Fluidos en Yacimientos de Hidrocarburos: Composición, Distribución y Mecanismos de Producción

Fluidos Presentes en Yacimientos

Los yacimientos de gas contienen principalmente gas y agua, mientras que los de petróleo contienen gas, petróleo y agua. Cada fluido se presenta en variadas proporciones o saturaciones, dependiendo de sus propiedades físicas y composiciones. En reservorios profundos, las altas temperaturas y presiones modifican significativamente estas propiedades. El conocimiento de los fluidos en los reservorios se obtiene por métodos indirectos, ya que es imposible observarlos in situ. La información se recopila a través del análisis de:

1. Cores y muestras de canaleta, y registros eléctricos.
2. Muestras de fluidos del pozo (pruebas).
3. Muestras en superficie de pozos en producción y el estudio de la historia de producción del yacimiento.

Distribución de Fluidos en el Reservorio

En una trampa, los fluidos se estratifican en capas de gas, petróleo y agua. Sin embargo, esta distribución ideal puede alterarse por variaciones en la porosidad y permeabilidad, fallamiento, lenticularidad, etc. En yacimientos extensos, los contactos entre fluidos suelen ser planos horizontales o inclinados bien definidos, con zonas de transición de algunos metros.

El Agua en los Yacimientos

La parte superior de la corteza terrestre está saturada de agua. En los yacimientos, el agua es comúnmente salada, y su salinidad aumenta con la profundidad.

Clasificación de las Aguas en Campos Petrolíferos

Por su Origen

• Agua Meteórica: Proviene de la lluvia que se infiltra en el subsuelo a través de capas permeables, fracturas y planos de estratificación. Contiene oxígeno (O₂) y dióxido de carbono (CO₂) disueltos. El O₂ reacciona con sulfuros formando sulfatos, mientras que el CO₂ forma carbonatos y bicarbonatos.
• Agua Connata: De origen marino, depositada junto con los sedimentos. Su composición química difiere significativamente del agua de mar. El agua de mar contiene 96.53% de agua y 3.47% de sólidos disueltos, de los cuales el 99% corresponde a Cl, Na, SO₄, Mg, Ca y K, siendo Cl y Na más del 86%. La salinidad promedio es de 35 g de sal por kg de agua. La mayoría del agua en reservorios son salmueras con abundantes cloruros, especialmente de sodio, con concentraciones varias veces superiores a las del agua marina.
• Aguas Mixtas: Contienen cloruros, sulfatos, carbonatos y bicarbonatos de origen múltiple.

Según su Ubicación

• Agua Libre: La mayoría de los yacimientos se encuentran en acuíferos (rocas permeables saturadas de agua) que pueden ser de origen meteórico, connato o mixto. El agua confinada en los pozos de un reservorio puede considerarse un cuerpo continuo e interconectado, similar al sistema de agua de una ciudad, listo para fluir hacia cualquier punto de salida de presión.
• Agua Intersticial: Es agua connata que no fue desplazada por los hidrocarburos durante la acumulación. Coexiste con el petróleo y el gas en cantidades variables dentro de los espacios porosos de todo yacimiento. Esta agua está adherida a la superficie de los granos o contenida en finos poros capilares abiertos (debido a la presión capilar) y está presente en todo el reservorio. Su cantidad rara vez es menor al 10% y puede variar hasta 50% o más dentro de los poros. Se produce cuando su proporción en relación con el gas y el petróleo aumenta debido a la producción de hidrocarburos.

Usos del Análisis de Agua

• Esencial para la interpretación de registros eléctricos.
• Permite la diferenciación local de reservorios.
• Cambios significativos en las concentraciones u otras características de las aguas pueden indicar diferentes ambientes geológicos (por ejemplo, la presencia de discordancias).
• Un aumento o disminución de la salinidad puede indicar la entrada de agua meteórica.
• En la producción, puede indicar la procedencia del agua (problemas de tubería, cementación).

Efectos del Agua Intersticial en el Reservorio

• La cantidad de agua intersticial aumenta al disminuir la permeabilidad y la porosidad.
• Reduce las reservas recuperables de gas y petróleo debido al espacio que ocupa.
• Es fundamental determinar el volumen de agua para calcular las reservas (saturación de agua).
• Los minerales disueltos en el agua pueden favorecer la presencia de materiales arcillosos.
• Facilita la interpretación de registros eléctricos.
• En la recuperación secundaria, las inyecciones de agua pueden dañar las formaciones productivas.
• El contenido de H₂S puede causar corrosión en bombas y tuberías.

Composición Química de los Sólidos Disueltos

Constituyentes Principales

Las aguas de los reservorios generalmente se analizan para determinar cinco constituyentes principales: Ca, Mg, Cl, SO₄ y HCO₃. El análisis de Na es complejo y su valor se determina por diferencia.

Constituyentes Secundarios

Algunos estudios de estos constituyentes pueden llevar a conclusiones geológicas importantes.

Resultados de los Análisis

Se expresan en partes por millón (PPM). Agua de mar = 35,000 PPM (35 g de sal disuelta por kg de agua = 35 psu – unidades prácticas de salinidad). Ejemplos peruanos:

• Noroeste:
  • Portachuelo (Fm. Sal-Mog): 8,200 – 55,000 PPM
  • Carrizo (Fm. Verdún): 53,000 PPM
  • Los Órganos Sur (Fm. Echino): 6,000 PPM
• Selva:
  • Maquia (Cretácico): 400 – 1,000 PPM
  • Lote 8 (Cretácico): 100,000 – 130,000 PPM
  • Lote 1AB (Cretácico) Cap. Norte: 20,000 PPM
  • Shibiyacu: 110,000 PPM

Origen de las Aguas Saladas (Salmueras)

• Es un problema importante en geología.
• En algunos casos, su origen puede asociarse a la disolución de depósitos de sal cercanos.
• Absorción de agua por las partículas minerales de arcilla de las lutitas y de las rocas reservorio.
• El agua expulsada de las lutitas y areniscas durante la compactación permite que las aguas residuales concentren salinidad.
• La evaporación del agua durante la deposición también contribuye a la concentración salina.

Condiciones Existentes en el Reservorio: Presión y Temperatura

Las dos condiciones variables dominantes que afectan a todo reservorio hidrocarburífero son la presión y la temperatura. Cada una de ellas es una forma de energía almacenada y aprovechable.

Las diferencias de presión y temperatura entre áreas determinan los gradientes de presión y temperatura, fundamentales en la mayoría de los problemas que afectan el movimiento de los hidrocarburos a través de las rocas.

La ingeniería de petróleo estudia los problemas de movimientos y relaciones entre presión, volumen y temperatura (PVT).

• Los cambios de volumen son mucho más pronunciados en el gas.
• La viscosidad y la flotabilidad de los hidrocarburos varían con la presión y la temperatura.
• La presión tiene más efecto que la temperatura. Ambos influyen en los volúmenes y la flotabilidad relativa, pero la presión tiene una gran influencia, especialmente sobre el gas.
• El principal efecto del incremento de temperatura es la disminución de la viscosidad de los líquidos, lo que facilita el flujo.

Presión

Los fluidos confinados se encuentran bajo cierto grado de presión del reservorio o presión de formación, que se mide al perforar un pozo.

Los fluidos están en contacto, por lo que la presión medida es la de todos ellos. La presión del reservorio original o “virgen” es la existente antes de cualquier perforación. Se mide solo en el primer pozo y comienza a declinar con la producción de petróleo y gas.

El ritmo de declinación de la presión por unidad de gas o petróleo producido es un dato fundamental para la estimación de reservas.

Los yacimientos de petróleo y gas se encuentran sobre acuíferos.

Clases de Presión en el Reservorio

Hay dos clases: hidrostática e hidrodinámica.

• Hidrostática: Se debe al peso estático de la columna de agua que aumenta verticalmente hacia abajo.
• Hidrodinámica: Se dirige lateralmente a lo largo de los estratos desde un punto de alta presión a otro de baja presión.

Los gradientes son la tasa de cambio de las presiones. La presión total ejercida por el agua es la suma de ambas presiones, y el gradiente de presión total es la suma de ambos gradientes.

Gradiente de Presión Hidrostática

• Se incrementa con la profundidad. Comúnmente es de 45 psi por cada 100 pies, que corresponde al peso de una columna de agua con una salinidad de 55,000 PPM.
• La presión hidrostática hace que el agua de una formación se eleve por encima de dicha formación (artesiana).

Gradiente de Presión Hidrodinámica

Las fuentes de gradiente de presión dirigida lateralmente a lo largo del plano de estratificación son:

1. El gradiente natural de la región.
2. El gradiente artificial en un reservorio como resultado de la salida de fluidos.

Fuentes de Presión del Reservorio

Existe una variedad de fuentes y sus efectos pueden ser permanentes o temporales.

Fuentes Principales

1. El peso de la columna de agua encima del punto de medición de la presión.
2. El peso de la roca suprayacente.

Fuentes Secundarias

1. Cambios de temperatura.
2. Precipitación secundaria (cementación).
3. Movimientos sísmicos – terremotos.
4. Perturbaciones atmosféricas u oceánicas.
5. Reacciones químicas y bioquímicas.

Temperatura

• El grado de calor normalmente aumenta con la profundidad (gradiente geotermal).
• El gradiente de temperatura es constante en un pozo, pero puede variar significativamente de un área a otra.

Efectos del Aumento de Temperatura

• Incremento de la viscosidad del gas y disminución de la del petróleo a presión constante.
• Incremento del volumen del gas, el petróleo y la roca.
• Incremento de la presión de los fluidos confinados.
• Disminución de la solubilidad del gas en el petróleo.
• Incremento de la solubilidad de las sales en el agua.

Fuentes de Calor

• Flujos de calor del núcleo de la Tierra.
• Presencia de magmas en enfriamiento.
• Desintegración de elementos radiactivos.
• Corrientes de convección térmica.
• Diastrofismo.
• Fricción entre granos (efecto local y temporal).
• Reacciones químicas exotérmicas dentro de rocas permeables (efecto local y temporal).

Mecanismo de los Reservorios

La historia de todo yacimiento de petróleo puede dividirse en dos períodos: estático y dinámico.

• En las trampas, la temperatura, la presión y los fluidos se encuentran en equilibrio estático durante un largo período geológico, con cambios muy lentos (movimientos de la corteza, actividad ígnea, cambios en la dirección y cantidad de la circulación hidráulica).
• Con la perforación del primer pozo, el equilibrio se rompe, ocurren muchos cambios y se entra en el período dinámico. El mecanismo de los reservorios corresponde al período dinámico, y su comprensión es esencial para la producción de gas y petróleo.

Energía del Reservorio

• El petróleo no tiene energía propia. La energía natural que lo mueve hacia los pozos es producida por la presión del reservorio y está almacenada principalmente en los fluidos comprimidos. Su cantidad depende de la gravedad.
• El movimiento de los fluidos del reservorio hacia los pozos depende de la cantidad y el tipo de energía presente, así como de su uso eficiente.
• La energía del reservorio debe ser suficiente para vencer las fuerzas que mantienen al gas y al petróleo dentro del sistema de poros, y para superar la resistencia de la viscosidad del gas y el petróleo al movimiento.
• Un pozo fluyente tiene suficiente presión para vencer, además, el peso del petróleo, el gas y el agua que se encuentran en la tubería, entre la formación y la boca del pozo en la superficie.
• Cuando la presión permite que el petróleo salga del reservorio pero no lo eleva hasta la superficie, se bombea.
• Una vez iniciada la producción, se forma un área de baja presión alrededor del pozo, con un gradiente hacia este.
• Según el tipo y la cantidad de energía existente, habrá mayor o menor producción de hidrocarburos.

Impulsión Primaria en Yacimientos

Casi todos los yacimientos petrolíferos tienen más de una fuente de energía. La dominante clasifica al yacimiento.

Fuentes de Energía Impulsora Primaria

Principales

1. Impulsión por Gas (Gas Drive): Gas disuelto y cúpula de gas.
2. Impulsión por Agua (Water Drive).

Otras Fuentes

• Impulsión por Gravedad, por Expansión de Roca y Fluido, e Impulsión Combinada.

Impulsión por Gas en Solución

• Muchos reservorios están rodeados por roca impermeable (bloques fallados). El petróleo puede contener gas en solución (3 pies³ por barril de petróleo). Se reconoce por:
• Con la producción, la presión disminuye hasta el punto de burbujeo (el petróleo libera gas).
• El gas aumenta del 3% al 5% en los poros de la roca.
• Producen poca o ninguna agua.
• Comúnmente necesitan bombeo temprano.
• La presión disminuye rápida y continuamente.
• La relación gas-petróleo es inicialmente baja, luego aumenta hasta un máximo y finalmente declina.
• Recuperación: 12% (baja permeabilidad), 25% (buena permeabilidad). Ejemplo: Cuenca Talara.

Impulsión por Casquete de Gas

• Se refiere a la acumulación de gas libre en la parte superior de una estructura, debido a que el petróleo está saturado de gas. El volumen del gas libre puede variar.
• Tienen energía por gas disuelto y casquete de gas. Se caracterizan por:
• Presión inicial igual o ligeramente superior a la presión del reservorio.
• Con la producción, la presión declina a medida que se expande la cúpula de gas y se libera de la solución.
• Presión más alta que en los yacimientos de gas disuelto.
• El petróleo con gas disuelto es más ligero.
• La relación gas-petróleo aumenta cerca del contacto gas-petróleo.
• La producción de agua es escasa o nula.
• Recuperación total: 20% a 40% (dependiendo del volumen del casquete de gas). Ejemplo: Cuenca Talara.

Impulsión por Agua

El agua desplaza el gas y el petróleo de los poros. Puede ser:

1. Marginal: El agua proviene de los flancos.
2. De fondo: El agua se encuentra directamente debajo del petróleo.

• La energía proviene de dos fuentes: hidrostática y expansión del acuífero.
• No hay impulsión por agua en casos de baja permeabilidad, lentes o cortes por falla.
• Después de un período de producción, se reconoce por:
• El comportamiento físico de los fluidos.
• El régimen de descenso de la presión y de producción de agua en pozos buzamiento abajo. La presión del yacimiento debida a la energía hidrostática es constante, mientras que la debida a la energía por expansión declina constantemente.
• La producción de agua aumenta considerablemente con el tiempo, comenzando por los pozos de la parte baja.
• Debido al gradiente de alta presión, el agua se ramifica en la parte inferior de la formación o en partes muy permeables, lo que precipita la producción de agua en pozos cercanos.
• Recuperación:
• Agua marginal: 35% a 60%.
• Agua de fondo: 20% a 40%.
• La eficiencia depende de:
• Agua marginal: Uniformidad de la roca y tamaño de la trampa.
• Agua de fondo: Permeabilidad vertical.
• Ejemplo: Yacimientos de la Selva Peruana.

Impulsión por Gravedad

• La gravedad es una fuerza energética presente durante toda la vida del reservorio productivo.
• En la impulsión por gas, se suma al peso de la columna de petróleo, ayudando al flujo de petróleo hacia el pozo.
• Esta fuerza puede ser significativa en trampas de alto relieve (fuerte buzamiento, superior a 10°).
• Puede ser fundamental en la impulsión por agua en el gradiente hidrostático y, junto con el peso de la cobertura, almacena energía en el agua, la roca comprimida, el gas disuelto y la cúpula de gas. La separación de gas, petróleo y agua es un efecto de la energía gravitacional.
• La gravedad es la energía dominante en las etapas finales de la vida de algunos yacimientos con impulsión por gas disuelto. El gas se ha agotado y no hay acción del agua. La presión del reservorio es mínima (depletado) y el peso del petróleo remanente hace que este salga o drene a través de los poros hacia niveles bajos del reservorio.
• La energía por gravedad prolonga la vida de muchos yacimientos.
• La producción por gravedad es mayor con petróleo de baja viscosidad y reservorios de alta permeabilidad (superior a 50 md). Ejemplo: Yacimiento Pariñas – Talara.

Impulsión por Expansión de Roca y Fluido

En reservorios con presiones por encima del punto de burbujeo, se produce como resultado de la expansión del aceite, el agua intersticial y la roca, o su asentamiento.

El petróleo es el más expansivo, seguido de la roca (1/3 de la expansión del petróleo). Recuperación: 1% a 8%. Esta impulsión se manifiesta durante toda la vida de un yacimiento. Contribuye muy poco a la recuperación total, por lo que suele ser descartada. Ejemplo: Yacimiento de San Andrés, México.

Impulsión Combinada

• Es probable que no existan yacimientos impulsados por un solo mecanismo primario.
• Lo más común es una combinación de gas en solución con casquete de gas y agua marginal.
• Las combinaciones de impulsión originan problemas para la ingeniería de producción y reservorios.
• La recuperación depende de:
• Características del reservorio (estructura, espesor neto de la formación, propiedades de la roca).
• Tipos y grados de impulsión presentes.
• Uso adecuado de las fuentes de energía.

Reservas de Hidrocarburos

• Una función muy importante de las empresas petroleras es el cálculo periódico de las reservas y la estimación anticipada de la recuperación, con fines financieros, de ventas y de valor en la bolsa.
• Normalmente, la información de las reservas es proporcionada por los técnicos al departamento de contabilidad.
• Las reservas se calculan aplicando factores de recuperación (curvas de declinación) y experiencias de recuperación en barriles por acre-pie.
• Métodos: volumétrico (se puede aplicar en cualquier momento) y balance de materiales (requiere información de reservorios con un buen período de producción).

Clasificación de las Reservas

1. In Situ: Reservas probadas totales del reservorio, sin considerar la recuperación.
2. Recuperables: Volúmenes que se pueden producir mediante la impulsión del yacimiento y la tecnología disponible.
3. Probadas: Volúmenes calculados por cierre estructural y contacto hidrocarburo/agua, verificados por uno o más pozos con pruebas de producción.
4. Probables: Pueden existir:
5. A una distancia razonable, más allá del límite de los reservorios productivos probados.
6. En formaciones con características de ser productivas, pero que no han sido probadas (registros eléctricos, muestras de petróleo).
7. Una formación productiva separada por una falla o sello, pero que se relaciona geológicamente de manera favorable.
8. Reservas obtenibles por recuperación mejorada no realizada o recuperables con nueva tecnología (bombas, reacondicionamientos, etc.).
9. Posibles:
10. En trampas con una geología regional similar a áreas productivas (estratigrafía, estructura, geoquímica, filtraciones).
11. Interpretaciones geofísicas que indican una ampliación de áreas probadas y posibles.
12. Recuperación mejorada con un éxito dudoso.
13. Remanentes: Son los volúmenes de hidrocarburos:
14. Existentes en un yacimiento en proceso de producción.
15. Irrecuperables por falta de presión en el yacimiento (depletado) después de un período de producción. La producción es muy baja (antieconómica) o ya no existe. Los volúmenes de hidrocarburos remanentes se calculan y evalúan económicamente para considerar proyectos de recuperación mejorada y/o proyectos de recuperación secundaria, etc.

Cálculo de Reservas

• Acre-pie (ac-ft) = Área en acres x espesor en pies.
• Barril (bbl) = 42 galones estadounidenses o 5.61 pies³.
• 1 acre-pie = 43,560 pies³ (43,560 ÷ 5.61 = 7,764).
• h = Espesor del reservorio en pies.
• A = Área del reservorio en acres.
• Φ = Porosidad (en porcentaje).
• S_o = Saturación de petróleo.
• S_w = Saturación de agua.
• S_g = Saturación de gas.
• Barriles de petróleo in situ = 7,764 x h x A x Φ x S_o.
• Barriles de agua in situ = 7,764 x h x A x Φ x S_w.
• Pies³ de gas in situ = 7,764 x h x A x Φ x S_g x 5.61.
• Ejemplo: 7,764 x 20 ft x 640 acres x 0.20 (porosidad) x 0.10 (S_o) = 1,987,584 barriles de petróleo in situ.
• La cantidad total de fluidos presentes en el reservorio (S_o + S_g + S_w) siempre es igual al 100%.

Geoquímica en la Exploración de Hidrocarburos

• La aplicación de técnicas geoquímicas a la exploración de petróleo ha ganado gran aceptación.
• La utilización sistemática de análisis geoquímicos para comprender la generación, migración y acumulación de petróleo ayuda a reducir significativamente el riesgo en la exploración.
• El reconocimiento de rocas generadoras se logra determinando en el laboratorio, a partir de muestras, el contenido de materia orgánica (MO): insoluble (kerógeno) y soluble (bitumen), además de la cantidad, el tipo, la calidad y el estado de maduración de la MO.

Muestras para Análisis de Geoquímica Orgánica

• Los geólogos tienen una gran responsabilidad en el muestreo para geoquímica.
• La calidad de los resultados del análisis comienza antes de que la muestra llegue al laboratorio.
• Todo método analítico tiene puntos fuertes y débiles, y se pueden cometer errores interpretativos graves.

Cuidados con las Muestras

• Evitar la contaminación con lodo, diésel o el uso de bolsas usadas.
• La actividad microbiana afecta a la materia orgánica.
• Los componentes orgánicos se pueden perder por exposición atmosférica.
• Las muestras almacenadas durante mucho tiempo son deficientes para el análisis de bitumen.

Análisis de Muestras en Laboratorio

Las muestras se envían al laboratorio para:

1. Determinación del Carbono Orgánico Total (COT o TOC en inglés).
2. Las muestras con un TOC igual o superior al 1% (lutitas) o al 0.5% (calizas) se someten a un análisis de pirólisis (Rock-Eval).
3. Las muestras con un TOC superior al 0.7% se someten a un análisis de reflectancia de vitrinita (R_o) e índice de alteración térmica (IAT).

Análisis Geoquímicos

• La cantidad de materia orgánica se estima mediante el análisis de carbono orgánico (CO).
• La calidad y la maduración se determinan mediante técnicas químicas y ópticas.
• El método de pirólisis (Rock-Eval) es el mejor y permite identificar los tipos de kerógeno I, II y III.

Técnicas más Importantes para Determinar la Maduración de la Materia Orgánica

• Índice de Alteración Térmica (IAT).
• Paleotermometría por Reflectancia de Vitrinita, con escalas propias de maduración que representan la relación entre la historia de subsidencia y la historia térmica.

Método de Lopatin

*Capaz de predecir condiciones termales donde hidrocarburos se generan y preservan. *Permite Reconstrucción historia deposicional y tectónica de sección geológica de interés de la siguiente manera: –Ploteo de profundidad de enterramiento contra tiempo geológico. –Grid de temperatura: temperatura de subsuelo puede ser especificada para cualquier profundidad a través del pasado geológico. Simple forma es plotear gradiente geotermal del presente, asumiendo la constante: 1,000 pies – 100°C.                                                                                             Aplicaciones del Método Lopatin1.- Calcular profundidad donde petróleo, gas húmedo y seco se puedan preservar.2.- Si la región alcanzo madurez necesaria para generación de hidrocarburos.3.- Determinar tiempo de generación (Oil window) en el pasado geológico (edad).4.- Da información sobre paleotemperaturas y tectonismo de la región.  ALTERACION  DEL  PETROLEOCausas de alteración son numerosas. Pueden ser relacionadas a: *Relativa inestabilidad del petróleo. Trampas son sistemas abiertos y pueden cambiar de nivel. *Enterramiento por subsidencia o erosión. *La composición del petróleoentrampado puede ser alterado por procesos químicos o físicos. *Los procesos más importantes de alteración son: Termal, Precipitación de Asfaltos, Biodegradación y Lavado.      Alteración Termal*Se produce por influencia del calor del subsuelo. Gradiente geotermal, profundidad y tiempo de exposición del petróleo al calor. *Con incremento de profundidad y temperatura petróleos entrampados tienden a

ser más ligeros y a incrementarse cantidad de hidrocarburos de bajo peso a expensas de los más pesados. *Difícil distinguir entre efectos de alteración termal y efectos por diferentes estados de maduración de roca madre. Ayudar a diferenciar presencia de residuos sólidos en el reservorio.Precipitación de Asfaltos (Deasphalting)    *Asfaltos se precipitan de petróleos pesados y medianos por disolución en petróleo de grandes cantidades de gas y/o hidrocarburos ligeros entre C1 y C6. *Este fenómeno se presenta cuando grandes cantidades de gas se generan en el reservorio por alteración termal o por invasión de gas al reservorio como resultado de una migración secundaria (mayoría de los casos).  Biodegradación y Lavado*Comúnmente se observan en los yacimientos invadidos por aguas meteóricas, que los petróleos presentan alteración microbial (Biodegradación) y alteración por lavado de sus componentes solubles en agua.*Frecuentemente estos casos se presentan en combinación y son iniciados por acción del agua del subsuelo en movimiento. *Ambos procesos actúan para hacer más pesados a los petróleos y se presentan en forma progresiva en dirección a las partes altas. Petróleos no alterados de parte profunda del yacimiento, cambia a pesados hacia arriba.                                                                  Biodegradación*Las aguas meteóricas al penetrar al subsuelo transportan oxígeno disuelto y micro- organismos al reservorio y los ponen en contacto con petróleo en la interface petróleo/ agua.*La biodegradación es utilización selectiva de ciertos tipos de hidrocarburos por microorganismos, en aparente condición aeróbica. Ej. Selva Nor-oriental peruana, Talara.Lavado*Aguas formacionales se mueven en interfase petróleo- agua y aparentemente extraen selectivamente hidrocarburos solubles cambiando composición química del petróleo que queda.*Hidrocarburos ligeros son más fácilmente disueltos y removidos selectivamente que hidrocarburos más pesados. *En algunas cuencas petroleras se encuentran petróleos severamente alterados muy cerca de la superficie a menos de 100 metros de profundidad.                                              Correlación entre Petróleos y entre Petróleos y Roca Generadora.  *Objetivo más importante es identificación de varias familias de hidrocarburos acumulados en una cuenca e identificar rocas generadoras de cada petróleo. *Correlación geoquímica se basa en reconocimiento de similares composiciones entre petróleos y rocas generadoras.*Dificultades: maduración intensa y biodegradación.    

Sistema de Petróleo*Comprende la evolución de la roca madre y todo lo generado como gas y petróleo. *Considera  el sistema natural que abarca: actividad de roca generadora y todos los elementos geológicos y procesos que son esenciales para que exista gas y petróleo. *Describe interdependencia de elementosy procesos que forman la unidad funcional que origina acumulación de hidrocarburos. *Elementos esenciales son: roca generadora, reservorio, sello, las rocas que sobreyacen y procesos de formación de trampa y  generación – migración- acumulación de  petróleo.  *Todos los elementos esenciales deben ser  ubicados  en tiempo y espacio tal como los procesos requieren para formar acumulaciones  de petróleo. *El Sistema de petróleo tiene una  estratigrafía, geografía y una extensión temporal. Su nombre combinación: de roca madre y mayor reservorio, también expresa un nivel de certeza (conocido, hipotético o especulativo). *El sistema de petróleo puede ser usado como un modelo efectivo para investigar y descubrir acumulaciones de hidrocarburos.Yacimientos de Hidrocarburos No Convencionales    *Gas y Petróleo no convencional son los  HCs  que la industria tiende a extraer cuando escasean reservas se estudian condiciones económicas. Ej. Shale gas. Esto no requiere técnicas de explotación petrolera comunes. *Yacimientos No convencionales normalmente resultan caro desarrollarlo (fracturamiento) y producirlo pero se investiga para reducir costos. *Hasta ahora son primariamente: – Tight gas (Areniscas muy baja permeabilidad). – CBM (Metano de carbón), oíl shale  (lutitas petrolif.). – Shale gas, shale oil,  Hidratos de Gas.                                                                                             Hidratos de Gas.-                                                                            Son sólidos cristalinos de moléculas gas metano rodeado por moléculas de agua, densas, compactas, de estructura cristalina que almacenan Metano. Se estima que el Metano de los Hidratos existentes en los fondos marinos es el doble de la cantidad  encontrado  en todos los combustibles fósiles producidos en el Mundo. Abundan en los fondos marinos profundos, especialmente  en sedimentos marinos de regiones Árticas. Se ven en las líneas sísmicas marinas. Se estudia su formación, extracción, se evalúa daños ambientales que se puedan originar al producirse.Cuencas de Filiación Petrolífera(Sistema de Petróleo)1. Cuencas Sedimentarias- Espesor + 4,000m. 2. Secciones marinas con rocas madres potenciales y con rocas reservorios.3. Sistemas estructurales (Trampas). 4. Afloramientos de petróleo y/o gas. 5. Ausencia de rocas intrusivas.6. Yacimientos de Hidrocarburos.Programas de Exploración1.- Literatura y trabajos geología de campo, fotointerpretación.2. Muestreo para geoquímica: roca madre, madurez, migración.3. Aero magnetometría (espesor sedimentos, forma de cuenca, basamento, estructuras, rocas ígneas). 4. Aero gravimetría (estructuras salinas, forma de cuenca, presencia basamento). 5. Sísmica.  Perforación.

6. Perforación.                                                                         Fisiografía y Marco Geotectónico Continental Peruano *Fisiográficamente Perú dividido en 3 regiones naturales: Costa, Sierra y Selva, con rasgos geológicos- tectónicos diferentes resultantes de orogenia andina (Cretáceo Sup – Terciario Sup). *Principales componentes tectónicos de zona continental peruana: escudo Guayano- Brasileño, Faja móvil del Arco Andino y Faja Pacifica. *Masa continental peruana identificada como típica región continental de rápida subducción de placas tectónicas. *Cordillera de los Andes: consecuencia secundaria de subducción.Cuencas Hidrocarburíferas del Perú *Son grandes depresiones  estructurales asimétricas que se encuentran a lo largo y paralelas a la Cordillera de los Andes, rellenadas de sedimentos marinos y continentales con potencial hidrocarburífero.Cuencas coinciden con 3 regiones naturales: 1. Subandinas pericratónicas al oeste del escudo brasileño- guayano. 2. Intermontañas entre relieve montañoso andino. 3. Borde costero pacifico el oeste de la Cordillera de los Andes.1. Cuencas Subandinas Pericratónicas *Ubicadas al este de los Andes (fore land). *Sobreyacen basamento (prolongación cratón), con secciones sedimentarias marinas y continentales del Paleozoico, Mesozoico y Terciario con valor hidrocarburífero.Estructuralmente se distinguen 2 estilos:  A. Faja de Sobrescurrimientos:angosta, con pliegue apretados, pegados a Cordillera Oriental. B. Plataforma o Llanura Amazónicasubandina se extiende hacia escudo con alineamientos anticlinales suaves, asimétricos asociados a fallas de basamento.  Ejemplo: Cuencas Marañón, Ucayali, Madre de Dios, Rio Santiago, Rio Huallaga.                                          2. Cuencas Intermontañas*Depresiones estructurales entre las cordilleras andinas de estilo estructural con plegamiento principalmente fuerte. *Contienen secciones paleozoicas, mesozoicas y terciarias, origen marino y continental con valor hidrocarburífero (aflora. petróleo y yacimientos). *Cuencas con gran potencial. Inexploradas. *Cuenca Titicaca: trabajos antiguos y exploración reciente muy limitada. *Cuencas sin mayores estudios: Jaén- Bagua, Lancones y Pachitea.3. Cuencas Borde Costero Pacífico *Depresiones: Faja de costa y Zócalo continental con cobertura mayormente terciaria marina y de estilo estructural tensional y suave plegamiento. Influenciada por subducción y levantamiento andino. *Cuencas modelo: “delante del Arco” (fore arc). *Cuencas Tumbes y Talara muy exploradas y explotadas. *En Cuencas Sechura, Salaverry, Lima, Pisco y Moquegua: levantamientos sísmicos y pozos.YACIMIENTOS  DE GAS Y PETRÓLEO EN EL PERU          Yacimientos de gas y petróleo: En la Costa,noroeste, Dpto. de Piura (Continente y Mar Afuera) (Cuenca Talara).En la Selva NorOriental, Dpto. de Loreto, (Cuenca  Marañón: Ríos Corrientes, Tigre, Pastaza).En la Selva Central, Dpto. del Ucayali, (Cuenca Ucayali: Maquia: rio Cashiyacu- Sur Contamana, Agua Caliente: boca Pachitea y  Aguaytia: alto río Aguaytia).En la Selva Sur, Dpto. del Cuzco (Cuenca Alto Ucayali: Camisea: río

Selva Sur, Dpto. del Cuzco (Cuenca Alto Ucayali: Camisea: río Urubamba, afluentes).                                                              CUENCASTERCIARIASTUMBESTALARA                                              Ubicación.- Continente y Mar Afuera. Región petrolífera trabajando desde 1863 (Zorritos). Estratigrafia.- Basamento: rocas paleozoicas y pre-paleozoicas metamórficas. Bloques hundidos remanentes de rocas clásticas y no clásticos carbonatadas del Cretáceo medio y superior (rocas madres y reservorios). Formaciones Terciario inferior, medio y superior, clásticas marinas, fluvial, mar somero y profundo: turbiditas (rocas madres y reservorios). Cobertura sedimentaria + de 6,000 metros. Estructural.- *Plegamiento muy suave, con intenso fallamiento normal en bloques, altos y bajos estructurales, gran influencia del basamento (fallas normales  de alto ángulo, antitéticas, fallas de gravedad de bajo ángulo: repeticiones. Fallas de crecimiento (estructuras roll-over). *Pozos perforados + de 12,000. *Producción acumulada: Continente +1,500 MM bls. Mar afuera: + de 350 MM bls. *Profundidades objetivos: 1,000- 9,000 pies. *Petróleo API: promedio 34° (16-41°). *Impulsión: Cúpula y Gas Disuelto (gravedad). *Salinidad de agua: 10 a 60M PPMM. *Porosidad: 5-20%; Permeabilidad: hasta 600 md.                                                                             YACIMIENTOS DE LA SELVA                                                                  1.- Selva Nororiental.- *Cuenca Marañón  (Foreland o Antepais). * Yacimientos más importantes: Corrientes, Capahuari Sur, Pavayacu, Forestal, San Jacinto, Dorisa, Capirona, Yanayacu. Ubicación: Entre el río Marañón y frontera con el Ecuador y principalmente entre ríos Pastaza, Corrientes y Tigre. Estratigrafía. Basamento metamórfico p-C (Cratón brasileño), rocas marinas y continentales paleozoico, mesozoico y terciario. Estructural. Pliegues asimétricos monoclinales,  flanco este, falla inversa rotada.Formaciones Productivas.- Cretáceo: Tope Cushabatay, Base Chonta y Vivian. Terciario: Areniscas básales. *Profundidad Objetivos: 7,000′ a 12,500′. *Producción Acumulada: aprox. 900 MM bls. *Petróleo API: 08° (Bartra) a 46°(Valencia).* Impulsión.- Por Agua (10M a 200M PPMM). *Porosidad.- 12 a 24%. *Permeabilidad.- 5 md a 2.0 darcy. *Origen de Petróleo.- Lutitas Chonta, Pucara, Paleozoico (Tambo, Copacabana).

2.- DE LA REGION SELVA CENTRAL.- *Cuenca Ucayali (overthrust belt o faja de sobreescurrimientos y foreland o antepaís). *Yacimientos petróleo: Maquia, Agua Caliente y de gas: Aguaytía. *Yacimiento de Maquia.-  Ubicación. Margen derecha río Ucayali, a 6 Km al Este de Contamana, Dpto. Ucayali. Descubierto en 1957.Estratigrafía.-Paleozoico: Tarma-Copacabana, Cretáceo: Grupo Oriente, Chonta, Vivian, Terciario: Capas Rojas- Grupo Contamana. Estructural. Anticlinal domatico asimétrico rumbo NO-SE. En superficie: 7km x 3km. Flanco oeste fallado. Núcleo aflorante fm. Chambira. Pozos perforados:17 pozos productivos. Formaciones Productivas. Cretáceo: Fm. Vivian. Terciario: Hushpayacu, Casablanca. Producción Acumulada.+ de 7 MM bls.Profundidad Objetivos. 300 a 650 mts.Petróleo °API. 37 a 38° Impulsión. Por agua (100 a 550 PPMM NaCl). Porosidad. 20 a 25%.

Yacimiento Agua Caliente (Ganso Azul).-

Ubicación.Boca del río Pachitea, 45 km al SO de Pucallpa,  Dpto. de Huánuco. Primer  Yac. de petróleo descubierto en el Oriente peruano: 1939. Estratigrafia.Basamento Pre- Cambriano complejo metamórfico. Paleozoico: Fm Contaya- Fm Copacabana. Cretáceo: Fms. Cushabatay, Raya, Agua Caliente, Chonta, Vivian.Estructural.Domo oval, rumbo NNO. Flanco oeste fallado. En superficie: 12 km x 7.5 km. Núcleo aflorante: Fm. Agua Caliente. Pozos Perforados:37 pozos; 15 productivos. Fms. Productivas:Cushabatay 73%, Raya.Produccion Acumulada.-Aprox. 15 MMbls. Profundidad Objetivos.-+/- 1200 pies. Petróleo °API.43.9°. Régimen Impulsión:Por Agua 2,000 PPMM. Porosidad:20.7%. Permeabilidad:Horizontal 714 – Vertical 397 md. Presión:455 psi. Temperatura: 200°F. Origen Petróleo.Rocas paleozoicas.                                                                              Yacimiento Gas de Aguaytía                                                             Ubicación. Margen izquierda río alto Aguaytia, a 80 km. Oeste de Pucallpa, Prov. Coronel Portillo, Dpto. Ucayali @ 237 y 328 m.s.n.m. Descubrimiento.Mobil Dic. 1961. Encontró gas y condensados de 61° API, en parte superior Fm. Cushabatay a 8,300 pies (2530 mts). TD: 2,717 a 2,827 mts.Estratigrafía.- Atravesada por pozos: Fm. Sarayaquillo, Jurásico Superior; Cretáceo: Fms. Cushabatay, Agua Caliente, Chonta, Vivian; Terciario: Capas Rojas. Por sísmica se infiere Paleozoico y Triásico. Estructura.Anticlinal sobreescurrido, flanco este con falla inversa NNE- SSO, buz. 50° al NO. alargado de 23 km x 3km,  dos culminaciones la norte productiva.  Cierre vertical: 340 mts. Porosidad.-18%. Permeabilidad.- 200 md. Impulsión.-por gas y agua (25,000 NaCl). Composición.-CH₄= 78.28%, C₂, C₃…..C₁₂… N₂ y CO_.

Yacimiento de Camisea.-

Ubicación.Margen derecha río Alto Urubamba, a 500 km al este de Lima. Estratigrafia. Paleozoico: Permiano Inf.- Sup. Copacabana, Ene (miembros: inferior y superior Noi), Nia inferior. Discordancia regional- Cretáceo: Nia superior, Chonta y Vivian. Terciario: Capas Rojas. Porosidades:San Martin: 20%, Cashiriari 13%, Pagoreni 16%. Estructural. Estructuras anticlinal: San Martín (20×3 km) y Cashiriari (25×2.5 km). Pagoreni (14×2 km), Flanco norte fallas inversas. Pozos perforados:8 en San Martin, 10 en Cashiriari, 7 Pavoreni ; todos productivos.  

Explique qué fluidos contiene un yacimiento de Gas Natural y otro de petróleo como se presentan y distribuyen.

Un yac. de gas natural contiene agua; un yac. De petróleo contiene agua, petróleo y gas; los fluidos se presentan en diferentes reservorios con diferentes propiedades físicas y concentraciones, estas prop. Físicas varían con la profundidad al igual que pueden ser conocidas de manera indirecta, se conocen por análisis de las muestras de canaletas, cores y registros eléctricos también por el análisis de muestras obtenidas de pozos.

En las trampas los fluidos se distribuyen por capas, en la parte superior el gas, luego el petróleo y en la parte inferior el agua (este ordenamiento se da por gravedad) en los casos   que no se presente este ordenamiento serán causadas por variaciones de permeabilidad y porosidad. Generalmente en yac. Grandes los contactos entre las capas son horizontales o inclinados bien marcado.

Explique cómo se presenta el agua en la corteza terrestre, su clasificación y como se le encuentra en los yacimientos.

El agua se presenta saturado toda la parte superior de la corteza terrestre, en yac. El agua es salada y aumenta la salinidad conforme aumenta la profundidad, se clasifica en aguas meteóricas, connatas y mixtas de acuerdo a su origen. Y por el modo de cómo se encuentra en los yac. se clasifican en agua libre y agua intersticial.

• Por su origen. – meteóricas: provienen de agua de lluvias que penetran en el subsuelo por capas permeables, fracturas y estratificación, contienen O₂ y CO₂, el O₂ al contacto con los sulfuros producen sulfatos, y el CO₂ produce carbonatos y bicarbonatos. – connatas: agua que quedó atrapado en los sedimentos son muy salados y muy diferentes en composición al agua de mar, tienen cloruros especialmente de Na en proporciones muchos mayores al agua del mar. – mixtas: son aguas que contienen sulfatos, carbonatos y bicarbonatos y son de origen múltiple.
• Por cómo se encuentran. – libre: es el agua que se encuentra ocupando los poros de la roca reservorio y que es desplazado por gas y petróleo en el camino hacia la trampa, es como un sistema de drenaje de una ciudad lista para fluir aun punto de baja presión. – Intersticial: es el agua connata que no ha podido ser desplazado por el petróleo y gas en la acumulación, y que ocupa los poros junto con ellas, generalmente ocupa 40 % – 50 % del reservorio  (coexiste con el petróleo). Esta agua nos sirve para clasificar yacimientos para registros eléctricos, si hay variación en sus propiedades para establecer presencia de discordancias y se debe tomar en cuenta su volumen ocupado en el reservorio para hacerse el cálculo de reservas (volumen saturado del agua).

Explique cómo se mueve el petróleo en el reservorio hacia los pozos, de que depende, que fuerzas y resistencias tiene que vencer.

El petróleo no tiene energía propia, el movimiento en los pozos es originado por gradientes de presión, cuando se hace el pozo se libera presión y alrededor del pozo se produce una rea de baja presión, los hidrocarburos tratan de llegar a la zona de menor presión y se mueven hacia el pozo. Las fuerzas que originan la movilidad del petróleo es la presión de los fluidos que están en contacto entre si, esta presión principalmente proviene del peso de la roca suprayacente y del peso de la columna de agua por encima del punto de medición, también proviene pero en forma secundaria de movimientos tectónicos, aumento de temperatura, precipitación de cementos, etc. Esta presión origina la impulsión que es lo que mueve a los hidrocarburos y puede ser principalmente Impulsión por gas (gas disuelta y cúpula de gas), Impulsión por agua y en formas secundaria Impulsión por gravedad, Impulsión por expansión de roca y fluidos e impulsión combinada.

Para que los fluidos se puedan mover tiene que vencer la resistencia al movimiento producido por la viscosidad de ellos mismos y también la presión ejercida por el agua que hay en su camino hacia el pozo y en el mismo pozo hasta llegar a la superficie.

Cuáles son las fuentes de energía impulsoras primarias principales en un reservorio y cuáles son sus diferencias.

Son la Impulsión de gas (que puede ser de 2 formas impulsión por gas disuelto e impulsión por cúpula de gas) y la otra es Impulsión por agua (que también son de dos clases: marginal y de fondo).

• Imp. por gas: – Imp. Por gas disuelto: que produce una recuperación del 12% (mala permeabilidad) y 25% (buena permeabilidad), la impulsión es originada por el gas que esta disuelto en el petróleo y le da más movilidad. – Imp. Por cúpula de gas:que produce una recuperación de 20 – 40% el gas que se encuentra en la cúpula presiona al petróleo para que salga.

• Imp. Por agua: – Marginal: la impulsiones por los flancos siguiendo los estratos y produce una recuperación del 35 – 60% depende de la porosidad y permeabilidad y el tamaño de trampa.

• De fondo: la impulsión se da directamente por debajo del petróleo, produce una recuperación del 20 – 40% y depende de la permeabilidad vertical, la mayoría de yacimientos presentan impulsión combinada de gas disuelto, cúpula de gas e impulsión marginal.

Explique porque es importante el cálculo de reservas de un yacimiento hidrocarburífero y cuáles son las diferencias entre las reservas insitu y las reservas recuperables.El cálculo de reservas es muy importante porque nos da el tiempo de vida del yac. , las ganancias que se podrán obtener por año, los gastos que se harán para una recuperación por bombeo si es que es económico realizarlo y lo más importante es que dice cuanto de hidrocarburo encuentro y cuanto es lo que puedo extraer.

• Reservas insitu: son las reservas totales del yac., se calcula sin tener en cuenta la impulsión es decir sin saber cuánto de estas reservas se van a poder explotar.
• Reservas recuperables: son las reservas que pueden recuperarse, es decir que se pueden extraer, se toma en cuenta los conceptos de impulsión, ejemplo: si la impulsión nos permite sacar el 20% y las reservas insitu son de 100 MM de barriles, las reservas recuperables serán de 20 MM de barriles.                                                                                         Qué importancia tienen los análisis geoquímicos en la exploración de hidrocarburos, que información aportan.Los análisis geoquímicos son muy importantes ya que nos permiten determinar la resistencia de la rocas nos permite relacionar y correlacionar en una misma cuenca pero de diferentes rocas madre y también el petróleo con su roca madre. Es importante el anal. Geoq. Porque se determina el grado de madurez que ha alcanzado la roca madre y el tipo de petróleo aportando el tipo de Kerógeno procede (tipo I, II, III). Los anal. Geoq. Que se realizan son el TOC (contenido de materia orgánica) si el TOC es >1% en una lutita y es mayor a 0.5% en una caliza estas muestras se le hace análisis de pirolisis. Si TOC es mayor a 0.7% se le realiza análisis de índice de alteración Térmica y de Reflectancia de vitrinita que nos proporciona información del grado de madurez ha alcanzado la roca.

Como y porque puede ser alterado el petróleo entrampado y cuáles son los procesos más importantes de alteración que se conocen.El petróleo entrampado puede ser contaminado ya que el sistema no es un sistema cerrado y puede ser alcanzado por aguas meteóricas, puede sufrir incremento de temperatura invadida por una migración secundaria estos dos procesos producen una alteración; los procesos de alter. son:

• Termal: por un aumento de temperatura se produce petróleos ligeros a partir de petróleos pesados.
• Precipitación de asfaltos: se produce cuando el yacimiento es invadido por una migración secundaria de gas y petróleo ligero que se disuelven en el petróleo del yacimiento.
• Biodegradación: por invasión de aguas meteóricas que contienen oxígeno y bacterias, estas bacterias se comen a los hidrocarburos de 20 – 35% y producen petróleos pesados.
• Lavado: el agua remueve los petróleos ligeros y gas produciendo petróleos pesados.