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2.5.3 Clasificación de yacimientos

Los yacimientos petroleros pueden ser clasificados en base a alguna de las

propiedades que lo conforman, las más empleadas son por el tipo de trampa geológica que lo

caracteriza o por el tipo de hidrocarburo acumulado en el mismo, esto es puede clasificarse

por su estructura o por el estado de los fluidos contenidos.

2.5.3.1 Por su tipo de trampa geológica

Los yacimientos petroleros pueden diferenciarse por el tipo de trampa geológica que

lo formo, se diferencian dos tipos de ellas, y una tercera que corresponde a la combinación

de algunos de los dos tipos.

Se considera como yacimiento de trampas estratigráficas los que se forman por la

acumulación de los fluidos en la formación de lentes de arena, los que se acumulan por

cambios de facies, en yacimientos de calizas o dolomitas con alta porosidad o por cambios

en la permeabilidad de las rocas. Cualquiera de las anteriores se genera por el cambio en la

composición química de la roca por efecto de los fluidos.

Se considera un yacimiento de trampa estructural, que se generan por las fracturas en

rocas o formaciones calizas o rocas ígneas, por la presencia de discordancias geológicas, por

la presencia de fallamiento geológico en formaciones de areniscas, por la formación de

trampas sinclinales y anticlinales, domos salinos, etcétera. Cualquiera de las opciones

anteriores es generada por acción de la tectónica

Se consideran yacimientos de trampas combinadas que son la combinación de dos o

más de las anteriores.

2.5.3.2 Por el tipo de hidrocarburo que contiene.

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Los yacimientos pueden ser clasificados en cinco tipos en base al tipo de hidrocarburo

que contienen, cada uno de ellos se puede diferenciar por las condiciones en los que se

encuentran, así como algunas características.

El primero de ellos es Petróleo negro o aceite pesado, tienen GOR ≤ 1000 pcs/STB,

el cual se incrementa por debajo del punto de burbuja. Bo ≤ 2 y API ≤ 45 y el contenido de

C7+ mayor o igual a 30 %. Las temperaturas del yacimiento son menores de 250 °F. La

gravedad especifica disminuye con el tiempo hasta bien avanzada la vida del yacimiento

donde vuelve a incrementarse ligeramente. En la figura 10 se muestra el diagrama de fases

característico.

Figura 1 Diagrama de fases de Aceite pesado

Fuente: Escobar Macualo, Freddy Humberto. “Fundamentos de la Ingeniería de Yacimientos”. 2002

El segundo tipo es aceite volátil en el cual la temperatura crítica, Tcr, es también

menor que en crudos negros y está cerca de la temperatura del yacimiento, TR (Tcr > TR),

una pequeña reducción en presión por debajo del punto de burbuja causa una liberación

enorme de gas. Bo > 2, 1000 < GOR < 8000 scf/STB, 45 < API < 60, C7+ mayor o igual a

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12.5 %, la temperatura del yacimiento ligeramente menor que la crítica y el gas liberado

puede ser del tipo gas condensado. El GOR y La API se incrementan con la producción a

medida que la presión cae por debajo de la presión del punto de burbuja. En la figura 11 se

muestra el diagrama de fases característico.

Figura 2-Diagrama de fases para el petróleo volátil

Fuente: Escobar Macualo, Freddy Humberto. “Fundamentos de la Ingeniería de Yacimientos”. 2002

El tercer tipo es Gas y condensado, en el cual el punto crítico está bien por debajo y

a la izquierda de la envolvente. Esto es el resultado de gases retrógrados conteniendo muy

pocos hidrocarburos pesados que los crudos. La (Tcr < TR) y el punto cricondentérmico es

mayor que TR. A medida que la presión cae, el líquido, normalmente claro, se condensa y se

forma líquido en el yacimiento, el cual normalmente no fluye y no puede producirse. C7+

menor o igual a 12.5 %. 70000 < GOR < 100000 pcs/STB y se incrementa a medida que la

producción toma lugar. API > 60 y se incrementa a medida que la presión cae por debajo de

la presión de rocío. En la figura 12 se muestra el diagrama de fases característico.

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Figura 3 Diagrama de fases para gas y condensado

Fuente: Escobar Macualo, Freddy Humberto. “Fundamentos de la Ingeniería de Yacimientos”. 2002

El cuarto tipo corresponde a yacimiento de gas húmedo, donde la mezcla de

hidrocarburos con moléculas predominantemente pequeñas se encuentran debajo de la

temperatura del yacimiento. La línea de presión no entra la envolvente y por tanto no se forma

líquido en el yacimiento, pero si en superficie (dos fases). La gravedad, mayor de 60 API, de

los líquidos es similar a la de los gases retrógrados. La gravedad se mantiene constante y el

color de los líquidos es transparente. GOR > 15000 pcs/STB y permanece constante durante

toda la vida del yacimiento. Se producen menos de 60 STB crudo por cada millón de pies

cúbicos normales de gas. En la figura 13 se muestra el diagrama de fases característico.

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Ilustración 4 Diagrama de fases de yacimiento de gas húmedo

Fuente: Escobar Macualo, Freddy Humberto. “Fundamentos de la Ingeniería de Yacimientos”. 2002

Y el último tipo de yacimiento reconocido es el de gas seco, el cual se encuentra

conformado principalmente por metano y algunos intermedios., no hay presencia de líquidos

ni en yacimiento ni superficie. Sin embargo, a temperaturas criogénicas, menores de 50 °F,

se puede obtener líquidos de estos gases. La EBM puede aplicarse tanto a gas como gases

húmedos para determinar gas original in-situ y predecir reservas de gas. En la figura 14 se

muestra el diagrama de fases característico.

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Figura 5 Diagrama de fases de yacimiento de gas seco

Fuente: Escobar Macualo, Freddy Humberto. “Fundamentos de la Ingeniería de Yacimientos”. 2002

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