Ingeniería de Petróleo

Los sistemas petroleros se definen como un concepto unificador que abarca los elementos y procesos de la geología que son esenciales para que una acumulación de petróleo y gas pueda existir. Barrios, Francisco: Clases de Geología Petrolera II, Universidad Central de Venezuela.

El 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 a ser inestable y se produce reagrupamiento en su estructura con objeto de mantener el equilibrio termodinámico precediendo a la generación de hidrocarburos.

Son yacimientos en los cuales las fracturas no proveen porosidad o permeabilidad extra, pero si anisotropia. En los yacimientos matriciales la porosidad de fractura no esta interconectada ni suficientemente bien definida como para desplazar fluidos de manera importante. El hidrocarburo se encuentra en los poros de la matriz.

Son aquellos yacimientos de hidrocarburos donde las fracturas modifican la permeabilidad de la roca aumentando o disminuyendo la producción. Según Kulander et, a. (1991), Nelson (1985)

Rocas formadas por detritos que está integrada por partículas del tamaño de la arcilla y del limo. En las lutitas negras el color se debe a la presencia de materia orgánica, si la cantidad de ésta es muy elevada, se habla de "lutitas bituminosas".

De edad menor que las rocas que la contienen, incluyen aguas de los oceános, lagos, ríos, agua de lluvía y agua subterráneas en movimiento.

Contemporaneas de la sedimentación, forman parte de un sistema hidráulico cerrado. No circulan, se mueven a través de los sedimentos por compactación, migración.

El petróleo original es sitio, es el volumen inicial u original del petróleo existente en las acumulaciones naturales. Tomado de: http://www.scribd.com/doc/19970942/Manual-de-Yacimientos

Proceso de cambio en los niveles de saturación durante el cual la saturación de la fase mojante disminuye. Fuerzas capilares retienen la fase mojante Existe presión de umbral

Proceso de cambio en los niveles de saturación durante el cual la saturación de la fase mojante aumenta. No existe presión de umbral

Se define como la diferencia de presión a través de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles, cuando se ponen en contacto en un medio poroso.

Presión mínima requerida por un fluido no humectante para penetrar en los poros mas grandes de un medio poroso saturado 100% con un fluido humectante.

Es cuando la interface fluido-fluido está avanzando o retrocediendo sobre una superficie sólida.

Es la saturación de agua inicial en cualquier punto en el reservorio. La saturación de agua connata alcanza un valor de saturación de agua irreducible sólo sobre la zona de transición. En la zona de transición el agua connata es móvil. Tomado de: http://quipu.uni.edu.pe/

Esto ocurre en el tope de la zona de transición donde la condición de la fase mojante pasa de continua a no continua (funicular a pendicular). La fase no mojante se pone en contacto con la superficie sólida. Tomado de: http://www.scribd.com/doc/19970942/Manual-de-Yacimientos

Nivel hipotético donde la presión capilar es igual a cero. Es este punto no existe interface entre los líquidos de una roca. Tomado de: http://www.scribd.com/doc/19970942/Manual-de-Yacimientos

Es la saturación de agua que no puede ser reducida sin importar cuanto mas aumente la presión capilar. Tomado de: http://www.scribd.com/doc/19970942/Manual-de-Yacimientos

Facultad que tiene la roca para permitir que los fluidos se muevan a través de los espacios porosos interconectados. Tomado de: http://www.scribd.com/doc/19970942/Manual-de-Yacimientos