Ingeniería de Yacimientos

En ciertas ocasiones los yacimientos tienen bolsones o casquetes de gas libre que no han logrado contacto con el petróleo en el yacimiento hasta alcanzar el equilibrio. Estas condiciones significan que el crudo esta subsaturado, no obstante coexistir con un casquete de gas libre. Los bolsones de gas pueden general reventones cuando se acometen tareas de reabilitación o limpieza de pozos y se confia que el crudo subsaturado de gas en el yacimiento no ofrece peligro.

EL gas natural libre (casquete de gas) o el gas natural asociado disuelto en el petróleo en el yacimiento, representa en ambos casos un mecanismo fundamental de producción. Además, por si solo tiene importantísimo valor comercial como fuente para la extracción de líquidos utilizados en procesos de refinerias y petroquímicas. Finalmente, es parte del negocio de los hidrocarburos como combustible industrial y doméstico. Por tanto, los yacimientos de puro gas son también muy importantes. El gas natural tiene, además de sus propias caracteristicas, las des responder su volúmen a variaciones de temperatura y presión que se le apliquen para cumplir fines determinados; transporte por gaseoductos, extracción de líquidos, levantamiento artificial de producción por gas.

Los yacimientos que originalmente tienen un casquete de gas de tamaño significativo, o aquellos en que el casquete es de origen secundario por segregación gravitacional del gas que ha salido de solución, poseen una fracción significativa de energía que se manifiesta en la conpresibilidad del gas libre presente. En estos casos es aconsejable producir preferencialmente los pozos buzamiento abajo porque poseen menor relación gas/petróleo, y a medida que los pozos vayan produciendo mayor volúmen de gas por expansión del casquete se pueden ir cerrando progresivamente.

En el caso de un yacimiento de hidrocarburos en contacto con un acuífero, se requiere que la presión en la interfase descienda significativamente para que el acuífero descargue agua hacia el yacimiento o volúmen de control. Este caso puede presentar varias situaciones. Se puede presentar la conveniencia de utilizar agua del acuífero como mecanismo de producción e inclusive puede ser conveniente que se estimule la entrada de agua al volúmen de control. Esto requiere disponer de un número suficiente de pozos, a una tasa individual de producción de manera que la producción en la interfase acuífero/yacimiento descienda lo suficiente para que el acuífero se mantenga descargando agua.

Este es el radio del área del yacimiento afectada directamente por la producción del pozo sometido a estudio. El yacimiento puede tener un solo pozo o varios pozos. Un solo pozo en el yacimiento: En este caso para condiciones estabilizadas, el área de drenaje del pozo es la totalidad del yacimiento. Varios pozos en el yacimiento: Este es el caso común y general que ocurre en el desarrollo del yacimiento.

Si la tuberia de educción del pozo esta cerrada en el cabezal mientras se toma la presión de fondo, se dice que se esta obteniendo la presión estática Pe. El énfasis que se hace de cerrar el pozo en el cabezal, a menos que la prueba se haga con tuberia vástago y elementos complementarios de fondo, es porque la compresibilidad de los fluidos permite que, aunque lento, continúe el flujo desde el yacimiento al pozo. La presión estática puede tomarse a una profundidad cualquiera.

Se denomina presión de flujo la que se toma mientras el pozo esta abierto y el medidor esta ubicado a cierta distancia por encima de las perforaciones para evitar las turbulencias que pudieran existir por la descarga del flujo hacia el hoyo.

Utilizar con la mayor eficiencia la relación favorable de movilidad que se logra utilizando agua como fluido desplazante En yacimientos con débil influjo natural de agua se pueden mejorar el barrido, complementando el agua de intrusión con agua inyectada adicional En virtud del alto volúmen ocupado en el yacimiento por el agua inyectada, los fluidos producidos pueden ser reemplazados mediante bajas inversiones en planta y equipos.

Al inyectar fluidos para mantener alta la presión estática del yacimiento, también se mantiene alta la presión de flujo de los pozos, por ende disminuyendo los requerimientos del levantameinto artificial. En los yacimientos que estan produciendo mediante levantamiento artificial ya instalado, es ventajoso que al iniciarse la declinación de la presión de fondo se comienza a inyectar fluidos, para mantener le valor cercano a la presión utilizada para diseñar el sistema de levantamiento artificial. Esta acción conduce a mantener la eficiencia del sistema instalado. En general, mantener elevada la presión, en principio, debe mejorar la cantidad extraida del POES debido a que el fulido inyectado estaría barriendo una saturación de petróleo (So) que tiene un factor volumétrico (Bo) mayor.

Es una condición en las que algunas arcillas, polímeros y otras pequeñas partículas cargadas se adhieren y forman una estructura frágil llamada floculación. traducido de www.slb.com

El Foamy oil o crudo espumante es una espuma continua en el crudo que contiene burbujas de gas dispersas, producida en el cabezal del pozo en yacimientos de petróleo pesado bajo la conducción del gas en solución. El Foamy Oil se representa para una alta produccion inusual en reservorios de crudo pesado.

Un prerrequisito fundamental para predecir el comportamiento de un yacimiento es conocer satisfactoriamente el volumen de petróleo original en sitio. El yacimiento se encuentra confinado entre ciertos límites geológicos y de fluidos, los cuales deben ser determinados con bastante precisión. Dentro de estos límites geológicos, el petróleo se encuentra contenido en lo que comúnmente se conoce como espesor bruto. El espesor neto de arena petrolífera es la parte del espesor bruto del yacimiento que contribuye al recobro de petróleo y se define mediante los siguientes criterios: - Límite más bajo de porosidad. - Límite más bajo de permeabilidad. - Límite más alto de saturación de agua. Todas las medidas disponibles tomadas de muestras de yacimientos y pozos, como análisis de núcleos y registros de pozos, se usan extensivamente para evaluar el espesor neto del yacimiento. La elección de los límites de baja porosidad y permeabilidad dependerán de características como: - Volumen total del yaci

Los ingenieros han reconocido que los yacimientos presentan variaciones en la permeabilidad y en otras propiedades de la roca en la dirección lateral. Realmente, los desplazamientos de agua y gas están condicionados por la geometría del yacimiento (forma estructural, espesor de los estratos) y por los valores locales de parámetros físicos (variables de un punto a otro) característicos del sistema poroso. Se han desarrollado una variedad de técnicas de estimación geoestadística, con la finalidad de describir de forma precisa la distribución espacial de las propiedades de la roca. El concepto de continuidad espacial sugiere que la información de puntos cercanos unos con otros presentan mayor similitud que puntos alejados. Estas técnicas geoestadísticas envuelven la interpolación entre puntos con información conocida, como elevación o permeabilidad, y la extrapolación más allá de valores con información conocida. Estas propiedades de roca son llamadas comúnmente variables regionalizadas.

La porosidad y la permeabilidad de las rocas sedimentarias son funciones del grado de compactación de la roca. Las fuerzas que compactan la roca y los fluidos son función del peso de los estratos suprayacentes (presión de sobrecarga). La porosidad de las lutitas se reduce en mayor grado por la compactación que la porosidad de las areniscas. Esta reducción de porosidad se debe al reacomodo de los granos de la matriz. De forma similar, la presión de sobrecarga reduce hasta un 40% la permeabilidad medida en el laboratorio a presión atmosférica. Los resultados anteriores señalan la necesidad de corregir los valores de porosidad y permeabilidad medidos en el laboratorio a presión atmosférica por efecto de la presión de sobrecarga, o medir estas propiedades simulando la presión de sobrecarga del yacimiento.

Schmalz y Rahme introdujeron un parámetro simple que describe el grado de heterogeneidad dentro de una sección de arena neta petrolífera. El término es llamado Coeficiente de Lorenz y varía entre cero, para sistemas completamente homogéneos, y uno para sistemas completamente heterogéneos. A continuación se resume la metodología utilizada para calcular el coeficiente de Lorenz: - Ordenar todos los valores de permeabilidad en orden descendiente.- Calcular la capacidad de permeabilidad acumulada ΣKh y la capacidad de volumen acumulada ΣФh.- Normalizar ambas capacidades acumuladas hasta que cada capacidad se encuentre en un rango entre 0 y 1.- Graficar la capacidad de permeabilidad acumulada normalizada versus la capacidad de volumen acumulado normalizado en una escala cartesiana.

Los yacimientos son cuerpos originados durante largos procesos geológicos donde actúan diversos ambientes depositacionales tanto en tiempo como en espacio. Como resultado de subsecuentes reorganizaciones físicas y químicas, como compactación, solución, dolomitización y cementación, las características del yacimiento son variables. Así la heterogeneidad de un yacimiento depende en gran medida de los ambientes depositacionales y eventos subsecuentes. Las características geológicas de las rocas que conforman los yacimientos son extremadamente variables y presentan variaciones laterales y verticales. Estas variaciones pueden ocurrir a grandes distancias, o incluso a distancias muy cercanas. La heterogeneidad de un yacimiento puede ser definida como la variación de las propiedades del yacimiento en función del espacio. Idealmente, si el yacimiento es homogéneo, la medición de propiedades en cualquier ubicación describe completamente la distribución de dicha propiedad en todo el yacimiento.

La saturación residual de una fase, generalmente expresada como Sxr, donde x corresponde a la fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la saturación de dicha fase que queda en el yacimiento en la zona barrida, después de un proceso de desplazamiento.

La saturación crítica de una fase, generalmente expresada como Sxc, donde x corresponde a la fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la mínima saturación requerida para que una fase pueda moverse en el yacimiento, es decir, corresponde a la máxima saturación a la cual la permeabilidad relativa de dicha fase es cero.

Un yacimiento a miles de pies bajo la tierra se encuentra sometido a una presión de sobrecarga originada por el peso de las formaciones suprayacentes. La presión de sobrecarga no es constante y depende de factores como la profundidad, naturaleza de la estructura, consolidación de la formación, tiempo geológico, entre otros. La profundidad de la formación es la consideración más importante, y un valor típico de presión de sobrecarga es aproximadamente 1 lpc por pie de profundidad. El peso de sobrecarga simplemente aplica una fuerza compresiva al yacimiento. La presión en el espacio poroso de la roca normalmente no se acerca a la presión de sobrecarga. Una presión de poro típica, comúnmente referida como la presión del yacimiento, es aproximadamente 0.5 lpc por pie de profundidad, asumiendo que el yacimiento es suficientemente consolidado así la presión de sobrecarga no se transmite a los fluidos en el espacio poroso. La diferencia de presión entre la presión de sobrecarga y la presión i

El equilibrio hidrostático se produce en un fluido en el que las fuerzas del gradiente vertical de presión y la gravedad están en equilibrio. En un fluido hidrostático no hay aceleración vertical neta. El equilibrio hidrostático explica por qué la atmósfera terrestre no se colapsa sobre una fina capa en la superficie por efecto de la gravedad o cómo los neumáticos de un coche o bicicleta pueden soportar el peso del vehículo gracias a la presión del gas en el interior. En el caso de una estrella, existe un equilibrio entre la fuerza de gravedad que actúa atrayendo el gas estelar hacia el centro y comprimiéndolo, y la variación radial de presión que actúa en sentido contrario intentando expandir el sistema. En condiciones normales la estrella está en equilibrio y adopta una forma esférica estable. En una estrella la presión tiene dos partes, una hidrostática y otra producida por la presión de radiación. La presión que sostiene a las estrellas es fruto de la liberación de energía en el ce

El medio natural para los hidrocarburos es una roca de baja temperatura, por lo tanto las rocas formadas ha temperaturas altas como son las rocas ígneas y metamórficas, raramente sirven a tal propósitoPudo haber pasado que el hidrocarburo que se encuentra en estas rocas debió haber llegado allí después que las rocas se enfriaron y consolidaron.

Son depósitos de considerable espesor se forman en cuencas sedimentarias cuando tales cuencas no tienen abastecimiento suficiente de clásticosLa roca de sal, lo mismo que de yeso, rara vez constituyen rocas de acumulación, sin embargo, las formaciones de anhidrita impura pueden llegar a convertirse en formaciones con buena porosidad como resultado de la lixiviación de anhidrita por el efecto de circulación de, lo que produce drusas y canales, no obstante, los yacimientos de ahidrita son poco frecuentes.

Esta clase de yacimientos no es muy importante comercialmente, pero pueden encontrarse en todas las series de rocas sedimentarias, el desarrollo de porosidad efectiva en lutitas solo ocurre con fracturamiento, lo que presupone la existencia de formación orogénica.

Compuestas de conchas marinas, sales de calcio y magnesio precipitadas en forma de calcitas y dolomitas, se forman en zonas poco profundas del mar, más conocidas como los arrecifes. Las dolomitas se originan de la sustitución de calcio por magnesio. Lo importante a conocer es la formación de la porosidad y la permeabilidad, el desarrollo de la porosidad en calizas y dolomitas que forman yacimientos de hidrocarburos se debe mayormente al agrietamiento mecánico y a la lixiviación química. Las calizas ya consolidadas son poco resistentes a los esfuerzos de tensión y cizalladura, muchas veces por ligeras deformaciones estructurales se forman grietas verticales, esto facilita la movilización de los fluidos como aguas meteóricas; estos movimientos producen un agrandamiento de las fisuras, desarrollo de los poros y aún de cavernas de clase muy irregular no siendo uniforme a lo largo del yacimiento.

El Método de Muskat fue presentado en 1945 y expuso que el valor de un número de variables que afectan la producción de gas y de petróleo y los valores de las tasas de cambio de estas con la presión, se pueden evaluar en cada paso de agotamiento.Muskat considero el yacimiento como un medio poroso homogéneo a lo largo del cual la presión se mantiene uniforme. Muskat comparo esto con un tanque con válvulas de salida distribuidas continua y uniformemente utilizadas para drenar fluidos. Cada elemento de volumen del yacimiento produce a través de su propia salida y no existe intercambio de fluido entre los elementos de volumen. El comportamiento del yacimiento total se determinan a partir del comportamiento de cualquiera de los elementos de volumen que forman el yacimiento.Este método se emplea en yacimientos de petróleo donde la producción se realiza mediante el empuje por gas en solución, el cuál puede incluir capa de gas e inyección de gas, así como a volúmenes de yacimientos que sean pe

El Método de Pirson también es conocido como el método de diferencias finitas, ya que la ecuación de balance de materiales es expresada en forma de diferencias finitas. El método de Pirson elimina la suposición de una continuidad lineal en el desarrollo de las propiedades de los fluidos o del funcionamiento dentro de un intervalo de disminución de presión.Es un método de ensayo y error que asume un valor del incremento de la producción, ΔNp, en un intervalo de presión determinado y se calcula este valor usando la ecuación de balance de materiales, la ecuación de saturación y la de relación gas-petróleo instantáneo.En el caso de que el valor calculado no sea el mismo, o muy aproximado, al valor asumido, se repiten los cálculos asumiendo como nuevo valor el valor calculado y así sucesivamente hasta que los valores asumidos y calculados estén dentro del rango de igualdad permitido.El hecho de utilizar como nuevo ensayo y error el valor recientemente calculado disminuye la cantidad de iter

Obviamente, los poros interconectados que en la roca representan los canales de flujo de los fluidos en el yacimiento (gas, petróleo, agua) no son tubos capilares rectos ni tampoco tienen pared lisa. Sin embargo, como los poros sí existen y la presencia de las interfases origina presiones capilares que afectan los procesos de desplazamiento de las sustancias, entonces se define tortuosidad como el indicador de la desviación que exhibe el sistema físico real de poros respecto a un sistema "equivalente" de tubos capilares. FUENTE: Efraín E. Barberii Martín Essenfeld. Yacimientos de Hidrocarburos (FONCIED).

Los factores que afectan la eficiencia del barrido vertical son: 1)Razón de movilidad: al aumentar la razón de movilidad disminuye la eficiencia de barrido vertical 2)Volumen de fluido inyectado: la eficiencia del barrido vertical aumenta con el volumen de fluidos inyectados y , por lo tanto, con el tiempo. 3)Flujo cruzado entre capas: la recuperacion de petróleo para el caso del flujo cruzado es intermedia entre la correspondiente a un yacimiento uniforme y la de un yacimiento estratificado sin flujo cruzado.

Debido, principalmente, a la heterogeneidad del yacimiento, sólo una fracción del área vertical del yacimiento es contactada por el fluido desplazante. Esta fracción referida al área vertical total del yacimiento, se denomina eficiencia del barrido vertical. Ev= área vertical invadida/ área vertical total invadible

Los principales parámetros que caracterizan los arreglos de pozos son: 1)La relación d/a, donde: d: Distancia más corta entre líneas de pozos de distinto tipo, situadas una a continuacióbn de la otra en una misma columna. a: Distancia más corta entre pozos del mismo tipo que se encuentran en una misma fila, uno acontinuación del otro. 2) La razón pozos de inyección a pozos de producción, Rpupp: Esta razón se calcula dividiendo el número de pozos inyectores que afectan directamente a cada productor, entre el número de pozos productores que reciben efecto diercto de un inyector. 3)La unidad del arreglo: Es la menor porción del arreglo que lo representa. También se conoce como emento de símetria en el flujo y debe incluir al menos un pozo productor y un inyector.

Viscosidad que puede tener una sustancia en un momento dado, la cual se mide por medio de un instrumento que determina la tas de cizallamiento. Es una función de la viscosidad plástica con respacto al punto cedente. FUENTE: Efraín E. Barberii Martín Essenfeld. Yacimientos de Hidrocarburos (FONCIED).

Si la muestra de la roca tiene una forma regular (cilíndrica, cuadrada o cúbica), su volumen bruto puede calcularse mediante las medidas de su forma. Si su contorno es irregular se puede obtener su volumen bruto por inmersión y desplazamiento en un determinado volumen de líquido como mercurio, por ejemplo, que a presión atmosférica no penetre en los poros de la roca. El incremento de volumen que se observe en el recipiente que contiene la roca o el volumen de líquido que se recoja por rebosamiento corresponderá al volumen del espécimen o muestra. FUENTE: Efraín E. Barberii Martín Essenfeld. Yacimientos de Hidrocarburos (FONCIED).

Esto se debe a que la caída de presión que causa el flujo o producción de agua es mayor que la fuerza gravitacional: PWOC−Pwf > 0.433(γ w−γ o )H PWOC = Presión en el contacto agua petróleo, psia Pwf = Presión de fondo fluyente, psia γw = Gravedad específica del agua γo = Gravedad específica del aceite H = Distancia del fondo del pozo al contacto agua petróleo La ecuación anterior no habla de tiempo. Sin embargo, expresa que a cualquier tiempo esta inigualdad se satisface ocurriendo instantáneamente la conificación. También cuando la inigualdad no se satisface no habrá conificación puesto que la presión de fondo fluyente es controlable mediante regulación de la rata de flujo. Luego, la conificación es controlable. Se prefiere manejar volúmenes de agua, es decir, tratar de no frenar la conificación, pues resulta antieconómico. Porque al hacer eso se disminuye el caudal de petróleo. El manejo de agua es más que rentable con la producción de petróleo. Fuente: Libro Fundamentos de Ingen

Este tipo de declinación es común en yacimientos que producen predominantemente por segregación gravitacional. Como se observó en el ítem anterior, la declinación armónica es una variante de la declinación hiperbólica, esto es cuando n es igual a 1. Fuente: Libro Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar

Esta considera que la rata de declinación varía con el tiempo. Es buena para yacimientos que producen por gas en solución. Esta técnica es muy consumidora de tiempo. Fuente: Libro Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar

El análisis de curvas de declinación podría ser una de las técnicas de ingeniería que más están en desuso y al mismo tiempo parece ser una de las técnicas que menos atención ofrece ya que ellas se aplican siempre y cuando las condiciones mecánicas del pozo y el área de drene del yacimiento permanecen constantes. Sin embargo, el uso de curvas tipo incluye soluciones que alivian los problemas en mención. Sin embargo, para hacer predicciones del yacimiento debería emplearse dichos análisis. El típico análisis consiste en graficar datos de producción contra tiempo en papel semilog e intentar ajustar estos datos con una recta la cual se extrapola hacia el futuro. Las reservas se calculan con base en una rata de producción promedia anual Fuente:Libro Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar

Los resultados de este modelo se aproximan bastante a los del método de Hurst y Van Everdingen para acuíferos finitos. Sin embargo, la teoría de Fetkovich es más simple y su aplicación más fácil. Se utiliza un procedimiento de ensayo y error para evaluar las constantes de intrusión de agua con datos de producción. El índice de productividad es adecuado para describir la intrusión de agua desde un acuífero finito a un yacimiento de hidrocarburos; la rata de intrusión de agua es directamente proporcional a la caída de presión entre la presión promedia del acuífero y la presión en el contacto agua-aceite. Fuente: Libro Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar

Algunas indicaciones de la existencia del empuje o intrusión de agua son: 1) Existe una zona subyacente de agua 2) Existe suficiente permeabilidad para soportar el movimiento de agua, usualmente mayor a 50 md. 3) Aumento de la producción de agua a medida que transcurre el tiempo 4) Balance de materia es el mejor indicador para detectar la intrusión de agua Existen tres métodos básicos para predecir y/o estimar la cantidad de agua que intruye al yacimiento. Ellos son: El método de Schilthuis, el método de Hurst y Van Everdingen y el método de Fetckovick. Fuente: Libro Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar

Se denota como γg. La gravedad específica de un gas, se define como la relación entre su densidad y la densidad del aire. En el campo ésta propiedad se mide fácilmente en la cabeza del pozo, por lo tanto, es usada como una indicación de la composición del gas. La gravedad específica del gas es proporcional a su peso molecular, PM, cuando éste se mide a bajas presiones donde el comportamiento del gas se aproxima a la idealidad. Una vez se obtiene el peso molecular, la gravedad del gas se determina dividiendo su peso molecular entre 28.966 (peso molecular del aire). Fuente: Libro Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar

El escogimiento y el tamaño de grano son parámetros de textura, donde la porosidad es independiente del tamaño de grano para arenas no consolidadas del mismo escogimiento, pero el tamaño de grano si afecta la permeabilidad ya que mientras mas fina sea la arena menor será la permeabilidad. Una baja permeabilidad produce un flujo de fluidos lento, lo cual promueve la cementación, mientras que un flujo alto promueve la disolución.

Un proceso dañino para los materiales que ocurre como resultado de la cavitación. La "cavitación" se refiere a la ocurrencia o a formación de burbujas de gas o vapor formados en líquidos que fluyen, debido a la generación hidrodinámica de presiones bajas (debajo de la presión atmosférica). Este daño resulta en una acción de martilleo cuando las burbujas "cavitan" o se suffren un colapso, en el liquido en flujo. Las altas presiones causadas por el colapso de las burbujas del vapor producen la deformación y falla del material y, finalmente, la erosión de las superficies.

Un petróleo crudo es subsaturado cuando contiene menos gas que el requerido para saturar el petróleo a la presión y temperatura del yacimiento. Cuando el petróleo es altamente subsaturado, mucha de la energía del yacimiento se almacena por la compresibilidad de la roca y de los fluidos; como consecuencia, la presión declina rápidamente a medida que se extraen los fluidos hasta que se alcanza la presión de burbujeo. entonces, el empuje por gas en solución se transforma en la fuente de energia para el desplazamiento de los fluidos. Un yacimiento subsaturado se puede identificar por los datos de presión del yacimiento, realizando un análisis de los fluidos del yacimiento o mediante un comportamiento PVT. Estos yacimientos son buenos candidatos para la inyección de agua con el fin de mantener alta la presión del yacimiento y para incrementar la presión del yacimiento.

Método de ensayo británico para determinar la viscosidad. Se expresa como el número de segundos necesarios para que 50cc de la muestra fluya en un viscosimetro redwood, bajo condiciones especificas de ensayo. Este instrumento esta disponible en dos tamaños Redwood #1 and #2. Cuando el tiempo de flujo es mayor a 2000 segundos se debe utilizar el #2.

Crudo pesado o crudo extra pesado es cualquier tipo de petróleo crudo que no fluye con facilidad. Se le denomina "pesado" debido a que su densidad o peso específico es superior a la del petróleo crudo ligero. Crudo pesado se ha definido como cualquier licuado de petróleo con un índice API inferior a 20 °,[] lo que significa que su densidad es superior a 0.933. Este resultado del petróleo crudo pesado es una degradación por estar expuesto a las bacterias, el agua o el aire, como consecuencia, la pérdida de sus fracciones más ligeras, dejando atrás sus fracciones más pesadas. Algunos geólogos petróleros categorizan el Betún de las arenas de petróleo como petróleo extra pesado, aunque el Betún no fluye en condiciones ambientales.

El petróleo ligero es el petróleo crudo con bajo contenido de ceras. La definición de petróleo ligero y de petróleo pesado es difícil de encontrar, simplemente su clasificación se basa más en razones de orden práctico que teórico. Dado que los crudos con alta viscosidad son más difíciles de transportar y bombear, al parecer el crudo con ligero contenido de ceras, son denominados "crudo ligero" y los que tienen sustancialmente más cera se clasifican como "petróleo pesado". Fuente: es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo_crudo_ligero

A diferencia de los yacimientos convencionales, en estos yacimientos no pueden producir a tasas económicas de flujo y a su vez los mismos no podrán ser producidos rentablemente sin aplicárseles tratamientos intensivos para estimular su desarrollo, fracturamientos y procesos de recuperación, en general para poder producir de manera optima en este tipo de yacimientos es necesario la inclusión de una amplia gama de tecnologías para asi poder garantizar altos niveles de producción. Fuente: Yacimientos Convencionales y No convencionales en el Campo la Concepción, Cuenca del Lago de Maracaibo realizado por Jesús S Porras

Los esquistos bituminosos son rocas metamorficas arcillosas, generalmente negruzcas, que contienen materiales inorgánicos y orgánicos, procedentes de la fauna y la flora acuáticas (en lenguaje coloquial serían rocas empapadas de petróleo). Este material es transformado diagénicamente en medio reductor y da lugar a metria orgánica compleja con un elevado peso molecular. La composición de los esquistos bituminosos es: C= 80% , H=10%, O=6%, N=3%, S=1% El contenido en petróleo de los esquistos bituminosos varía enormemente, de forma que de una tonelada pueden extraerse de 75 a 125 litros de petróleo. El proceso de extracción del petróleo consiste en la trituración, combustión en hornos y extracción. Fuente: es.wikipedia.org/wiki/Esquistos_bituminosos"

Combinación de trampa estratigráfica y trampa estructural. Fuente: es.wikipedia.org/wiki/Trampa_petrol%C3%ADfera

Producto sólido, muy cargado de carbono, de densidad próxima a 1.2kg, color entre pardo oscuro y gris negro y estructura celular o granular (sirve para la fabricación de electrodos de grafito artificial, abrasivos, pigmentos, y como combustible). Existen muchas empresas cuya materia prima es coque en piedra y el producto es coque con un diámetro de una partícula muy pequeña. Fuente: es.wikipedia.org/wiki/Coque

El coque es un combustible obtenido de la destilación de la hulla calentada a temperaturas muy altas en hornos cerrados la cual le añaden calcita para potencializar su combustión, que la aíslan del aire, y que sólo contiene una pequeña fracción de las materias volátiles que forman parte de la misma. Es producto de la descomposición térmica de carbones bituminosos en ausencia de aire. Cuando la hulla se calienta desprende gases que son muy útiles industrialmente; el sólido resultante es el carbón de coque, que es liviano y poroso. Fuente: es.wikipedia.org/wiki/Coque

Se denomina facies al conjunto de rocas con determinadas características, ya sean paleontológicas (fósiles) y litológicas (como la forma, el tamaño, la disposición de sus granos y su composición de minerales) que ayudan a conocer dónde y cuándo se formó la roca. Las facies debería ser la forma ideal de un distintivo de roca que se forma en determinadas condiciones de sedimentación, lo que refleja un proceso o ambiente particular. Fuente: es.wikipedia.org/wiki/Facies