÓN
Primero
verticalmente
Areniscas
pueden servir
como vías de
migración
Las discordancias
yuxtaponen
conductos de
migración
MIGRACION
EVIDENCIAS DE LA MIGRACIÓN
 Presencia de chapopoteras.
 Presencia de escapes de gas.
 Acumulaciones de hidrocarburos en rocas sin contenido de materia
orgánica.
 Correlación entre aceites del receptáculo y aceites residuales
encontrados en las rocas generadoras.
 Aceites químicamente semejantes en una serie de receptáculos
sobrepuestos.
 Ajustes estructurales (acomodo y distribución) de los hidrocarburos
en el yacimiento.
 Consideraciones volumétricas cuantitativas, ya que existen
yacimientos con volúmenes muy grandes.
 Explotación de hidrocarburos sin bombeo.
 Presencia de bacterias que se alimentan de hidrocarburos en sitios
donde no hay derrames producidos por el hombre.
LEYES QUE RIGEN EN LA MIGRACIÓN DE LOS

FLUIDOS EN EL RESERVORIO PETROLÍFERO

1.-FUERZAS DEBIDAS A LA ACCIÓN DE LA GRAVEDAD:

 La presión ejercida por las capas de rocas
 La presión del gua
 El peso específico diferencial.
La presión de las rocas causan la migración

del petróleo hacia arriba que es debida a las
presiones diferencia les a diferentes
profundidades. La presión hidrostática ayuda
a la presión ejercida por las rocas; el agua
tiende a moverse y al fluir en dirección de la
presión mínima, este movimiento
generalmente es horizontal. El peso
específico diferencial del petróleo y del agua
y su inmiscibilidad provocan en estos líquidos
un movimiento relativo en que el petróleo
tiende situarse sobre el agua.
2.-FUERZAS MOLECULARES:
 Absorción. Ocurre cuando las rocas atraen las moléculas de aceite o gas y
las retiene entre sus poros.
 Adhesión. Es la mutua atracción entre las moléculas desiguales; la adhesión
controla la dirección de la acción capilar.
 La acción capilar y la tensión superficial. La capilaridad es la propiedad de los
sólidos de atraer a los líquidos que los mojan y repelen a los que no los
mojan.
 El efecto de las fuerzas moleculares es el de segregar el petróleo y el agua

en cuerpos donde pueda actuar el peso específico diferencial

3.-FUERZAS DEBIDAS A LA ACCIÓN QUÍMICA:
 La cementación gradual o sea el relleno de los intersticios entre los

granos de las rocas, desplazan a los hidrocarburos.
 Esta cementación puede eventualmente causar la acumulación del

petróleo en pequeñas bolsas porosas completamente rodeadas por el
creciente anillo de cementación.
 Los cementantes más comúnmente son la calcita, el sílice y el óxido

de fierro.

4.-FUERZAS DEBIDAS A MOVIMIENTOS

TECTÓNICOS Y A LA PROFUNDIDAD DE
SEPULTAMIENTO:
 Estas fuerzas comprenden la formación de pliegues y fallas, los

terremotos, el gradiente de temperatura.
 Los pliegues y las fallas estimulan la migración del petróleo y
tienden a controlar su dirección, por la forma que tienen y por el
reacomodo que sufren sus capas.
 Los temblores producen movimientos migratorios que agitan los
cuerpos de petróleo y agua dando lugar a que actué la gravedad
específica diferencial.

PLEGAMIENTO POR FUERZAS COMPRESIONALES

5.-FUERZAS DEBIDAS A LA ACCIÓN BACTERIAL:
 Una de las más importantes funciones de las bacterias es la de

liberar el petróleo de los sedimentos. Se efectúa por la disolución de
las calizas, las dolomías y de otras rocas calcáreas por el ataque de
ácido carbónico y otros ácidos orgánicos producidos por las
bacterias.

6.-FUERZAS CONDUCTORAS EN MIGRACION SECUNDARIA:
 Gradiente de presión en los poros: Tiende a

mover a todos los fluidos de los poros hacia
zonas de menor presión.
Condiciones hidrodinámicas
 Flotabilidad: Fuerza vertical directa, originada
por la diferencia de presión entre algunos puntos
de una columna continua de petróleo y el agua
de los poros adyacentes. Es función de la
diferencia de densidades entre el petróleo, el
agua de los poros y el peso de la columna de
petróleo:
∆𝑃 = 𝑌ℎ ∗ 𝑔(𝜌𝑤 − 𝜌ℎ )
 Fuerzas restrictivas: Cuando una gota se mueve
hacia los poros de una roca, se efectúa un
trabajo para distorsionar esa gota y colarla a
través de la entrada del poro.

FACTORES QUE GOBIERNAN LA MIGRACIÓN DEL PETRÓLEO

1.- Porosidad efectiva de las rocas
 Debido a que el material cementante puede
sellar algunos poros de la roca, aislándolos del
resto del volumen poroso, los poros se pueden
encontrar unidos entre si, o aislados.
Dependiendo de como sea la comunicación de
estos poros, la porosidad se puede clasificar de
la siguiente manera:
 Total o absoluta.
 Interconectada o efectiva.
 No interconectada o no efectiva.
 La porosidad total o absoluta de una roca se

define como la fracción del volumen total de la
misma que no esta ocupada por matriz.
2.-Grado de saturación de las rocas.
 En mecánica de suelos e ingeniería del petróleo, el término saturación de

agua o grado de saturación (Sw) se utiliza, definido como:
𝑉𝑊 𝑉 𝜃
 𝑆𝑊 = 𝑉𝑉
= 𝑉 𝑊∅ + ∅
𝑇
 DONDE:
𝑉
 ∅ = 𝑉𝑉 es la porosidad.
𝑇
 𝑉𝑉 es el volumen de vacío o espacio poroso.
 Los valores de Sw pueden variar desde 0 (seco) a 1 (saturado). En realidad,

Sw nunca llega a 0 o 1 - se trata de idealizaciones de uso en ingeniería.

3.-Peso específico, viscosidad y cantidad de gas.
 Peso específico:
 El peso específico es la relación numérica entre el peso de un cuerpo y el
peso de igual volumen de agua a 4°C, esto es la relación entre las
densidades del cuerpo y la del agua. Esta propiedad es adimensional (no se
expresa en términos de unidades determinadas) ya que es la relación entre
dos cantidades con la misma dimensión. Dado que el volumen del agua
varía con la temperatura, se toma como referencia la densidad del agua a
4°C.
 Peso específico = Densidad cuerpo/Densidad agua a 4°C

Viscosidad:
 La viscosidad es la principal característica de la
mayoría de los productos lubricantes. Es la medida
de la fluidez a determinadas temperaturas.
 Si la viscosidad es demasiado alta el lubricante no
es capaz de llegar a todos los intersticios en donde
es requerido.
Al ser alta la viscosidad es necesaria mayor fuerza
para mover el lubricante originando de esta
manera mayor desgaste en la bomba de aceite,
además de no llegar a lubricar rápidamente en el
arranque en frio.
 La viscosidad es una propiedad que depende de la
presión y temperatura y se define como el cociente
resultante de la división de la tensión de
cizallamiento (t) por el gradiente de velocidad (D).
m =t / D
CANTIDAD DE GAS:
Flujo de gas Anular.
Flujo de gas Anular, a veces llamado migración de gas, se produce cuando el
gas forma canales debido a que la columna de cemento pierde su capacidad
de mantener la presión de sobrebalance en la formación. Hay dos tipos de
migración de gas, una es a corto plazo,estas son las que se producen antes de
que se fije el cemento, y de largo plazo, que se desarrolla después de que el
cemento se ha fijado.

4.-La composición y cantidad de las aguas

asociadas con el petróleo afectan su migración
 Los hidrocarburos son más ligeros

que el agua y por ende son
capaces de desplazar el agua
hacia abajo y moverse hacia
arriba.
 La magnitud de la flotaciones
proporcional a la Diferencia de
Densidades entre el agua y la fase
de hidrocarburos.

PRIMARIA
MIGRACIÓN
Expulsión del fluido de la roca
madre
es el
desplazamiento SECUNDARIA
de los
hidrocarburos De la fuente a un reservorio o bien
desde las rocas la migración dentro del reservorio.
madre a través
TERCIARIA
de formaciones
porosas y Desde el reservorio o la roca
permeables madre a la superficie
hasta los
almacenes REMIGRACIÓN Desde una posición dentro
del reservorio a otro
Docente: Ing. Wilver Morales Céspedes reservorio
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Por un gradiente de Presión

inducido por la compactación
Por gradiente de Presión

inducidos por reacciones
diagenéticas
Por expansión debido a cambio

de fase+
Por gradientes químicos
Expansión termal

MECANISMOS DE MIGRACION PRIMARIA DE LOS FLUIDOS

Parte del
El HC se petróleo es
mueve soluble en
aprovechand agua y podría
Difusión viajar en
o fracturas y Movimiento
como una
contactos en disolución con
fase
disolución esta
continua
Orientación de
Formación las moléculas
Formación
de coloides de los HCs,
de burbujas
Estas en y micelas entonces la
de HCs
de HCs parte
viajarían
inmiscibilida Hidrofóbica
d con el queda
agua protegida por
Docente: Ing. Wilver Morales Céspedes la Hidrofílica
UNC-EAPIG wmorales@unc.edu.pe
FACTORES OPUESTOS A LA MIGRACION PRIMARIA
El tamaño de
Permeabilidad
los Poros
Capilaridad Sobrepresión

TENSIÓN SUPERFICIAL O INTERFACIAL. PRESIÓN

CAPILAR
TENSIÓN DE ADHESION
Fuerza que se requiere
por unidad de longitud
para crear una nueva
superficie. La presión
= Tensión de Adhesión
superficial e interfacial
= Tensión interfacial entre el solido y la fase más livia
es normalmente
= Tensión interfacial entre el solido a la fase mas den
representada en dinas
= Tensión interfacial entre fluidos
/cm lo que es igual a la
= Angulo de contacto agua-sólido-petróleo.
energía de superficie
en ergios.
Relación del ángulo de contacto con

la tensión de adhesión.
Θ < 90° → Mojada preferencialmente por agua (Proceso de Imbibición).
Θ > 90° → Mojada preferencialmente por petróleo (Proceso de Drenaje).

PRESION CAPILAR
El hecho de que el agua y el
petróleo sean inmiscibles es muy La expresión general para calcular la
importante. Cuando tales fluidos presión capilar en cualquier punto de la
están en contacto una interface interface entre petróleo y agua es
bien definida existe. Las moléculas (Expresión de Laplace).
cerca de la interface están
desigualmente atraída por las
moléculas vecinas esto da un
incremento de nivel de energía libre
en la superficie por unidad de agua
o tensión superficial.

Existe una relación inversa

entre la presión capilar y la
saturación del agua, dicha
relación es llamada curva de
presión capilar la cual es
medida rutinariamente en
laboratorio. Para tal
experimento típicamente se
emplea aire vs mercurio y la
curva resultante se convierte
al sistema agua – petróleo
del yacimiento.

La presión capilar también

puede ser interpretada en
términos de la elevación de
un plano de saturación
constante de agua sobre el
nivel a la presión capilar es 0.
La analogía es comparada
usualmente entre el
levantamiento en el
yacimiento y el experimento
de laboratorio mostrado en la
figura, donde intervienen
petróleo y agua, siendo la
ultima la fase mojante.





Cap VI Caracteristicas de Los Fluidos y Mecanismos de Migracion

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UNIVERSIDAD NACIONAL DE CAJAMARCA

CAJAMARCA OCTUBRE DEL 2018

6.1 Definición de los fluidos presentes en los reservorios

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 Denominamos fluido a la fase liquida de yacimiento de hidrocarburos.

 Es una mezcla de hidrocarburos pudiendo contener hidrocarburos

 El predominio de alguno de los componentes nos llega a

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El gas húmedo también permanece en fase gaseosa en el yacimiento, pero

Su temperatura critica es mayor que Ia temperatura original del reservorio.

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Se considera que existe este tipo de

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ALGUNOS INDICADORES PARA DETERMINAR LA PRESENCIA DE UN EMPUJE

(b) Debe existir suficiente

(c) A medida que el tiempo transcurre,

(d) El método de balance de

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2. Empuje por gas en solución:

Es el mecanismo de producción más

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4. Empuje por expansión de la roca y los líquidos: Ocurre en yacimientos sub

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5. Empuje por segregación Gravitacional: Ocurre únicamente bajo

Las recuperaciones pueden ser bastante

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6. Empuje combinado: Una condición natural de empuje combinado existe

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Cuando hablamos de fase nos referimos a cualquier parte del sistema,

Un diagrama de fases es una representación gráfica de las condiciones de

A continuación el diagrama de fases del agua.

Para los hidrocarburos se han clasificado los yacimientos de acuerdo a un

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Diagrama de fases para los fluidos en el yacimiento

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Existen varios términos importantes a destacar en el gráfico mostrado que son: