I-III) Reservas y futuro petrolero Cuando desde el punto de vista geológico, geofísico y de ingeniería, se determina un sector geográfico con verificación de acumulaciones de hidrocarburos y estos puedan llegar a ser económicamente explotables, los volúmenes estimados se denominan reservas. Según la definición de la SPE (Society of Petroleum Engineers) las reservas son “cantidades estimadas, que se pueden verificar con razonable certeza a partir de datos geológicos y de ingeniería, que se pueden recuperar en el futuro de un reservorio conocido y en condiciones económicas, utilizando procesos operativos y de acuerdo con las regulaciones legales vigentes.” Con un poco de mayor precisión técnica se pueden identificar, por su grado de exactitud e información, como reservas comprobadas, reservas probables y reservas posibles.

I-III-I) Reservas comprobadas Son aquellas que existen en zonas conocidas, y explotadas, o sea que han sido descubiertas y desarrolladas, pero no agotadas. Generalmente están en explotación e indicarán volúmenes de hidrocarburos que se pueden extraer inmediatamente, en base a las condiciones económicas del momento de la evaluación, y a información que asegure mucha certeza. En ausencia de otra forma de energía que reemplace al petróleo, el continuo crecimiento de la demanda del mismo, crea crecientes necesidades de explotar otros reservorios lo que, a su vez, implica un aumento continuo en la necesidad de descubrir nuevos yacimientos.

I-III-II) Reservas probables Se pueden identificar como las reservas comprobadas, pero que no disponen de la suficiente información geológica y de reservorios como para asegurar su volumen, aunque estén identificados los volúmenes del yacimiento en general. Son atribuidas a acumulaciones conocidas y cuya estimación se basa en información similar a la que se requiere para las reservas comprobadas, pero la certidumbre de su existencia no es suficiente para clasificarlas como tales.

I-III-III) Reservas posibles Están determinadas por la información elaborada disponible, pero no existe la seguridad ni de su volumen recuperable, ni de las condiciones y cantidad de hidrocarburos que se pueden recobrar en forma económica. Así definidas las reservas, debe tenerse en cuenta un concepto fundamental: el requisito de viabilidad económica de la recuperación, establecida por las condiciones imperantes en el momento en que se hace la estimación. La ausencia de este requerimiento es suficiente para que los volúmenes estimados no puedan ser considerados como reservas. Teniendo en cuenta la referencia anterior en cuanto a reservas, las estimaciones económicas y las proyecciones de producción de un campo, se hacen generalmente, en base a las reservas comprobadas.

Capítulo I - 1

Las reservas comprobadas de petróleo de nuestro país tuvieron un piso en el año 1990 de 250 millones de metros cúbicos recuperándose paulatinamente hasta los, aproximadamente, 420 millones actuales. Por otro lado la relación reservas-producción, que da los años de vida de las mismas considerando siempre igual régimen de producción, se mantenía en los últimos períodos entre 13/14 años, estando actualmente en alrededor de los 10 años para el petróleo y 15 años para el gas. Sabemos que en la cuenca del golfo de San Jorge, en el año 1946 se aseguraba que las reservas comprobadas no superarían los diez años de explotación. Luego, los avances tecnológicos, los descubrimientos de otros yacimientos y sobre todo el incremento de las demandas en el mercado y el consecuente aumento de los precios, permitieron la explotación y el desarrollo de campos de mayor complejidad que trajeron aparejados nuevos descubrimientos. Mas tarde, la aplicación de los métodos de producción asistida como la recuperación secundaria, permitieron introducir en los cálculos de la recuperación del reservorio, casi el doble del volumen calculado originalmente. Esta situación permitió en esta cuenca, casi duplicar la reserva denunciada oficialmente entre los años 1990 y 1994. En el mundo, las reservas totales de petróleo son del orden de los 174.500 millones de metros cúbicos y el 50 % de las mismas están localizadas en el Cercano Oriente. Nuestro país contribuye mundialmente con sólo un 0,22 % de las mismas, mientras que en el ámbito Sudamericano las reservas se estiman en 12.400 millones de metros cúbicos, están ubicadas en más del 80 % en Venezuela y la Argentina participa aproximadamente, con un 3,3 % de las mismas.

I-IV) Conformación de los hidrocarburos y su acumulación

I-IV-I) Características del petróleo El petróleo (aceite de piedra, del latín petra, piedra, y oleum, aceite) aparece ampliamente en la tierra en forma gaseosa, líquida, semisólida o sólida, o en más de uno de estos estados en el mismo sitio. Los petróleos líquidos, denominados petróleos crudos, que se extraen de los diferentes campos petrolíferos, son de naturaleza muy variada, incluso en su apariencia externa. Así por ejemplo existen petróleos calificados de livianos, algunos de ellos prácticamente incoloros, otros de color amarillento, de gran volatilidad y fluidez; otros de color negro de menor fluidez; otros de color negro-castaño oscuro, extrapesados y viscosos y de extrema dificultad para fluir; algunos otros que incluso solidifican a temperatura ambiente, dando lugar a una masa de consistencia semi-sólida. A pesar de estas diferencias externas, en algunos casos muy pronunciadas, los petróleos, considerados internamente, desde el punto de vista químico, se asemejan grandemente unos a otros, ya que todos están constituidos por hidrocarburos , es decir combinaciones de los elementos químicos Carbono (C) e Hidrógeno (H), átomos que se combinarán entre si para formar las moléculas de los hidrocarburos. De estas combinaciones, surge una enorme variedad de posibilidades y de formación de compuestos análogos, denominados “familias” de

Capítulo I - 2

hidrocarburos, que se van formando según la cantidad de átomos de carbonos combinados con átomos de hidrógenos que formen la molécula. Dentro de esta complejidad se ha podido observar que los hidrocarburos más simples, cuyas moléculas están formados por uno, dos, tres y cuatro átomos de carbono, no se mantienen líquidos o sólidos, sino que se pueden considerar gaseosos a temperaturas normales y constituyen buena parte del gas natural que se encuentra en los reservorios de petróleo. Los hidrocarburos que están compuestos por cinco (5) hasta aproximadamente quince (15) átomos de carbono se pueden considerar en estado líquido; y los superiores se consideran sólidos, con consistencia de una cera.

I-IV-II) Origen y migración del petróleo Las teorías modernas acerca del origen del petróleo aceptan su origen orgánico. Algunos sostienen que todo el petróleo se formó en el mismo lugar en que hoy se encuentra o en un lugar adyacente; otros sostienen que el petróleo a migrado de áreas de origen a áreas de acumulación o trampa, donde actualmente se localizan. Para algunas teorías fue transportado por el agua que circulaba, y para otras emigró, independiente del movimiento del agua. Cada teoría se basa en ciertas evidencias y razonamientos que la fundamentan, así como también existen otros fundamentos que se le oponen, pero lo que todas las teorías aceptan es que el proceso de formación del petróleo y gas se desarrolló durante millones de años. El problema es tanto de tipo geológico como químico. El geólogo intentará dar con las causas que hayan podido motivar la acumulación, así como la influencia de los factores tiempo, temperatura y presión, a los cuales se vio sometida esta materia original desde el momento de su formación, mientras que al químico le interesa esclarecer cómo ha podido tener lugar la transformación de la materia de origen en petróleo, bajo tales condiciones. La aceptación del origen orgánico se relaciona con la posibilidad de que en los mares antiguos, millones de minúsculos animales se fueron acumulando en el fondo de los lechos marinos y se fueron transformando en productos análogos al petróleo, al ser sometidos a alta presión por la acumulación de distintos estratos de terreno, por lo que se relaciona el origen del petróleo con la descomposición de peces y otros animales marinos. Además es probable que junto con los restos animales se hayan descompuesto al mismo tiempo sustancias vegetales arrastradas por las corrientes de los ríos que desembocaban en los mares, ya que se han encontrado en el petróleo, derivados de clorofila, idénticos a los que existen en las plantas.

Capítulo I -

Fig. I-1 En la figura N° I-1 se muestra una

situación como la descripta, donde se esquematizan los conjuntos vegetales y animales que se van descomponiendo y acumulando en distintas capas de sedimentos.

3

La deposición de restos de vegetales y animales en los lechos marinos, comprimidos al ser cubiertos por varias capas de sedimentos de entre 2.000 y 5.000 metros de espesor (tales como arcillas, arenas y calizas ) durante millones de años, en ausencia de aire y sometidos al calor de la tierra y a presiones elevadas, pudieron generar una transformación de los mismos (figura N°I-2) que diera origen al petróleo líquido y al gas, que se ubicaron en los minúsculos espacios vacíos entre los granos de rocas denominados “poros”.

Fig. I-2

Las arenas y arcillas depositadas sobre los lechos se fueron consolidando formando en algunos casos rocas permeables y en otros impermeables. Sin

embargo, los yacimientos petrolíferos verdaderamente grandes no se hallan en el

Capítulo I - 4

lugar de su formación ( la materia orgánica finamente dividida se encontraría tan distribuida que la explotación práctica no sería posible). Solamente cuando el petróleo se vea arrastrado por una corriente de agua, o emigre por alguna otra

causa y se almacene posteriormente en una capa porosa, de roca arenosa o caliza, donde quede “entrampado” al alcanzar un estrato de terreno

impermeable, tendrá lugar la formación de un yacimiento petrolífero realmente importante. De esta forma el petróleo queda en el subsuelo, no almacenado en lagunas o bolsones, sino diseminado en las areniscas, dentro de sus poros, de la

misma manera en que el agua se aloja en los poros de una esponja. Estas “trampas geológicas” se conformaron producidas por movimiento regionales tectónicos, tales como un plegamiento, formación de montañas, aumento de calor u otra actividad

ígnea que creara diferentes alojamientos

con formas diversas, como son los anticlinales,

geocinclinales, fallas, intrusiones, domos etc. y hayan incrementado el

movimiento y entrampamiento de los

fluidos hasta la formación de los actuales

yacimientos o reservorios.

Fig. I-3

En las figuras N°I-3 y N°I-3a estratos afectados por entrampamientos para las acEn esos lugares se encuentrade formación. Son lugares doestablecer una especie de teoría referente a la formamarco se pueden establecer se dan dentro de un ámbitorelacionada al movimiento dpetróleo se diferencian unageológica, en su composiciónEl petróleo, al ser más liviaarriba hasta que se encuentrque, en el transcurso de formado continuamente nuearcillosos procedentes de ríovarios horizontes o capas separadas entre sí por zonas

Capí

se esquematizan diferentes estructuras geológicas y movimientos de la tierra, que conforman

umulaciones de hidrocarburos

Fig. I-3

n actualmente alojados el petróleo, el gas y el agua nde se cumplen una serie de factores que permiten “marco geológico” que deberá respetar cualquier ción y migración del petróleo. Los límites de este a partir de reconocer que casi todos los yacimientos acuoso, lo que significa que la migración está muy el agua. Además las rocas reservorios que contienen s de otras de diversas formas, varían en su edad y en sus características. no que el agua, flota sobre esta y se difunde hacia a con una barrera que le impida continuar. Debido a los diversos períodos geológicos, pueden haberse vas capas de limo orgánico cubiertas por sedimentos s, los campos petrolíferos se componen a menudo de de petróleo situadas unas encima de otras, pero impermeables.

tulo I - 5

Fig. I-3 a

I-IV-III) Características de la roca reservorio Una roca reservorio es aquella que contiene un fluido y el rasgo principal de un reservorio es su porosidad: la roca debe tener huecos, espacios libres o poros, de determinados tamaños y naturaleza, para permitir en que en los mismos se almacene el fluido (agua, petróleo y/o gas). Resulta muy importante para el geólogo y para el ingeniero, el estudio del espacio poral de las rocas y de sus características, ciencia que se denomina Petrofísica. A veces es posible observar a simple vista el tamaño y forma de algunos poros en recortes del terreno y testigos, pero la mayoría de ellos deben observarse con un microscopio. Para expresar la porosidad, se hace referencia al volumen libre de la formación, no ocupado por roca. Se la expresa como un porcentaje, es decir, qué cantidad o fracción del volumen total de la roca está libre y puede ser ocupado por fluidos. En la mayor parte de los yacimientos varía entre 5 y 30% y frecuentemente está entre 10 y 20%. Generalmente se considera que una roca que tiene una porosidad inferior al 5% es descartable para una explotación comercial. Sin embargo la porosidad sola no es suficiente; los poros deben estar interconectados para permitir el paso del petróleo y del gas a través de la roca. Es decir que la roca debe ser permeable (debe tener permeabilidad) caso contrario no sería posible extraer el petróleo acumulado perforando pozos. Una piedra pómez, por ejemplo, sería un mal depósito, a pesar de que es altamente porosa, pues los poros no están conectados. En la figura N°I-4 se observan los granos de una roca y los poros entre las mismas, constituyendo un espacio que puede ser ocupado por los hidrocarburos.

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La permeabilidad es otra propiedad muy importante de la roca, ya que es la que permite el movimiento y pasaje del fluido a través de los poros interconectados. En otras palabras, la permeabilidad da idea de la comunicación existente entre los poros, es una medida de la conductividad de fluidos que tiene una roca. La unidad de medida es el Darcy y se utiliza con más frecuencia una medida menor, que es el milidarcy (1.000 veces menor que el Darcy). La permeabilidad de las rocas reservorios de nuestra cuenca varía por lo general entre 5 y 1.000 milidarcy. Una roca que tenga una permeabilidad menor a 5 milidarcy, se denomina compacta y es descartable para una explotación comercial de petróleo.

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Fig. N° 1-

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