La geología del petróleo es el estudio de los orígenes, la aparición, el movimiento, la acumulación y la exploración de los 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 del subsuelo, proporcionada por uno (o posiblemente más) pozos de exploración . Estos pozos presentan solo 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 datos de varias técnicas geofísicas electromagnéticas (como la magnetotelúrica ) ha ayudado en gran medida a la precisión de dicha interpretación. La siguiente sección analiza estos elementos en breve. Para 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 los precursores de los hidrocarburos, de modo que se pueda evaluar el tipo y la calidad del hidrocarburo expulsado.
El yacimiento es una unidad litológica porosa y permeable o un conjunto de unidades que albergan las reservas de hidrocarburos. El análisis de los yacimientos en el nivel más simple requiere una evaluación de su porosidad (para calcular el volumen de hidrocarburos in situ ) y su permeabilidad (para calcular la facilidad con la que los hidrocarburos fluirán fuera de ellos). [2] Algunas de las disciplinas clave utilizadas en el análisis de yacimientos son los campos del análisis estructural, la estratigrafía , la sedimentología y la ingeniería de yacimientos .
El sello , o roca de cubierta , es una unidad con baja permeabilidad que impide el escape de hidrocarburos de la roca del yacimiento . Los sellos más comunes incluyen evaporitas , tizas y lutitas . El análisis de los sellos implica la evaluación de su espesor y extensión, de modo que se pueda cuantificar su eficacia.
La trampa geológica es la característica estratigráfica o estructural que asegura la yuxtaposición del yacimiento y el sello de tal manera que los hidrocarburos permanezcan atrapados en el subsuelo, en lugar de escapar (debido a su flotabilidad natural ) y perderse.
El análisis de la maduración implica evaluar la historia térmica de la roca fuente para hacer predicciones sobre la cantidad y el momento de la generación y expulsión de hidrocarburos.
Por último, estudios cuidadosos de la migración revelan información sobre cómo se mueven los hidrocarburos desde la fuente hasta el reservorio y ayudan a cuantificar la fuente (o cocina ) de hidrocarburos en un área particular.
Existen varias subdisciplinas importantes en la geología del petróleo específicamente para estudiar los siete elementos clave analizados anteriormente.
El momento crítico es el momento de generación, migración y acumulación de la mayoría de los hidrocarburos en sus depósitos primarios. La migración y acumulación de hidrocarburos se produce en un período corto en relación con el 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 el que se acumulan los elementos cruciales del sistema petrolero.
El momento crítico es crucial, ya que se basa en el historial de enterramiento de la roca madre, cuando se encuentra a la profundidad máxima de enterramiento. Es entonces cuando se generan la mayoría de los hidrocarburos. Aproximadamente entre el 50% y el 90% del petróleo se produce y se expulsa en este punto. El siguiente paso es que los hidrocarburos ingresen a la ventana petrolera. La ventana petrolera tiene que ver con que la roca madre tenga la madurez adecuada y también se encuentre a la profundidad adecuada para la exploración petrolera. Los geocientíficos necesitarán esto para recopilar datos estratigráficos del sistema petrolero para su análisis.
En cuanto al análisis de las rocas madre, es necesario establecer varios hechos. En primer lugar, se debe responder a la pregunta de si realmente hay rocas madre en la zona. La delimitación e identificación de las posibles rocas madre depende de estudios de la 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 considera que la probabilidad de que exista una roca madre es alta, el siguiente asunto a abordar es el estado de madurez térmica de la roca madre y el momento de la maduración. La maduración de las rocas madre (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, quizás hasta 200 °C (392 °F). [1] Por lo tanto, para determinar la probabilidad de generación de petróleo/gas, se debe calcular el historial térmico de la roca madre. 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 despojo hacia atrás , para modelar el gradiente térmico en la columna sedimentaria.
A mediados del siglo XX los científicos comenzaron a estudiar seriamente la geoquímica del petróleo. La geoquímica se utilizó originalmente para la prospección superficial de hidrocarburos del subsuelo. 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 encuentra 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 la generación, la migración y la 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 las recuperaciones del petróleo restante en los yacimientos que inicialmente se consideraron irrecuperables.
Generalmente, antes de definir los puntos de acceso y los prospectos para futuras perforaciones, se lleva a cabo un análisis de cuenca a gran escala. Este estudio aborda el sistema petrolero y estudia la roca madre (presencia y calidad); el historial de enterramiento; la maduración (momento y volúmenes); la migración y el enfoque; y los posibles sellos regionales y las principales unidades de yacimiento (que definen los yacimientos portadores). Todos estos elementos se utilizan para investigar hacia dónde podrían migrar los hidrocarburos potenciales. Luego, se definen las trampas y los posibles puntos de acceso y prospectos en el área que probablemente haya recibido hidrocarburos.
Aunque el análisis de cuencas suele ser parte del primer estudio que realiza una empresa antes de trasladarse a una zona para una futura exploración, a veces también se lleva a cabo 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 sísmicos 3D) y se utilizan datos de exploración antiguos (líneas sísmicas, registros de pozos, informes) para ampliar los nuevos estudios. A veces se realizan estudios de gravedad y magnéticos, y se mapean filtraciones y derrames de petróleo para encontrar áreas potenciales de yacimientos de hidrocarburos. Tan pronto como se encuentra un yacimiento significativo de hidrocarburos mediante un pozo de exploración o de exploración , comienza la etapa de evaluación.
La etapa de evaluación se utiliza para delinear la extensión del descubrimiento. Se determinan las propiedades del yacimiento de hidrocarburos, la conectividad, el tipo de hidrocarburo y los contactos gas-petróleo y petróleo-agua para calcular los volúmenes recuperables potenciales. Esto se hace generalmente 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 del yacimiento. El análisis geoquímico y petrofísico brinda 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 una formación de hidrocarburos y la evaluación ha indicado que se trata de un hallazgo comercial, se inicia la etapa de producción. Esta etapa se centra en la extracción de los hidrocarburos de forma controlada (sin dañar la formación, dentro de volúmenes comerciales favorables, etc.). Los pozos de producción se perforan y completan en posiciones estratégicas. En esta etapa, normalmente se dispone de sísmica 3D para identificar los pozos con precisión y lograr 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 (normalmente, 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 la extensión de la sedimentación) e interpretación sísmica. Una vez que se identifica un posible reservorio de hidrocarburos, las características físicas clave de un reservorio que son de interés para un explorador de hidrocarburos son su volumen de roca a granel, la relación neto-bruto, la porosidad y la permeabilidad. [2]
El volumen de roca a granel, o el volumen bruto de roca sobre cualquier contacto hidrocarburo-agua, se determina mediante el mapeo y la correlación de los paquetes sedimentarios. La relación neto-bruto, que generalmente se estima a partir de análogos y registros con cable, se utiliza para calcular la proporción de los paquetes sedimentarios que contienen rocas del yacimiento. 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 los fluidos (principalmente, hidrocarburos y agua) pueden ocupar. 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 , el examen de partes contiguas del yacimiento que afloran en la superficie (ver, por ejemplo, Guerriero et al., 2009, 2011, en las referencias a continuación) y mediante la técnica de evaluación de la formación utilizando herramientas de cable que se pasan por el pozo mismo. Los avances modernos en la adquisición y procesamiento de datos sísmicos han significado que los atributos sísmicos de las rocas del subsuelo están fácilmente disponibles y se pueden utilizar para inferir las propiedades físicas/sedimentarias de las propias rocas.