Geología del Petróleo.pdf

FACULTAD DE CIENCIAS Y TÉCNOLOGIA

U N I V E R S I D A D DE A Q U I N O B O L I V I A

U D A B O L UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA

Acreditada como PLENA mediante R. M. 288/01

SYLLABUS

Facultad de Ingeniería

Ingeniería de Gas y Petróleo

QUINTO SEMESTRE

Gestión Académica I/ 2010

SYLLABUS DE LA ASIGNATURA DE

GEOLOGÍA DEL PETROLEO

ELABORADO POR: ING. ABEL OYARDO ORTIZ



UDABOL

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA Acreditada como PLENA mediante R.M. 288 /01

VISIÓN DE LA UNIVERSIDAD

Ser la Universidad líder de calidad educativa

MISIÓN DE LA UNIVERSIDAD

Desarrollar la Educación Superior Universitaria con calidad y Competitividad al servicio de la sociedad



SYLLABUS

Asignatura Geología del Petróleo

Código GLP-219

Requisito GLP-216 y QMC-200

Carga Horaria 80 Horas Teóricas Practicas

Horas Teóricas 40

Horas Practicas 40

Créditos 4

II. OBJETIVOS GENERALES DE LA ASIGNATURA

• Conocer los conceptos fundamentales sobre el origen, evolución y

generación del petróleo para determinar las condiciones geológicas bajo las

cuales se forman los yacimientos petrolíferos.

• Identificar la terminología empleada en los estudios geológicos y geofísicos

que se aplican en la exploración del petróleo, así como las técnicas de

perforación y procedimientos para poner en producción un pozo petrolero.

• Analizar los estudios que se realizan para la localización de nuevos

yacimientos petrolíferos y elaborar mapas estructurales.

III. PROGRAMA ANALÍTICO DE LA ASIGNATURA

UNIDAD 1 GEOLOGIA DEL PETROLEO UNIDAD 2 ORIGEN Y EVOLUCION EL PETROLEO Y EL GAS NATURAL UNIDAD 3 MEDIOS Y MECANISMOS SEDIMENTARIOS EN RELACION CON LA

GENESIS DEL PETROLEO Y EL GAS NATURAL UNIDAD 4 MIGRACIÓN DEL PETROLEO UNIDAD 5 AGUA ASOCIADA A LOS RESERVORIOS UNIDAD 6 CONDICIONES DE RESERVORIO UNIDAD 7 EL RESERVORIO UNIDAD 8 CUENCAS DE SEDIMENTACION UNIDAD 9 TRAMPAS PETROLIFERAS Y ROCAS SELLANTES UNIDAD 10 EXPLORACIÓN DE HIDROCARBUROS



UNIDAD 11 PERFORACIÓN UNIDAD 12 RESERVAS UNIDAD 13 HIDROCARBUROS EN BOLIVIA UNIDAD 14 DESCRIPCION DE MUESTRAS

IV. TRABAJO DE BRIGADAS (laboratorio)

Trabajo a realizar por losestudiantes Lugar de Acción Temas

Relacionados Fecha

Recolectar muestras para realizar los laboratorios de porosidad y permeabilidad. De esta manera entender ciertos procesos físicos de las rocas de acumulación de petróleo.

Minas Kori Kollo y Kori Chaca de la Empresa minera Inti Raymi.

Unidades 5,6,8 y 14

20/04/11

Observar y determinar las características de los pozos de desagüe de la mina Kori Chaca

Mina Kori Chaca Unidades 10, 11 20/5/11

Descripción y clasificación de las rocas obtenidas en la visita a Kori Chaca

Laboratorio de Ing. Gas y Petróleo

Unidades 11,14 27/6/11 15/6/11

Investigación, exposición de temas de la materia por grupos y debate.

Aulas de Ing. En Gas y Petróleo

Unidades 2 al 13 24/05/11al 12/06/11

V. SISTEMA DE EVALUACIÓN DE APRENDIZAJES

El proceso de Evaluación, estipulado por normativa de la Universidad de Aquino Bolivia, se desarrolla en el siguiente contexto:

EVALUACIÓN PRIMER PARCIAL SEGUNDO PARCIAL EXAMEN FINAL

Evaluación Procesal

50 Pts. De la Nota del Primer Parcial

50 Pts. De la Nota del Segundo Parcial

Evaluación de Resultado

50 Pts. De la Nota del Primer Parcial

50 Pts. De la Nota del Segundo Parcial

100 Pts.

Total 100 Pts. 100 Pts. 100 Pts.



La nota Final de la Asignatura, contemplará el promedio de las tres notas obtenidas por el estudiante a lo largo de todo el Semestre.

VI. BIBLIOGRAFÍA.

• Geología del petróleo. J. Guillemot T. Edición Paraninfo. Magallanes. 21, Madrid.

• Geología del petróleo. Tafur, Isaac. Edición Universidad de Costa Rica. Escuela Centroamericana de Geología.

• Geología del Petróleo. Casanueva Miguel. • Geología económica de la energía. Parte IV. Tafur, Isaac. Universidad de

Costa Rica. Escuela Centroamericana de Geología. • Wellsite Geology training and Development. Baker Hughes INTQ.

VIl. CONTROL DE EVALUACIONES. Io evaluación parcial Fecha Nota 2o evaluación parcial Fecha Nota Examen final Fecha Nota VIII. PLAN CALENDARIO SEMANA ACTIVIDADES ACADÉMICAS OBSERVACIONES

1ra. Avance de materia Tema 1

2da. Avance de materia Tema 2

3ra. Avance de materia Tema 3

4ta. Avance de materia Tema 5


6ta. Avance de materia Actividades de brigadas Primera incursión

7ma. Avance de materia Tema 7 Primera Evaluación Parcial

8 va. Avance de materia Tema 8

9na. Avance de materia Actividades de brigadas Segunda incursión

10ma. Avance de materia Tema 9

11ra. Avance de materia Actividades de brigadas Tercera incursión

12da. Avance de materia Tema 10

13ra. Avance de materia Tema 11 Segunda Evaluación Parcial

14ta. Avance de materia Tema 12 Segunda Evaluación Parcial



SEMANA DEL AL OBSERVACIONES

1ra. 09-Mar 12-Mar Avance de materia2da. 14-Mar 19-Mar Avance de materia3ra. 21-Mar 26-Mar Avance de materia4ta. 28-Mar 02-Apr Avance de materia5ta. 04-Apr 09-Apr Avance de materia6ta. 11-Apr 16-Apr Avance de materia Inicio Primera Evaluación Parcial Presentación de Notas

7ma. 18-Apr 23-Apr Avance de materia Conclusión Primera Evaluación Parcial Presentación de Notas8va. 25-Apr 30-Apr Avance de materia9na. 02-May 07-May Avance de materia

10ma. 09-May 14-May Avance de materia11ra. 16-May 21-May Avance de materia12da. 23-May 28-May Avance de materia Inicio Segunda Evaluación Parcial Presentación de Notas13ra. 30-May 04-Jun Avance de materia Conclusión Segunda Evaluación Parcial Presentación de Notas14ta. 06-Jun 11-Jun Avance de materia15ta. 13-Jun 18-Jun Avance de materia16ta. 20-Jun 25-Jun Avance de materia17ma. 27-Jun 02-Jul Avance de materia18va. 04-Jul 09-Jul Presentación de Notas19na. 11-Jul 16-Jul Transcripción de Notas20va. 18-Jul 23-Jul Transcripción de Notas21ra. 25-Jul 26-Jul

22 de abril1 de mayo23 de junio

ACTIVIDADES

Evaluación del segundo turnoConclusión Evaluación Final

Inicio Evaluación Final

Día del Trabajo

Cierre de Gestión

Corpus Christi

FERIADOSViernes Santo

CALENDARIO ACADÉMICOGESTIÓN I/2011


16ma. Avance de materia Actividades de brigadas Cuarta incursión

17va. Avance de materia Tema 13

18na. Avance de materia Tema 14

19na Evaluación final Presentación de Proyecto

20va Segunda instancia Presentación de Notas e informe final

Informe final y cierre de

gestión Presentación de Notas e informe final



PROGRAMA DE CONTROL DE CALIDAD

UNIDAD: UNIDAD 1

TITULO: GEOLOGIA DEL PETROLEO FECHA DE ENTREGA: PERIODO DE EVALUACIÓN:

1.1 DEFINICION La geología del petróleo es la aplicación de los conocimientos geológicos en la Exploración y explotación de depósitos de petróleo y gas natural, etimológicamente proviene de Petro = Piedra , Oleo = Aceite. El petróleo no se encuentra distribuido de manera uniforme en el subsuelo hay que tener presencia de al menos cuatro condiciones básicas para que éste se acumule: Debe existir una roca permeable de forma tal que bajo presión el petróleo pueda moverse a través de los poros microscópicos de la roca. La presencia de una roca impermeable, que evite la fuga del aceite y gas hacia la superficie. El yacimiento debe comportarse como una trampa, ya que las rocas impermeables deben encontrarse dispuestas de tal forma que no existan movimientos laterales de fuga de hidrocarburos. Debe existir material orgánico suficiente y necesario para convertirse en petróleo por el efecto de la presión y temperatura que predomine en el yacimiento. 1.2 EL PETROLEO La palabra petróleo proviene del latín "petroleum", que significa "aceite de piedra". Es una mezcla de hidrocarburos que se encuentran en fase sólida, líquida y gaseosa, que reciben su nombre por estar constituidos principalmente por átomos de carbón e hidrógeno, que también incluyen en algunas de sus moléculas porciones pequeñas de otros elementos como el nitrógeno, azufre, oxígeno y algunos metales. su color varía entre ámbar y negro. El petróleo es una sustancia combustible, líquida a temperatura y presión normales.



1.3 ESTADO NATURAL El petróleo se encuentra relativamente distribuido en todas partes del mundo, almacenado formando grandes yacimientos en el interior de la tierra, a profundidades desde cerca de la superficie hasta 3000 y más metros, y su composición varía mucho de acuerdo a su procedencia. 1.4 ORIGEN Factores para su formación:

• Ausencia de aire • Restos de plantas y animales (sobre todo, plancton marino) • Gran presión de las capas de tierra • Altas temperaturas • Acción de bacterias

Los restos de animales y plantas, cubiertos por arcilla y tierra durante muchos millones de años –sometidos por tanto a grandes presiones y altas temperaturas–, junto con la acción de bacterias anaerobias (es decir, que viven en ausencia de aire) provocan la formación del petróleo. El hecho de que su origen sea muy diverso, dependiendo de la combinación de los factores anteriormente citados, provoca que su presencia sea también muy variada: líquido, dentro de rocas porosas y entre los huecos de las piedras; volátil, es decir, un líquido que se vuelve gas al contacto con el aire; semisólido, con textura de ceras. En cualquier caso, el petróleo, de por sí, es un líquido y se encuentra mezclado con gases y con agua. 1.5 LOCALIZACIÓN Al ser un compuesto líquido, su presencia no se localiza habitualmente en el lugar en el que se generó, sino que ha sufrido previamente un movimiento vertical o lateral, filtrándose a través de rocas porosas, a veces una distancia considerable, hasta encontrar una salida al exterior –en cuyo caso parte se evapora y parte se oxida al contactar con el aire, con lo cual el petróleo en sí desaparece– o hasta encontrar una roca no porosa que le impide la salida. Entonces se habla de un



yacimiento. NOTA: El petróleo no forma lagos subterráneos; siempre aparece impregnado en rocas porosas.

Yacimientos Estratigráfico

Yacimientos Anticlinal Yacimientos en Falla

Estratigráficos: En forma de cuña alargada que se inserta entre dos estratos. Anticlinal: En un repliegue del subsuelo, que almacena el petróleo en el arqueamiento del terreno. Falla: Cuando el terreno se fractura, los estratos que antes coincidían se separan. Si el estrato que contenía petróleo encuentra entonces una roca no porosa, se forma la bolsa o yacimiento. En las últimas décadas se ha desarrollado enormemente la búsqueda de yacimientos bajo el mar, los cuales, si bien tienen similares características que los terrestres en cuanto a estructura de las bolsas, presentan muchas mayores dificultades a la hora de su localización y, por añadidura, de su explotación. 1.6 COMPOSICIÓN QUIMICA El petróleo crudo consiste esencialmente en una mezcla compleja de hidrocarburos de diferentes puntos de ebullición, a menudo acompañados por pequeños porcentajes de oxígeno, azufre y compuestos nitrogenados. Los crudos varían, de acuerdo a su origen, en su composición química.




UNIDAD: UNIDAD 2

TITULO: ORIGEN Y EVOLUCION EL PETROLEO Y EL GAS NATURAL FECHA DE ENTREGA: PERIODO DE EVALUACIÓN:

2.1 ORIGEN

Respecto al origen y formación de los yacimientos petrolíferos, se han emitido numerosas opiniones e hipótesis, que se pueden concretar en las tres siguientes: química, volcánica y orgánica. La primera, iniciada por mendeleiev supuso que el origen del petróleo era debido a la formación de hidrocarburos constituidos por la reacción en el interior de la tierra y a altas presiones de los carburos de hierro sobre el agua. La segunda teoría se ha elaborado basándose en el hecho de la notable presencia de rocas volcánicas en los terrenos petrolíferos, lo que hace suponer que estas tienen gran influencia sobre la formación del petróleo ambas teorías han pasado a la historia, por haberse demostrado la exactitud de la teoría orgánica, según la cual, el petróleo se forma de substancias de origen animal.

2.1.1 MATERIA PRIMA:

Como materia prima está principalmente el plancton del agua salada, que se deposita en lugares exentos de oxigeno y experimenta una descomposición lenta. según la teoría de potonié, es el sapropel , que continuamente se está generando a partir de residuos animales y vegetales, especialmente del plancton, en las aguas estancadas, el que entra en la formación del petróleo originada por descomposición de la sustancia orgánica, toman parte numerosas substancias de los organismos, especialmente los albuminoides, los hidratos de carbonos y las grasas.

En favor de la participación de las proteínas como materias primas, habla el contenido en nitrógeno y azufre de los petróleos. su actividad óptica es debida, probablemente, a substancias que se han formado a partir de la colesterina y quizáS también de resinas y materias proteicas.

2.1. 1. TEORIA INORGANICA Este método abiógeno considera que las sustancias inorgánicas, mediante transformaciones químicas, forman el petróleo. Pero es conocido que el petróleo tiene sustancias orgánicas. El problema que se plantea es saber que transformaciones dan lugar a materia orgánica a partir de materia inorgánica.



Origen químico (Mendeleiev) Supuso que el origen del petróleo era debido a la formación de hidrocarburos constituidos por la reacción en el interior de la tierra y a altas presiones de los carburos de hierro sobre el agua. La formación de los aceites minerales se debería a la descomposición de carburos metálicos por la acción del agua. Origen volcánico Se basa en el hecho de la notable presencia de rocas volcánicas en los terrenos petrolíferos, lo que hace suponer que estas tienen gran influencia sobre la formación del petróleo. En efecto, los restos de terrenos eruptivos, a menudo contienen hidrocarburos, y el azufre, producto volcánico por excelencia, constituye casi constantemente las tierras petrolíferas. Origen cósmico (Thomas Gold 1986) Este científico europeo dice que el gas natural (el metano) que suele encontrarse en grandes cantidades en los yacimientos petroleros, se pudo haber generado a partir de los meteoritos que cayeron durante la formación de la Tierra hace millones de años. Los argumentos que presenta están basados en el hecho de que se han encontrado en varios meteoritos más de cuarenta (40) productos químicos semejantes al kerógeno, que se supone es el precursor del petróleo. Y como los últimos descubrimientos de la NASA han probado que las atmósferas de los otros planetas tienen un alto contenido de metano, no es de extrañar que esta teoría esté ganando cada día más adeptos. 2.1.2. TEORIA ORGANICA Consideramos que el primer material orgánico que se acumula en las rocas sedimentarias está formado por residuos muertos de la microflora y de la microfauna (plancton,...) que se desarrollan en el agua del mar y a las cuales se añaden restos animales y vegetales por transporte. Una de las teorías mas aceptadas acera del origen del petróleo lo constituye la teoría de ENGLER: 1ª etapa Depósitos de organismos de origen vegetal y animal se acumulan en el fondo de mares internos (lagunas marinas).



Las bacterias actúan, descomponiendo los constituyentes carbohidratos en gases y materias solubles en agua, y de esta manera son desalojados del depósito. Permanecen los constituyentes de tipo ceras, grasas y otras materias estables, solubles en aceite. Fig. 1- El petróleo se habría originado por la depositación de minúsculos animales y sustancias vegetales que se fueron acumulando en el fondo lacustre y marino.

Fig. 2- Ante el paso del tiempo la materia orgánica se descompone y va quedando en profundidad por los sedimentos que la van cubriendo. 2da etapa A condiciones de alta presión y temperatura, se desprende CO2 de los compuestos con grupos carboxílicos, y H2O de los ácidos hidroxílicos y de los alcoholes, dejando un residuo bituminoso.



La continuación de exposiciones a calor y presión provoca un craqueo ligero con formación de olefinas

(protopetróleo). Fig. 3- Los factores de presión, temperatura y procesos químicos y físicos, ayudados por la carencia de oxígeno, posibilitaron la formación de petróleo líquido y del gas. 3er etapa Los compuestos no saturados, en presencia de catalizadores naturales, se polimerizan y ciclizan para dar origen a hidrocarburos de tipo nafténico y parafínico. Los aromáticos se forman, presumiblemente, por reacciones de condensación acompañando al craqueo y ciclización, o durante la descomposición de las proteínas. Factores para su formación:

Ausencia de aire Restos de plantas y animales (sobre todo, plancton marino) Gran presión de las capas de tierra Altas temperaturas Acción de bacterias Los restos de animales y plantas, cubiertos por arcilla y tierra durante

muchos millones de años sometidos por tanto a grandes presiones y altas temperaturas, junto con la acción de bacterias anaerobias (es decir, que viven en ausencia de aire) provocan la formación del petróleo.




UNIDAD: UNIDAD 3

TITULO: MEDIOS Y MECANISMOS SEDIMENTARIOS EN RELACION CON LA

GENESIS DEL PETROLEO Y EL GAS NATURAL FECHA DE ENTREGA: PERIODO DE EVALUACIÓN:

3.1 Relación Tiempo Temperatura En términos generales, el petróleo se produce a lo largo de millones de años en profundidades de alrededor de 5 Km., a una temperatura de 150 ºC. Profundidades mayores a los 5 Km. o demasiado tiempo de ¨cocción¨ a temperaturas de 200 ºC darán lugar a la conversión del petróleo en gas. El gas se tornará incluso en gas ácido sulfuroso si la temperatura es aún mayor. Si por el contrario, el material orgánico no es lo suficientemente calentado, en profundidades por encima de los 4-5 Km., la formación de petróleo no tendrá lugar, ya que estos quedaran en un estado inmaduro y consecuentemente, inútiles para el hombre. La figura 2 muestra un diagrama que resume este proceso. Se podría generalizar que las capas sedimentarias profundas son más viejas y están más calientes que las menos profundas y más jóvenes, por lo que las primeras, tendrían una mayor proporción de gas que de petróleo. De todos modos, aunque la mayoría de las zonas poseen un régimen de flujo de calor por encima y por debajo de la media, las profundidades de generación del petróleo son sustancialmente variables de lugar a lugar.



La relación tiempo-temperatura para la maduración de los hidrocarburos se representa en este diagrama. Si sedimentos orgánicos se mantienen entre 150ºC a 200ºC durante 1 millón de años, entonces se formará el petróleo. Si la temperatura excede los 200ºC, se formará gas. Sin embargo si la temperatura sube aún más, se formará gas ácido. Si por el contrario las capas fuentes de material orgánico se encuentran a solamente 100ºC, entonces harán falta 100 millones de años para que maduren hasta convertirse en hidrocarburos. 3.2 Roca Madre

La materia acumulada formo un tipo de roca capaz de generar hidrocarburos llamada “ROCA MADRE” y esto fue provocado por las altas temperaturas y las grandes profundidades.

Esta tiene que estar madura y desarrollada de acuerdo a parámetros.

Por lo general son sedimentos de grano fino como las arcillas

3.3 Parámetros de desarrollo de una Roca Madre

TAI (Índice de alteración térmica) RO (La reflectancia) LOM (Escala del metamorfismo orgánico)

3.4 Criterios mínimos que caracterizan una roca madre efectiva para generar petróleo

El contenido de TOC debe ser 0.4% o mas el carbono elemental entre 75 a 95%.

El kerógeno debe ser de tipo generador de petróleo y amorfo, por que si es estructurado tiende a generar gas.

Los valores de RO no deben se < 0.5 ni > 1.3. La relación H: C para la formación del petróleo debe estar entre 0.84 y 0.69.

3.5 Rasgos Litológicos de las rocas que pueden ser Reservorios

Una roca reservorio debe tener suficiente espesor y potencia además de espacios huecos como para que pueda encerrar una cantidad suficiente de petróleo.

a) Areniscas gruesas Son las más importantes como reservorio, siempre qu no sean muy finas.



b) Rocas calcáreas o dolomíticas Muchas de estas rocas carecen de porosidad y permeabilidad, pero se reconocen 2 tipos de porosidad en estas rocas: Porosidad producida por soluciones Porosidad producida por facturamientos c) Esquistos y Pizarras

Pueden ser reservorios en determinadas circunstancias ya que su permeabilidad y porosidad son reducidas, pero cuando son fracturadas son buenos reservorios, ejemplo los esquistos del campo de Florencia en E.U. (permeabilidad 12%) d) Rocas Magmáticas. La porosidad en estas rocas varía por sus características petrológicas lo mismo que su estado de alteración. En Texas se extrae petróleo de un basalto muy alterado de grano fino.




UNIDAD: UNIDAD 4

TITULO: MIGRACIÓN DEL PETROLEO FECHA DE ENTREGA: PERIODO DE EVALUACIÓN:

El petróleo, al ser menos denso que el agua y los sedimentos circundantes, tiende a emigrar de la roca origen donde se forma, a las rocas reservorio, a través de formaciones porosas suprayacentes, donde se almacena. De hecho, grandes cantidades consiguen escapar de manera natural a los océanos a través de filtraciones en el fondo marino. La fuerza motora de esta migración es la flotabilidad del petróleo, junto con la presión hidrostática y la compactación de las rocas de origen, como parte de la diagénesis, lo que hace que los hidrocarburos sean forzados de entre las capas de origen a formaciones más permeables. El petróleo continúa su emigración hasta que se tope con una capa impermeable (trampa) suprayacente. Esta será una roca impermeable situada encima de las formaciones porosas a través de las cuales han emigrado los hidrocarburos, o bien un rasgo estructural que actúe como barrera que inhiba el flujo o ascensión del petróleo (figura). De esta manera, el yacimiento de petróleo permanecerá en este lugar hasta que alguna compañía petrolífera se tope con él, vía perforaciones a través de la capa impermeable. Dos tipos de trampas. A la izquierda, el petróleo está contenido en una zona determinado por una falla; a la derecha, en una cúpula anticlinal.



Generalmente, la acumulación del petróleo ocurre de manera estratificada junto a las dos otras fases líquidas que lo acompañan: el agua y el gas. Este último es el más ligero y reposa sobre el petróleo; este por su parte, reposa sobre el agua presente en la formación (figura). La calidad del gas disuelto en el petróleo depende de la presión, la temperatura y las características de los hidrocarburos. Los hidrocarburos se acumulan en las porciones más permeables de las rocas de reservorio debido a la hidrodinámica. La acumulación de petróleo requiere, como hemos mencionado, unos periodos de formación muy largos, particularmente en reservorios de baja permeabilidad. La movilidad de los fluidos en el reservorio aumenta al incrementar la permeabilidad de las formaciones. Disposición del petróleo, gas y agua en una roca reservorio. Nótense las trampas estructurales y sedimentarias de las dos figuras respectivamente. Los hidrocarburos generados por la “ROCA MADRE” migran hacia la roca reservorio este fenómeno es dividido en migración primaria y secundaria. 4.1 Migración Primaria El paso del petróleo desde la roca madre hasta la roca almacén se conoce como migración primaria, lo cual sucede por los siguientes procesos:



– Compactación: se pierde porosidad por disminución del volumen de sedimento y por las cementaciones asociadas, así como las recristalizaciones. Todo ello consigue que aumente la presión de fluidos y por tanto se produce un gradiente de presión y de temperatura, generando el desplazamiento de los fluidos hacia zonas más “confortables” (de menor P y T).

– Deshidratación de arcillas hinchables: esto consigue liberar agua a

los poros, con lo que aumenta de nuevo la presión intersticial.

– Cambios químicos de la materia orgánica: pasamos de kerógeno a petróleo y a gas, aumentando la entropía del sistema, además disminuye el peso molecular de los HCs (y por tanto el tamaño de la cadena) con lo que la movilidad es mayor y puede incluso aumentar tanto la presión intersticial que cause abundante microfracturación para liberar la presión de los poros.

Los mecanismos por los que se supone que migran los HCs son los siguientes:

* Movimiento en disolución: parte del petróleo es soluble en agua y por lo tanto podría viajar en disolución con ésta. El problema es que en zonas someras la solubilidad es muy baja y en zonas profundas el tamaño del poro se reduce tanto que dificultaría los procesos de solubilidad.

* Formación de burbujas de Hidrocarburos: estas burbujas viajarían en inmiscibilidad líquida con el agua.

* Formación de coloides y

micelas de Hidrocarburos: se produce una orientación de las moléculas de los hidrocarburos de tal modo que la parte hidrofóbica quede protegida por la parte hidrofílica en contacto con el agua.

* Difusión como una fase

continua: el HC se mueve aprovechando fracturas, contactos entre formaciones rocosas.

4.2 Migración Secundaria

Después de que el petróleo y el gas ingresan a la roca reservorio empiezan a migrar a zonas con menores niveles de energía y presión hidrostática, el petróleo además se ubica en áreas con buena porosidad y permeabilidad, este flujo secundario tiene lugar a través de estratos saturados de agua.

Los requisitos físicos para la migración secundaria del petróleo y gas son tres:



Producción adecuada y sometida de petróleo a partir de la roca madre a

través de caminos o vías permeables y un gradiente de presión que empuje al mismo.

La función del agua en la migración secundaria del petróleo es la de

brindarle flotabilidad debido a su diferencia de peso especifico y al mismo tiempo empuje, la fuerza principal que se opone a la migración secundaria es la fuerza capilar de acuerdo al empuje de agua.

El incremento de temperatura en la migración secundaria, determina que la

viscosidad y la densidad del petróleo disminuyan y hace que el petróleo suba y migre hacia arriba, en el caso del gas el efecto de la temperatura es mucho mayor.

El mecanismo para la migración secundaria del petróleo, gas y agua y su posterior ubicación en las trampas estructurales, es que como son de densidades diferentes al ocupar la primera trampa, el mas pesado es desplazado fuera de la trampa por el mas liviano que esta encima esto se llama “entrampamiento diferencial” si las trampas son anticlinales en la parte baja se ubica el fluido mas pesado que es el agua, después el petróleo y por ultimo el gas. Es posible que concluida la migración secundaria y después de entramparse, estos escapen como efecto de la geología estructural hacia otra trampa o perderse, a este fenómeno se denomina “migración terciaria” o remigración. En resumen las migraciones secundarias son las que ocurren dentro de la propia roca almacén, donde los procesos que se dan son los siguientes:

– Flotabilidad: el petróleo menos denso que el agua, tiende a ponerse sobre ésta y dentro del petróleo, la parte gaseosa sobre la líquida.

– Presión capilar: en ocasiones impide el movimiento, pero por

ósmosis se puede producir la migración.

– Gradientes hidrodinámicos: según el gradiente vaya en un sentido o en otro, se puede favorecer la migración o dificultarla.




UNIDAD: UNIDAD 5

TITULO: AGUA ASOCIADA A LOS RESERVORIOS FECHA DE ENTREGA: PERIODO DE EVALUACIÓN:

El petróleo y el gas ocupan una proporción minúscula del espacio poroso de las rocas, lo demás esta ocupado por el agua. El agua asociado al petróleo puede ser antigua y salina en profundidad y ser fresca superficialmente. Es importante su estudio por que a través del agua el petróleo migra y se entrampa. En el subsuelo existen aguas como las de infiltración que son meteóricas, juveniles, connatas y de percolación. Son llamadas también irreductibles por que no disminuyen su cantidad durante la explotación y ocupan entre el 10 a un 30% del volumen poral.



5.1 Aguas en el yacimiento El agua coexiste con el petróleo en forma interfasica en algunos casos y en otros conforman separadamente el límite inferior de la estructura petrolífera. En la perforación de pozos petrolíferos las aguas de yacimiento pueden ser primarias cuando están definidas y secundarias cuando son de formación, ambas deben excluirse para evitar daños a los horizontes productores de petróleo. 5.2 Características del agua en el yacimiento Por ser connatas en su composición son similares a las rocas que las contienen, así se tienen aniones como los cloruros, no hay sulfatos ni bicarbonatos, mientras que entre los cationes se han detectado Ca, Na y Mg, esta agua incrementan su concentración de sólidos en profundidad de 25.000 hasta 100.000 g/Lt por cada 1000 pies. Difieren de las aguas marinas, por que las aguas que se encuentran en el petróleo no tienen bicarbonatos ni sulfatos, la relación Ca-Mg es revertida y su concentración se incrementa. Los análisis químicos de las aguas relacionadas con el petróleo, nos determinan el origen de las mismas, su resistividad, además nos detectan compuestos relacionados con los hidrocarburos. Tener los análisis químicos de las aguas nos sirve para determinar el punto de ingreso de las aguas y determinar valores químicos, además nos sirve para determinar compuestos orgánicos relacionados al petróleo, como los ácidos orgánicos y benceno, si se encuentran rastros de estos compuestos en el pozo se puede concluir de que existe petróleo.




UNIDAD: UNIDAD 6

TITULO: CONDICIONES DE RESERVORIO FECHA DE ENTREGA: PERIODO DE EVALUACIÓN:

6.1 Presión En la roca reservorio existe la presión original o virgen, que es la que existe antes de que haya sido puesta en producción y se mide en el primer pozo que atraviesa el reservorio, es la energía disponible mas importante para la explotación del yacimiento. Otra presión que se mide en el pozo de producción es la “presión estática del fondo del pozo”, presión de cierre o presión de formación estática y se mide cerrando el pozo hasta que la presión de formación alcance la presión máxima, este tipo de presión es menor que la presión original. Las principales fuentes de presión en el yacimiento son dos:

-El peso del agua medida desde el punto de acción hasta la superficie.

-El peso de la roca superpuesta llamada presión litostática. 6.2 Temperatura La temperatura de la roca reservorio afecta al calculo de reservas y esta relacionada al origen, migración y acumulación del petróleo, sus efectos son: si aumenta la temperatura aumenta el volumen de gas, del petróleo, del agua y de la roca, incrementa la viscosidad del gas y disminuye la del petróleo y del agua, además aumenta la presión de confinamiento de fluidos, aumenta la solubilidad del gas en el petróleo y la solubilidad de las sales químicas en el agua de formación. El aumento de la temperatura en la roca reservorio se debe fundamentalmente al grado geotérmico de la tierra, energía térmica y la radioactividad: Gradiente geotérmico= Tem formación – Tem media de la superficie/Profundidad



6.3 Física de los yacimientos Cuando se localiza el yacimiento, los fluidos como el petróleo, gas y agua se encuentran en estado de equilibrio formando varios sistemas. Ejem roca-agua, roca-petróleo, petróleo-gas, petróleo-agua y roca-petróleo-gas. Se llama sistema a la sustancia o mezcla de substancias que se estudian independientemente de otras y fase es la parte de un sistema que tiene las mismas propiedades y composiciones también se dice que es una sustancia homogénea físicamente distinta y mecánicamente separable del sistema, además están separadas entre si por contactos físicos muy definidos llamados interfaces. En los yacimientos petrolíferos, el agua es un sistema con tres fases: Sólido, liquido y gaseoso con un solo constituyente que es el agua. La fase gasifera en el reservorio se encuentra en su mayor parte en el casquete de gas, a la presión que esta definida por el peso de las rocas suprayacente y la temperatura del gradiente geotérmico de la región. Las propiedades físicas del petróleo dependen de sus componentes, como también de su capacidad de aceptar al gas natural en solución depende de la presión, el exceso de gas luego de saturar el petróleo al yacimiento va ha formar el casquete como gas libre. Se ha determinado que el agua y el petróleo son ligeramente solubles entre si y esto aumenta con la temperatura y peso molecular del petróleo. 6.4 Energía en la producción del yacimiento Cada yacimiento tiene la energía que sirva para expulsar el petróleo de la formación al pozo, llamado “empuje” esta energía podría ser el gas en solución en el yacimiento, gas del casquete, empuje del agua del yacimiento, energía gravitacional o la combinación de estas.




UNIDAD: UNIDAD 7 TITULO: EL RESERVORIO FECHA DE ENTREGA: PERIODO DE EVALUACIÓN:

7.1 Propiedades Los reservorios tienen tres propiedades cuyo conocimiento resultan fundamentales para conseguir el máximo rendimiento en la exploración y producción de hidrocarburos, estos son:

- Porosidad - Permeabilidad - Formación estratigráfica estructural adecuada.

7.2 Porosidad

La porosidad es la medida de los espacios huecos en una roca, y resulta fundamental para que ésta actúe como almacén:

Porosidad = % (volumen de huecos / volumen total) x 100

La porosidad se expresa como ø. Casi todos los almacenes tienen un ø entre 5% y 30%, y la mayoría entre 10% y 20%.

Existen varios tipos de porosidad según la conexión de sus poros:

Conectada: poros conectados por un solo lado.



Interconectada: poros conectados por varios lados. Las corrientes de agua pueden desalojar el gas y el petróleo.

Aislada: poros aislados.

Los poros conectados e interconectados constituyen la porosidad efectiva.



7.3 Permeabilidad

Es el segundo factor importante para la existencia de un almacén. La permeabilidad (k) es la capacidad de una roca para que un fluido fluya a través de ella y se mide en darcys, que es la permeabilidad que permite a un fluido de un centipoise de viscosidad fluir a una velocidad de 1 cm/s a una presión de 1 atm/cm. Habitualmente, debido a la baja permeabilidad de las rocas, se usan los milidarcies.

La ley de Darcy sólo es válida cuando no hay reacciones química entre el fluido y la roca, y cuando hay una sola fase rellenando los poros.

La permeabilidad media de los almacenes varía entre 5 y 500 milidarcies, aunque hay depósitos de hasta 3.000 - 4.000 milidarcies.

Para ser comercial, el petróleo debe fluir a varias decenas de milidarcies.

7.4 Saturación de hidrocarburos

Debido a ciertas propiedades de los fluidos y de las rocas almacén o reservorios, es común que al menos una parte del espacio poral esté ocupado por agua. La saturación de hidrocarburos expresa el porcentaje del espacio poral que está ocupado por petróleo o gas natural.

En términos geológicos, las capas subterráneas se llaman "formaciones" y están debidamente identificadas por edad, nombre y tipo del material rocoso del cual se formaron. Esto ayuda a identificar los mantos que contienen las ansiadas rocas sedimentarias.

Las "cuencas sedimentarias" son cubetas rellenas de sedimentos, que son las únicas rocas donde se pueden generar hidrocarburos (conforme a la teoría de Engler) y donde en general se acumulan. En pocos casos se dan acumulaciones de petróleo y gas en rocas graníticas. El tamaño de estas cubetas varía en decenas de miles de kilómetros cuadrados, y el espesor generalmente es de miles de metros, alcanzando hasta 7.000 metros. Estas cubetas se encuentran rodeadas por zonas de basamento (que rara vez contienen petróleo).

7.5 Ambientes de deposición formantes de rocas reservorio Las areniscas conforman buenas rocas reservorio y son depositadas bajo ambientes netamente continentales, como depósitos eólicos, fluviales, deltaicos costeros y marinos profundos (turbiditas) estos depósitos tienen largos máximo de 250 Km y espesores promedio de 12 m, otra roca sedimentaria que también constituye una buena roca reservorio son los conglomerados. Las areniscas depositadas en ambientes fluviales, tienen granos bien seleccionados y constituyen rocas reservorio, pero las areniscas depositadas en



ambientes deltaicos forman excelentes rocas madre y rocas reservorio y conforman buenos yacimientos de petróleo y gas. Otras rocas que contienen y producen petróleo y gas son las calizas sedimentarias permeables y porosas. Los reservorios carbonatados son característicos por tener altos rangos en la producción de petróleo. Otra posibilidad para la existencia de rocas reservorio son las rocas fracturadas que pueden variar desde rocas ígneas hasta las lutitas sedimentarias que poseen facturas las cuales de acuerdo a la geología estructural tendrán una profundidad máxima de 6 Km. 7.6 Tipos de reservorio o yacimientos

De acuerdo con los volúmenes de gas o petróleo que contienen los yacimientos se denominan:

-Yacimientos de Petróleo -Yacimientos de Gas-Petróleo -Yacimientos de Condensados -Yacimientos de Gas Seco -Yacimientos de Gas Asociado



Yacimientos de Petróleo:

En éstos el petróleo es el producto dominante y elgas está como producto secundario disuelto encantidades que dependen de la presión y latemperatura del yacimiento. Reciben el nombre deyacimientos saturados cuando el petróleo no aceptamás gas en solución bajo las condiciones detemperaturas y presión existentes, lo que ocasionaque cualquier exceso de gas se desplace hacia laparte superior de la estructura, lo que forma unacapa de gas sobre el petróleo.

Yacimientos de Gas-Petróleo:

Son aquellas acumulaciones de petróleo que tienenuna capa de gas en la parte más alta de la trampa.La presión ejercida por la capa de gas sobre la delpetróleo es uno de los mecanismos que contribuyeal flujo natural del petróleo hacia la superficie através de los pozos.

Cuando baja la presión y el petróleo ya no puede subir espontáneamente, puede inyectarse gasdesde la superficie a la capa de gas del yacimiento,aumentando la presión y recuperando volúmenesadicionales de petróleo.



Yacimientos de Condensados:

En estos yacimientos de hidrocarburos están en estado gaseoso, por características específicasde presión, temperatura y composición. El gasestá mezclado con otros hidrocarburos líquidos;se dice que se halla en estado saturado. Este tipode gas recibe el nombre de gas húmedo.

Durante la producción del yacimiento, la presióndisminuye y permite que el gas se condense enpetróleo líquido, el cual al unirse en forma depelícula a las paredes de los poros quedaatrapado y no puede ser extraído. Esto puede evitarse inyectando gas a fin de mantener lapresión del yacimiento.

Yacimientos de Gas Seco:

En éstos el gas es el producto principal. Sonyacimientos que contienen hidrocarburos en sufase gaseosa, pero al producirlos no se formanlíquidos por los cambios de presión y temperatura.

El gas se genera gracias a un proceso deexpansión, parecido al que ocurre en lasbombonas, donde la cantidad de gas estárelaciona da con la presión del embace.

Yacimientos de Gas Asociado:

El gas que se produce en los yacimientos depetróleo, el gas-petróleo y de condensado, recibeel nombre de gas asociado, ya que se produceconjuntamente con hidrocarburos líquidos.

El gas que se genera en yacimientos de gas secose denomina gas no asociado o gas libre y suspartes líquidas son mínimas.




UNIDAD: UNIDAD 8

TITULO: CUENCAS DE SEDIMENTACION FECHA DE ENTREGA: PERIODO DE EVALUACIÓN:

El petróleo se encuentra bajo “tierra” en diferentes regiones, distribuidas por todo el planeta, conocidas con el nombre de cuencas sedimentarias. Las cuencas sedimentarias están formadas por capas o estratos dispuestos uno sobre otro, desde el más antiguo al más reciente y cada estrato tiene constitución diferente al otro. Geológicamente una cuenca de sedimentación es el lugar en forma de depresión, donde se depositan sedimentos producto de la destrucción y descomposición de las rocas sólidas, por este motivo en las cuencas existen todo tipo de materiales y su clasificación para nuestros fines se basa en su ubicación. 8.1 Evolución de una cuenca Depende de la etapas por las cuales pasa la misma y sabemos que por ejem el tamaño y su forma dependen de la configuración que tiene la roca del basamento, tanto en la base como en sus flancos, además de la configuración depende del cuadro estructural y la formación de las estructuras como los pliegues y fallas dependen de la evolución tectónica y sedimentaria. La ubicación, naturaleza y cantidad de hidrocarburos en las cuencas sedimentarias depende de la evolución de la misma y además de su historia térmica o sea de las variaciones de flujos caloríficos que hubieran afectado a la cuenca.



8.2 Evolución de hidrocarburos en las cuencas La presencia de hidrocarburos en determinada cuenca sedimentaria depende de: a) Deben existir estratos ricos en materia orgánica por que constituyen rocas madre, estas deben tener grano fino donde la oxidación es limitada. El enterramiento de los restos orgánicos debió ser rápido para su preservación. Tienen que ser zonas pobres en oxigeno (plataformas continentales y cuencas cerradas) además de materiales de ambiente salinos no marinos o marino marginales. b) Para que se genere hidrocarburos en la cuenca debería existir suficiente temperatura para que haya maduración térmica en la roca madre, la cual podría ser improductiva si hubiera déficit o exceso de calentamiento, por lo cual las variaciones de flujo térmico dependen del tiempo de subsidencia, de sedimentación y formación de estructuras. c) Para la concentración de hidrocarburos en la cuenca deben ocurrir avenidas o vías permeables de migración que reúnan el petróleo generado, las vías mas eficientes son los estratos arenosos, inclinados y ubicados debajo de rocas de grano fino, impermeables que actúan como sellos, y estos estratos deberán tener extensión lateral continua desde las rocas madre hasta los reservorios, sin interrupción y con inclinación regional. d) Para el entrampamiento de los hidrocarburos deben existir estratos porosos con formas geométricas favorables y además rocas sellantes. Los sitios favorables para la existencia de rocas reservorio se encuentran en ambientes marinos poco profundos próximos a las márgenes de las cuencas.



8.3 Tipos de cuencas petrolíferas

Cuencas cratatónicas simples: Son asimétricas y con hundimientos circulares o elípticos ubicados en cratones estables.

Cuencas tipo graven: Se caracteriza por ser petrolíferas se llaman también

cuencas de agrietamiento, están mas relacionadas con las márgenes continentales, son asimétricas y pueden contener mas que otras trampas debidas a fallamientos, pero el petróleo se encuentra mas en discordancias que en fallas.

Cuencas formadas por flexiones verticales: Son cuencas que se abren a

cuencas marinas y son asimétricas, su base es de sal y lava básica y sus trampas están formadas en anticlinales asociados a fallas o a estructuras diapíricas.

Cuencas compresionales: Existen las de un lado que son asimétricas y deformadas por un lado y cartón estables por el otro son cuencas de gran extensión areal, estas cuencas producen petróleo y gas en todo tipo de trampas. Los de dos lados son cuencas de tipo compresional, inter montañas ubicadas entre cordones deformados, son angostas en su geometría y tienen existencia reducida, son de edad terciaria y sus trampas las constituyen los anticlinales. 8.4 Relación entre tipo de cuencas y presencia de petróleo Hasta el presenta se han identificado 700 cuencas sedimentarias, la mitad han sido exploradas y unas 150 son productivas, pero solamente en unas 36 se encuentra el 90% de todas las reservas conocidas de petróleo del planeta. Según North 1985 un esquema general de comparación de cuencas relacionadas a sus capacidades productivas es la siguiente: 1. Cuencas muy ricas con mas de 10000 m3/Km3 2. Cuencas ricas 3600 a 10000 m3/Km3 3. Cuencas promedio 2400 a 3600 m3/Km3 4. Cuencas pobres 1000 a 2400 m3/Km3 5. Cuencas muy pobres, menos de 1000 m3/Km3 La tabla expresa la riqueza recuperable de hidrocarburos en volumen por unidad de área o por unidad de volumen de roca sedimentaria, además se pueden obtener las siguientes conclusiones:



a) La mayoría de las reservas de petróleo Paleozoicas se encuentran en cuencas intracratónicas, mientras que las reservas Cenozoicas se encuentran próximas a los bordes de placas tectónicas, las reservas Mesozoicas se encuentran en plataformas o sus bordes. b) Casi todas las reservas de gas se encuentran en cuencas intracratónicas. c) La mayoría de las cuencas “muy ricas” se encuentran en los bordes continentales y corresponden al tipo 4 de Klemm, estas contienen más del 50% del petróleo probado conjuntamente el tipo 6 compresional. d) La cuenca mas productiva es la denominada “Compuesta Interior”, contiene el 25% de la reservas conocidas de hidrocarburos a pesar de que este tipo de cuenca la mas y mejor explorada. e) Los deltas jóvenes contienen solamente el 5% de las reservas de petróleo y en general son mejores productores de gas y se caracterizan por que contienen muchos campos pequeños y pocos campos grandes. 8.5 Distribución de las principales cuencas sedimentarias del mundo Nótese que estas no están restringidas a las plataformas continentales, si no que ocurren en cualquier lugar de los continentes. Esto se debe a la formación de las cuencas sedimentarias en distintos ambientes en el pasado geológico; después de millones años de cambios producidos por el tectónica y la deriva continental, éstas se localizan ahora en los ambientes más diversos.




UNIDAD: UNIDAD 9

TITULO: TRAMPAS PETROLIFERAS Y ROCAS SELLANTES FECHA DE ENTREGA: PERIODO DE EVALUACIÓN:

La trampa de hidrocarburos es una condición geológica de las rocas del subsuelo que permite la acumulación del petróleo o del gas natural. Las trampas pueden ser de origen estructural (pliegues y fallas) o estratigráfico (lentes, acuñamientos de rocas porosas contra rocas no porosas denominadas rocas sellos). Toda trampa presenta como característica principal una roca de yacimiento, limitada en su tope y base por una roca sello, que impide que los hidrocarburos acumulados puedan escapar, además que contenga agua. 9.1 Partes de la trampa En la parte superior se encuentra el casquete de gas, subyaciendo el contacto gas-petróleo, seguido por la zona petrolífera que esta limitada en la parte inferior por el contacto petróleo-agua, estos contactos no conforman límites estrictamente definidos mas bien se extienden por varios metros. 9.2 Clasificación de las trampas Existen diferentes puntos de vista para la clasificación de las trampas de hidrocarburos, la clasificación mas general es: -Trampas estructurales -Trampas estratigráficas -Trampas mixtas



9.2.1. Trampas Estructurales

Son aquellas constituidas por la deformación de los estratos del subsuelo, causada por fallas (fracturas con desplazamiento) y plegamientos.

a) Trampas en pliegue anticlinales Pueden ser de dos clases, en anticlinales de tipo compresional por achicamiento de la corteza terrestre y de tipo compactacional debido a fuerzas tensiónales. Los primeros se ubican en zonas de subducción cerca de las cadena montañosas, las segundas se hallan en cuencas sedimentarias b) Trampa por fallas Las trampas no juegan un papel importante en el entrampamiento de los hidrocarburos pero facilitan el sellado de la trampa principalmente las normales, además la falla puede crear una estructura la cual puede formar una trampa o la falla puede ser el resultado de otra estructura.



c) Domos salinos

El bajo peso específico de la sal y la deformación plástica son los dos factores más importantes que empujan un movimiento de grandes masas de sal hacía arriba. Lentamente la sal se busca una manera para subir. Generalmente a lo largo de estructuras tectónicas (fallas por ejemplo) la sal encuentra un sector débil, que permite una expansión hacía arriba.

Los domos de sal tienen una estructura interna sumamente complicada, específicamente un fuerte plegamiento. También el sector de contacto con las rocas más jóvenes se ve intensamente afectado por las fuerzas de la subida de la estructura.

Sí el domo llega a la cercanía de la superficie, será fuertemente atacada por aguas subterráneas o aguas meteóricas (sí el clima lo permite). Las sales más solubles se disuelven y se queda un tope de yeso y carbonatos (sombrero de yeso). Los afluentes y la vegetación alrededor es marcada por una elevada cantidad de sales.

Los domos de sal son muy importantes como yacimiento de diferentes minerales de sal y como trampa de hidrocarburos. Hoy día algunos domos se usan como depósito de desechos nucleares.

9.2.2. Trampas Estratigráficas Son aquellas donde el elemento principal par su formación es alguna variación de la estratigrafía, litología o cambio de facies, variaciones locales de porosidad o permeabilidad o la terminación de la roca reservorio. Existen trampas estratigráficas primarias que se forman durante la deposición y diagénesis de la roca que incluyen lentes, cambios de facies arenas en arrecifes. Secundarias que se forman después de la diagénesis por ejemplo por fenómenos de recristalización de solución y cementación fundamentalmente por discordancias.




UNIDAD: UNIDAD 10 TITULO: EXPLORACION DE HIDROCARBUROS FECHA DE ENTREGA: PERIODO DE EVALUACIÓN:

En la búsqueda de hidrocarburos, se utilizan dos tipos de exploración básica que son de Superficie y de Subsuelo y a la vez esta se divide en tres métodos del subsuelo para la exploración:

10.1 Exploración superficial

Exploración aérea: Se realiza mediante la fotografía vertical. En este procedimiento, el geólogo, utiliza prácticamente los mismos métodos que en los estudios que efectúa sobre el terreno, tales como el estudio de la inclinación de los estratos y el de las variaciones en el color de los terrenos, y en la vegetación que los cubre. Las fotografías aéreas vistas con aparatos especiales, revelan con sorprendente claridad los detalles geológicos de una región aún cuando sea boscosa.

Estos detalles permiten el trazado de un plano de la posible estructura de las capas por debajo de la superficie y se determina así la existencia o no de condiciones favorables para la acumulación del petróleo.



Métodos indirectos: Los trabajos geológicos del campo completan las informaciones obtenidas con las fotografías aéreas. Los geólogos buscan los afloramientos de las formaciones. Asimismo miden las direcciones o rumbos y las inclinaciones. Se recogen muestras de las rocas para que los paleontólogos procuren determinar la edad de la roca mediante las fósiles y otras sustancias encontradas en ella.

Métodos directos: Cuando los métodos indirectos de exploración no pueden ser empleados, o fallan los resultados, se recurre a la perforación de pozos destinados a determinar la posición de ciertos "horizontes llaves" importantes, o sea, que se puede llevar a localizar estructuras favorables. También son importantes los afloramientos del petróleo y gas por que en varios sectores en el mundo se descubrieron campos petrolíferos perforando cerca de estos afloramientos, son buenos indicadores de la existencia de un yacimiento con una trampa no muy eficiente que no necesariamente poseen acumulaciones

II. Exploración geofísica

Cuando el terreno no presenta una estructura igual en su superficie que en el subsuelo (por ejemplo, en desiertos, en selvas o en zonas pantanosas), los métodos geológicos de estudio de la superficie no resultan útiles, por lo cual hay que emplear la Geofísica, ciencia que estudia las características del subsuelo sin tener en cuenta las de la superficie.

Los métodos geofísicos pueden ser definidos como la aplicación práctica de los principios de la física, Estos principios han sido empleados por los geólogos por más de cien años, tanto en las investigaciones de carácter científico como en las exploraciones de yacimientos mineros. El término exploración geofísica se hizo de uso corriente a principios de 1920 al introducirse en la industria petrolera el empleo de nuevos instrumentos de exploración, tales como el magnetómetro y el sismógrafo.



a. Gravimetría

Consiste en medir las diferencias que existen en la fuerza de gravedad, que es una fuerza que atrae todos los cuerpos hacia el centro de la Tierra. Para ello se vale de un instrumento llamado gravímetro, que se usa en gran escala en la actualidad.

El método consiste en registrar distintos valores de la gravedad, dentro del área a explorarse mediante estaciones distantes de 800 a 1600 metros entre sí. Los valores obtenidos en cada estación son registrados más tarde en el mapa de la zona y, en base a los mismos, se trazan líneas o contornos. . Estos contornos suelen reflejar la existencia de estructuras profundas. Así, por ejemplo, la obtención de curvas o contornos cerrados de un elevado valor, indicarán la existencia de un anticlinal de una extensión aproximada a la del área, cubierta por dichas curvas o contornos.

Registra las variaciones locales del campo magnético y según esto, puede determinarse la distribución de las rocas que contienen diferentes propiedades



magnéticas. El magnómetro moderno puede describirse como una forma más perfeccionada y precisa de la aguja de inclinación magnética. Después que el geofísico ha estudiado la región con su magnetómetro, transporta las lecturas a un mapa y lo analiza para verificar si existe suficiente cambio de dichas lecturas como para indicar la existencia de una estructura. Un método rápido de efectuar este trabajo en zonas extensas consiste en someterlas a una exploración magnética desde un avión provisto de los instrumentos necesarios.

c. Sísmica

Si los resultados con los anteriores métodos son "positivos", se aplica un método más costoso que es la PROSPECCION SISMICA, esta puede ser marina o terrestre.

Mide las propiedades de las rocas para transmitir las ondas acústicas provenientes de un detonante, las cuales viajan más rápido en rocas duras y compactas que en rocas blandas. Para concretar este método es necesario realizar el tendido de la línea sísmica sobre la superficie, a la que se le conectan ristas de geófonos. Se ubica además el camión vibrador, que da golpes en el terreno para emitir ondas sonoras que se propagan en el interior de la tierra.

Estas ondas atraviesan diferentes capas del terreno, y cada vez que esas ondas chocan contra diferentes estratos rocosos, se reflejan o regresan a la superficie. En la superficie el geófono registra toda la información y es transmitida por cable hacia cintas especiales ubicadas en el camión sismógrafo. Este camión debidamente equipado proporciona el registro sísmico.



10.3 Interpretación de la Sísmica

Una vez obtenido el Registro Sísmico, a través de este un geofísico interpreta "la forma de sedimentación y sus deformaciones, profundidades de las capas reflectoras, fallas, etc".

Su objetivo es localizar las trampas de petróleo, determinar su tamaño y estructura, y así poder hacer recomendaciones acerca de donde se debería realizar el próximo paso: el primer pozo exploratorio.

III. Exploración profunda

Para éstos se realiza la perforación de pozos profundos. Estos métodos requieren: La obtención de muestra del terreno a distintas profundidades del pozo y el análisis de los mismos en laboratorios especiales. La medición directa, a diferentes profundidades, de las propiedades y características de los terrenos atravesados mediante el empleo de instrumentos especiales. Entre estos métodos pueden mencionarse por ejemplo los siguientes:

A. Perfilaje eléctrico: Realizado con electrodos que se bajan a distintas profundidades de un pozo de exploración, para determinar la conductibilidad eléctrica de las distintas capas y sus probabilidades de contener petróleo. Perfil del potencial espontáneo (SP)

Se utiliza para detectar formaciones permeables y definir sus límites superior e inferior, para determinar el volumen de arcillas en la formación, para realizar correlaciones estratigráficas y la saturación del agua de formación, se origina en las diferencias de salinidad y resistividad entre el filtrado del lodo y las aguas de formación. Esta curva de grafica en la pista izquierda del perfil cuando se trata de formaciones permeables y respuestas negativas y formaciones impermeables o respuestas positivas hacia la derecha, a contarse desde la “línea base de las lutitas”.

Perfil de resistividad La resistividad es un fenómeno inverso a la conductividad o sea presenta la tendencia de las rocas y fluidos a resistir el paso de la corriente eléctrica, las aguas de formación contienen sales y son buenas conductoras y tienen resistividad baja, el incremento de la resistividad se grafica hacia la derecha (positiva).

Perfiles con electrodos Son perfiles que utilizan electrodos en vez de bobinas y son: curva normal, investiga las partes poco profundas de la formación, mide la resistividad de la zona invadida y su permeabilidad.

B. Perfiles radioactivos Se tienen los perfiles de rayos Gamma que miden la radioactividad de las formaciones



utilizando el principio de que las arcillas contienen mas sales radioactivas que los sedimentos de grano grueso, se pueden utilizar en pozos entubados y con cualquier tipo de lodo, identifican areniscas y separan a los carbonatos de las lutitas.

Últimamente, se han ideado métodos muy modernos y rápidos, basados en radiactividad de las capas, mucho mayor en las areniscas que pueden contener petróleo; absorción de neutrones o modificación de su velocidad, producida por los yacimientos, que se practica para determinar su extensión, etc .

C. Perfilaje geoquímico

Determina la presencia de vestigios de hidrocarburos en las capas profundas del subsuelo. Sus datos no pueden ser siempre adecuadamente interpretados.

D. Perfilaje térmico

Efectuado con termómetros de máxima y de mínima, a distintas profundidades, que diferencia las capas por sus conductibilidades térmicas. También se usa para el control de operaciones de perforación de pozos (cementado, etc.).




UNIDAD: UNIDAD 11 TITULO: PERFORACIÓN FECHA DE ENTREGA: PERIODO DE EVALUACIÓN:

La única manera de saber realmente si hay petróleo en el sitio donde la investigación geológica propone que se podría localizar un depósito de hidrocarburos, es mediante la perforación de un hueco o pozo. Existen varios métodos de perforación el que mas se aplica en la industria petrolera es el método a rotación. El primer pozo que se perfora en un área geológicamente inexplorada se denomina "pozo exploratorio" y en el lenguaje petrolero se clasifica "A, X-1". De acuerdo con la profundidad proyectada del pozo, las formaciones que se van a atravesar y las condiciones propias del subsuelo, se selecciona el equipo de perforación más indicado. 11.1 Perforación Rotatoria Básicamente la perforación lo realiza una barrena o trépano de acero cortante enroscada en el extremo inferior de una tubería de acero, la cual se hace dar vueltas a una velocidad determinada con una fuerza de apoyo sobre las rocas, de tal manera que se va haciendo el hueco, profundizando y enroscando más tubería por el extremo superior. Luego que se llega a la profundidad deseada y sigue una técnica conocida como terminación del pozo, la cual consiste en una serie de operaciones hasta la instalación del equipo que lo pondrá a producir, bien sea petróleo o gas, según el producto predominante. Colocadas las tuberías por donde producirá el pozo, se le acopla en la superficie un sistema de válvulas y conexiones para controlar el flujo del pozo, al cual se le conoce como árbol de navidad.



11.2 Equipo de perforación Los principales elementos que conforman un equipo de perforación, y sus funciones, son los siguientes: Torre de perforación: Es una estructura metálica en la que se concentra prácticamente todo el trabajo de perforación. Su altura oscila entre los treinta y cincuenta metros, y es capaz de soportar hasta 50 toneladas. Generadores: Todos los equipos cuentan con varios generadores eléctricos los cuales suministran energía a todo el equipo y al campamento. Tubería de perforación (tubing): Son los tubos de acero que se van uniendo a medida que avanza la perforación. Trepano: Son los que perforan el subsuelo y permiten la apertura del pozo. Son huecos y suelen estar formados por tres ruedas cónicas con diente de acero endurecido o diamantado.



Aparejos: Es la unidad que enrolla y desenrolla el cable de acero con el cual se baja y se levanta la "sarta" de perforación y soporta el peso de la misma. Sistema de bombas y control de lodos Es el que prepara, almacena, bombea, inyecta y circula permanentemente un lodo de inyección que cumple varios objetivos: lubrica al trépano, sostiene las paredes del pozo y saca a la superficie el material sólido que se va perforando. Cajones o piletas de lodo: Son recipientes en los cuales se mantiene el lodo de perforación en constante movimiento, con el uso de agitadores que cada pileta contiene para posteriormente ser bombeado al pozo. Él numero de piletas de lodo también esta de acuerdo al tipo de pozo. TRIP TANK: El trip tank como su nombre lo indica es un tanque de viaje y se lo usa principalmente en maniobras de sacada y bajada de herramienta en el pozo. Zarandas: Se cuenta con un conjunto de zarandas las cuales son las responsables eliminar la mayor cantidad de sólidos que vienen junto con el lodo de perforación. Sistema de cementación Es el que prepara e inyecta un cemento especial con el cual se pegan a las paredes del pozo, tubos de acero que componen el revestimiento del mismo. Esto se llama entubamiento (casing). Mesa rotativa: En el centro tiene un hueco cuadrado y sirve para evitar que el vástago de perforación se deslice.



Herramienta de perforación: Trepano: Él trepano tiene como objetivo principal el de cortar a la roca y profundizar el pozo. Por este motivo es muy importante una buena selección del tipo de trepano a ser utilizado; esta selección se la realiza en función principal al tipo de roca a ser atravesado y del arreglo de fondo que se va a usar. Al hablar de arreglo de fondo nos referimos al trepano, porta mechas, tubería pesada, sondeo, además de accesorios tales como reducciones, tijeras, amortiguadores, monel, motores de fondo, turbinas, MWD, Gamma Ray, etc. Existen trépanos tricónicos que se los usa para rocas psamíticas, tales como areniscas, estos trépanos pueden ser de dientes o de insertos, los insertos son generalmente de carburo de tungsteno. Los trépanos impregnados son los usados con mayor frecuencia en la actualidad por su gran desempeño en la perforación. Estos presentan impregnado en su cuerpo diamante que hace que sea bastante resistente a la abrasión. Los trépanos PDC son los que se usan fundamentalmente en la perforación de rocas pelíticas lutitas y limolítas. Su estructura las hace de gran penetración en dichas rocas, el mayor inconveniente es que estos trépanos destruyen algunas características de las rocas tales como su textura y estructura. Porta Mechas: Es el material tubular de mayor espesor, puede ser liso o en espiral en su superficie exterior de longitud aproximada 9m la cual varía en función del diámetro. Los diámetros varían desde 4 a 9 ½ ” de diámetro exterior. Tubería Pesada: La tubería pesada como su nombre lo indica es usada para otorgar peso al arreglo de fondo. Son en su totalidad lisas con una parte exterior media de diámetro igual al de las cuplas, (cuplas son las terminales de conexión) varían de diámetro entre 3 ½ ” a 5 ” m de diámetro exterior. La longitud esta en función del diámetro.

Sondeo: También llamada tubería de perforación es la de mayor longitud total, es totalmente lisa, con cuplas de menor longitud que la tubería pesada. Tienen menor espesor que los portamechas y



la tubería de perforación con diámetros que varían desde 2 3/8 ” a 8 5/8 ” de diámetro exterior. Estabilizadores: Los estabilizadores como su nombre lo indican sirven para mantener la rigidez en el arreglo de fondo, esto depende del numero de estabilizadores con que cuente el arreglo. Además que mantiene al hueco perforado en diámetro en caso de que él trepano sea haya conificado (pierda calibre). Martillos y Amortiguadores: Son las herramientas utilizadas para la protección del arreglo en caso de que exista un atrapamiento. Tienen como función el de dar movimiento al arreglo de fondo con detenimiento, realizando golpes hacia arriba y abajo dependiendo del tipo de martillo. Estos martillos pueden ser mecánicos o hidráulicos y su funcionamiento es similar al de un amortiguador. Motores de Fondo y Turbinas: Este tipo de herramientas se utiliza para que no exista rotación en toda la sarta de perforación (sarta es el conjunto de herramientas utilizadas en la perforación). Su función consiste en dar rotación únicamente al trepano y el resto del arreglo permanece quieto y por tanto no existe fricción. Reducciones: Las reducciones son herramientas que se usan para enroscar herramientas de distinto tipo de rosca y diámetro. MONEL, MWD, GAMMA RAY, etc.: Son equipos especializados que cumplen. Las tareas específicas. Por ejemplo el monel es parecido a un porta mecha liso pero con la diferencia que el monel es de un material especial que evita el magnetismo. El MWD es una herramienta que va leyendo la inclinación y rumbo del hueco a medida que avanza la perforación el gamma ray realiza lecturas de la resistividad a medida de que el pozo avanza. 11.3 Proceso de perforación La mayoría de los pozos petrolíferos se perforan con el método rotatorio. En este método, el trépano, animado de movimiento de rotación, recorta el terreno, en lugar de disgregarlo por percusión.



El trépano se atornilla a una serie de tubos de acero que forman las barras de sondeo, que giran impulsadas por la mesa rotativa, ubicada en la base de la torre, y unida por una transmisión a cadena con los motores del cuadro de maniobras. La mesa rotativa tiene en el centro un agujero cuadrado (para evitar que el vástago de perforación se deslice), por el cual pasa una columna de perforación de la misma sección, que desciende conforme avanza el trépano. De la parte superior de la torre se suspenden aparejos que permiten levantar y bajar los pesados equipos. Se inicia la perforación con el movimiento de la mesa rotativa hasta que resulte necesario el agregado de nuevas barras de sondeo, que se enroscan a la primera. La operación se repite todas las veces necesarias. Los detritos son arrastrados hasta la superficie mediante el bombeo de lodo de inyección, que se inyecta por entre la tubería y el trépano y asciende por el espacio anular que hay entre la tubería y las paredes del hueco. El material que se saca sirve para tomar muestras y saber que capa rocosa se está atravesando y si hay indicios de hidrocarburos. Durante la perforación también se extraen pequeños bloques de roca a los que se denominan "testigos" y a los que se hacen análisis en laboratorio para obtener un mayor conocimiento de las capas que están perforando. Para proteger el pozo de derrumbes, filtraciones o cualquier otro problema propio de la perforación, se pegan a las paredes del hueco, por etapas, tubos de revestimiento con un cemento especial que se inyectan a través de la misma tubería y se desplaza en ascenso por el espacio anular, donde se solidifica. Al finalizar la perforación el pozo queda literalmente entubado (revestido) desde la superficie hasta el fondo, lo que garantiza su consistencia y facilita posteriormente a la extracción del petróleo en la etapa de producción. 11.4 La Puesta en Producción La Puesta en Producción es el paso final, aquí el fluido asciende a la superficie, y luego destinado a las Baterías Colectoras. La presión existente en el interior del reservorio determina el sistema de extracción a utilizar. Cuando la disponibilidad de energía es suficientemente elevada se está en presencia de un Pozo en Surgencia Natural. Caso contrario cuando hay baja "presión de formación" es necesario instalar un sistema de extracción artificial que proporcione la energía que falta para que el fluido llegue a la superficie



11.5 Sistemas Artificiales de Extracción GAS LIFT: se inyecta gas que disminuye la densidad de la columna del fuído simulando las características de surgencia natural. BOMBEO HIDRÁULICO: se inyecta fluido motriz por una línea independiente que luego de accionar la bomba, sube a la superficie junto con el petróleo producido. BOMBA ELECTROSUMERGIBLE: un motor eléctrico al cual llega corriente mediante un cable blindado, es bajado en la punta de la cañería de producción. Dicho motor acciona una bomba centrífuga de pequeño diámetro encargada de levantar el petróleo.



UNIDAD: UNIDAD 12 TITULO: RESERVAS FECHA DE ENTREGA: PERIODO DE EVALUACIÓN:

12.1 Definiciones. Para comprender con mayor precisión a partir de qué definiciones y premisas se realizan los cálculos de las reservas de petróleo y gas, la causa de las diferencias que pueden existir como consecuencia de las interpretaciones técnicas de tales definiciones, así como las revisiones de que son objeto las cifras de reservas informadas por los países y las empresas petroleras. El diccionario de Oxford (1995) define "Reserve" (Reserva) como "thing reserved for future use" (cosa reservada para uso futuro). 12.2 Tipos de Reservas 12.2.1 Reservas Probadas: Estas se definen como, "Aquellas cantidades de petróleo o gas que, por análisis geológicos y los datos de ingeniería, pueden estimarse con razonable certeza que serán recuperables comercialmente, de una fecha dada hacia adelante, de yacimientos conocidos y bajo las condiciones económicas actuales, siguiendo métodos operacionales en práctica y regulaciones gubernamentales vigentes. . . Si se usan métodos determinísticos para los cálculos, el término razonable certeza expresa un grado alto de confianza que las cantidades calculadas se recuperarán. Si se usan métodos probabilísticos, debe haber por lo menos un 90% de probabilidad que las cantidades reales recuperables serán iguales o excederán los estimados. 12.2.2 Reservas probables: Esta categoría incluye, "Aquellas reservas no probadas que los análisis geológicos y los datos de ingeniería sugieren que es muy probable que no sean comercialmente recuperables. En este contexto, cuando se usan los métodos probabilísticos, debe haber por lo menos un 50% de probabilidad que las cantidades reales a recuperar, igualarán o excederán las reservas probadas más las reservas probables." 12.2.3 Reservas posibles: Según las nuevas definiciones estas serán, "Aquellas reservas no probadas que los análisis geológicos y los datos de ingeniería sugieren que serán posiblemente menos recuperables que las reservas probables. En este contexto, cuando se usan los métodos probabilísticos, debe existir por lo menos un 10% de probabilidad que por lo menos las cantidades reales a recuperar serán



iguales o excederán las reservas probadas más las probables más las posibles estimadas." 12.3 Calculo de reservas de gas y petróleo Los cálculos de reservas se realizan sobre bases volumétricas y en algunos casos pueden ser transformados a unidades de peso. El campo de reservas par un campo no puede llevarse a cabo hasta que varios pozos hayan sido perforados en el. Es fundamental que con información de estos pozos se averigüe la elevación del tope y la base del depósito en la trampa y en los contactos gas-petróleo, petróleo-agua y finalmente la forma del depósito en planta. El calculo para obtener las reservas de petróleo en una trampa precisa como primer paso calcular el volumen de la roca madre esto se consigue planimetrando el área de cierre de la trampa sobre un mapa estructural y multiplicando por la profundidad promedio. La porosidad es otro factor que incide en el volumen del cálculo de reservas y puede obtenerse en base a testigos o perfiles neutrónicos, de densidad o sonícos. Para calcular el agua de formación que ocupa algo del espacio en los poros, se utiliza la formula de Archie la que a su vez necesita los valores de Sw (saturación de agua de formación), de Rt (Resistividad verdadera de la formación) y finalmente el factor de formación F. El volumen de petróleo que puede ser recuperado esta en función de su viscosidad, de la permeabilidad de la roca, de la relación gas petróleo (GOR) y de la eficiencia del mecanismo utilizado para la producción (bombeo, mecánico, etc.). Generalmente en lo cálculos iniciales de reservas no deben utilizar factores de recuperación por encima del 35%. Otro factor que se toma en cuenta sobretodo en yacimientos con una relación (GOR) alta es “el factor volumétrico de formación” (FVF) con valores que varían entre 15% a 30% a un nuevo volumen en condiciones de temperatura y presión (STP).



UNIDAD: UNIDAD 13 TITULO: HIDROCARBUROS EN BOLIVIA FECHA DE ENTREGA: PERIODO DE EVALUACIÓN:

13.1 HISTORIA. La búsqueda de petróleo en Bolivia data del año 1867, cuando dos ciudadanos alemanes obtienen la primera concesión petrolera para explotar en Tarija. Posteriormente se dieron concesiones vitalicias por 3740000 Has, anuladas en 1972. En 1972 el presidente Tomás Frías establece regalías al 10% sobre la producción bruta. El 28 de febrero de 1920 el presidente Gutiérrez acepta que la Richmond Living Incorporated, realice la exploración y explotación de 2355000 Has, en Chuquisaca, Santa Cruz y Tarija. El 21 de diciembre de 1936 se crea YPFB, en mayo de 1937 el gobierno declara la caducidad de las conseciones de la Stándar Oil. En 1972 el Gral. Banzer promulga la nueva ley de hidrocarburos (contratos de operación), con participación del 35% - 60% en pozos de YPFB. Entre 1972 y 1995 se vende 1850 millones de pie3 de gas natural a la Argentina con lo cual se tuvo un ingreso de alrededor 4 x 105 millones de dólares. En 1995 operaba en Bolivia ocho compañías americanas, 2 españolas, 1 francesa, 1 australiana, 2 argentinas y 3 bolivianas. El 5 de diciembre de 1996 al amparo de la ley de capitalización y de la nueva ley de hidrocarburos se llevo a cabo la adjudicación de tres unidades de YPFB, a manos privadas de acuerdo al siguiente detalle:



Sociedad Anónima Mixta Socio Estratégico Monto ($us)

Empresa Petrolera Chaco Amaco Bolivia Petroleum Company 306,667.001 Empresa Petrolera Andina Y.P.F.SA. – Pérez Compac-Plus Petrol

Bolivia 264,777.027

Transportadora Boliviana de Hidrocarburos.

Emron Tramp (Bolivia) – Shell Overseas Holding.

263,500.000

TOTAL 834,944.022 13.2 DISTRIBUCION GEOLOGICA Y GEOGRAFICA. El petróleo se encuentra contenido dentro de rocas de todas las edades entre el Cámbrico hasta el plioceno, pero las capas terciaras son las más prolificas y las de mayor rendimiento en el mundo entero, siendo las rocas que lo contienen invariablemente estratos marinos. Geográficamente el petróleo esta bien localizado, encontrándose en ciertos países privilegiados, como los países árabes 33% de lo producción mundial, otros como las repúblicas de la ex URSS, responden por el 20%, EUA con el 13%, además México, Venezuela, etc. En Bolivia tanto las reservas como la producción de petróleo no son significativas excepto la del gas que posee un lugar de gran expectativa continental. En Bolivia la mayor parte de los yacimientos petrolíferos se hallan en el Permocarbonifero formado entre el antigua “Brasilia” por el este y el bloque andino por el oeste, se formó una extensa depresión que se lleno de sedimentos elásticos de gran potencia, la parte sud de la faja subandina, entre Bermejo y Santa Cruz ha sido estudiada en detalle por los geólogos especializados en petróleos.



13.3 TIPO DE HIDROCARBUROS. Las características que distinguen a las moléculas de los diferentes hidrocarburos es el número de átomos de C que contiene. Por ej. Un átomo de C combinado con cuatro de H forma la molécula de gas metano CH4, dos átomos de C combinados con sus respectivos de H, forman la molécula de gas etano C2H6, propano C3H8, Butano C4H10, Pentano C5H12, respondiendo a la fórmula general CnH2n+2. La densidad de los petróleos se mide mediante un instrumento especial conocido como densímetro, los depósitos naturales de petróleo contienen una mezcla de muy diferentes tipos de hidrocarburos se los separa mediante un proceso industrial conocido como “Destilación Fraccionada”, que se basa en el principio de que las moléculas más livianas se volatilizan con mayor facilidad que las pesadas. 13.4 POTENCIAL HIDROCARBURIFERO EN BOLIVIA. Teniendo en cuenta el área de interés hidrocarburifero en Bolivia, se ha dividido el país en dos zonas a saber:

a) Zona sin potencial de producir hidrocarburos (44.4%). Estas zonas son muy poco estudiadas y se las clasifica en tres:

• Escudo precámbrico (cratón) • Cordillera oriental • Cordillera occidental (arco volcánico)

b) Zonas con potencial de producir hidrocarburos (55.6%).

En esta categoría se han seleccionado aquellas áreas que teniendo en cuenta el grado de conocimiento geológico, tienen todos los atributos capaces de soportar un proyecto de exploración (perforación), independientemente de los costos y rango del riesgo involucrado. Estas zonas abarcan una superficie de 610.528 km2, donde se distinguen las área tradicional y potencial.

• Área tradicional. Caracterizada por su amplia trayectoria histórica en exploración de hidrocarburos, alcanza a 91000 km2 que constituye solo el 15% del área potencial comprende gran parte de las unidades del Subandino y de la llanura beniana-chaqueña.

• Área potencial. Sin evidencias de producción de hidrocarburos pero con características geológicas altamente favorables.

El área de potencial interés petrolero, dentro de las cuencas sedimentarias del país representa el 55.6% de toda la superficie del territorio boliviano.



Madre de Dios 81.832 km2 Beni 102.944 km2

Chaco 118.750 km2 Pantanal 44.720 km2

Pie de Monte 33.092 km2 Subandino Norte 44.082 km2 Subandino Sud 77.108 km2 Altiplano 110.000 km2 TOTAL 610.528 Km2 13.5 PRINCIPALES CAMPOS DE HIDROCARBUROS EN BOLIVIA

Área tradicional de explotación 91.000 km2 se diferencian entre 518 entre anticlinales, 487 aptas para investigación, 84 campos descubiertos, Subandino 23 campos, llanura sur 15, llanura central 33, Subandino centro 8, llanura chaco beniana 4, llanura norte 1 campo.

13.5.1 Campo San Alberto Para tener una idea exacta sobre las características geológicas y formaciones productoras de hidrocarburos en este campo pondremos como ejemplo el pozo San Alberto X11. Ubicación El pozo Sal-X11 se encuentra en el Departamento de Tarija, Provincia Gran Chaco, Municipio de Caraparí - Serranía de San Alberto - SP395, sobre la línea 24 BR96-07. Secuencia Estratigráfica La perforación del pozo SAL-X11 nos da la siguiente tabla:



PERFIL GEOLÓGICO INTEGRADO

30 " a 65 m

20" a 1120 m

13 3/8" a 2327m

2998

TOP LNR-7, 5172 m

9 5/8" a 4340 m

TOP LNR-5, 5088 m

Liner 7" @ 5120 m

Liner 5" @ 5387 m

SIST

EMA

FOR

MAC

ION

PRO

FUND

IDAD

MED

IDA

(m)

CO

LUM

NALI

TOLO

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OBJ

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PRO

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IDAD

CAÑ

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S

ESPE

SOR

(m)

4821,8

5387,7

SA

NTA

RO

SA

81ESC.

ITACUA

TUP

AMB

I

738 752

1098

1250

4247.5

ICLA

HU

AM

AM

PA

MP

A

CAR

BO

NIF

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D E

V O

N I

C O

P.F. 5610

L O

S

M O

N O

SIQ

UIR

I 81 1116

+ 459.31 739.69

TAR

IJA

751.68 + 445.31

1097.62 -- 99.37

1249.47 - 52.48

4215.24

4787.33

5346.3 - 4149.3

- 3590.33

- 3018.24

OB

MTR

UD

RIL

L

WBM

B E

AER

EATE

D

MU

DO

IL

BAS

E M

UD

81

657

14

346

152

574.3

565.9

222.3parcial



13.5.2 HISTORIAL EXPLORATORIO BLOQUE SAN ANTONIO A raíz de la firma del contrato de riesgo compartido, suscrito entre Petrobras Bolivia S.A. e YPFB en el año 1996, para explorar el Bloque San Antonio, localizado en el Departamento de Tarija, se inició la fase exploratoria mediante una serie de operaciones de prospección sísmica, geológica y geoquímica, cuyos resultados de la integración e interpretación de datos, culminaron, a fines de Noviembre de 1999, con la perforación del Pozo Exploratorio de “Nuevo Campo” (SBL-X1), con 4443m de profundidad final. Concluida la etapa de terminación, fue clasificado, como Pozo Descubridor de “Nuevo Campo” B-3, por las acumulaciones comerciales de gas y condensado descubierta en reservorios de las Fms. Huamampampa e Icla, después de atravesar una columna estratigráfica iniciada en rocas carboníferas de la Fm. Tarija y concluida en la Fm. Icla.

CORTE ESTRUCTURAL

Corte estructural E-W del anticlinal de San Antonio, con el del pozo SBL-5.



El conjunto de reservorios atravesados en las Fms. Huamampampa e Icla dieron un Net Pay de 883,4m. El resultado de este pozo, permitió, mediante la interpretación de información geofísica obtenida de una nueva campaña sísmica a fines de 1999, ubicar el pozo exploratorio SBL-X2 a 9,3 Km. al sudoeste del SBL-X1, también abierto en sedimentitas carboníferas (Fm. Tarija), con una profundidad final programada de 5450 metros cuyos objetivos fueron confirmar los reservorios de las Fms. Huamampampa e Icla investigados en el primer pozo y estudiar aquellos reservorios posiblemente existentes en la Fm. Santa Rosa. Simultáneamente a la perforación del pozo SBL-X2, se realizó una nueva campaña de adquisición sísmica 2D de 225Km, que sumada a la información aportada por los pozos SBL-X1 y X2, permitió definir el cuadro estructural para los prospectos exploratorios SBL-X3 y SBL-X4. Este conjunto de información sumada a las interpretaciones geológicas, permiten definir que la estructura de Sábalo constituye una trampa muy joven, probablemente no mas antigua de 3 millones de años (Plioceno); sin embargo ésta se desarrolló cuando el “frente de deformación”, en el Mioceno, migró hacia el Este, formando trampas y empujando a las rocas madres devónicas (Fms. Los Monos e Iquiri) hacia la zona de ventanas de petróleo y gas. Sábalo es un anticlinal fallado, ligeramente asimétrico y con hundimientos Norte y Sur bien definidos. Su plano axial buza al Este y presenta flancos con ángulo de inclinación alto, especialmente el occidental en mayor grado que el oriental. Esta conformación estructural, sumada a la información geofísica adquirida en el año 1999, sirvió para fundamentar la perforación simultánea de los prospectos exploratorios SBL-X3 y SBL-X4.

La perforación de pozo SBL-X3 se programó con el fin de producir las reservas existentes en las Fms. Huamampampa, Icla y Santa Rosa. Este pozo ubicado en una posición intermedia entre el SBL-X1 y X2. El pozo SBL-X3, se dió inició a comienzos de Diciembre del año 2001. Iniciada la perforación del pozo, se cambió la “programación original” (SBL-X3), para investigar únicamente los reservorios de la Fm. Huamampampa, mediante un pozo direccional y de alto ángulo para los niveles superiores (H2 y H3) y atravesar de forma subhorizontal y en dirección paralela al eje de la estructura la zona inferior H4 (SBL-X3D).

Para conocer la factibilidad de realizar este proyecto se encomendó a la Cía. Baker Atlas, realizar un estudio para analizar la estabilidad de pozo, y encontrar una ventana de lodo segura para perforar las Fms. Los Monos (sección basal) y Huamampampa, con alto ángulo de inclinación Para encarar este trabajo se dispuso de la información geológica de perfiles e imágenes de los pozos SBL-X1 y



X2. Tomando de referencia el estudio de estabilidad de pozos realizada por la Cía. Baker Atlas, se vio factible la perforación de un pozo estable en dirección de 0º, con densidades de lodo que no superan los 14,0 lpg. Como el pozo esta en la zona del eje del anticlinal, se optó la dirección de 16º de acimut en el pozo dirigido, un acimut de 16º, para que el pozo navegue a lo largo del eje de la estructura, en posición favorable para atravesar el mayor número posible de fracturas en la Fm. Huamampampa y cruzar con una buena dirección fracturas oblicuas al eje, además de mantenerse en posición mas alta posible y sin riesgo de salir fuera del reservorio. Esta situación, se estimó que se traduciría en excelentes producciones, bajo “draw-down, lo mas alejado de la tabla de agua (estimada en –4136m) y alargar la vida del pozo.”. Como estaba programado el pozo SBL-X3D, alcanzó en el tope de la zona H2 un acimut de 15,1º y un ángulo vertical de 63º. En el tope de H4, un acimut de 16º y un ángulo vertical de 15º, esta zona fue perforada en una longitud de 555m (3604 – 4159m), con un pozo subhorizonal – dirigido. En el fondo del pozo se midió un acimut de 15,5º y un ángulo vertical de 82,4º. El pozo SBL-X3D, es el primer pozo (perforado en la zona), dirigido de alto ángulo y de una trayectoria casi horizontal para optimizar la producción de los reservorios de la Fm. Huamampampa. Los excelentes resultados de las pruebas de producción que se realizaron muestran el suceso del pozo

CAMPOS EXISTENTES EN BOLIVIA

SUB ANDINO SUR 23 CAMPOS

Nro. Campo Compañía Actual Fecha Descubrimiento Tipo de Hidrocarburo Departamento

1 Bermejo SOC-YPFB-Pluspetrol 1924-1986 Pet./Gas/Cond. Tarija

2 Sanandita SOC 1926 Petróleo Tarija

3 Camiri SOC-YPFB-Andina 1927-1953 Petróleo Santa Cruz

4 Camatindi SOC 1931 Petróleo Chuquisaca

5 Guairuy YPFB-Andina 1947.1990 Petróleo Santa Cruz

6 Toro YPFB-Pluspetrol 1954 Petróleo Tarija

7 Los Monos MC CARTHY-CHACO 1955 Petróleo/Gas Tarija

8 Buena Vista YPFB 1956 Petróleo Chuquisaca

9 Barredero YPFB-Pluspetrol 1963 Petróleo Tarija

10 Tatarenda YPFB-Matpetrol 1964 Petróleo Santa Cruz

11 Tigre YPFB-Pluspetrol 1966 Petróleo Tarija

12 Monteagudo YPFB-Maxux 1967 Pet./Gas/Cond. Chuquisaca

13 San Alberto YPFB-Petrobrás 1967-90-00 Pet./Gas/Cond. Tarija



14 Caigua YPFB-CHACO 1973-1980 Pet./Gas/Cond. Tarija

15 Cambeiti YPFB-Maxus 1976 Petróleo Santa Cruz

16 Huayco YPFB-Pluspetrol 1982 Gas Tarija

17 Churumas YPFB-CHACO 1994 Gas Tarija

18 Palo Marcado* TESORO 1995 Cond./Gas Tarija

19 Ibibobo* TESORO 1996 Cond./Gas Tarija

20 Margarita Maxus 1999 Gas/Cond. Tarija

21 Sábalo PETROBRAS 2002 Gas/Cond. Tarija

22 Itaú* TOTAL 2002 Gas/Cond. Tarija

23 San Telmo YPFB-Pluspetrol 1960 Gas/Cond. Tarija

LLANURA SUR 15 CAMPOS


1 Madrejones BOC-PLUSPET 1959-2001 Pet./Gas/Cond. Tarija

2 La Vertiente TESORO-BG 1977 Pet./Gas/Cond. Tarija

3 Ñupuco YPFB-Vintage 1977.1985 Gas/Cond. Tarija

4 Vuelta Grande YPFB-Chaco 1978 Gas/Cond. Chuquisaca

5 Porvenir OXY-Vintage 1978 Gas/Cond. Chuquisaca

6 El Espino YPFB 1979 Gas/Cond. Santa Cruz

7 Escondido TESORO-BG 1980 Gas/Cond. Tarija

8 Taiguati TESORO-BG 1981 Gas/Cond. Tarija

9 Los Suris TESORO-BG 1981 Gas/Cond. Tarija

10 San Roque YPFB-Chaco 1981 Gas/Cond./Pet Tarija

11 Tacobo YPFB-Pluspetrol 1982-2002 Gas/Cond. Santa Cruz

12 Villamontes YPFB-Pluspetrol 1987 Gas/Cond. Tarija

13 Chaco Sur VINTAGE 1999 Gas Tarija

14 Tajibo PLUSPETROL 2002 Gas/Cond. Tarija

15 Itatiqui* Maxus 2001 Gas/Cond. Santa Cruz

LLANURA CENTRO 33 CAMPOS


1 Caranda BOGOC-Petrobrás 1980-1999 Pet./Gas/Cond. Santa Cruz

2 Colpa BOGOC-Petrobrás 1962 Pet./Gas/Cond. Santa Cruz

3 Rió Grande BOGOC-Andina 1962 Gas/Cond. Santa Cruz

4 Palmar BOGOC-Don Wong 1964-1999 Pet./Gas/Cond. Santa Cruz

5 Santa Cruz BOGOC-YPFB 1964-1984 Gas/Cond. Santa Cruz

6 Naranjillos YPFB-Vintage 1964-2000 Gas/Cond Santa Cruz

7 La Peña BOGOC-Andina 1965 Pet./Gas/Cond. Santa Cruz

8 Yapacani BOGOC-Andina 1968-92 Gas/Cond./Pet. Santa Cruz



9 Enconada YPFB-Andina 1972 Gas/Cond. Santa Cruz

10 Palometas NW YPFB-Chaco 1973 Gas Santa Cruz

11 Santa Rosa W YPFB-Chaco 1973 Gas Santa Cruz

12 Santa Rosa YPFB-Chaco 1971 Gas Santa Cruz

13 Palacios YPFB 1974 Gas Santa Cruz

14 Tita OXY 1976 Gas/Cond. Santa Cruz

15 Montecristo YPFB-Chaco 1976 Gas/Cond./Pet. Santa Cruz

16 Techi OXY 1977 Petróleo Santa Cruz

17 Rió Seco YPFB-Pluspetrol 1978 Gas Santa Cruz

18 H Suárez Roca YPFB-Chaco 1982 Gas/Cond./Pet Santa Cruz

19 Warnes YPFB-Canadian 1985 Gas/Cond. Santa Cruz

20 Sirari YPFB-Andina 1985 Gas/Cond. Santa Cruz

21 Boquerón YPFB-Andina 1985 Gas/Cond. Santa Cruz

22 Cascabel YPFB-Andina 1985 Gas/Cond./Pet Santa Cruz

23 Víbora YPFB-Andina 1988-1989 Gas/Cond./Pet Santa Cruz

24 Patuju YPFB-Andina 1989 Gas Santa Cruz

25 San Ignacio YPFB-Andina 1990 Gas Santa Cruz

26 Cobra YPFB-Andina 1991 Gas Santa Cruz

27 Junín YPFB-Andina 1991 Gas Santa Cruz

28 Puerto Palos YPFB-Andina 1992 Gas Santa Cruz

29 Tundy YPFB-Andina 1992 Petróleo Santa Cruz

30 Los Penocos ANDINA 1999 Petróleo Santa Cruz

31 Arroyo Negro ANDINA 2001 Petróleo Santa Cruz

32 Los Sauces ANDINA 2002 Gas/Cond. Santa Cruz

33 El Dorado CHACO 1999 Gas/Cond. Santa Cruz

SUBANDINO CENTRO 8 CAMPOS


1 Espejos YPFB 1977 Petróleo Santa Cruz

2 Bulo Bulo YPFB-CHACO 1984-1993 Gas/Cond. Cochabamba

3 Carrasco YPFB-CHACO 1991 Gas/Cond./Pet. Cochabamba

4 Katari YPFB-CHACO 1992 Gas/Cond./Pet Cochabamba

5 Surubí MAXUS 1993 Gas/Cond Cochabamba

6 Kanata CHACO 2002 Gas/Cond Cochabamba

7 Paloma MAXUS 1996 Gas/Cond Cochabamba

8 Surubí NW MAXUS 2003 Petróleo Cochabamba



RESERV.

ORDV. > 1000

EMBOROZU

GUANDACAYMIOCE

PETACA

MACHA

OLIG. SUP.

TAIGUATI

CARBONI

MNDY

JURS.

SUP.

SILURI

ICLA

SANTA ROSA

DEVONI

INFERIO

> 1.000

> 1.000

500

600

NEOG

P

EDAD FORMACION ESP.m

LITOLOGIAROCA

MADRE

300

ICHOA

CASTELLON

TAPECUA> 50

VITIACUA 180PER

SAN TELMO 200

CANGAPI

CHORRO

250

ESCARPMENT > 500

TARIJA

TUPAMBIITACUA

> 300

> 800

> 200200

TOURNAISIANO - VISEAN

IQUIRI

MED. LOS MONOS

HUAMAMPAMPA

LLAND.

TARABUCO

KIRUSILLAS

LUDLV

> 1.500

TARIQUIAYECUA

200

300

SUPE

MED. BASALTO ENTRE RIOS

INF. IPAGUAZU

TRIASIC

260

SUP.INF.

WESTP.STEPH.

200

ITACUAMI 100

> 400

600

> 600

600

600> 600

> 700CANCAÑIRI > 50

TACU

ORDV.

LLANURA CHACO BENIANA 4 CAMPOS


1 Patujusai YPFB-CHACO 1993 Petróleo Santa Cruz

2 Patujusai W CHACO 2001 Petróleo Santa Cruz

3 Yuquis YPFB 1993 Gas Santa Cruz

4 Los Cusis YPFB-CHACO 1994 Petróleo Santa Cruz

LLANURA NORTE 1 CAMPO


1 Pando OXY 1991 Petróleo Pando

13.6 COLUMNA ESTRATIGÁFICA GENERALIZADA (SUB ANDINO SUR)



13.7 COLUMNA ESTRATIGÁFICA GENERALIZADA (SUB ANDINO NORTE)

13.8 PERFORACION DE EXPLORACIÓN DE HIDROCARBUROS EN EL ALTIPLANO BOLIVIANO El Altiplano boliviano fue investigado, con objetivo de encontrar hidrocarburos, mediante la perforación de ocho pozos ubicados en el sur, centro y norte, todos ellos resultaron secos. La correlación de la geología de superficie y sísmica fue un grave problema debido a la gran cubierta de sedimentos cuaternarios que no permite tener buenos afloramientos en superficie, por ese motivo en muchos pozos se encontró una estratigrafía diferente a la programada, en otros los objetivos estaban erosionados y/o se encontraron estructuralmente bajos. Se comprobó que existe roca reservorio, roca sello, trampa e indicios de migración de hidrocarburos en el pozo Vilque-A, aspecto que valora las estructuras del Altiplano sur como posibles yacimientos de petróleo o gas.

>50

CHARQU

QUENDEQU

BALFLOR

ESLABOBEBOP

COPACABAN

RETAM

TOMACH

TEQUEJ

TAREN

ENADER

>250

>150

>20>8>20

>50

20>60

>50

>35

>75

ORD

>1040

>40

TUTUMPLIO

MIOCE

OLIG.SUMAAST

SU

INF STE

TOURN VISEA

SUME

IN

SU

CARA

SU

PALEOGENO-N

PE

CRE

CARDEV

SI

R R R COLUMNA ESTRATIGRAFICA

SUBANDINO NORTEMADRE DE DIOS

PLAT. MA

PLAT. MARINA+DELTA

FLUVIO-DELTAICO+GLACIAL

RAMPA PLAT. MARINA+LACUSTRE

FLUVIO -EOLICO

F L U V I A L



Las posibilidades petrolíferas del Altiplano centro se mantienen en estructuras donde estén preservadas rocas del Terciario, Cretácico y Devónico. El Altiplano norte tiene posibilidades de contener hidrocarburos en estructuras con rocas Permo-carboniferas en las cercanías del Lago Titicaca

13.8.1 Resumen de pozos perforados en el Altiplano Boliviano



UNIDAD: UNIDAD 14 TITULO: INTERPRETACION DE LA DESCRIPCIÓN LITOLOGICA DE HCB FECHA DE ENTREGA: PERIODO DE EVALUACIÓN:

Todas las características geológicas de las rocas de las diferentes formaciones que se cortan en la

perforación se las resume por tramos en una tabla de descripción.

Ejemplo de una tabla de descripción litológica:

3966 – 3974 24 min/m

3974 – 3978 32 Min/m

3978 – 3986 29 Min/m

3986 – 3990 15 Min/m

3990 – 3994 27 Min/m

3994 – 3996 46 Min/m

LIMOLITA

LUTITA ARENISCA

ARENISCA

LIMOLITA LUTITA

ARENISCA

LIMOLITA LUTITA

LIMOLITA

LUTITA

ARENISCA

LIMOLITA LUTITA

ARENISCA

LIMOLITA

LUTITA

60

40 Trz

10

70 20

20

70 10

50

50

10

70 20

30

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Arenosa, Grís medio y grís medio oscuro, sublaminar-subbloque, fractura irregular, masiva, muy micácea, muy dura, compacta. En partes grada a arenisca muy fina. Interestratificada con lutita. Negro, físil - subfísil, fractura planar-irregular, micácea, terrosa, dura, compacta. Grís claro, grís medio claro, cuarzosa, muy fino, Grada a limolita arenosa. Grís medio claro, grís medio, cuarzosa, muy fino, subredondeado, buena selección, cemento silíceo, matriz limosa, micácea, líticos verde oscuro, dura. Sin Fluorescencia. Arenosa. Gris medio claro, grís medio, micácea, grada a Limolita arenosa y arenisca muy fina. Negro a grís oscuro. Idem anterior. Grís medio claro, grís medio, cuarzosa, muy fino-fino, subredondeado, buena selección, cemento silíceo, matriz limosa, liticos verdosos, muy micácea con Motas oscuras, dura. Sin Fluorescencia. Grís medio claro, grís medio, muy micácea. Interestratificada con Limolita arenosa y arenisca muy fina Negro a grís oscuro, físil - subfísil, fractura subplanar-irregular, micácea, bituminosa, dura. Trazas material carbonático blanquecino. Grís medio, grís medio oscuro, escasa grís oscuro, sublaminar-subbloque, micácea, dura a muy dura, finamente interestratificada con lutita. Trazas de limolita arenosa. Negro, físil - subfísil, fractura planar-irregular, micácea, en partes Bituminosa y pirita muy diseminada, semidura. Grís medio, grís medio oscuro, cuarzosa, muy fino, subredondeado, regular-buena selección, cemento silíceo, matriz limosa, súcia, liticos oscuros, micácea, dura, cerrada. Sin Fluorescencia. Grada a Limolita. Grís medio, grís medio oscuro, masiva, sublaminar, escasa subbloque, fractura irregular. Idem anterior Negro, físil - subfísil, fractura planar-irregular, micácea, en partes Bituminosa y pirita muy diseminada, semidura. Grís claro, grís medio claro, cuarzosa, muy fino-fino, subredondeado, buena selección, cemento silíceo, matriz limosa, liticos verdosos, muy micácea con Motas oscuras, dura. Sin Fluorescencia. Arenosa, Grís medio claro, grís medio y grís oscuro, sublaminar-subbloque, muy micácea, dura, grada a Arenisca muy fina. Bituminosa, Negro, físil - subfísil, fractura planar-irregular, micácea-Bituminosa, pirita muy finamente diseminada, semidura. Las muestras de Arenisca se presentan muy trituradas, con pérdida total de sus características texturales, por efecto del tipo de corte efectuado por el trépano PDC.



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Geología del Petróleo.pdf