La geología del petróleo es el estudio del origen, ocurrencia, movimiento, acumulación y exploración de combustibles de hidrocarburos . Se refiere al conjunto específico de disciplinas geológicas que se aplican a la búsqueda de hidrocarburos ( exploración petrolera ).
La geología del petróleo se ocupa principalmente de la evaluación de siete elementos clave en las cuencas sedimentarias :
En general, todos estos elementos deben evaluarse a través de una "ventana" limitada al mundo subterráneo, proporcionada por uno (o posiblemente más) pozos de exploración . Estos pozos presentan sólo un segmento unidimensional a través de la Tierra, y la habilidad de inferir características tridimensionales a partir de ellos es una de las más fundamentales en la geología del petróleo. Recientemente, la disponibilidad de datos sísmicos 3D económicos y de alta calidad (de la sismología de reflexión ) y de datos de diversas técnicas geofísicas electromagnéticas (como la magnetotelúrica ) ha contribuido enormemente a la precisión de dicha interpretación. La siguiente sección analiza estos elementos brevemente. Para obtener un tratado más detallado, consulte la segunda mitad de este artículo a continuación.
La evaluación de la fuente utiliza métodos de geoquímica para cuantificar la naturaleza de las rocas ricas en materia orgánica [1] que contienen precursores de hidrocarburos, de modo que se pueda evaluar el tipo y la calidad de los hidrocarburos expulsados.
El yacimiento es una unidad litológica porosa y permeable o conjunto de unidades que contiene las reservas de hidrocarburos. El análisis de yacimientos al nivel más simple requiere una evaluación de su porosidad (para calcular el volumen de hidrocarburos in situ ) y su permeabilidad (para calcular con qué facilidad los hidrocarburos saldrán de ellos). [2] Algunas de las disciplinas clave utilizadas en el análisis de yacimientos son los campos de análisis estructural, estratigrafía , sedimentología e ingeniería de yacimientos .
El sello , o roca de tapa , es una unidad de baja permeabilidad que impide el escape de los hidrocarburos de la roca yacimiento . Los sellos comunes incluyen evaporitas , cretas y lutitas . El análisis de las juntas implica la evaluación de su espesor y extensión, de modo que se pueda cuantificar su eficacia.
La trampa geológica es el rasgo estratigráfico o estructural que asegura la yuxtaposición del yacimiento y el sello de manera que los hidrocarburos queden atrapados en el subsuelo, en lugar de escapar (debido a su flotabilidad natural ) y perderse.
El análisis de maduración implica evaluar la historia térmica de la roca madre para hacer predicciones sobre la cantidad y el momento de la generación y expulsión de hidrocarburos.
Finalmente, estudios cuidadosos de la migración revelan información sobre cómo los hidrocarburos se mueven desde la fuente al yacimiento y ayudan a cuantificar la fuente (o cocina ) de los hidrocarburos en un área particular.
Existen varias subdisciplinas importantes en la geología del petróleo específicamente para estudiar los siete elementos clave discutidos anteriormente.
El momento crítico es el momento de la generación, migración y acumulación de la mayoría de los hidrocarburos en sus trampas primarias. La migración y acumulación de hidrocarburos ocurren en un período corto en relación al tiempo geológico. Estos procesos (generación, migración y acumulación) ocurren cerca del final de la duración de un sistema petrolero. La duración es el tiempo en que se acumulan elementos cruciales del sistema petrolero.
El momento crítico es crucial ya que se basa en la historia de entierro de la roca fuente cuando se encuentra en su máxima profundidad de enterramiento. Es entonces cuando se generan la mayor parte de los hidrocarburos. En este punto se produce y expulsa aproximadamente entre el 50% y el 90% del petróleo. El siguiente paso es que los hidrocarburos entren en la ventana del petróleo. La ventana de petróleo tiene que ver con que la roca madre tenga la madurez adecuada y también que esté a la profundidad adecuada para la exploración petrolera. Los geocientíficos necesitarán esto para recopilar datos estratigráficos del sistema petrolero para su análisis.
En términos del análisis de la roca generadora, es necesario establecer varios hechos. En primer lugar, se debe responder a la pregunta de si realmente existe alguna roca madre en la zona. La delimitación e identificación de posibles rocas generadoras depende de estudios de estratigrafía , paleogeografía y sedimentología locales para determinar la probabilidad de que se hayan depositado sedimentos ricos en materia orgánica en el pasado. [1]
Si se cree que la probabilidad de que exista una roca generadora es alta, el siguiente asunto a abordar es el estado de madurez térmica de la roca generadora y el momento de la maduración. La maduración de las rocas generadoras (ver diagénesis y combustibles fósiles ) depende en gran medida de la temperatura, de modo que la mayor parte de la generación de petróleo ocurre en el rango de 60 a 120 °C (140 a 248 °F). La generación de gas comienza a temperaturas similares, pero puede continuar más allá de este rango, tal vez hasta 200 °C (392 °F). [1] Por lo tanto, para determinar la probabilidad de generación de petróleo/gas, se debe calcular la historia térmica de la roca generadora. Esto se realiza con una combinación de análisis geoquímico de la roca madre (para determinar el tipo de kerógenos presentes y sus características de maduración) y métodos de modelado de cuencas , como el backstripping , para modelar el gradiente térmico en la columna sedimentaria.
A mediados del siglo XX fue cuando los científicos comenzaron a estudiar seriamente la geoquímica del petróleo. La geoquímica se utilizó originalmente para la prospección superficial de hidrocarburos subterráneos. Hoy en día, la geoquímica sirve a la industria petrolera al ayudar a buscar sistemas petroleros efectivos. El uso de la geoquímica es relativamente rentable y permite a los geólogos evaluar cuestiones relacionadas con los yacimientos. Una vez que se encuentre la correlación entre el petróleo y la roca madre, los geólogos petroleros utilizarán esta información para generar un modelo 3D de la cuenca. Ahora pueden evaluar el momento de generación, migración y acumulación en relación con la formación de la trampa. Esto ayuda en el proceso de toma de decisiones sobre si es necesaria una mayor exploración. Además, esto puede aumentar la recuperación del petróleo restante en yacimientos que inicialmente se consideraron irrecuperables.
Por lo general, se lleva a cabo un análisis de cuenca a gran escala antes de definir las pistas y perspectivas para futuras perforaciones. Este estudio aborda el sistema petrolero y estudia la roca madre (presencia y calidad); historia del entierro; maduración (tiempos y volúmenes); migración y enfoque; y posibles sellos regionales y unidades de yacimientos importantes (que definen los lechos portadores). Todos estos elementos se utilizan para investigar hacia dónde podrían migrar los hidrocarburos potenciales. Luego se definen las trampas y las posibles pistas y prospectos en el área que probablemente haya recibido hidrocarburos.
Aunque un análisis de cuenca suele ser parte del primer estudio que realiza una empresa antes de trasladarse a un área para exploración futura, a veces también se realiza durante la fase de exploración. La geología de exploración comprende todas las actividades y estudios necesarios para encontrar nuevos yacimientos de hidrocarburos. Por lo general, se realizan estudios sísmicos (o sísmica 3D) y se utilizan datos de exploración antiguos (líneas sísmicas, registros de pozos, informes) para ampliar los nuevos estudios. A veces se realizan estudios magnéticos y de gravedad, y se mapean filtraciones y derrames de petróleo para encontrar áreas potenciales de ocurrencia de hidrocarburos. Tan pronto como se descubre un yacimiento significativo de hidrocarburos mediante un pozo de exploración o un pozo salvaje , comienza la etapa de evaluación.
La etapa de evaluación se utiliza para delimitar el alcance del descubrimiento. Se determinan las propiedades de los yacimientos de hidrocarburos, la conectividad, el tipo de hidrocarburo y los contactos gas-petróleo y petróleo-agua para calcular los volúmenes potenciales recuperables. Esto generalmente se hace perforando más pozos de evaluación alrededor del pozo de exploración inicial. Las pruebas de producción también pueden brindar información sobre las presiones y la conectividad de los yacimientos. Los análisis geoquímicos y petrofísicos brindan información sobre el tipo ( viscosidad , química, API, contenido de carbono, etc.) del hidrocarburo y la naturaleza del yacimiento (porosidad, permeabilidad, etc.). [2]
Una vez que se ha descubierto un yacimiento de hidrocarburos y la evaluación ha indicado que se trata de un hallazgo comercial, se inicia la etapa de producción. Esta etapa se enfoca en extraer los hidrocarburos de forma controlada (sin dañar la formación, dentro de volúmenes comercialmente favorables, etc.). Los pozos de producción se perforan y completan en posiciones estratégicas. La sísmica 3D generalmente está disponible en esta etapa para apuntar a los pozos con precisión para una recuperación óptima. A veces se utiliza la recuperación mejorada ( inyección de vapor , bombas, etc.) para extraer más hidrocarburos o para reconstruir campos abandonados.
La existencia de una roca reservorio (típicamente, areniscas y calizas fracturadas) se determina mediante una combinación de estudios regionales (es decir, análisis de otros pozos en el área), estratigrafía y sedimentología (para cuantificar el patrón y el alcance de la sedimentación) e interpretación sísmica. Una vez que se identifica un posible yacimiento de hidrocarburos, las características físicas clave de un yacimiento que son de interés para un explorador de hidrocarburos son su volumen de roca en bruto, su relación neto-bruto, su porosidad y su permeabilidad. [2]
El volumen de roca a granel, o el volumen bruto de roca por encima de cualquier contacto entre hidrocarburos y agua, se determina mediante el mapeo y la correlación de paquetes sedimentarios. La relación neto-bruto, generalmente estimada a partir de análogos y registros con cable, se utiliza para calcular la proporción de paquetes sedimentarios que contienen rocas reservorio. El volumen de roca a granel multiplicado por la relación neto-bruto da el volumen neto de roca del yacimiento. El volumen neto de roca multiplicado por la porosidad da el volumen total de poros de hidrocarburos, es decir, el volumen dentro del paquete sedimentario que pueden ocupar los fluidos (principalmente hidrocarburos y agua). La suma de estos volúmenes (ver STOIIP y GIIP ) para un prospecto de exploración determinado permitirá a los exploradores y analistas comerciales determinar si un prospecto es financieramente viable.
Tradicionalmente, la porosidad y la permeabilidad se determinaban mediante el estudio de muestras de perforación, el análisis de núcleos obtenidos del pozo y el examen de partes contiguas del yacimiento que afloran en la superficie (ver, por ejemplo, Guerriero et al., 2009, 2011, en las referencias siguientes). y por la técnica de evaluación de la formación utilizando herramientas cableadas transmitidas por el propio pozo. Los avances modernos en la adquisición y procesamiento de datos sísmicos han significado que los atributos sísmicos de las rocas del subsuelo estén fácilmente disponibles y puedan usarse para inferir propiedades físicas/sedimentarias de las rocas mismas.