1.- GEOLOGIA DEL PETROLEO DEFINICION: DEFINICION: se ocupa de estudiar la geología relacionada con la l a exploración de los hidrocarburos desde el momento en que se trata de una rama de la geología trata de explicar los rasgos geológicos que conducen a la localización de acumulación de petróleo.
HISTORIA DEL PETROLEO: Se remonta a la época de los egipcios aquella época ya usaba el aceite proporcionada de la caza de ballena, pero el uso de este fluido era restringido ya que solamente se usaba para ciertas necesidades n ecesidades como: linimento para curar ciertas fracturas del tejido óseo así mismo la historia cuenta que el material asfaltico que afloraba algunas zonas de aquella época era utilizado como material de calafateo es decir se usaba para proteger o evitar la entrada del agua en las embarcaciones ya que los egipcios tenían como principal medio de transporte el marítimo también se cuenta que icho material se utilizaba para el calafateo de la cuna de Moisés cuando era bebe en aquellos tiempos como no había surgido la industria todavía su uso satisfacía a los requerimientos pero poco a poco las necesidades de contar con combustible iban creciendo de tal modo se ha incrementado la caza de ballenas pero dicho incremento estaba provocando provocando la extinción de dicha fauna, de tal modo que la preocupación de contar con este elemento se tornaba cada vez difícil razón por la que se tuvo que pensar en sustitutos pero por entonces no aparecía el sustituto ideal. En los años siguientes a los 1800 en los EEUU los pobladores eran prioritariamente agricultores razón por la cual requerían contar con aquel líquido elemento que es el agua porque el agua en la superficie no era suficiente. De tal modo empezaron a perforar superficies someras para encontrar agua e irrigar sus cultivos como la necesidad de contar con este elemento era muy importante empezaron a hacer perforaciones y alcanzaron un cuerpo de sal un diapiro. (El primer pozo productivo en el mundo fue el pozo Drake perforado 1858 en el estado de Pensilvania en el lugar denominado Titusville) Existen versiones sobre la ocurrencia del petróleo en tiempos antiguos como por ejemplo ejemplo Rusia, China y Rumania Rumania empezaron a perforar pozos en cualquier parte de la superficie pero sin éxito después surgió la teoría de la barrancologia. Durante la explotación del petróleo ya se tomó en cuenta algunos criterios tales como: Winchel.-la arenisca que es una roca reservorio no necesita estar fracturado para acumularse el petróleo porque dicha roca ti ene una actitud intrinsica para dicho propósito, Logan los hidrocarburos se encuentran asociados con los anticlinales. Rogers.Durante la producción de petróleo no debería desperdiciarse el gas porque en adelante sería útil.
En Bolivia la idea de explorar por petróleo o por hidrocarburos se inicia después de 1850 con la llegada de un geólogo alemán llamadoGustavSteinman quien estudia específicamente las estructuras de manchareti CHU),mandiyuti(SCZ)1) El pozo q se explora en Bolivia data en 1921 con aquel pozo denominado Bermejo X1 a cargo de la empresa petrolera Standard Oil sin mayor éxito en 1924 un 23 de junio se perfora el pozo Bermejo X2 el cual empieza a producir en Bolivia con una producción de 2000 barriles día a partir de entonces empiezan las exploraciones en el subandino Sur de Bolivia para tal efecto el consorcio Farquardt encomienda a Lavadens Boliviano para q solicite al gobierno boliviano concesiones de exploración. 2) Una de las concesiones más antiguas solicitada por esta compañía era la cordillera de Aguarague pero paradójicamente esta región pese a ser pedida esta concesión hasta el presente solo se conoce una actividad sísmica de aquellas región. Uno de los pozos más conocidos de aquel entonces fue el campo de Caranda que se encuentra en el dpto. De Santa Cruz en cual históricamente se dice q era uno de los objetivos del ejercito paraguayo durante la guerra del Chaco, en 1936 se crea YPFB con el propósito de que esta entidad se encargue de la exploración, explotación, refinamiento, comercialización, etc. YPFB fue fundado durante el gobierno del coronel David Toro en los años posteriores se empieza a producir petróleo en distintos campos como en zaraenda en Camiri donde la unidad productora fuera la arenisca Zara de edad Silúrica, luego se descubrieron los campos de rio grande, el palmar yapacani en los últimos tiempos la producción del petróleo ha ido decreciendo pero la del gas va en crecimiento y es de mayor importancia tal q hoy n día se tienen los campos de San Alberto, Margarita, San Antonio, Itau. Aproximadamente a partir de 1996 se inicia la capitalización del petróleo en Bolivia donde las empresas extranjeras tienen la facilidad de adquirir la mayor parte de empresas petrolíferas subandinas para dicho motivo las empresas tuvieron acceso al Data Room ya q dicha información representa el cumulo de datos generados por YPFB hace varios años atrás y q naturalmente tuvieron un costo alto. Estas empresas declararon como nuevos a la mayor parte de los campos petrolíferos sabiendo que dichos campos ya tenían desarrollo precisamente esto les valió para q las empresas capitalizadoras paguen al estado regalías q estaban por debajo al valor real. En los últimos años se revierte la capitalización por la nacionalización lo q dio lugar a un ingreso mayor del tesoro por concepto de regalías, desde el momento en q se publica el primer trabajo sobre las bondades sobre una estructura teoría anticlinal por Logan q hasta hoy en día se encuentra vigente y se refiere a que dicha estructura pueda ser favorable para la acumulación del petróleo.3)
2.- ORIGEN DEL PETROLEO
Berthelot y Mendelhev eran los padres de la química.Howell(son hidrocarburos q brotan desde el interior de la tierra desde donde migraron a través de fracturas hasta alcanzar las cuencas de sedimentación ahí se transformaron en hidrocarburos líquidos). Gold (Los hidrocarburos se iniciaban desde el magma y quedaban en algunos lugares de la superficie y formaban polímeros): TEORIA INORGANICA: Ha sido formulada y sostenida por varios químicos donde sobresalieron los padres de la química q hicieron investigaciones de ahí se observó la transformación de dichos materiales estaba sujeta a reacciones químicas donde las presiones y temperaturas debían ser muy elevadas. Con el tiempo esta teoría fue objetada por sus oponentes especialmente por geólogos y petroleros q sostenían q no es posible encontrar presiones y temperaturas tan elevadas debajo la superficie para q se originen los hidrocarburos. Cuando se habla de origen inorgánico es necesario referirse a algunos elementos como carbón hidrogeno adicionalmente al nitrógeno, oxigeno, azufre, anhídrido carbónico, etc. Bacterias anoxias: Formadas por CO2 no necesitan de aire lo q se puede decir de q el carbón e hidrogeno provienen del magma conocido como origen primario. TEORIA ORGANICA: Se basa en analogías entre los componentes de la materia orgánica y de los hidrocarburos con la roca hospedante en todos estos casos está presente la materia orgánica, el proceso de transformación ha sido explicado porPhiliphi (quien asume q el primer producto de transformación, el cual está formado por O, S, C, N, H y minerales radiactivos de alto peso molecular de constitución polimérica e insoluble). Cuando dicho kerogeno empieza a ser sepultado por el lado proveniente de la sedimentación se podría decir q empieza la primera reacción química con la producción de anhídrido carbónico mas agua este proceso se realiza a una profundidad de 1000 m y T de 50 ºC dicha temperatura va relacionado con el grado geotérmico por debajo de dicha profundidad se asume q se va produciendo el Cracking q consiste en el rompimiento de moléculas grandes en pequeñas dicho proceso se realiza a profundidades de 1000 a 6000m y T de 50 a 60ºC.LA MATERIA ORGANICA EN LOS SEDIMENTOS: La teoría orgánica sostiene q la materia orgánica es esencial para la formación de los hidrocarburos para ello debe reunir varias condiciones por ej. la materia orgánica mas prolifera para formar hidrocarburos es el plancton q se desarrolla principalmente en ambientes marinos y en zonas de plataforma continental donde la T son moderadas y las aguas relativamente tranquilas por tanto se asume q bajo esas condiciones ⅓ de un volumen determinado de
materia orgánica desaparece por oxidación otro tercio es devorado por la fauna marina gigante o macroscópica y el restante llega al suelo marino para ser sepultado por el lado cuanto más rápido llegue el lodo a sepultar la materia orgánica mucho mejor porque este proceso hace q la materia orgánica quede preservada con posibilidades de generar petróleo con el tiempo. BIOPOLIMEROS: Gran parte de la materia orgánica citada consiste de monómeros compuesto de material de alto peso molecular y polímeros como ej. Se
puede citar a los carbohidratos proteínas y ligninas todo ese conjunto se considera biopolímeros. BITUMENES: Son compuestos solubles denominados bitúmenes lípidos los cuales juegan un rol importante en la generación y migración del petróleo. TRANSFORMACION DE LA MATERIA ORGANICA: Para la formación de hidrocarburos debe constituirse con C y H y las transformaciones se deben realizar bajo condiciones donde dichos elementos se mantengan sin cambios. La condición fundamental para q en un determinado ambiente se realice la transformación de material orgánico es q debe estar ausente el O2 así mismo no deberá tener relación con el material ígneo. DIAGRAMA DE VAN KREVELEN: este diagrama trata de mostrar los caminos evolutivos seguidos por los principales grupos de maceración en carbonos tomando en cuenta una relación atómica H:C y O:C. (1) Van krevelen diferencia en 4 tipos pero Tissotmodifica para estudiar los caminos de maduración de la materia en rocas sedimentarias: Tipo I (Este tipo de materia orgánica no es frecuente pero proviene de las algas de origen lacustre q contiene material orgánico lípido su relación de H:C es 1,6 en este tipo incluye a las pizarras petrolíferas). Tipo II (Es de tipo leptinico q se deposita en ambiente marino marginales con mezcla de materiales continentales ahí se encuentran resto de algas esporas diatomeras, etc. constituye la fuente más importante de los petróleos con una relación atómica 1,4). Tipo III (Contiene generalmente material húmico (el condensado puede referirse al gas seco, al gas húmedo por otro lado se llama condensado al petróleo q se separa del gas) bajo en contenidos alifáticos de origen continental produce generalmente gas biogenético su relación atómica 1). Tipo IV (La materia orgánica puede provenir de cualquier parte de tal modo q este oxidada y tal vez alterada por tanto el carbono es inerte y deficiente en hidrogeno lo q implica q ya no tiene camino evolutivo y no da lugar a la formación de hidrocarburos su relación atómica está cerca de cero).(2)
Para explicar sobre la generación del petróleo se utilizan 3 fases principales: (Diagénesis: Se trata de sedimentos jóvenes a profundidad somera de 0 a mil metros y una T de 50º se tienen pequeñas cantidades de hidrocarburos donde el kerogeno ha sido afectado por la actividad microbiológica. De allí en adelante por un tiempo importante y una profundidad de enterramiento considerable se tiene una transformación mínima del kerogeno, pero con un aumento de T se producirá un cambio químico, con la perdida de O2 y l a formación de compuestos de alto peso molecular. En esta fase empieza a generarse el metano de origen biogenético se produce en un 20 % del total.) (Catagénesis: Constituye la fase principal de la formación de hidrocarburos, donde a partir del kerogeno se producen moléculas de H y la mayor parte de dichas moléculas tiene peso molecular de media o bajo, donde se produce el petróleo y adicionalmente el gas. Conforme se profundizan los
sedimentos la temperatura continua en ascenso y por tanto se produce cambios no solamente en los hidrocarburos ya formados sino también en aquellos q se encuentran en la roca madre y en el kerogeno remanente posteriormente en esta fase se genera hidrocarburos livianos como ser el gas húmedo.) (Metagénesis: En esta fase se produce fundamentalmente el gas seco donde el metano producido puede proceder del cracking del petróleo en la roca madre como también de petróleos ya entrampada q forman los yacimientos.) La estabilidad del gas metano con relación a la temperatura es tal q es imposible con la tecnología de perforación se alcance la base de generación de este gas el metano puede destruirse independientemente de la T debido de la presencia H2C sin embargo debido a la disminución de la porosidad en función de la profundidad tampoco es posible encontrar el piso inferior de su destrucción. FORMACION DEL GAS NATURAL: El gas natural proviene de 2 fuentes de gas biogenético y gas termogenético. El gas biogenético se forma a bajas temperaturas y a poca profundidad (50ºC y hasta 1000m) bajo condiciones anoxicas la composición de este gas es metano y se genera debido a la sedimentación rápida y poca carga suprayacente estas condiciones se dan en varios ambientes y asociadas a menudo con depósitos de origen marino. Uno de los ambientes principales constituyen los deltas se cree q por lo menos 20% de la reservas mundiales de gas son de origen biogenético.Elgas termogeneticose forma en condiciones muy diferentes y bajo temperaturas mucho más altas estas condiciones corresponden a l as etapas inferiores a la catagénesis y las superiores de la metagénesisformando principalmente por metano con un incremento continuo de T, t y P el gas producido será el gas seco existe otra fuente de producción del gas metano y se encuentra principalmente en el fondo de los océanos y también en latitudes altas del planeta donde las latitudes son bajas y los mares relativamente profundas. Estas sustancias se asemejan al hielo y están compuestas por moléculas de agua q contiene moléculas de gas metano y también se pueden encontrar en el Permafrost (hielo sepultado por sedimentos).TIEMPO, TEMPERATURA EN LA GENERACION DEL PETROLEO: Para el geoquímico Lopatin el tiempo y la temperatura es importante para la maduración del kerogeno donde los diferentes niveles de exposición del material orgánico a la temperatura se suma durante el tiempo q la roca estuvo expuesta por tanto Lopatin desarrollo un método cualitativo q tomando en cuenta el tiempo y la temperatura trata de explicar la maduración del kerogeno en rocas sedimentarias a lo q se conoce con el nombre del T.T.I. (tiempo, temperatura, índice) posteriormente Waples mejora la teoría de Lopatin resaltando la importancia del t y T dice q esta relación no solo es importante en la generación del petróleo sino también en su destrucción. Lopatin asume q la relación entre la moderación del material orgánico y la temperatura es lineal o es decir q doblando el tiempo a T=ctte se dobla el grado de madurez. Arrenio establece q el régimen de una reacción química se dobla con cada incremento de 10ºC de T.
3.- MIGRACION DEL PETROLEO El petróleo como cualquier liquido tiene la propiedad de moverse pero debido a l a presencia de determinadas propiedades como ser la viscosidad no se mueve como sería deseable debido a esto requiere la presencia de otras condiciones para q pueda moverse tal como la presencia del agua q genera la presión hidráulica y la flotación este último debido a la diferencia de densidad entre estos 2 fluidos. ARGUMENTOS EN CONTRA DE LA MIGRACION DEL PETROLEO: Uno de los argumentos q se ha propuesto para mirar el movimiento del petróleo es aquel q decían q si el petróleo se encuentra acumulado en rocas ígneas es un ejemplo de q el petróleo no migra porq dichas rocas no tienen ninguna relación con la generación. Hoy sabemos q dichas acumulaciones se realizan accidentalmente en las fracturas de rocas ígneas ej. Basaltos fracturados. Otro argumento en contra de la migración es aquel q sostenía q los petróleos acumulados en más de un reservorio pueden proceder de distintas rocas madre por tanto dichos reservorios no necesariamente deben tener características iguales. Cuando un reservorio se ajusta a una estructura tectónica tal como un anticlinal no implica q dicho fluido se haya generado en dicha estructura porq un petróleo ya generado podría aprovechar de migrar con el tiempo hacia el anticlinal por tanto la formación de la estructura es independiente de la generación del petróleo.ARGUMENTOS A FAVOR DE LA MIGRACION DEL PETROLEO: Uno de los argumentos en favor de la migración del petróleo es la filtración en superficie q en realidad no son más q fugas de petróleo de algún reservorio q se encuentra en profundidad debajo la superficie q obviamente se trata de migración. Otro argumento en favor de la migración seria cuando el petróleo se ajusta a la estructura tectónica es decir q el reservorio se encuentra en un pliegue anticlinal esta reclusión indica q el petróleo se ha formado independientemente del desarrollo de la estructura y q por haberse producido la migración el petróleo se encuentra n asociación con la estructura un tercer argumento en favor de la migración es cuando el petróleo se encuentra acumulado en fracturas producidas en rocas ígneas.(1),MIGRACION PRIMARIA:
Se realiza durante la expulsión del petróleo desde la roca madre hasta la roca reservorio. Un aspecto importante q considerar es aquel relacionado con el proceso químico durante la generación del petróleo. Algunos investigadores sostienen q el petróleo termina de formarse antes de la migración primaria otros sostienen q el petróleo termino de generarse en la roca reservorio, lo más probable es q las reacciones químicas continúan durante la migración en la roca reservorio.MIGRACION SECUNDARIA: Se realizó de la roca reservorio al reservorio o la trampa, también se habla de una migración terciaria la cual se efectúa de trampa a trampa. Es preciso considerar q la aparición de los fluidos entre ellos el petróleo en superficie se considera como una fuga porq se desconoce la fuente de origen ya q pueda ser directamente de la roca madre, roca reservorio o trampa. CAUSAS DEL MOVIMIENTO DEL PETROLEO: Entre las causas más importantes se puede citar a las fuerzas hidráulicas durante la migración primaria y a la flotación durante la migración secundaria.FUERZAS HIDRAULICAS: El movimiento del agua es capaz de arrastrar petróleo durante la compactación de sedimentos de grano fino q da lugar a la expulsión del agua la roca madre pueda ser arcilla con una porosidad inicial de 80% pero al ser comprimida puede reducir a 30%. FLOTACION: Ocurre en la migración secundaria y se basa en e l principio de la diferencia de densidades q existe entre ambos fluido, el agua y el petróleo con densidad de 0,64 y 0,99 a causa de esta diferencia el petróleo se encuentra por encima del agua el cual facilita su movimiento. OTRAS FUERZAS PARA EL MOVIMIENTO DEL PETROLEO: Entre otras causas se puede citar a la presencia del tectonismo moderado durante la migración secundaria, la disminución de viscosidad debido al aumento de temperatura y la presencia de ciertos fracturamiento. DIRECCION DE MIGRACION: En cuanto a la dirección de migración se puede decir q de una manera general la migración sigue la dirección de menor presión pero en el caso de la migración primaria normalmente es vertical ascendente o descendente aprovechando los fracturamientos mientras q en el caso de la migración secundaria es paralela a la estratificación aprovechando la porosidad permeabilidad y planos de separación. En el caso de algunos afloramientos en el norte de La Paz se ha observado q aprovechan fracturas planos de estratificación y porosidad y permeabilidad. Cuando se produce la migración primaria se dice q ocurre la migración transversal y cuando se produce la migración secundaria se dice q es paralela con la roca reservorio. DISTANCIA: En una migración sobre todo secundaria se asume q la distancia promedio anual del movimiento 10 cm pero cuando se habla de millones de años 100 km. EPOCAS: La mayoría de los investigadores coinciden en q los petróleos son de edades antiguas particularmente de edad paleozoica a pesar de ello hay contradicciones a la fuente de origen porque algunos citan el origen del petróleo como de edad precámbrica superior lo cual automáticamente se estaría asumiendo que en aquella época ya existía la materia orgánica puesto q se citan las algas y otras especies, a pesar de ello se asume de q la mayor generación de petróleo se habría efectuado en el paleozoico tal el caso del
reservorio de petróleo en la arenisca Sara de edad silúrica en el subandino de Bolivia donde la materia orgánica ha proliferado en los periodos del devónico y carbonífero. Sin embargo no todo el petróleo se habría generado en el pasado al gunos ejemplos nos dicen q hay petróleos generados en épocas recientes y están migrando en la actualidad tal el caso de Venezuela oriental.
4.- TRAMPAS DEFINICION: Las trampas se pueden definir como los lugares favorables para la acumulación de fluidos particularmente del petróleo sin embargo se deja establecido q no toda trampa contiene petróleo lo q implica q la formación de una trampa es independiente de la generación y acumulación del petróleo. CLASIFICACION: Se pueden clasificar en trampas estructurales y trampas estratigráficas o por variación de permeabilidad a continuación se resume la clasificación de trampas estructurales: a)TRAMPAS ANTICLINALES: Como se ha indicado anteriormente las trampas anticlinales fueron una de las primeras en conocerse después de haberse realizado varias perforaciones exploratorias. A pesar de ser tan antiguas este tipo de trampa en la actualidad continua siendo vigente de tal modo q la teoría anticlinal publicado por Logan estaba basada en principios geológicos q actualmente continúan utilizando. Sin embargo para q una trampa anticlinal tenga posibilidades de alojar petróleo debe reunir varias condiciones: (pliegue anticlinal ideal: Aquella estructura q tiene facilidad para alojar el petróleo, como el pliegue isopaco), (Tipo litológico: Aquella roca q tiene propiedades definidas como ser la porosidad y la permeabilidad q facilita la acumulación del petróleo como la roca arenisca mejor receptora del petróleo), (Cierre estructural: El cierre es conocido como sello tiene la función de evitar l a migración y fuga del petróleo q se está acumulando. El tipo litológico de un cierre es la arcilla y limo cuyas propiedades son baja porosidad e impermeabilidad, la plasticidad para q sea más eficaz depende de la disposición de sus constituyentes minerales de mica q constituyen un excelente partícula para formar el cierre y la partículas de cuarzo resultan ser perjudiciales), (Más de una fase
de fluido: Un reservorio puede contener más de una fase de fluido pero la más común es cuando se encuentra dos fases es decir petróleo y agua. Estos fluidos se disponen en función de su densidad donde el petróleo se encuentra encima del agua pero la disposición ideal sería cuando el reservorio consta de 3 fases: Gas, Petróleo, Agua. A esto se le llama estratificación por densidades). (1)B)TRAMPAS EN SINCLINALES SECOS: En algunas regiones se habría explotado petróleo pero en la actualidad se ha puesto en duda a este tipo de trampa porq en una manera general dicha estructura en c.n. no tendría posibilidad de alojar petróleo sobre todo cuando están presentes las 3 fases (2) algunos sostienen q existe un reservorio en estas condiciones asume q seria solamente para el caso del petróleo es decir solamente para una fase y q el agua en algún momento tuvo q desaparecer por filtración aprovechando fracturas en la capa impermeable subyacente a pesar de ello esto no explica todo porq no se conoce el comportamiento del gas y en estas condiciones no tendría posibilidad de alcanzar el reservorio. El término anticlinal seco indica un reservorio de petróleo por tanto el agua q inicialmente estaría presente tuvo q filtrarse aprovechando las fracturas de la roca impermeable subyacente y el petróleo no tuvo la misma oportunidad de migrar por su mayor viscosidad mientras q el gas aprovecha los limbos aprovechando esta disposición de los fluidos en forma teórica se puede explicar una variante q puede explicar inclusive la presencia de 3 f ases de fluido se trata de un sinclinorio(conjunto de sinclinales y anticlinales en forma sinclinal) (3) En el subandino de La Paz en Cordón montañoso de Bala se ha observado la presencia de una estructura cuyo franco o limbo noreste de un supuesto sinclinorio estaría formado un reservorio de petróleo lo cual ha sido motivo de un trabajo de exploración por la empresa Total Bolivie dicha compañía alcanzo una perforación de 4000m muy cerca de aquel flanco nororiental de la estructura y se supone q profundizando más el pozo hasta unos 5000m habría posibilidad de encontrar un reservorio. (4) DIAPIROS DE SAL: Los diapiros de sal constituyen otro tipo de trampas estructurales ya q n l pasado se explotaba el petróleo en este tipo de trampas en algunos países del mundo. Se trata de una masa de sal q intuye a las rocas sedimentarias resinas a través de un proceso de diapirismo aprovechando fracturamiento. ORIGEN DE LOS DIAPIROS: Los diapiros se originan a partir de una roca madre salina q con el tiempo llega a estratificar después de un proceso de sedimentación por evaporación y precipitación. En estas condiciones y aprovechando la propiedad de la plasticidad de sal migra hacia la superficie por efecto de la carga litostatica q ejerce los estratos suprayacentes. La migración generalmente se realiza aprovechando las fracturas para depositarse sobre muy cerca de la superficie. Algunos diapiros del mundo tuvieron la facilidad de aparecer en superficie casi en su totalidad mientras q en otros países tal como Bolivia en la mano vía de los casos solo aparece el casquete salino formado por anhidrita y yeso q son compuestos pertenecientes al grupo de las evaporitas. Los diapiros q se encuentran en la parte central del altiplano de
Bolivia particularmente n las regiones de Taquiaviri, Coro coro, Caquingora en esta última región destaca el diapiro de Jayuma, el cual se caracteriza porq tiene una longitud aproximada de 2 a 3 km y una altitud sobre las superficie de más de 200 m y el núcleo se asume q se encuentra debajo la superficie hasta una profundidad de 3000m (5). Esta forma de presentación del diapiro se deduce d algunos ejemplos q representa en las vecindades a dicho diapiro es así q en la mina coro-coro se hizo una perforación q alcanzo 700 m de profundidad encontrase sal. En Alemania se han encontrado diapiros q afloran en la superficie casi en su integridad. Se asume q la añilita del casquete se
a partir de una lixiviación (proceso de separación
puede ser de un sólido a liquido seguido de fracturamiento como la sal es impermeable los fluidos q circulan a los alrededores no tienen posibilidad de alojarse en el diapiro por el cual dicha estructura constituye una trampa para alojar algún fluido (6). El grafico muestra una forma de entrampamiento del petróleo donde el sello constituye la sal sin embargo se puede presentar el caso en q el sello es complementado por material plástico q evita la fuga de petróleo entrampado. (7).
TRAMPAS POR FALLAS: Las fallas en algunos casos pueden construir excelentes trampas sobre todo cuando se encuentren con otros por ejemplo algunos del subandino sur se encuentran en trampas estructurales combinadas tal el caso del anticlinal buzante de San Antonio q se encuentra fallado en el flanco Oriental para conocer mejor este tipo de trampas se puede resumir de la siguiente manera: a) Fallas q ponen en contacto a rocas porosas y permeables con rocas no porosas y impermeables. b) Trampas por falla q ponen en contacto a 2 rocas porosas y permeables. c) Trampas por falla q pone en contacto parcialmente las rocas porosas permeables con otras no porosas e impermeables. (8) En el 1ER caso las posibilidades de acumulación d fluidos son interesantes porq existe un cierre q facilita la acumulación por tanto cuando una posible roca reservorio tiene un buen cierre tiene grandes posibilidades de atrapar el petróleo, en el 2DO caso la supuesta roca reservorio esto en contacto con una roca permeable porosa q no tiene posibilidades de constituirse un cierre pero muy eventualmente puede ocurrir el caso en q durante la fricción de bloques se pueda producir una película fina impermeable q se constituya además en un excelente cierre en ese caso las posibilidades de q el petróleo se entrampe en una de las rocas porosas y permeables podrían ser optimas dicha película generalmente está compuesta por material más fino ejem. La milonita.
En el 3ER caso una supuesta roca reservorio se encuentra en contacto con roca impermeable pero q lamentablemente esta última hace de cierre en forma parcial lo q no es conveniente para el entrampamiento de fluidos.TRAMPAS HIDRODINAMICAS: Se conoce con este nombre aquellas trampas q tienen una superficie de contacto inclinada ejm. Sup. De contacto gas-petróleo o petróleo-agua en un principio no había modo de explicar esta situación porq mediante las leyes de la física estas superficies deberían ser horizontales en el momento donde el fluido este en posición e stática, pero se ha dado la posibilidad de q cuando los fluidos se encuentran formando un reservorio tienen todavía cierto movimiento y q esta particularidad podría estar ocasionando la formación de superficies inclinadas. (API: Instituto de petróleo americano) -Un arrecife debe tener temperaturas moderadas y compuesto por materia orgánica son montículos sobre el cual se fija la materia orgánicapodría ser con el tiempo una roca. Los animales de su cuerpo llegan a ser sus cámaras de protección constituye una excelente porosidad y permeabilidad. Con relación a los reservorios del subandino de Bolivia la mayor parte de ellos se encuentran en asociación con el agua procedente del mar debido a q dichas aguas tienen alto contenido de sal con relación a las trampas hidrodinámicas al parecer se encuentran en reservorios q contienen agua de origen meteórico ya q para un cálculo de grado API se toma en cuenta el nivel potencia métrico. TRAMPAS ESTRATIGRAFICAS: Constituyen buenos lugares favorables para el entrampamiento del petróleo pero por diferentes razones esta nominación se ha cambiado por el de trampas por variación d permeabilidad y se clasifica n:(9) PERMEABILIDAD VARIABLE CAUSADA POR LA SEDIMENTACION: Arrecifes.- Se forman a partir del suelo marino allí se puede desarrollar elevaciones y montículos compuestos principalmente de material orgánico este conjunto se conoce con el nombre de arrecifes q normalmente tiene una propiedad q destaca tal como la porosidad y permeabilidad estas propiedades se forman a partir de las cámara abandonadas en los arrecifes. Según CLOUD los arrecifes son o fueron montículos, plataformas o masas lineales resistentes a la acción de las masas de agua, construidas por masas orgánicas q destacan por encima del suelo marino, se aplica el concepto de Biohemos a antiguas masas orgánicas semejantes a los arrecifes y q a través del tiempo pudieron haber sido resistentes a la acción de las olas. Una división de arrecifes de acuerdo a los ejemplos q se conocen consiste en: (A. aislados, Mesetas Arrecifales, A. lineales, A. costeros, Barrera de arrecifes, etc.). Según LINK n l pasado se pudo depositar una serie de arrecifes conectados debido a la transgresión cada uno de estos arrecifes se forma a una cota alta (10). TWEN HOFEL distingue la formación de varios arrecifes a través del tiempo geológico: A. Algas del precámbrico, A algas y esponjas en el cámbrico y A. gigantes en el Pérmico en el oeste de Texas y Sudoeste de
Rusia. La principal razón de grandes producciones de arrecifes radica en la extrema porosidad y permeabilidad de las rocas almacén esta porosidad puede ser inicial o inducida, la 1ERA se produce por lixiviación de la masa del arrecife, por las aguas q circulan cuando se encuentran próximos a la superficie, en el 2DO caso en exceso de solución sobre precipitación puede dar lugar a una proceso de dolomitizacion y finalmente por fracturamiento. LENTES DE ARENA: Los lentes de arena pueden formar reservorios de hidrocarburos siempre y cuando la roca reservorio tenga apropiada porosidad y permeabilidad se trata de un tipo de reservorio particular porq no tiene continuidad, es decir forma de lentes de arena rodeados por arcilla. Se asume q las arcillas en algunos casos contiene material orgánico apto para generar hidrocarburos una vez formado el petróleo este es expulsado hacia el lente de arena para su acumulación. No se conoce muy bien acerca de su origen pero se asume q obedece a canales de ríos segados (cortados, interrumpidos) es decir a causa de una interrupción en la sedimentación en todo caso la importancia de un lente de arena radicaría en la magnitud de estos depósitos con posibilidad de acumular fluidos. ROCA ALMACEN CON CAMBIO DE FASE: Este proceso es provocado por el paso buzamiento arriba de una arenisca o caliza a arcilla. (11) Este proceso obedece a diferencias ambientales durante la época de sedimentación y se da por: a) Una sedimentación de grano grueso q pasa a una sedimentación de grano fino depositado en aguas más tranquilas o a mayor distancia del punto de procedencia. b) Un material carbonatico q pasa a una material plástico fino. Para q un cambio de facies constituya una trampa se requiere por lo menos 2 condiciones: a) Las capas sedimentarias deben estar inclinadas en forma tal q la facies impermeable está más arriba q la capa porosa. (12) b) Las rocas inclinadas deben formar un anticlinal y pasar de una arenisca a una arcilla como ejm. Tenemos al campo Hugoton situado al sudoeste de Kansas. VARIACION DE LA PERMEABILIDAD DEBIDA A LA ACTIVIDAD DE LAS AGUAS DEL TERRENO: La aguas subterráneas contienen soluciones mineralizantes las cuales tienen la capacidad de reaccionar cuando toman contacto con las rocas tal el caso de las rocas carbonaticas
creando así lo q se denomina una porosidad secundaria causada por una interacción entre fractura y solución química creando alta porosidad y permeabilidad por disolución en la roca pero también pueda hacer q disminuya dicha porosidad y permeabilidad por efecto de precipitación y consiguiente cementación. Porosidad (primaria: consecuente durante la sedimentación), (secundaria: Después de la litificación) VARIACION DE LA PERMEABILIDAD DEBIDO AL TRUNCAMIENTO Y TAPONAMIENTO: Para q ocurra variación de permeabilidad por truncamiento y taponamiento es preciso conocer las propiedades particularmente de los hidrocarburos tal como del petróleo como tal y del asfalto. En este caso el asfalto se encuentra por encima del petróleo formando un sello o cierre q evita la fuga del petróleo este tipo de trampas normalmente se encuentra en estructuras anticlinales. (13)
5.- FLUIDOS EN EL SUBSUELO Hidrocarburos (Serie parafinicaCn H2n+2, Serie Naftenica CnH2n, Serie aromática CnHn) Primeros productos de la refinación del petróleo: Gasolina-Kerosene-Gas oil-Aceites Viscosidad: a mayor temperatura el petróleo fluye más rápidamente. Color: pesados: negro (marrón), medianos: verduscos-amarillentos, liviano: ámbar (marrón y amarillo) Solubilidad el gas y petróleo se aumenta en un aumento de presión y disminuye en un aumento de temperatura. *Dentro de los fluidos se consideran a las aguas q se encuentran debajo la superficie terrestre, entre los cuales se pueden citar: A) Aguas meteóricas.- Se consideran aquellas q proceden de las aguas de lluvia y del deshielo de los nevados las cuales tienen la propiedad de filtrar hasta alcanzar rocas porosas y permeables, como se ha indicado anteriormente estas aguas son posible diferenciar del resto por su composición qmc q generalmente contiene carbonatos. B) Aguas connatas.- Son aquellas q se entrampan durante la sedimentación y se ha visto q en muchos casos proceden inicialmente de las aguas de mar. C) Agua juveniles.- Pueden ocupar volúmenes importantes n l interior de la tierra así lo demuestran las filtraciones de agua termal q aparecen principalmente a lo
largo de la cordillera oriental de los Andes la posición geográfica de dichas filtración indica claramente q proceden de un magma q por diferenciación de las soluciones mineralizantes aparece en los alrededores de ciertos distritos mineros, por ejm. En mina Matilde se encuentra en el norte de L.P. (prov Camacho) y en sus alrededores se encuentra filtraciones de agua termal. Las diferencias de temp. q se puede observar n cada una de estas filtraciones obedece al contacto q tienen con aguas meteóricas durante el ascenso hacia superficie. D) Aguas de yacimiento.- Aquellas aguas q coexisten con el petróleo formando pequeñas burbujas en los ámbitos donde se encuentra el petróleo.E) Aguas de formación.- Aquellas q se encuentran n los espacios porales de una formación porosa y permeable las cuales pueden proceder tanto de las aguas del mar como de las aguas meteóricas pero principalmente del primero. De tal modo q cuando se trata de un reservorio con dos fases de fluidos (agua y petróleo) el agua q contiene generalmente es salino. F) Aguas salinas.- Son aguas q contienen sal en solución y generalmente se encuentran en las grandes masas de agua estancada (océano, nieves) además las sucesivas precipitaciones de las soluciones salinas en un ambiente marino indican la desaparición temporal de masas de agua, por ej emplo se asume q el mar mediterráneoha desaparecido como tal mas de 2 veces. PROPIEDADES DE LOS HIDROCARBUROS: Se clasifican en 3 series: A) Serie parafinica.- Pertenecen hidrocarburos desde el gas metano hasta el petróleo solido butano gas, los petróleos parafinicos son los más requeridos n l mundo debido a los procesos de refinación q se pueden realizar sin embrago se sostiene q dichos petróleos son de edades antiguas (paleozoico). B) Serie naftenica.- Pertenecen el propeno (gas), penteno (liquido). Estos hidrocarburos son menos frecuentes y por tanto no tienen la misma característica q los anteriores. C) Serie aromática.- Los petróleos aromáticos generalmente se obtienen los lubricantes. PESO ESPECIFICO: Se aplica el término peso específico para calcular los grados API de un determinado hidrocarburo. VISCOSIDAD: La unidad de este es el poise y se define como la resistencia de un fluido al movimiento. A menor temperatura el flujo es le nto y a mayor temperatura rápida. COLOR: Los colores q ofrecen los hidrocarburos se determinan al hacer medir la luz en oscuros (fluidos pesados verde, café) (medianos ámbar) FLUORECENCIA: Los hidrocarburos florecen bajo la luz ultravioleta en colores como el celeste y blanco amarillento. Normalmente se utiliza la luz ultravioleta para conocer si un sólido de los recortes contiene manifestaciones de petróleo. SOLUBILIDAD: El gas q se disuelve en el petróleo se incrementa con el aumento de presión pero disminuye con el incremento de temperatura. PRODUCTOS DE REFINAMIENTO: En las plantas de refinamiento se procesan los hidrocarburos para obtener gasolina, kerosene, diesel, gas oíl, aceites, etc.PODER CALORIFICO: Se mide en BRU´s y es el calor requerido para elevar la temperatura de una lb de agua 1ºF, mientras q la caloría es l a cantidad de calor necesaria para elevar la temperatura de 1g de H2O en 1ºC. IMPUREZAS: Dentro de las impurezas los
hidrocarburos pueden contener oxígeno, nitrógeno, ácido sulfhídrico, radioactivos y cloruros. GAS NATURAL: Es una mezcla de hidrocarburos en estado gaseoso o en solución en el petróleo crudo (en boca de pozo) se clasifican en *gas disuelto: Corresponde al gas en solución en el petróleo, *gas asociado: es aquel q se denomina gas de casquete y se encuentra en la parte superior del reservorio, *gas no asociado: Es cuando no contiene petróleo o mínima cantidad de petróleo. GOR: Volumen de gas q hay en el petróleo es decir q establece la relación gas-petróleo. GLP: Gas licuado de petróleo. LNG: Gas metano convertido a la fase liquida a una temperatura de 900ºF. GAS DULCE: Es aquel q tiene muy pocas impurezas y contaminantes. GAS AMARGO: El gas licuado q tiene considerable contenido de azufre.
SISTEMAS DE GAS:Gas húmedo.- Se refiere al contenido de líquidos así por ejm la proporción de etano en un 5%, se denomina gas húmedo en comparación con el gas seco está compuesto principalmente por metano. Composición de Gas natural.- El componente principal es el metano pero pueden estar presentes otros hidrocarburos por ejemplo el etano, pentano entre otros. Los componentes importantes del gas natural se tiene al nitrógeno q varía entre 0,6 a 38% luego se tiene el CO2 q por lo general no existe el 2%. El gas helio también puede estar presente en bajísimos porcentajes 0.01%. Presión y temperatura en el reservorio.- Es importante tomar en cuenta las condiciones presión original se mide antes de la producción en el reservorio y presión de formación, variables en el reservorio (P y T) lo q pueden dar lugar a la variación de volúmenes de los fluidos ahí contenidos. Las propiedades del petróleo conocidas como flotabilidad y viscosidad son afectadas por la relación de presión y temperatura. La habilidad del petróleo de fluir y de moverse a través de la roca está influenciada por cambios de estos parámetros. Presión en el reservorio.- La presión o virgen del yacimiento es la presión q existe ahí antes de q este haya sido puesto en producción y se mide mediante el 1 er pozo q llega al reservorio. La presión estática de fondeo se determina cuando un pozo está en producción también se conoce como presión de cierre o presión de f ormación estático y la medición se lo realiza cerrando el pozo hasta q la presión de formación alcance la presión máxima.(1). Generalmente la presiónestática o de fondo es menor q la presión original del reservorio (declinación de la producción) CLASES DE PRESION EN EL RESERVORIO: LAVOISSIER y otros investigadores dividen las presiones en el reservorio en dos clases fundamentales presión hidrostática q corresponde al peso estático de una columna de agua, y presión hidrodinámica q se
extiende de los estratos vecinos hacia la trampa. Desde un punto de mayor altura hasta puntos de menor altura. En superficies horizontales no existen movimientos de agua y se tiene solamente condiciones hidrostáticas.FUERZAS DE PRESION EN EL RESERVORIO: Existen varias fuentes para la presión en l yacimiento su efecto es diferente si esto se encuentra sellado o confinado, las principales fuentes de presión en l yacimiento son dos: el peso de agua medida desde el interior hasta la superficie y el peso de la roca superpuesta o sea la carga litostatica la q tiene su origen en la presión de la roca y es transmitida mediante los contactos entre grano a grano. ENERGIA DEPRODUCCION EN EL YACIMIENTO: (2) Cada yacimiento tiene la energía suficiente q sirve para expulsar al petróleo de la formación al pozo. Esta energía recibe el nombre de empuje q según el caso podrá ser gas en solución(3) en el yacimiento, gas del ca squete, empuje del agua de yacimiento. Energía gravitacional y la combinación de todas o algunas de las energías precipitadas. (4) PRODUCCION POR EMPUJE DE GAS EN SOLUCION: Este mecanismo se utiliza al gas q se encuentra en solución con el petróleo del yacimiento el cual tiene la propiedad de disminuir n parte la viscosidad del petróleo haciéndolo más móvil. A medida q el yacimiento es producido la presión cae hasta alcanzar la presión de saturación del petróleo en ese momento escapan las primeras burbujas de gas para formar eventualmente el casquete de gas (5). Ese casquete nuevo no es tan importante en la producción pues tiende a ocupar espacios dejados por el petróleo producido. PRODUCCION POR EMPUJE DE GAS EN EL CASQUETE: El casquete es originalmente en el reservorio y debe su existencia al exceso de gas sobre el volumen requerido para saturar el petróleo del yacimiento la condición es de T y P del mismo. Este gas ejerce presión hacia abajo formándose casi el mecanismo de empuje. La producción para este tipo de yacimiento se caracteriza por tener una estabilidad en la producción q puede mantener durante mucho tiempo y su recuperación es óptima alcanzando como promedio el 40% del petróleo ínsito. Otra característica de este tipo de mecanismo es q la relaci ón gas y petróleo se mantiene ligeramente baja hasta q el petróleo declina notablemente y al final de la vida del campo la producción será prácticamente gas.(6). PRODUCCION POR EL EMPUJE DEL AGUA: Casi todos los reservorios de petróleo tienen agua de formación. Si se tiene agua ingresando al reservorio desde una zona de recarga su movimiento mantendrá la presión en el reservorio siempre y cuando el volumen de invasión del agua sea igualal volumen del petróleo producido en este tipo de energías de producción la eficiencia de producción es del 37 hasta l 70% y su recuperación alcanza un 50% antes q dicha producción empiece a declinar hasta ese momento parte del reservorio será invadido por el agua. De lo q se trata es q la invasión de agua se produzca lo más tarde posible en la vida del yacimiento. (7).
PRODUCCION POR DRENAJE GRAVITACIONAL: En la mayoría de los yacimientos la energía no tiene mayor significación en la recuperación del petróleo sino hasta q la presión del reservorio está en franca declinación, los yacimientos se caracterizan por tener relaciones gas-petróleo bastante bajos aun para pozos estructuralmente bajas. La producción se caracteriza por estar casi libre de agua y la efi ciencia de recuperación es de 25 a 30%. (8).
6.- AMBIENTES DE SEDIMENTACION DE ROCAS RESERVORIO Para conocer las propiedades generales d un reservorio se debe tomar en cuenta varios factores tales como: ambiente de depósito, tipo litológico, agente de transporte, etc. (ambientes principales de depósito: fluviales, deltaicos, marino, aguas profundas) ROCAS RESERVORIO DE AMBIENTE FLUVIAL: Los tipos de depósitos son diferentes a los restantes por muchas razones por ejm la litología no es homogénea ya q generalmente este tipo de depósitos empieza con material detrítico arenoso en su base y termina con material arcilloso hacia el tope con cierto contenido de materia orgánica geométricamente la base es de forma convexa y el tope horizontal es decir esta forma se refiere a la forma de cuál del rio sobre todo la base a diferencia de los depósitos marinos no son fosilíferos pero muy eventualmente puede contener restos de plantas. ROCAS RESERVORIO DE AMBIENTE DELTAICO: Se forma en desembocadura de ríos o en la pendientes bajas de las plataformas continentales se trata de depósitos importantes sobre todo cuando se encuentran relacionados con fluidos porq pueden constituir con el tiempo excelentes rocas reservorio. La forma de presentación de estos depósitos es un tanto complicada porq una vez q se deposita los primeros sedimentos existe la posibilidad de otras sedimentaciones con características litológicas diferentes sedimentaciones. (1).ROCAS RESERVORIO DE AMBIENTES PROFUNDOS: En este tipo de ambiente se considera a los depósitos denominados particularmente en Bolivia y argentina di amictitas, esta misma roca es conocida también como tillita en otros países sin embargo hay necesidad de establecer cierta diferencia, porq las primeras indican depósitos de origen Lacio marino y los segundos generalmente glaciales. Las diamictitas son tra nsportadas por el glaciar hasta las costas marítimas y másaún hasta la pendiente baja de la plataforma
continental ahí se acumulan para formar enormes volúmenes de este sedimento y por acción gravitatoria (derrumbes, deslizamiento) se depositan mar adentro para formar l as diamictita (Masa amorfa arcillo limosa q contiene partículas de cuarzo casi esférico con superficie pulida de diferente diámetro). Como ejm se puede citar ejemplos en Argentina y Bolivia de edad carbonífera en las formaciones (2).En Argelia en rocas de edad ordovícica, en Omán, mar de Omán en rocas de edad termo carboníferas. ROCAS RESERVORIO EN CARBONATOS: El comportamiento de estas rocas es diferente a los descritos porq tienen la propiedad de servir como roca reservorio bajo determinadas circunstancias todo depende de la presencia de porosidad y permeabilidad q generalmente es causada por la disolución de compuestos qmc pero muchas rocas carbonaticas adquieren una porosidad secundaria por fracturamiento interconectado. Es un tanto curioso q el material carbonatico para comportarse como roca madre requiere de la presencia de aguas tranquilas mientras q para comportarse como roca reservorio requiere de una actividad tectónica moderada normalmente se depositan debajo del límite de las mareas o en zona de plataforma también se puede presentar debajo de superficies discordantes como ejm se puede citar al yacimiento de kirkuk en Irak (golfo pérsico). En Bolivia se ha mencionado la presencia de un posible reservorio en rocas carbonaticos en la caliza Sajtadespués de re alizar una perforación por YPFB dicha perforación estaría en el área del Chapare. Se asume q en la cuenca de Madre de Dios entre los departamentos de Pando y L.P. se han realizado más de una perforación en la q una de ellos alcanzo un arrecife (calcáreo) a una profundidad de 500m y se supone q se a obtenido manifestaciones de petróleo otros sostienen q se había obtenido mayores volúmenes entre 1000 a 2000 barriles. La posible presencia de petróleo estaría apoyada por los campos productores de petróleo denominado Camisea ubicado aproximadamente a 150km o más de la frontera Perú Bolivia. Como se decía q una de esta alcanzo los 900m se encontró depósitos de arrecifes los cuales serían roca reservorio por contener petróleo informes extraoficiales indican q el petróleo estaría almacenado en dichos arrecifes en volúmenes interesantes. Así mismo la cuenca del madre de Dios tendría cierta relación con el campo de Camisea del Perú donde en el pasado se han perforado 4 pozos de los cuales la mayoría alcanzo rocas devónicas los cuales estarían haciendo de roca reservorio inclusive se decía q Camisea era un importante campo productivo de petróleo.
