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LA BIODEGRADACIÓN COMO HERRAMIENTA PARA ENTENDER LA DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS EN EL YACIMIENTO CAÑADÓN VASCO- CUENCA DEL GOLFO SAN

JORGE, ARGENTINA.

Martín Fasola (1), Inés Labayén (1), Gustavo Maselli (1), Gustavo Potas (2) y Maria Leonor Ferreira (2)

(1) [email protected], [email protected] y [email protected]. Centro de Tecnología Argentina de YPF S.A. (CTA)

(2) [email protected] y [email protected]. Desarrollo Área El Guadal-Unidad Económica Las Heras-Unidad Económica Argentina Sur (UNAS) YPF S.A.

RESUMEN Los reservorios principales de la cuenca del Golfo San Jorge están constituidos por cuerpos de origen fluvial compuestos principalmente por areniscas, areniscas tobáceas y tobas arenosas. Todas estas características determinan un sistema de reservorios multicapas donde cada nivel está desconectado de los restantes y posee un comportamiento hidráulico independiente. Por lo tanto, en cada pozo se reconocen un número variable de niveles productivos, los cuales son muy difíciles de correlacionar entre pozos circundantes. Los petróleos de la cuenca del Golfo San Jorge poseen densidades que varían entre 15 y 30º API y proporciones variables de resinas y de asfaltenos, los cuales están relacionados con el grado de la biodegradación. La característica más importante en esta cuenca es la presencia en un mismo pozo de petróleos con diferentes valores de densidad y viscosidad. El objetivo de este trabajo es emplear la biodegradación de los petróleos en el Yacimiento Cañadón Vasco para desarrollar un modelo de la distribución de fluidos, estimar los mecanismos de llenado de las trampas, comprender la discontinuidad lateral y vertical de los cuerpos arenosos y asignar la producción conjunta. Palabras clave: geoquímica, alocación, petróleos, producción y Cuenca del Golfo San Jorge

ABSTRACT: BIODEGRADATION AS A TOOL TO UNDERSTAND THE FLUID DISTRIBUTION IN CAÑADON VASCO FIELD, SAN JORGE GULF BASIN - ARGENTINA. The reservoirs in the Golfo San Jorge basin are constituted by fluvial bodies with very variables lithology: sands, tuffy sands and sandy tuffs. All these characteristics determine a multilayered reservoir system where each productive layer is disconnected from others and shows independent hydraulic behavior. Usually, in each well a variable number of productive sand levels are recognized being its correlation with nearby wells very difficult. The Golfo San Jorge basin oils are heavy to medium with API gravities from 15 to 30º, and variable proportions of resins and asphaltens related with the different biodegradation degree. The most important feature of the basin fluids is the presence of oils with great differences in density and viscosity in different layers of each well. The objective of this paper is to use the biodegradation effects on produced oils from each reservoir to develop a fluid distribution model, the trap filling mechanisms, the lateral discontinuity of sand bodies and the production allocation in the multireservoir Cañadón Vasco field. Key words: geochemistry, oils, allocation, production, Golfo San Jorge basin

INTRODUCCIÓN La geoquímica orgánica es la ciencia que estudia el origen, distribución y alteración de la materia orgánica en el planeta tierra. Si aplicamos estos principios a los hidrocarburos, esta rama de la geoquímica se conoce como geoquímica de petróleo. La aplicación inicial y más conocida de la geoquímica del petróleo se enfoca a problemas exploratorios. Desde la década del 80 se utilizaron los conceptos geoquímicos para la resolución de problemas de reservorios y de producción (Larter et al. 1994, Larter y Aplin 1995). Estas aplicaciones se reconocen como Geoquímica de Reservorios y está basada en el reconocimiento de diferencias composicionales significativas

entre los fluidos correspondientes a cada una de las capas productoras (heterogeneidades verticales) o en diferentes zonas del reservorio (heterogeneidades laterales). Localmente, se ha desarrollado una metodología para discriminar el aporte de las capas individuales a la producción (alocación). Esta metodología se ha aplicado satisfactoriamente en los yacimientos Chihuidos de la Sierra Negra – Lomitas, Señal Cerro Bayo y Volcán Auca Mahuida de la cuenca Neuquina (Labayén et al. 2004 y 2005) y en las áreas de Manantiales Behr, Cañadón La Escondida, Cañadón Perdido, Zona Central y Los Perales de la Cuenca del Golfo de San Jorge (Fasola et al. 2005). Los petróleos de la cuenca del Golfo San Jorge se caracterizan por presentar diferentes grados de biodegradación, que determinan la coexistencia de petróleos pesados y viscosos con petróleos muy livianos en un mismo yacimiento y, muchas veces, en un mismo pozo. Éstas son las heterogeneidades que busca la geoquímica de reservorios. Al caracterizar los fluidos presentes en los niveles analizados, es posible establecer correlaciones laterales y verticales de los mismos (Marteau et al. 2002, Lovrincevich et al. 2007) permitiendo determinar los mecanismos de llenado de las trampas, establecer los procesos de alteración sufridos por los fluidos en los reservorios o durante la migración y comprender, mediante la integración con el modelo geológico, la interrelación de la arquitectura de los reservorios con la dinámica de los fluidos. En el presente estudio se analizan petróleos pertenecientes a punzados de capas en los pozos CVa-19, CVa-20, CVa-21, CVa-22, CVa-23, CVa-24, CVa-25, CVa-26 y CVa-28 pertenecientes al yacimiento Cañadón Vasco (Figura 1) a efectos de: a) determinar las características composicionales de los petróleos ensayados; b) establecer los procesos que afectaron a los petróleos determinando las composiciones encontradas; c) comparar la distribución de estos fluidos vertical y lateralmente y d) determinar el aporte a la producción en los pozos CVa-19, CVa-20 y CVa-21, donde se analizaron muestras de producción conjunta.

INSERTAR FIGURA 1 Figura 1. Ubicación del área de estudio

Cuenca del Golfo San Jorge – Flanco Oeste La Cuenca del Golfo San Jorge (Figura 1) es una amplia región ubicada en la Patagonia central entre los paralelos 43 y 47 grados de latitud sur. Comprende la zona meridional de la provincia del Chubut, la parte norte de la provincia de Santa Cruz y gran parte de la plataforma continental argentina en el Golfo San Jorge. Los reservorios de la Cuenca del Golfo de San Jorge se caracterizan por una alternancia de cuerpos arenosos y pelitas de origen fluvial y lacustre lo que le confiere la particularidad de constituir un sistema de reservorios múltiples o multicapas, acentuado por la fuerte compartimentalización, derivado de la estructuración y de la propia arquitectura aluvial (Figura 2).

INSERTAR FIGURA 2 Figura 2. Columna Estratigráfica del Flanco Oeste de la Cuenca del Golfo San Jorge

La evaluación de formaciones en las unidades reservorio de la Cuenca presenta muchas dificultades debido a la variabilidad litológica y a la influencia del contenido de material volcánico. En estudios previos, realizados en la zona del Flanco Oeste, se determinaron las características de los fluidos de capas individuales y de petróleos de producción de varios pozos de los Yacimientos Los Perales y Cerro Guadal Norte (Fasola et al. 2005). La Fm. Bajo Barreal (Albiano tardío – Coniaciano) comprende dos miembros. El Miembro Inferior presenta un tramo basal, denominado informalmente Sección Tobácea (Sanagua et al., 2002), el cual está constituido por una alternancia de tobas, tobas arenosas y areniscas tobáceas. La

sección superior del Miembro Inferior comprende areniscas y tobas intercaladas en una sucesión de limoarcilitas con importante aporte piroclástico. El Miembro Superior presenta un arreglo similar de litologías, caracterizado por una disminución en la participación de material volcaniclástico. El ambiente de depositación para la Formación Bajo Barreal es fluvial, aunque diferentes autores han propuesto modelos paleoambientales marcadamente contrastantes. El rango de escenarios abarca desde corrientes efímeras (Hechem 1994) hasta ríos perennes en un clima templado húmedo (Bridge et al., 2000). En general se acepta que estas sedimentitas son producto de la actividad de sistemas fluviales en un ambiente caracterizado por el permanente aporte de material piroclástico, el cual presenta un máximo de participación en el tramo basal de la formación (Sección Tobácea). La Fm. Castillo (Aptiano – Albiano) está constituida por sedimentos fluvio-lacustres depositados en una planicie aluvial próxima a áreas volcánicas más elevadas. Se reconoce la alternancia de depósitos piroclásticos (tobas) correspondientes a los períodos de actividad volcánica con depósitos clásticos característicos de canales fluviales (González et al. 2002). La Fm. Pozo D-129 (Hauteriviano tardío – Aptiano temprano) posee 600 m de tobas, areniscas, fangolitas oscuras con materia orgánica y pirita, calizas delgadas con abundantes fósiles; depositadas en un sistema expandido de múltiples lagos bien estratificados, alimentados por deltas y con costas de ooides (González et al. 2002). Los petróleos producidos en la cuenca del Golfo de San Jorge son pesados a medios con densidades típicas entre 15 y 30º API. El análisis de los fluidos obtenidos en capas individuales amplía el rango de densidades ya que se observan muestras entre 10 y 35 º API. Está ampliamente reconocida la existencia de biodegradación en la cuenca que explica los petróleos pesados y de alta viscosidad así como la mezcla de petróleos con diferentes grados de biodegradación (Villar et al. 1996, Jalfin et al. 1999).

Fundamentos y Metodología Una de las observaciones más sorprendentes de la geoquímica de reservorios es que todos los fluidos (agua, gas, petróleo) son composicionalmente heterogéneos, tanto en sentido vertical como lateral (Larter y Aplin 1995, Baskin et al. 1995). A través del análisis de estas heterogeneidades, es posible entender los mecanismos de su migración y entrampamiento y utilizar este conocimiento para mejorar las estrategias de producción y desarrollo. Horstad y Larter (1997) propusieron una clasificación geoquímica jerárquica de petróleos que permite discriminarlos sobre la base de su origen geológico y sus transformaciones posteriores en subsuelo. Una población de petróleos se define como el conjunto de petróleos que pueden diferenciarse de otros petróleos en una provincia geológica, sobre la base de propiedades geoquímicas relacionadas con su origen, es decir, que deben haberse generado en la misma roca madre, aunque pueden tener diferentes tiempos de generación y expulsión o niveles de madurez. Las familias de petróleos se definen como subgrupos de una población de petróleos con diferentes propiedades químicas o físicas. De esta forma, cada población de petróleos puede estar representada por varias familias con diferencias composicionales debidas a aquellas Alteraciones Primarias, relacionadas con la cinética de la generación (madurez, tiempo de generación y expulsión) o a Alteraciones Secundarias (maduración en reservorio, biodegradación, lavado con agua, fraccionamiento de fases durante la migración o por pérdidas del sello), relacionadas con modificaciones en las condiciones PVT (Presión- Volumen-Temperatura; Blanc y Connan 1993). La cromatografía gaseosa capilar permite reconocer pequeñas diferencias composicionales, por lo que es una herramienta analítica muy útil para diferenciar las familias de petróleos determinadas por diferentes condiciones migratorias y de entrampamiento. El análisis de los petróleos totales por cromatografía gaseosa capilar permite obtener la distribución de componentes de cada muestra de acuerdo al número de átomos de carbono y a las características estructurales de los compuestos (hidrocarburos normales o n-parafinas y

ramificados o iso-parafinas). Es una técnica analítica ampliamente aplicada para el estudio de mezclas complejas, como es el caso de los petróleos. Cuando el estudio es comparativo, la cualidad más apreciada de esta técnica es la reproducibilidad de los fingerprints cromatográficos. Para lograr estos resultados se utiliza la cromatografía gaseosa capilar con detector de ionización de llama (FID). El cromatograma gaseoso capilar de un petróleo está constituido por más de 500 picos y hombros diferenciables, de los que sólo una pequeña proporción es identificada por correlación con patrones auténticos. La cromatografía gaseosa capilar ha demostrado ser una herramienta muy útil en la evaluación de mezclas muy complejas. Sin embargo, debe tenerse en cuenta que, debido a las características de la técnica, los compuestos analizados deben vaporizarse sin descomponerse. En todos los petróleos negros, hay una fracción de compuestos polares pesados que no se puede determinar por cromatografía gaseosa porque no se puede volatilizar. Para tener en cuenta esta fracción de los petróleos, los estudios cromatográficos se deben complementar con otras determinaciones, como el análisis SARA (determinación de compuestos saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos por cromatografía líquida), fracción de C20+, porcentaje de azufre, etc. Para realizar la caracterización geoquímica de petróleos se identifican compuestos individuales como los n-alcanos o n-parafinas, los isoprenoides (en especial pristano y fitano) y los distintos isómeros presentes en el rango gasolina. Estos resultados permiten inferir las características generales de la roca generadora, su grado de maduración y las alteraciones ocurridas después de la expulsión: biodegradación, lavado con agua, fraccionamiento por evaporación o mezcla de petróleos. Un efecto característico de la biodegradación en los fingerprints cromatográficos es el incremento del fondo correspondiente a compuestos cíclicos y ramificados no resueltos. Se calcularon parámetros que miden la proporción de fondo cromatográfico en distintas zonas del fingerprint, por lo que se asocian a diferentes grados de biodegradación. En la Figura 3 se detalla la determinación de las respectivas áreas cromatográficas. Estas relaciones disminuyen con la pérdida de compuestos generalmente asociada a biodegradación. La Relación de Biodegradación de Acíclicos (RBA, Mason et al 1995) es la relación entre el pico de pristano respecto de éste medido con el fondo correspondiente. Es una medida del grado de biodegradación aplicable aún cuando han desaparecido las n-parafinas y comienzan a biodegradarse los isoprenoides. Otro parámetro, la Relaciónde Biodegradación de Parafinas (RBP), es una relación similar entre las n-parafinas en el rango C-27 a C-31 y es aplicable especialmente en las mezclas con petróleos paleobiodegradados. Las relaciones “n-Parafina vv/ fondo” para C17 y C25 también muestran la biodegradación por la disminución de las n-parafinas. Todas estas relaciones presentan valores máximos en los petróleos normales no alterados (siempre menores de la unidad) y disminuyen con los procesos de biodegradación (Figura 3). Además, para comparar los fingerprints cromatográficos se utilizan dos métodos de correlación: 1- La comparación de los fingerprints se realiza mediante los contenidos porcentuales de parafinas normales (n-parafinas) e iso-parafinas en todo el rango cromatográfico. Esta metodología se basa en una idea diferente respecto a la selección de los picos o compuestos a considerar. Opuestamente a la metodología geoquímica exploratoria, no se da peso diferente a ningún conjunto de picos en particular sino que se intenta utilizar todo el fingerprint. Se ha comprobado que esta metodología es poderosa mediante su aplicación a muchos pares de muestras de distintas cuencas petroleras argentinas (Labayén et al. 2004 y 2005, Fasola et al. 2005, Marteau et al. 2002, Lovrincevich et al. 2007). También es aplicable en muestras de productos de comercialización (Naftas, diesel o gasoil, fueloil, kerosene, aceites lubricantes, etc.), en su detección como contaminantes y por adulteraciones.

INSERTAR FIGURA 3 Figura 3. Parámetros de biodegradación

2- El otro método consiste en la selección de parámetros que de acuerdo con el examen visual del cromatograma pueden resaltar las diferencias composicionales entre los grupos de petróleos. La metodología más utilizada es la elaboración de una Matriz de Relaciones que se utiliza para correlacionar las muestras por distintos métodos, tanto numéricos como gráficos (Mc-Caffrey et al 1996; Callejón-Jiménez, 1995; Nederlof et al, 1995; Kaufman et al 1987; 1990; 2002). En ambas metodologías los fingerprints cromatográficos se transforman en matrices de datos numéricos. La comparación de estos datos puede realizarse en forma gráfica o numérica. La comparación gráfica de estos compuestos, ya sea de áreas normalizadas o de relaciones, se realiza mediante gráficos estrella o polares en los que se obtiene una figura poligonal para cada muestra de petróleo. La comparación numérica se realiza mediante dendrogramas obtenidos a partir de los coeficientes de distancia. En los pozos con varias capas productoras suele ser muy complejo determinar el aporte de cada una y su variación con el tiempo de producción. Los métodos comparativos descriptos más arriba permiten determinar el porcentaje de aporte de cada una de ellas (Alocación de la producción). Para este fin se emplea el análisis de los petróleos correspondientes a cada capa y del petróleo de producción. La reproducibilidad de la técnica cromatográfica ha demostrado ser tan buena que permite comparar los fingerprints cromatográficos de los punzados y el petróleo de producción inicial con nuevas muestras de producción analizadas mucho tiempo después. Como parte del método de análisis, se controlan las variaciones analíticas para minimizar su incidencia en los resultados y además, se conservan las muestras en condiciones adecuadas para repetir análisis periódicamente. La metodología para discriminar el aporte de las capas individuales a la producción se detalla en Labayén et al. (2004, 2005) y Fasola et al. (2005). Para cada petróleo de producción se obtiene una “mezcla” o composición representativa, minimizando los cuadrados de las diferencias porcentuales en los parámetros elegidos. La mezcla se expresa como los porcentajes peso en peso de los fluidos aportados por cada capa.

DISCUSIÓN DE RESULTADOS

Caracterización de petróleos A partir de la evaluación de los parámetros calculados con n- e iso-parafinas, isoprenoides, compuestos de rango gasolina, residuo C20+ y el contenido de azufre se determinan las características geoquímicas de cada una de las muestras estudiadas. Con el fin de comparar numéricamente a estos petróleos entre sí se aplica el método de análisis multivariado, obteniéndose el dendrograma de la Figura 4. Este gráfico se realizó utilizando el Coeficiente de Distancia (parámetro estadístico que representa la distancia geométrica entre las distintas muestras en un hiperespacio con tantos ejes como parámetros se utilizan; en el presente caso se tienen 47 parámetros y 44 muestras). Este coeficiente puede tomar cualquier valor mayor o igual que cero, como una distancia geométrica. Al comparar un par de muestras, el valor mínimo (cero) significa que ambas son idénticas y los valores mayores se interpretan como indicadores de mayores diferencias. El dendrograma permite agrupar las muestras en función de esa distancia geométrica en forma jerárquica, por lo que valores más bajos de este parámetro (ramas más cortas del dendrograma) indican mayor semejanza de las muestras. Los racimos de muestras formados en estos dendrogramas reúnen las muestras en función de sus características similares. Tomando en cuenta las características predominantes en cada grupo separado se lo asocia a una familia de petróleos. En los distintos estudios realizados en petróleos de la cuenca, se reconocieron cuatro familias de petróleos: Livianos, Alterados, Sin Alteración y Mezclas. En este conjunto de muestras se reconocen diferentes tipos de mezclas. Las características de cada una se resumen en la Figura 4.

INSERTAR FIGURA 4 Figura 4. Dendrograma calculado con coeficientes de distancia para las 44 muestras analizadas con 47

parámetros geoquímicos

INSERTAR FIGURA 5 Figura 5. Características de las familias de petróleos en el yacimiento Cañadón Vasco.

Heterogeneidad Vertical La distribución vertical de los petróleos de los pozos estudiados en la cuenca del Golfo San Jorge generalmente es muy compleja y no permite asociar una familia de fluidos a cada formación. El yacimiento Cañadón Vasco es el primero de la cuenca en el que es posible asociar familias de petróleo con cada formación. La distribución de fluidos es la siguiente: 1- Fm. Bajo Barreal: Ensayos someros: Mezcla de petróleo paleobiodegradado con petróleo con moderada biodegradación y con petróleo liviano (Familia de petróleos D; Figura 6). 2- Fm. Bajo Barreal: Ensayos profundos: Mezcla de petróleo con moderada biodegradación con petróleo liviano (Familia de petróleos C; Figura 6). 3- Sección Tobácea: Mezcla de petróleo con moderada biodegradación y de petróleo liviano (Familia de petróleos AT; Figura 7). 4- Fm. Castillo: Mezcla de petróleo con moderada biodegradación y baja proporción de petróleo liviano (Familia de petróleos AC; Figura 8).

INSERTAR FIGURA 6 Figura 6. Distribución areal de fluidos en Fm. Bajo Barreal

INSERTAR FIGURA 7 Figura 7. Distribución areal de fluidos en la Sección Tobácea

INSERTAR FIGURA 8 Figura 8. Distribución areal de fluidos en Fm. Castillo

Mezclas y mecanismo de llenado de trampas Las muestras caracterizadas como mezclas de petróleos (Figura 9) presentan parámetros correspondientes a diferentes fracciones que indican características diferentes como el grado de biodegradación o la madurez (Mason et al. 1995, George et al. 2005). Generalmente las implicancias de estos resultados son incompatibles entre sí y generan situaciones paradójicas, si se considera un único evento de generación, migración, carga de la trampa y alteración de los petróleos. En consecuencia, las mezclas de petróleos sólo pueden ser explicadas mediante un mecanismo complejo de llenado de las trampas que incluyen procesos alternados de expulsión, entrampamiento y alteración de los fluidos.

INSERTAR FIGURA 9 Figura 9. Composición de mezclas de petróleo

En función de las características geoquímicas de las diferentes familias de petróleos descriptas en el yacimiento Cañadón Vasco se propone un mecanismo complejo de llenado de trampas que se esquematiza en la Figura 10 y que puede describirse en los siguientes pasos:

1- Evento de carga 1: Niveles arenosos de la Fm. Bajo Barreal se cargan con petróleo de expulsión temprana. Se produce intensa biodegradación en los niveles más someros y moderada biodegradación en los más profundos. Hay pérdida de los componentes más livianos debido a la ineficiencia de los sellos. Los fluidos resultantes de estos procesos de alteración son petróleos pesados y muy viscosos que generalmente quedan en el reservorio como fase residual. 2- Evento de carga 2: Todas las trampas se cargan con petróleo más maduro. En todos los niveles se produce biodegradación moderada que afecta la fracción C18-. 3- Evento de carga 3: Diferentes proporciones de petróleo muy liviano y muy maduro cargan todos los reservorios excepto en el grupo B (CVa-20 a 917 mbbp). Estos hidrocarburos livianos pueden ser generados por rocas madres profundas o pueden remigrar desde reservorios más profundos.

Los diagramas de tortas de la Figura 10 reflejan aproximadamente la participación de los diferentes petróleos a cada mezcla. El sombreado en los petróleos de los dos primeros eventos de carga refleja el grado de biodegradación. De esta forma se logra explicar la leve diferencia observada entre las familias AT y AC (Grupo A de la Sección Tobácea y de la Fm. Castillo, respectivamente), en la primera hay mayor proporción de petróleo liviano. La carga de un nivel arenoso depende fundamentalmente de la permeabilidad de la roca reservorio y de la presión del fluido de cada evento de carga, siempre que se preserve la vía de migración que comunique a ambas rocas. Las mezclas de petróleos pueden producirse en los poros y pueden ser homogéneas (producidas por desplazamiento de fluidos miscibles) o heterogéneas (cada petróleo se distribuye en diferentes poros). Además, debe tenerse en cuenta que la mezcla observada en el fluido de un ensayo de pozo puede generarse por aportes diferentes, alojados en niveles arenosos de pocos centímetros de espesor. Cuando la mezcla es homogénea, la composición del fluido producido se mantiene constante en el tiempo pero en las distribuciones heterogéneas los petróleos se hacen más pesados y viscosos con la historia de producción. En muchos yacimientos de la cuenca se ha observado este comportamiento de los petróleos de producción (M.Crotti, comunicación personal).

INSERTAR FIGURA 10 Figura 10. Modelo de llenado de trampas para el yacimiento Cañadón Vasco

La comparación del petróleo ensayado y de los extractos de muestras de los niveles arenosos correspondientes puede ayudar a comprender cómo se distribuyen los fluidos en el reservorio. Si ambos son iguales, entonces la distribución es homogénea pero si los fingerprints son diferentes, generalmente en el extracto se reconoce petróleo más pesado, entonces se puede asumir una distribución heterogénea.

Continuidad lateral de los reservorios En vista de la buena correlación entre las familias de petróleos y las formaciones en el yacimiento Cañadón Vasco, es posible utilizar los fluidos alojados en los niveles arenosos como trazadores naturales para buscar la continuidad lateral de los reservorios. Esta aplicación de la geoquímica se fundamenta en el concepto de que en reservorios continuos deben encontrarse petróleos similares y los petróleos alojados en reservorios incomunicados tanto vertical como lateralmente, deben presentar diferencias significativas. Por ejemplo, en un corte que incluye los pozos CVa-22, CVa-19, CVa-25, CVa-24 y CVa-23 (corte A-A´), se puede ver que la Fm. Bajo Barreal presenta una clara continuidad lateral de los fluidos entre los cuatro pozos del sur y una marcada diferencia con el pozo CVa-22. Esta distribución de los fluidos es coherente con el modelo geológico (Figura 11).

INSERTA FIGURA 11 Figura 11: Correlación lateral de los pozos CVa-22, CVa-19, CVa-25, CVa-24 y CVa-23

Alocación de la producción La metodología geoquímica para la discriminación del aporte de capas individuales a la producción se desarrolló a partir del estudio realizado sobre petróleos del yacimiento Chihuido de la Sierra Negra-Lomitas producidos por los Miembros Avilé y Troncoso y la Fm. Rayoso. La base de esta metodología radica en el reconocimiento de diferencias composicionales significativas entre los fluidos correspondientes a las capas individuales. En la cuenca del Golfo San Jorge se aplicó esta metodología en el pozo LP- 2102 del yacimiento Los Perales y en pozos de los yacimientos Zona Central y Cañadón La Escondida con muy buenos resultados. Para aplicar la metodología en este conjunto de petróleos se utilizaron los parámetros empleados en la resolución del petróleo de producción de los pozos LP-2102 y LP-2339 del yacimiento Los Perales. En este estudio se dispone de muestras de petróleo de producción en los pozos CVa-19, CVa-20 y CVa-21. Los resultados de esta metodología son los porcentajes de aporte de cada capa estimados numéricamente que explican mejor la composición del petróleo de producción. Los porcentajes obtenidos para la muestra de producción del pozo CVa-19 indican un aporte del 75% en peso de la Fm. Bajo Barreal (con claro predominio del nivel más profundo), un 4% del petróleo correspondiente a la Serie Tobácea y el resto (21%) sería aportado por la Fm. Castillo. En el pozo CVa-20 el aporte predominante es de la Sección Tobácea con 86% y el 14% restante se atribuye al Mb.Superior de la Fm. Bajo Barreal. La Fm. Castillo no fue ensayada en este pozo. Los resultados de alocación del pozo CVa- 21 asignan un aporte predominante del 51% a la Fm. Castillo y el resto proviene de Bajo Barreal y Tobácea con iguales aportes. Para evaluar la calidad de la estimación realizada, se comparan los parámetros medidos en el petróleo de producción con los ponderados mediante los porcentajes calculados por la metodología de alocación. La comparación se realiza en forma gráfica, con diagramas estrella, y en forma numérica mediante los coeficientes de correlación y de distancia. Cuando se comparan las poligonales medidas y calculadas para los petróleos de producción, puede verse su alto grado de correlación. Además, al comparar estos gráficos con las poligonales de los petróleos punzados, puede observarse que las relaciones calculadas describen mejor al petróleo de producción que cualquiera de los petróleos de capas individuales. Los coeficientes de correlación del petróleo de producción con los petróleos de capas individuales son muy altos, indicando alta similitud. El coeficiente de distancia entre los parámetros medidos y los estimados en los tres pozos es menor que cualquiera de los obtenidos con los petróleos de capas individuales. Este es un excelente indicador de la alocación realizada.

CONCLUSIONES El diferente grado de biodegradación encontrado en los petróleos de la Cuenca del Golfo San Jorge se ha utilizado para: 1- Relacionar la presencia de mezclas de petróleos con una historia compleja de llenado de trampas y eventos de alteración. Esto permitió: a) Establecer los procesos de alteración sufridos por los fluidos en los reservorios o durante la migración, b) Comprender la interrelación de la arquitectura de los reservorios con la dinámica de los fluidos y c) Generar un modelo de distribución de fluidos en forma independiente de la información geológica que puede ayudar a una mejor comprensión del comportamiento del reservorio 2- Determinar la continuidad o discontinuidad de los reservorios mediante las heterogeneidades verticales y laterales de los petróleos. Esta aplicación se basa en datos independientes que deben correlacionar con el modelo geológico y aporta información para decidir el desarrollo de la producción del yacimiento. Además, permite alocar la producción en reservorios multicapa con producción conjunta

3- Determinar el aporte de cada capa en la situación real de producción del pozo. Esta metodología es independiente de la producción de agua, no es necesario interrumpir la producción del pozo, puede utilizarse como herramienta de monitoreo periódico de la producción y puede ayudar a interpretar variaciones en la producción con el tiempo

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250 Km

ISLAS MALVINAS

Cuenca Golfo San Jorge

SOMUNCURAMASSIF

DESEADOMASSIF

250 Km

ISLAS MALVINAS


SOMUNCURAMASSIF

DESEADOMASSIF

250 Km

ISLAS MALVINAS

250 Km

ISLAS MALVINAS

Cuenca Golfo San JorgeCuenca Golfo San Jorge

SOMUNCURAMASSIF

SOMUNCURAMASSIF

DESEADOMASSIF

Corte A-A’

metros

46° 38`S

69°1

4Ò

A

A´250 Km

ISLAS MALVINAS


SOMUNCURAMASSIF

DESEADOMASSIF

250 Km

ISLAS MALVINAS


SOMUNCURAMASSIF

DESEADOMASSIF

250 Km

ISLAS MALVINAS

250 Km

ISLAS MALVINAS


SOMUNCURAMASSIF

SOMUNCURAMASSIF

DESEADOMASSIF

Corte A-A’

metros

46° 38`S

69°1

4Ò

A

A´250 Km

ISLAS MALVINAS


SOMUNCURAMASSIF

DESEADOMASSIF

250 Km

ISLAS MALVINAS


SOMUNCURAMASSIF

DESEADOMASSIF

250 Km

ISLAS MALVINAS

250 Km

ISLAS MALVINAS


SOMUNCURAMASSIF

SOMUNCURAMASSIF

DESEADOMASSIF

Corte A-A’

metros

Corte A-A’

metros

46° 38`S

69°1

4Ò

A

A´

Figura 1

Figura 2

min26 28 30 32 34 36

counts

0

10000

20000

30000

40000

50000

FID1 A, (C:\ILL\REPSOL\MAN_BEHR\P_TOT\G628A2.D)Área del pico con

integración vv

Área del pico incluyendo el fondo cromatográfico

n-C17

n-C19 n-C20

n-C21n-C22

n-C16

n-C18

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counts

0

10000

20000

30000

40000

50000

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Porción ampliada

0

0,25

0,5

0,75

1

0 0,25 0,5 0,75 1RBA

RB

P

Petr.Cca.Golfo MBehrRest.Alí Z.CentralCGuN CVa-19CVa-20 CVa-21CVa-22 CVa-23CVa-24 CVa-25CVa-26 CVa-28

BIODEGRADACIÓN

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0n-C25 vv/fondo

n-C

17 v

v/fo

ndo

M.Behr Petr. Golfo

Z.Central CVa-19

CGuN CVa-20

CVa-21 CVa-22

CVa-23 CVa-24

CVa-25 CVa-26

CVa-28BIODEGRADACIÓN

Petróleos Normales

Mezcla: P. Normal +P.Paleobiod.

Petróleos Biodegradados

RBA: Relación de Biodegradación de Acíclicos (Mason et al 1995): Cociente entre el área de Pristano y el área de Pristano incluyendo el fondo cromatográfico.

RBP: Relación de Biodegradación de Parafinas: Cociente entre el área de las n-parafinas entre C27 y C31 y el área de esas n-parafinas incluyendo el fondo cromatográfico.

n-C17 vv/ fondo: Cociente entre el área de n-C17 y el área de n-C17 incluyendo el fondo cromatográfico.

n-C25 vv/ fondo: Cociente entre el área de n-C25 y el área de n-C25 incluyendo el fondo cromatográfico.

Figura 3

Coef. de Distancia de las 44 muestrascon 47 relaciones

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CVa-26: 790

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CVa-23: 767

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CVa-24: 372,5

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CVa-23: 334

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0

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0

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0

100000

200000

min0 10 20 30 40 50 60 70

Norm.

0

25000

50000

75000

100000

125000

150000

175000

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0

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0

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FID1 A, (D:\ILL\REPSOL\GOLFO2~1\CDONVA~1\CV-23\30\MU_32C00.D)min0 10 20 30 40 50 60

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0

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0

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0

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150000

175000

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0

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0

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0

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100000

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0

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200000

400000

AT Tobácea

AC CastilloA1

D

B Tobácea

C

E

Bajo Barreal

Coef. de Distancia de las 44 muestrascon 47 relaciones

CVa-21: 882 fr

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CVa-25: 759

CVa-20: 857,5

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CVa-25: 722 fr

CVa-25: 1307,5

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0

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0

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175000

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120000

140000

FID1 A, (D:\ILL\REPSOL\GOLFO2~1\CDONVA~1\CV-23\30\MU_32C00.D)min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

25000

50000

75000

100000

125000

150000

175000


min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

25000

50000

75000

100000

125000

150000

175000

FID1 A, (D:\ILL\REPSOL\GOLFO2~1\CDONVA~1\CV-24\30\MU_33DD0.D)

min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

25000

50000

75000

100000

125000

150000

175000


min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

20000

40000

60000

80000

100000


min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

20000

40000

60000

80000


min0 10 20 30 40 50 60 70

0

100000

200000

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

200000

400000

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

200000

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

100000

200000

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

50000

100000

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

100000

200000

min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000


min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000


min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

20000

40000

60000

80000

100000


min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

20000

40000

60000

80000

100000

FID1 A, (D:\ILL\REPSOL\GOLFO2~1\CDONVA~1\CV-26\30M\MU_34B00.D)

min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000


min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

20000

40000

60000

80000

100000


min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000


min0 10 20 30 40 50 60 70

0

100000

200000

300000

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

200000

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

25000

50000

75000

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

20000

40000

60000

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

100000

200000

min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

25000

50000

75000

100000

125000

150000

175000


min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

25000

50000

75000

100000

125000

150000

175000


min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000


min0 10 20 30 40 50 60 70

0

200000

400000

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

200000

400000

AT Tobácea

AC CastilloA1

D

B Tobácea

C

E

Bajo Barreal

Coeficiente de Distancia de 44 muestras con 47 relaciones

Figura 4

AT

AC

D

B

C

E

Bajo Barreal

Mezcla de petróleo con moderada biodegradación + petróleo liviano

Mezcla de petróleo con moderada biodegradación + baja proporción de petróleo liviano

Petróleo con moderada biodegradación

Mezcla de petróleo con moderada biodegradación + petróleo liviano

Mezcla de petróleo paleobiodegradado + petróleo con moderada biodegradación + petróleo liviano

Petróleo D con mayor biodegradación + contaminación

Tobácea

Castillo

Figura 5

46° 38`S

69°1

4Ò

metros

CVa- 28

CVa- 19

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

100000

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

100000

200000

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

200000

D 315,5

C 348,5

C 378,5

CVa- 20

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

100000

200000

C 592

CVa- 21

m in0 10 20 30 40 50 60 70

0

50000

100000

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

50000

100000

150000 C 648 fr

E 531,5

CVa- 22

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

100000 B 668 fr

CVa- 23

min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000


min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000


D 334 /338,5

D 334 /338,5 fr

CVa- 24

min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

20000

40000

60000

80000

100000


min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

20000

40000

60000

80000


D 372,5 /374,5

D 372,5 /374,5

CVa- 25

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

100000

200000

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

50000

100000

D 321,5

C 355

CVa- 26

min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

20000

40000

60000

80000

100000


min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

20000

40000

60000

80000

100000

FID1 A, (D:\ILL\REPSOL\GOLFO2~1\CDONVA~1\CV-26\30M\MU_34B00.D) min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000


D 437

C 478

min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

20000

40000

60000

80000

100000


C 560,5

C 560,5 fr

Fm. Bajo Barreal

Figura 6

46° 38`S

69°1

4Ò

metros

CVa- 19

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

100000

200000

300000

AT 725,5

CVa- 20

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

200000

400000

min0 10 20 30 40 50 60 70

Norm.

0

25000

50000

75000

100000

125000

150000

175000

FID1 A, (C:\DOCUME~1\MAQ-MI~1\MISDOC~1\CTA_TR~1\CDONVA~1\CVA_20\PTOT\MUE_20C0.D)

B 917

AT 857,5 /

CVa- 21

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

200000 AT 882

CVa- 22

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

200000

400000 AT 919,5 fr

CVa- 23

min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

FID1 A, (D:\ILL\REPSOL\GOLFO2~1\CDONVA~1\CV-23\30\MUE_32B0.D)

min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

FID1 A, (D:\ILL\REPSOL\GOLFO2~1\CDONVA~1\CV-23\30\MU_32C00.D)

min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

25000

50000

75000

100000

125000

150000

175000


AT 767 fr

AT 767

747

CVa- 24

min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

25000

50000

75000

100000

125000

150000

175000

FID1 A, (D:\ILL\REPSOL\GOLFO2~1\CDONVA~1\CV-24\30\MU_33DD0.D) min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

25000

50000

75000

100000

125000

150000

175000

FID1 A, (D:\ILL\REPSOL\GOLFO2~1\CDONVA~1\CV-24\30\MUE_33~1.D)

min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

25000

50000

75000

100000

125000

150000

175000


C 754 fr

AT 724

724 fr

CVa- 25

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

100000

200000

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

200000

400000

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

200000

AT 722 fr

AT 759

AT 716 fr

CVa- 26

min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000


min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000


AT 790

AT 790 fr

CVa- 28

min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000


AT 931 fr

Sección Tobácea

Figura 7

46° 38`S

69°1

4Ò

metros

CVa- 20

CVa- 28

CVa- 19

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

200000

400000

AT 1262,5

CVa- 21

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

20000

40000

60000 AC 1549

CVa- 22

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

100000

200000

AC 1085

CVa- 23

min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

25000

50000

75000

100000

125000

150000

175000


min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

25000

50000

75000

100000

125000

150000

175000


AC 888

AC 1372

CVa- 24

min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000


AC 883

CVa- 25

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

100000

200000

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

200000

400000

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

200000

400000

AC 1375

AC 1319

AT 1307,5

CVa- 26

min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

25000

50000

75000

100000

125000

150000

175000

FID1 A, (D:\ILL\REPSOL\GOLFO2~1\CDONVA~1\CV-26\30M\MUE_34H0.D)

1188,5

Fm. Castillo

Figura 8

min0 10 20 30 40 50 60

pA

0

50

100

150

200

250

300

350

FID1 A, detector frontal of D:\ILL\REPSOL\GOLFO\COGUADAL\CGUN54\CROM\54_3E.D\543E~1.CDF (AIA imported)

Evaporación

Petróleo maduro

Petróleo más maduro/ Condensado

min0 10 20 30 40 50 60

pA

0

100

200

300

400

500

600

FID1 A, detector frontal of D:\ILL\REPSOL\GOLFO\COGUADAL\CGUN51\PTOT\51_5.D\515~1.CDF (AIA imported)

1389 -92

min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

FID1 A, (D:\ILL\REPSOL\GOLFO\COGUADAL\CGUN56\P_TOT\MUES_J3.D)

min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

20000

40000

60000

80000

FID1 A, (C:\ILL\REPSOL\GOLFO\ZC_INT~1\ZC-2426\PTOT\MUES_B_2.D)

ZC-2426 2733/36 mbbp

Petróleo Paleobiodegradado

Figura 9

POZOBB

Tb

Mar-V

Castillo

Pozo D-129

GRUPO D

GRUPO C

GRUPO AT

GRUPO AC

GRUPO B

min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000


min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

20000

40000

60000

80000

100000


1

2

3

1

2

3

min0 10 20 30 40 50 60

counts

0

25000

50000

75000

100000

125000

150000

175000


min0 10 20 30 40 50 60 70

0

200000

400000

min0 10 20 30 40 50 60 70

0

200000

400000

min0 10 20 30 40 50 60 70

Norm.

0

25000

50000

75000

100000

125000

150000

175000

FID1 A, (C:\DOCUME~1\MAQ-MI~1\MISDOC~1\CTA_TR~1\CDONVA~1\CVA_20\PTOT\MUE_20C0.D)

12

3

1

2

3

1

2

3

Eventos de Carga

BIODEGRADACIÓN SEVERA

BIODEGRADACIÓN MODERADA

1 2






3

SIN ALTERACIÓN

SIN ALTERACIÓN

SIN ALTERACIÓN

SIN ALTERACIÓN

Figura 10

POZO CARACTERÍSTICAS PROFBS

CV-23 334

747CV-23 767

CV-23 888

Castillo

CV-23 1372

Pozo D-129PF: 1452

CVa-23

m0 10 20 30 40 50 60

counts

0

25000

50000

75000

100000

125000

150000

175000

FID1 A, (D:\ILL\REPSOL\GOLFO2~1\CDONVA~1\CV-23\30\MU_32D0

m0 10 20 30 40 50 60

counts

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

FID1 A, (D:\ILL\REPSOL\GOLFO2~1\CDONVA~1\CV-23\30\MUE_32A

m0 10 20 30 40 50 60

counts

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

FID1 A, (D:\ILL\REPSOL\GOLFO2~1\CDONVA~1\CV-23\30\MU_32AA

m0 10 20 30 40 50 60

counts

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

FID1 A, (D:\ILL\REPSOL\GOLFO2~1\CDONVA~1\CV-23\30\MUE_32B

m0 10 20 30 40 50 60

counts

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

FID1 A, (D:\ILL\REPSOL\GOLFO2~1\CDONVA~1\CV-23\30\MU_32C0

m0 10 20 30 40 50 60

counts

0

25000

50000

75000

100000

125000

150000

175000

FID1 A, (D:\ILL\REPSOL\GOLFO2~1\CDONVA~1\CV-23\30\MU_32CC

m0 10 20 30 40 50 60

counts

0

25000

50000

75000

100000

125000

150000

175000

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AT 767 / 775

AT 767 / 775

747 / 750,5

D 334 /338,5 fr

AC 1372 / 1377

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FID1 A, (D:\ILL\REPSOL\GOLFO2~1\CDONVA~1\CV-24\30\MU_33A

D 372,5 /374,5

AC 883

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D 372,5 /374,5

724 / 30 fr

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2

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2

4

2

1

2

1

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CVa25 321

CVa25 355

Tb

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AT 722 / 729

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AT 1307,5/

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Prof.: 1307,5Grav. API: 34,1%S: 0,140% C20+: 55,9Prof.: 1319Grav. API: 33,6%S: 0,134% C20+: 60,5Prof.: 1375Grav. API: 32,4%S: 0,150% C20+: 58,5

Prof.: 321 frGrav. API: 23,6%S: 0,296% C20+: 60,1

Prof.: 355Grav. API: 27,2%S: 0,236% C20+: 62,1


CVa 19 315,5CVa 19 348,5CVa 19 378,5

Tb

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Mar-V

Castillo

1262

1355

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CVa-19

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C 378,5 /

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CVa-19LIT POZO CARACTERÍSTICAS PROF

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CVa-22

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AT 919,5 / 925

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CVa-22A A´

Figura 11

LA BIODEGRADACIÓN COMO HERRAMIENTA PARA ENTENDER LA ... · PDF fileLos petróleos producidos en la cuenca del Golfo de San Jorge son pesados ... Fundamentos y Metodología Una...

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