Unidad III (1)

1

Cajamarca, mayo de 2012

Universidad Nacional de Cajamarca

Facultad De Ingeniería

Escuela Académico Profesional de

Ingeniería Geológica

Docente:

Ing. Wilber Morales.

Año y ciclo:

4to Año, 7mo Ciclo

Curso:

Geología De Los Hidrocarburos

Integrantes:

Cabrera Quiroz, Santiago

Cáceres Malaver, Duber

Ocon Paico, Victor

Torres Medina, Walter

Ugaz Bardales, Leyni

Zavedra Vásquez, Joe

CAPÍTULO III:

EXPLORACIÓN GEOFÍSICA Y GEOLOGÍA DEL SUBSUELO

UNIVERSIDAD NACIONAL DE CAJAMARCA Facultad de Ingeniería

Escuela Académico Profesional de Ingeniería Geológica

Geología de los Hidrocarburos 2

INTRODUCCIÓN

Dentro del abanico de métodos geofísicos aplicables al estudio del subsuelo en el

ámbito de la geología, es evidente que las diversas variantes de los métodos

sísmicos basados en el estudio de las ondas sísmicas son las que han tenido y

tienen un mayor protagonismo por la diversidad y por la naturaleza de los problemas

que pueden resolver.

Es evidente que no todos los métodos tienen igual protagonismo en los estudios

geotécnicos ni todos ellos están igualmente divulgados entre los profesionales de

este sector de las Ciencias de la Tierra.

En consecuencia hemos optado por centrar esta exposición en los métodos que

podríamos llamar clásicos por ser los de uso, más frecuente en los estudios

geofísicos y porque consideramos que deben ser mejor conocidos para potenciar su

empleo teniendo en cuenta su capacidad para proporcionar información del

subsuelo.

En este trabajo haremos una exposición con acusado carácter teórico respecto a la

capacidad resolutiva, campos de aplicación y limitaciones de los métodos geofísicos

de empleo más frecuente en los estudios geológicos.




ÍNDICE

RESUMEN EJECUTIVO ……………………………………… Pág.: 04

OBJETIVOS …………………………………………………… Pág.: 05

MARCO TEÓRICO …………………………………………… Pág.: 06

- MÉTODOS SÍSMICOS EN LA BÚSQUEDA DE PETRÓLEO ………… Pág.: 07

- MÉTODOS DE PROSPECCIÓN GEOQUÍMICA ………………………. Pág.: 12

- MÉTODO GEOFÍSICOS DE EXPLORACIÓN …………………………. Pág.: 24

- DEFINICIÓN SOBRE GEOLOGÍA DEL SUBSELO – METODOLOGÍA . Pág.: 36

- EJEMPLOS DE EXPLORACION GEOFÍSICA Y ESTUDIO DE LA GEOLOGÍA

DEL SUBSUELO EN EL PERÚ ………………………………………….. Pág.: 41

GLOSARIO ……………………………………………………. Pág.: 62

CONCLUSIÓNES …………………………………………….. Pág.: 64

BIBLIOGRAFÍA ………………………………………………. Pág.: 65




RESUMEN EJECUTIVO

La geofísica estudia la tierra en su composición y dinámica, sobre la base de

medidas de tipo físico que normalmente se realizan desde la superficie del planeta.

Cuando este estudio tiene que ver con áreas relativamente pequeñas y

profundidades que no sobrepasen máximo unos pocos kilómetros, para obtener un

fin económico inmediato, se habla de geofísica aplicada, y el conjunto de métodos

para obtener ese fin constituyen la prospección geofísica.

Los métodos sísmicos, dado su gran poder de resolución y penetración, son las

técnicas geofísicas más usadas en el mundo. Se utilizan en la búsqueda de

acuíferos; en ingeniería civil, principalmente para calcular la profundidad a la que se

encuentra la roca firme; en la exploración y explotación del carbón mineral; y como

método imprescindible en la exploración y producción de hidrocarburos. En la

actualidad, es muy raro que se perfore algún pozo exploratorio y/o de desarrollo, sin

haber analizado primero con los métodos geofísicos.




OBJETIVOS

General:

Reconocer y aprender a utilizar los métodos geofísicos en el campo de

la exploración del subsuelo.

Específicos:

Aprender los conceptos y aplicaciones de dichos métodos de

exploración.

Aprender el uso de estos métodos con familiaridad para realizar

trabajos en este campo de la ingeniería sin ninguna dificultad.




MARCO TEÓRICO

En la geología del petróleo se combinan diversos métodos o técnicas exploratorias

para seleccionar las mejores oportunidades para encontrar Hidrocarburos (Petróleo y

Gas).

Los métodos y equipos geofísicos empezaron a formar parte de los recursos técnicos

disponibles al explorador petrolero en la segunda década del siglo XX. Sus

aplicaciones en la resolución de la posible presencia de estructuras favorables a la

acumulación de petróleo en el subsuelo han servido para completar el aporte de los

estudios geológicos regionales de superficie.

La información geológica de las formaciones y estructuras presentes, la

paleontología, la paleoecología, el estudio de mapas geológicos y geomorfológicos,

estudio de los métodos geofísicos que se hayan empleado en el área como métodos

potenciales (gravimetría, magnetometría, sondeos eléctricos o magneto telúricos),

sismografía y los resultados de las perforaciones exploratorias realizadas en el área

que incluyen los estudios accesorios a estas.




MÉTODOS SÍSMICOS EN LA BÚSQUEDA DE PETRÓLEO

Este procedimiento se funda en la diferente velocidad de propagación de las ondas

vibratorias de tipo sísmico a través de diferentes medios materiales. Las mediciones

realizadas sobre diversos medios permiten establecer que esa velocidad de

propagación varía entre 150 y 2.500 m/seg en suelos, correspondiendo los valores

mayores a mantos de grava muy compactos y las menores a arenas sueltas; los

suelos arcillosos tienen valores medios, mayores para las arcillas duras y menores

para las suaves. En roca sana los valores fluctúan entre 2.000 y 8.000 m/seg, como

término de comparación se menciona el hecho de que en el agua la velocidad de

propagación de este tipo de ondas es del orden de 1.400 m/seg, esencialmente el

método consiste en provocar una explosión en un punto determinado del área a

explorar usando una pequeña carga de explosivo, usualmente nitroamonio. Por la

zona a explorar se sitúan registradores de ondas (geófonos), separados entre sí de

15 a 30 m. La función de los geófonos es captar la vibración, que se transmite

amplificada a un oscilógrafo central que marca varias líneas, una para cada geófono.




La detección del tiempo transcurrido, desde que el sonido inducido en la superficie

hace su recorrido hacia los estratos y regresa luego a la superficie, es un aspecto

básico para estimar la profundidad de los estratos. La propagación del sonido en los

estratos depende de la composición y características de éstos.

TIPOS DE MÉTODOS SÍSMICOS

a) El Método de Refracción:

Es probablemente el método geofísico más utilizado para obtener datos para

Geotecnia del Estudia el comportamiento de las ondas elásticas refractadas

críticamente. También se puede completar el estudio analizando el comportamiento

de las ondas directas y superficiales, que nos darán información de los primeros

metros del subsuelo. Si las capas más profundas tienen velocidades de onda más

bajas que las capas superiores no se deben utilizar este método.




En este método la fuente y los detectores se encuentran alineados en la superficie

del terreno. Se obtienen registros de las ondas que viajan desde la fuente hasta los

detectores a través del subsuelo siguiendo diversas trayectorias o caminos. En

particular aquí interesan aquellas ondas que siguen la trayectoria de tiempo mínimo y

que son las primeras que llegan a cada detector. Con ellas se dibuja un gráfico

donde las abscisas son distancias desde la fuente hasta cada detector y el eje de las

ordenadas son los respectivos tiempos de primera llegada. Este gráfico se denomina

gráfico tiempo-distancia, y las curvas representadas son las dromocrónicas.

En principio, a partir de este gráfico es posible calcular el perfil de espesores y la

velocidad de propagación de las ondas sísmicas primarias de cada estrato en el

subsuelo.

Aplicaciones del Método de Prospección por Refracción

En general, el método se aplica para:

El método de refracción de ondas sísmicas se utiliza en Sismología para

determinar la estructura interna de la Tierra, en estudios de la corteza

terrestre (con fuentes sísmicas naturales o artificiales) y en las décadas de los

años 30 a 50 se utilizó en prospección de hidrocarburos, principalmente para

ubicar domos salinos a los cuales suelen estar asociadas trampas de

petróleo. Actualmente prácticamente no se utiliza en prospección de

hidrocarburos, excepto indirectamente para calcular la corrección estática de

campo.

Obtener perfiles del espesor de sedimentos hasta el basamento en una

cuenca sedimentaria

Localizar fallas, paleocauces, zonas de fracturas en el basamento rocoso

somero.

Obtener un perfil de espesores y velocidades hasta la roca fresca,

diferenciando suelo, roca meteorizada, roca submeteorizada y roca

inalterada.

Calcular volumen de material explotable principalmente en minas de arena,

caliza, oro de aluvión, ocre, caolín.

Determinar la continuidad de estratos acuíferos




Calcular los tiempos de tránsito de las ondas a través de las capas de baja

velocidad cercanas a la superficie, para corrección estática de campo en

prospección por reflexión.

b) El método de Reflexión:

El método sísmico de reflexión es el más empleado en prospección petrolífera ya que

permite obtener información de capas muy profundas. Permite definir los límites del

acuífero hasta una profundidad de 100 metros, su saturación (contenido de agua), su

porosidad. Permite también la localización de los saltos de falla.

Estudia el comportamiento de las ondas elásticas reflejadas. Con este método se

llega a grandes profundidades, y su interpretación permite obtener información de

todas las capas en las que se reflejen las ondas.

La fuente y los detectores se encuentran en o cerca de la superficie y puede ser en

tierra o en agua. La información del subsuelo es aportada por las ondas sísmicas que

se reflejan a manera de un eco, en las superficies de contacto (interfases) de

estratos con propiedades elásticas diferentes. La información se suele presentar en

forma de secciones sísmicas que constituyen una especie de radiografía o

ecosonograma que revela las principales estructuras geológicas en el subsuelo

tales como pliegues, fallas, intrusiones, patrones de sedimentación. Se utiliza

principalmente para localización y detalle de estructuras geológicas favorables a

contener yacimientos de hidrocarburos a profundidades entre 1000 y 4000 m.

También se utiliza con fines geotécnicos principalmente en agua, por ejemplo para

determinar las condiciones del fondo marino para el anclaje de plataformas

petroleras o el tendido de tuberías. En este caso la resolución suele ser

excepcionalmente buena. Por contraste, el método presenta muchos inconvenientes

para su utilización con fines geotécnicos en tierra, a profundidades menores de 300

m.

La adquisición, el procesamiento y la interpretación por el método de reflexión son

las más complejas y costosas; sin embargo, se considera en general el mejor

método de exploración geofísica del subsuelo. La adquisición de datos con fines

petroleros se suele efectuar a lo largo de un mallado de líneas sísmicas con

extensiones del orden de 5 a 100 km por línea. Los tendidos sísmicos pueden tener




una longitud de 3 o 4 km a cada lado de la fuente y utilizar entre 48 y 1024 canales

de grabación.

El número de canales de grabación se ha ido incrementando con el tiempo y

actualmente puede llegar hasta 10000 canales. La exploración puede ser de

reconocimiento, de detalle y 3D.

En la exploración de reconocimiento la distancia entre líneas es de hasta 10 km, en

la de detalle hasta 2 km y en 3D hasta 50 m. El tiempo de registro por cada disparo

es de 4 a 6 segundos con explosivos, y de 10 a 15 segundos si la fuente son

camiones vibradores. El intervalo de muestreo es de 2ms o 4ms y el rango de

frecuencias útiles de las reflexiones está en la banda de 10 a 80 Hz (seg-1), con un

máximo entre 35 y 40 Hz.

Registro sísmico. El registro contiene 12 trazas. Cada traza representa las

oscilaciones del terreno captadas por un sensor (geófono), el cual las envía como

señales eléctricas a su correspondiente canal en el sismógrafo.

En el ejemplo, los sensores se encuentran alineados a intervalos de 10 m, estando el

sensor del primer canal a 10 m de la fuente sísmica, el sensor del segundo canal a

20 m, etc. El tiempo total de grabación es 500 ms. En el registro se destacan varios

trenes de ondas coherentes. Están las ondas superficiales de gran amplitud (G), la

onda de aire de alta frecuencia (A), reflexiones (R), la onda directa (D) y la onda

cónica (C). En prospección por refracción sólo se utilizan los tiempos de llegada de

las ondas directa y cónica. En prospección por reflexión se utilizan sólo las




reflejadas, después de haber procesado el registro sísmico para eliminar todas las

demás ondas.

MÉTODO DE PROSPECCIÓN GEOQUÍMICA

PROSPECCIÓN GEOQUÍMICA.- La presencia de un yacimiento en el interior de la

corteza terrestre induce unas discontinuidades en las propiedades medias de la

zona, que pueden manifestarse en las capas próximas al suelo a modo de "señales"

de la existencia del yacimiento que las provoca. Estas señales se deben a que los

sistemas naturales no se hayan en equilibrio termodinámico por tratarse de sistemas

abiertos sometidos a gradientes de presión y temperatura. Son precisamente estos

gradientes los causantes de las movilizaciones de elementos y compuestos que, al

alcanzar sedimentos superficiales, condicionan la aparición de discontinuidades

geoquímicas.

La exploración geoquímica de superficie también investiga la presencia de

hidrocarburos químicamente identificables que se encuentren en superficie o cerca

de la misma o los cambios inducidos por la presencia de esos hidrocarburos en el

suelo, con la finalidad de localizar las acumulaciones en el subsuelo que le dieron

origen. Su rango de observación se extiende desde aquellos afloramientos de

petróleo y/o gas de escala macroscópica (fácilmente visibles), hasta los de escala

microscópica en los que es necesaria la identificación de huellas o rastros de

hidrocarburos no visibles o inferirlos a través de la identificación de cambios en el

suelo o en la superficie del terreno producidos por la presencia de hidrocarburos.

El objetivo de la prospección geoquímica en superficie de petróleo y gas natural

es detectar propiedades o concentraciones anómalas -"señales"- de diversas

sustancias dispersas en el subsuelo, pudieran estar relacionadas con la migración de

hidrocarburos desde un depósito profundo hasta la superficie. Según señala Link "la

mayoría de los yacimientos gigantes existentes en el mundo han sido encontrados

mediante la identificación directa de macroescapes de hidrocarburos en superficie".

En términos parecidos se manifestaron años después Dickey y Hunt.

La Prospección Geoquímica Orgánica en Superficie posee, como cualquier otra

disciplina científica, una serie de condicionantes que influyen directamente sobre la

repetibilidad y exactitud de las conclusiones que pudieran obtenerse. A este

respecto, lasenev (18) afirmó: "En su forma presente, la prospección geoquímica en

http://www.monografias.com/trabajos6/dige/dige.shtml#evo




superficie puede ser usada satisfactoriamente en geosinclinales y, sobre todo, en

regiones sometidas a intensas perturbaciones tectónicas. En otro tipo de áreas, es

menos segura su aplicación".

Además de las estructuras geológicas, cabe citar otros factores que es necesario

considerar con vistas a la correcta interpretación de los datos medidos: variaciones

climáticas, vegetación, mineralogía, etc. Todos estos parámetros serán estudiados a

lo largo del presente trabajo, valorando su importancia en función del método de

prospección utilizado.

Objetivos de la exploración geoquímica.

El principal objetivo de un programa de exploración geoquímica es establecer la

presencia y distribución de hidrocarburos en el área y, sobre todo, lo más importante

es determinar la probable carga de hidrocarburos de prospecto. En programas de

reconocimiento o regionales, la presencia de micro o macro afloramientos de

hidrocarburos proveen una evidencia directa de la generación de hidrocarburos. Es

decir que se pone en evidencia la presencia de un sistema petrolero activo y se

identifican los sectores de la cuenca que son más atractivos. Adicionalmente, la

composición química de estos afloramientos puede indicar si es una cuenca

propensa para la generación de gas o petróleo. Si el objetivo es evaluar el potencial

exploratorio de un prospecto, los resultados de un programa geoquímico pueden

llevarnos a evaluar mejor el riesgo, identificando aquellos prospectos asociados con

fuertes anomalías geoquímicas y resaltando los prospectos en base a su posible

carga de hidrocarburos.

http://www.monografias.com/Computacion/Programacion/

http://www.monografias.com/trabajos11/teosis/teosis.shtml

http://www.monografias.com/trabajos13/ripa/ripa.shtml




3.2.- MIGRACIÓN DE HIDROCARBUROS

Por migración se entiende el desplazamiento de hidrocarburos por el interior de la

corteza terrestre. Aunque son los hidrocarburos gaseosos y de bajo peso molecular

los más capacitados para moverse, también pueden hacerlo los líquidos o sólidos.

Las rocas que sellan las reservas de petróleo o gas no son totalmente impermeables

, así que los hidrocarburos y compuestos asociados más volátiles migran en

dirección a la superficie, donde son retenidos por el suelo, o se difunden hacia la

atmósfera u océanos.

El fenómeno de la migración no está suficientemente clarificado, ya que son

numerosos los factores que la gobiernan. Depende, entre otros factores, de las

condiciones geológicas y de las características de los caminos de migración.




3.3.- INDICIOS SUPERFICIALES

Los indicios superficiales, halos geoquímicos o anomalías son las diferentes

propiedades químicas de gases, aguas, rocas y suelos que están relacionados en su

origen con depósitos petrolíferos cercanos, o que señalan condiciones favorables a

la existencia de los mismos.

Según cuál sea la vinculación con acumulaciones de hidrocarburos, algunosautores

han sugerido la conveniencia de clasificarlos en dos grandes grupos: Indicios

Directos e Indicios Indirectos:

Indicios Directos.- Son los provocados por la presencia en gases, aguas, rocas y

suelos de componentes dispersos del petróleo, ya sea como bitúmenes sólidos o

líquidos, o como hidrocarburos gaseosos.

Los Indicios Directos se denominan "activos" o "vivos" si los productos visibles se

renuevan constantemente como consecuencia de una circulación activa subterránea.

De este tipo son las fuentes de petróleo o gas, los volcanes de lodo, etc.

Por el contrario, se denominan "fósiles" o "muertos"si no hay renovación

permanente que compense las pérdidas por oxidación en superficie. Como ejemplo

de estos indicios, son de destacar las arenas asfálticas.

Indicios Indirectos.- Se subdividen, a su vez, en dos tipos: Indicios Indirectos de

tipo I e Indicios Indirectos de tipo II.

Los del tipo I engloban a las características de gases, aguas, rocas y suelos que

aparecen como resultado de reacciones químicas de algunos constituyentes del

petróleo con el medio en que se encuentran. Dentro de esta clase de indicios

indirectos se sitúan la presencia de sulfuro de hidrógeno en algunos gases, o de

sodio en las aguas.

Los del tipo II son aquellas características de aguas y gases que expresan

condiciones favorables para la existencia de depósitos sin que se detecten éstos de

manera directa. Un ejemplo pudiera ser la detección de cloruro de calcio en las

aguas.




3.4.- PROSPECCIÓN GEOQUÍMICA ORGÁNICA EN SUPERFICIE

Una vez terminada la revisión de conceptos claves como migración e indicios

superficiales, llega el momento de abordar el estudio del significado de la

prospección geoquímica en superficie de hidrocarburos.

Desmenuzando este conjunto de términos podemos llegar fácilmente a

comprenderlos. Por una parte, "prospección" nos señala que estamos ante una labor,

o labores, encaminadas a buscar algo, que, este caso,gracias a la especificación

final, no es sino hidrocarburos.Pero hay aún más información. Sabemos que la

búsqueda de hidrocarburos -en definitiva, depósitos de petróleo y gas- se realiza con

métodos geoquímicos aplicadas en los estratos superficiales. Por tanto, ya estamos

en disposición de saber qué fines persigue este tipo de exploración minera.

Además, podemos citar otras aplicaciones de este tipo de prospección, que, con

más detalle, analizaremos a lo largo de este trabajo (Fig. 3-4):

a) Contribuir al mejor conocimiento de los procesos de migración.

b) Revelar si los indicios proceden de reservas de gas o petróleo.




c) Suministrar señales geoquímicas sobre prospecciones para discernir su

significado por comparación con datos similares procedentes de reservas

conocidas.

d) Ofrecer información de carácter cuantitativo para clasificar reservas.

e) Reducir gastos de exploración.

Objetivos de la Prospección Geoquímica en Superficie de Hidrocarburos.

3.5.- MÉTODOS GEOQUÍMICOS

Los métodos geoquímicos emplean procedimientos químicos en el laboratorio, con el

propósito de determinar la presencia o ausencia de rocas generadoras de

hidrocarburos, y se detectan emanaciones de asfalto, de gas, impregnaciones de

petróleo y depósitos naturales de parafinas. Estos métodos también ayudan a

determinar el periodo geológico en el cual se originaron los hidrocarburos.

Los métodos geoquímicos aplicados a la exploración minera son una herramienta

esencial utilizada en los programas de exploración en todas sus etapas, desde los

trabajos iniciales de reconocimiento hasta los de detalle cuando el yacimiento ya ha

sido localizado.

Los métodos geoquímicos también se utilizan para identificar las prolongaciones de

los yacimientos ya conocidos o en explotación y como ayuda en la toma de

decisiones en la selección de áreas de interés para llevar a cabo la perforación como

etapa final en la localización de yacimientos de hidrocarburos.

http://www.monografias.com/trabajos13/mapro/mapro.shtml

http://www.monografias.com/Computacion/Programacion/

http://www.monografias.com/trabajos12/decis/decis.shtml

http://www.monografias.com/trabajos12/decis/decis.shtml




Los métodos de prospección geoquímica de superficie se han usado desde la

década de 1930, pero es en esta última década que se ha visto un renovado interés

en la exploración geoquímica, especialmente por el desarrollo de nuevos métodos

analíticos e interpretativos, que han generado un nuevo conjunto de datos que han

activado la exploración geoquímica.

Muchos de estos nuevos desarrollos tecnológicos están sumariados en la Memoria

66 publicada por la AAPG, "Hydrocarbon Migration and Its Near- Surface

Expression". Relevamientos geoquímicos y otras investigaciones documentan el

hecho de que las microfugas de hidrocarburos, ya sean líquidos o gaseosos, desde

una acumulación son:

comunes y de amplia distribución

predominantemente verticales (con obvias excepciones en algunos ambientes

geológicos)

dinámicas (responden rápidamente a los cambios en las condiciones de los

reservorios).

La exploración normalmente involucra una secuencia de pasos, tanto en la etapa de

planeación como en la de ejecución. La organización de un estudio geoquímico,

independientemente de la escala, esta basada en tres unidades funcionales

principales:

a) El trabajo de campo, empleado primeramente en el muestreo.

a) Laboratorio.

b) La dirección técnica responsable para la toma de decisiones sobre el personal,

decisiones técnicas y de operación, así como la interpretación de resultados.

El principal propósito de este paso es seleccionar áreas o regiones que tengan buen

potencial mineral y que puedan ser prospectados en su totalidad.

La selección inicial de áreas puede estar basada por la revisión de la geología

conocida y los registros de la pasada prospección y actividad minera.

http://www.monografias.com/trabajos16/memorias/memorias.shtml

http://www.monografias.com/trabajos11/norma/norma.shtml

http://www.monografias.com/trabajos/fintrabajo/fintrabajo.shtml

http://www.monografias.com/trabajos11/tebas/tebas.shtml

http://www.monografias.com/trabajos11/fuper/fuper.shtml

http://www.monografias.com/trabajos7/regi/regi.shtml




3.5.1. MÉTODOS GEOQUÍMICOS DIRECTOS

Los Métodos Directos se basan en la detección de hidrocarburos gaseosos en

superficie. El primer investigador en llevar a cabo un estudio de esta índole fue

Sokolov. Este científico soviético enunció, alrededor de 1940, la posibilidad de que la

migración de hidrocarburos gaseosos desde depósitos de petróleo o gas constituyera

una ayuda inestimable de cara a la evaluación de zonas productivas.

Con el fin de constatar experimentalmente que sobre acumulaciones de petróleo o

gas el subsuelo contiene mayores concentraciones de hidrocarburos gaseosos que

sobre áreas no asociadas, diseñó un aparato que, por condensadación a la

temperatura del nitrógeno líquido, separaba los gases en dos fracciones: metano y

resto de hidrocarburos.

El avance de las técnicas instrumentales durante los últimos años ha hecho posible

que la fiabilidad de los resultados haya crecido de manera importante, hasta el punto

de que




a.- ANÁLISIS DE HIDROCARBUROS LIGEROS

Los hidrocarburos ligeros son considerados como los mejores indicadores del

petróleo, además de estar presentes en todas las reservas petrolíferas, son lo

suficientemente volátiles como para migrar hasta superficie y ser detectados con

facilidad. Los hidrocarburos ligeros líquidos experimentan mayores dificultades que

los gaseosos en su tránsito desde el depósito hasta el subsuelo.

b.- ANÁLISIS DE HIDROCARBUROS PESADOS

El análisis de hidrocarburos pesados mediante técnicas geoquímicas en superficie

siempre ha supuesto grandes dificultades en campañas prospectivas, pues su

detección es complicada debido a la baja movilidad y volatilidad de sus moléculas.

Por ello, el nivel de concentraciones medidas solía situarse por debajo de los límites

de sensibilidad de los aparatos.

c.- ANÁLISIS ISOTÓPICO DEL CARBONO Y DEL OXIGENO

La migración de hidrocarburos desde depósitos profundos de petróleo o gas puede

originar concentraciones anómalas, bien de esos mismos hidrocarburos o de

mineralizaciones inducidas por ellos, en sedimentos cercanos a la superficie. Dichas

anomalías han supuesto un importante bastión en la exploración petrolífera.

3.5.2.- MÉTODOS INDIRECTOS

a.- DETECCIÓN DE MINERALIZACIONES INDUCIDAS

Las aguas que se filtran a través de las trampas tienen un carácter reductor, tanto

por llevar en disolución hidrocarburos procedentes del depósito como por haber

estado sometidas a presiones y temperaturas elevadas que favorecen la pérdida de

oxígeno.




Al ascender hacia estratos superiores, entran en contacto con acuíferos

superficiales que, si contuvieran iones metálicos en solución, quedarían sometidos a

fenómenos de reducción, con lo que los iones reducidos precipitarían dando lugar a

concentraciones anormalmente altas respecto del "fondo regional".

b.- CONTENIDO EN YODO

El yodo es un halógeno que aparece en la naturaleza enlazado iónicamente a

elementos metálicos, con enlaces covalentes a los no metálicos, y como una

molécula diatómica. De diversos estudios realizados por Vinogradov para determinar

la influencia que sobre la enfermedad del bocio tiene la insuficiencia de yodo en la

dieta alimenticia, se dedujo que la principal fuente del yodo detectado en el suelo es

la atmósfera.

c.- MÉTODO DE LOS CARBONATOS DE DISOCIACIÓN TÉRMICA PREMATURA.

El método de los carbonatos de disociación térmica prematura o método fue

diseñado por la compañía GEOCHEMICAL SURVEYS INC. Como cualquier otro

método de geoquímica orgánica en superficie, se basa en el hecho de que los

hidrocarburos ligeros migran desde los depósitos profundos hasta los sedimentos

superficiales.

Se sabe que prácticamente ningún carbonato se descompone a temperaturas

inferiores a 600 * C. Por tanto, cuando se encuentre dióxido de carbono procedente

de la descomposición de algún carbonato a temperaturas inferiores a esos 600* C,

se interpreta su origen como "anómalo".

d.- MÉTODOS HIDROQUÍMICOS

La composición de las aguas de yacimientos no parece ser una simple reliquia de las

aguas oceánicas. Si bien la salinidad es, a menudo, parecida a la del agua del mar

(25 a 35 g/l), las diferencias entre los contenidos de las diversas sales presentes

suelen ser significativas. Por ejemplo, la relación Cf// está comprendida entre 7000 y

50000, mientras que es de 300000 en el agua de mar.




Formación de anomalías hidroquímicas en aguassubterráneas, (según Kartsev)

e.- MEDIDA DEL POTENCIAL REDOX.

El potencial Redox Eh viene a ser una medida de la energía de oxidación o

tendencia a desprenderelectrones de un sistema reversible de oxidación-reducción.

Indica lo oxidante que es un sistema respecto de la reacción siguiente:

H2 <—> 2H+ + 2e

Esta reacción es asumida como de referencia, por lo que se la asigna un potencial

nulo. Según esto, cabe decir que cuanto más bajo sea el potencial Redox de un

sistema, más reductor será. El método del potencial Redox fue aplicado por primera

vez en la prospección de hidrocarburos por V. E. Levenson (124) en 1935. Se

trataba, esencialmente, de la determinación del potencial entre un sistema (roca,

agua, suelo) y un electrodo de hidrógeno.

f.- PRESENCIA DE HELIO

El helio se origina como consecuencia de la desintegración de elementos

radiactivos presentes en el interior de la corteza terrestre. El helio se asocia con los

yacimientos de hidrocarburos por la relación existente entre materia orgánica y

uranio. Al ser un gas inerte y de bajo peso molecular, se difunde con facilidad a

través de los poros y fisuras de las rocas, con lo que es capaz de llegar hasta

sedimentos superficiales.




g.- MEDIDA DEL RADON

La presencia de uranio o radio en el petróleo determina que,durante el proceso de

desintegración de estos elementos, se forma el radon, gas inerte y radiactivo, cuya

vida media es de 3,86 días. El flujo de hidrocarburos desde el depósito hasta la

superficie crea un ambiente reductor. Si existen aguas subterráneas que transporten

el ion uranilo U022+, muy soluble, éste sería reducido a U02, que, a su vez,

precipitaría dada su baja solubilidad. Se constituyen, entonces, concentraciones

anómalas de uranio, que se localizan al detectar las partículas o procedentes de la

desintegración del radón.

h.- MÉTODOS MICROBIOLOGICOS

Los métodos microbiológicos de petróleo y gas natural se basan en el hecho de

que determinados microorganismos pueden subsistir en depósitos sedimentarios,

tanto en superficie como en profundidad, gracias a la energía de oxidación de los

hidrocarburos gaseosos que pudieran estar presentes. Davis realizó un interesante

trabajo acerca de los progresos de estas técnicas microbiológicas que, de forma

general, puede decirse persiguen la detección de microorganismos capaces de

consumir hidrocarburos gaseosos.

i.- IMÁGENES LANPSAT Y MÉTODOS DE DETECCIÓN AÉREOS

Marrs y Kaminsky (162) mencionan el uso de imágenes Landsat para la detección

de anomalías superficiales relacionadas con hidrocarburos. Asimismo, afirman que

cuantos esfuerzos se han hecho en dirección a establecer correlaciones entre ciertos

modelos tonales y espectrales con yacimientos de hidrocarburos no son todavía

definitivos ni totalmente satisfactorios. Klusman y Voorhees (87) llevaron a cabo

investigaciones en los campos petrolíferos de Patrick Draw, Spindle, Overthrust Belt

y Lemon mediante la acción combinada de su técnica de detección de hidrocarburos

pesados - "K- V Fingerprint" y de imágenes Landsat.

j.- NITRÓGENO DISUELTO

Zorkin et al investigaron la geoquímica del nitrógeno en las aguas superficiales de

cuencas productoras de petróleo o gas. Demostraron que las concentraciones de

nitrógeno se incrementaban hacia las centros de las cuencas, siendo superiores

cuando se trataba de zonas productivas.




k.- INDUCCIÓN ELECTROMAGNÉTICA DE MUY BAJA FRECUENCIA

Johnson (169) observó que las anomalías en mineralizaciones superficiales para

elementos tales como vanadio, hierro, manganeso, cobalto, níquel, cobre y uranio se

manifiestan alrededor del perímetro de los depósitos.

Estas anomalías pudieran deberse a la precipitación de los materiales

transportados por las aguas que han ascendido desde estratos productores.

l.- ESPECTROMETRÍA REMOTA POR LASER

Biryulin et al. (170) muestran que empleando una unidad de rayo láser es posible

detectar aureolas de metano a nivel del suelo sobre posibles depósitos de petróleo y

gas. Durante un período de 3 días, se observó que la concentración de metano en

superficie era,midiéndolo antes del anochecer sobre el yacimiento soviético de

Anastasiyevka-Troistkoya, 2 veces mayor que cuando se medía de día.

3.4.-MÉTODOS GEOFÍSICOS DE EXPLORACIÓN

Los métodos y equipos geofísicos empezaron a formar parte de los recursos técnicos

disponibles al explorador petrolero en la segunda década del siglo XX. Sus

aplicaciones en la resolución de la posible presencia de estructuras favorables a la

acumulación de petróleo en el subsuelo han servido para completar el aporte de los

estudios geológicos regionales de superficie.

3.4.1.-Gravimetría

El objetivo principal de los estudios de gravimetría es medir la atracción gravitacional

que ejerce la Tierra sobre un cuerpo de masa determinada. Pero como la Tierra no

es una esfera perfecta y no está en reposo ni es homogénea y tiene movimientos de

rotación y de traslación, la fuerza de gravedad que ejerce no es constante.

Por tanto, las medidas gravimétricas en exploración son representación de

anomalías en las que entran la densidad de los diferentes tipos de rocas: sedimentos

no consolidados, areniscas, sal gema, calizas, granito, etc.

En representación esquemática, el instrumento consta de una masa metálica que,

suspendida de un resorte supersensible, registra la elongación del resorte debido a la

atracción producida por lo denso de la masa de las rocas subterráneas. Las medidas

son anotadas y posteriormente se confeccionan mapas que representan la

configuración lograda.La unidad gravimétrica terrestre, en honor a Galileo Galilei, es




el GAL, y se expresa en cm/seg/seg o cm/seg2. También puede ser expresado en

submúltiplos como el miligal(10-3 GAL) o el microgal (10-6 GAL).

El gravímetro de los tipos de balanza de torsión y péndulo se empezó a utilizar en la

industria petrolera a principios del siglo XX para la detección de domos salinos,

fallas, intrusiones, estructuras del tipo anticlinal, rumbo y continuidad de las

estructuras.

3.4.2.-Magnetometría

Aprovechando la fuerza de atracción que tiene el campo magnético de la Tierra, es

posible medir esa fuerza por medio de aparatos especialmente construidos que

portan magnetos o agujas magnéticas, magnetómetros, para detectar las

propiedades magnéticas de las rocas.

La unidad de medida magnética es el Gauss, en honor al matemático alemán Karl

Friedrich Gauss. En la práctica se usa la gamma, medida que es 100.000 veces

menor que el Gauss. Un Gauss es equivalente a la fuerza necesaria de una dina

para mantener una unidad magnética polar en posición en un punto definido.

El levantamiento magnetométrico se hace tomando medidas de gammas en sitios

dispuestos sobre el terreno. Luego las medidas son indicadas en un mapa y los

puntos de igual intensidad son unidos por curvas isogamas que representan la

configuración y detalles detectados. El magnetómetro se ha utilizado ventajosamente

para detectar estructuras, fallas e intrusiones.

Posición




Durante el proceso y desarrollo del equipo se ha logrado mucho perfeccionamiento

en sus aplicaciones. El uso del magnetómetro aéreo ha facilitado la cobertura de

grandes extensiones, mucho más rápidamente que el levantamiento hecho sobre el

propio terreno.

Además, la mensura magnetométrica aérea no es afectada por campos magnéticos

creados por instalaciones de líneas eléctricas, oleoductos y gasductos y otras

construcciones metálicas.

Exploración aérea levantamiento Aero geofísicos

El avión se utiliza ventajosamente para cubrir grandes extensiones en poco

tiempo y obtener, mediante la fotografía aérea, mapas generales que facilitan la

selección de áreas determinadas que luego podrían ser objeto de estudios más

minuciosos. La combinación el avión y la fotografía permiten retratar y obtener una

vista panorámica de la topografía, cuyos rasgos y detalles geológicos pueden

apreciarse ventajosamente, ahorrando así tiempo para seleccionar lotes de mayor

interés.




Se ofrece una variedad de técnicas para la exploración de petróleo y gas.

Ø Ubicar depósitos sedimentarios

Ø Delinear los límites y la estructura del depósito

3.4.3.-El sismógrafo

El sismógrafo es un aparato de variado diseño y construcción empleado para medir y

registrar las vibraciones terrestres a niveles someros o profundos que puedan

producirse por hechos naturales como temblores y terremotos o explosiones

inducidas intencionalmente o por perturbaciones atmosféricas, como en el caso de

disparos de artillería.Su elemento principal

consiste en un dispositivo muy bien

balanceado y en suspensión que puede

oscilar con gran sensibilidad bajo el impulso

de vibraciones externas. En un extremo, el

dispositivo lleva una plumilla que marca

sobre papel especial las oscilaciones. El

papel va dispuesto sobre un elemento que

gira accionado por un mecanismo de reloj.

Los estudios y aplicaciones del sismógrafo

para medir la propagación de ondas

http://www.monografias.com/trabajos10/gase/gase.shtml




artificiales en la investigación de las características de las rocas de la corteza

terrestre se originaron a mediados del siglo XIX en Europa.

Científicos ingleses y alemanes fueron pioneros en medir la relación velocidad-

tiempo de las ondas y sus variaciones con respecto a la profundidad de las rocas.

Fig. Vehículos de diseño y tracción especial se emplean en las tareas de exploración

sismográfica petrolera.

En Estados Unidos se publicaron resultados de estudios y aplicaciones de

sismología en 1878. La adaptación de esta nueva tecnología a los estudios

geológicos y exploración petrolera comenzó en la segunda década del siglo XX en

Europa y Estados Unidos. Para la década de los treinta, la sismología había ganado

ya suficiente aceptación como técnica de exploración y su desarrollo y alcances

teóricos y prácticos han estado desde entonces hasta ahora en continua evolución.

3.4.4.-La sismología de refracción

El fundamento físico de funcionamiento de

refracción sismológica está asociado a la

teoría óptica. La propagación de la onda

cambia de dirección cuando hay un cambio

de propiedades físicas en la masa que

recorre.

La geometría de los rayos sigue las reglas

que controlan la propagación de la luz.

Hasta los años treinta se utilizó el

sismógrafo de refracción con buen éxito en la detección, principalmente, de domos

salinos, aunque también se aplicó para delinear anticlinales y fallas, pero poco a

poco empezó a imponerse el método de reflexión.

La sísmica de refracción utiliza los tiempos de primeras llegadas del sismograma

quecorresponden a las ondas refractadas críticamente en las distintas capas del

subsuelo. Cadauna de estas capas se distingue por su impedancia acústica y se le

llama refractor. Elresultado de este método es una imagen sísmica del terreno en

forma de campo develocidades [V(x,z)]; que posteriormente será interpretado

geológicamente.




Fig. Se aprecia:

i = ángulo de incidencia

r = ángulo de refracción

V1 = velocidad en estrato E1

V2 = velocidad en estrato E2

La distancia desde los receptores al punto de tiro debe ser considerablemente

grande comparada con la profundidad de los horizontes que se desean detectar,

debido a que las ondas viajan grandes distancias horizontales antes de ser

refractadas críticamente hacia la superficie; por ello también se suele llamar sísmica

de gran ángulo. Estas largas trayectorias de propagación hacen que se disipe una

mayor proporción de energía y, en particular se produzca una absorción de las

frecuencias más altas, en consecuencia los datos de refracción son de bajas

frecuencias comparados con los datos de reflexión y, a igualdad de fuente sísmica,

se inspecciona menor profundidad.

La sísmica de refracción es especialmente adecuada cuando se desean estudiar

superficies de alta velocidad, ya que brinda información de velocidades y

profundidades en las cuales se propagan las ondas (Figura III.5). También es posible

inspeccionar áreas más grandes mas rápidamente y de forma más económica que el

método de reflexión; a pesar de presentar una significante perdida del detalle [4].

Figura III.5 El método de refracción proporciona una imagen del subsuelo en

términos de campo de velocidades sísmicas V (x,z). Este perfil sísmico de refracción

se realizó en la cuencaevaporítica de Cardona, Barcelona (España) [5]. El techo de

la sal corresponde a la capa de mayor velocidad (superior a 3500 m/s). Nótese que el

contacto entre la sal y las capas superiores es altamente irregular dando cuenta de la

alta plasticidad de la sal.




3.4.5.-La sismología de reflexión

El principio básico de la sismología de reflexión semeja al cálculo de la distancia a

que se encuentra un cañón, si se mide el tiempo en que se ve el fogonazo y se oye

el sonido del disparo y se toma como base para el cálculo la velocidad del sonido,

300 metros/seg.

Sin embargo, la semejanza se

complica y conlleva dificultades

técnicas porque las ondas inducidas

desde la superficie viajan a través de

un medio complejo como son las

rocas y se reflejan como un eco al

haber cambio de continuidad en los

estratos. No obstante, los adelantos

técnicos han logrado que este método

se haya refinado al extremo de

proporcionaruna mejor interpretación

del subsuelo que cualquier otro

método de prospección.

En la práctica, como muestra la

Figura, se dispone de una fuente de

ondas inducidas que se proyectan en

profundidad y al rebotar son recogidas en la superficie por geófonos dispuestos a

distancias críticas. Las señales son registradas en la superficie. La relación

velocidad-tiempo-profundidad es interpretada para deducir de la malla de líneas

levantadas sobre el terreno las correlaciones obtenidas de las secciones y finalmente

producir mapas del subsuelo.

Fig. La detección del tiempo transcurrido, desde que el sonido inducido en la

superficie hace su recorrido hacia los estratos y regresa luego a la superficie, es un

aspecto básico para estimar la profundidad de los estratos. La propagación del

sonido en los estratos depende de la composición y características de éstos.

Con el fin de conseguir un mejor reconocimiento de la zona de estudio, se realiza un

número de disparos mayor y se aumenta la cantidad de geófonos en comparación




con los empleados en un perfil de refracción de longitud equivalente. El resultado es

un grupo de trazas sísmicas procedentes de todos los tiros que se analizan, se

procesan y luego se reordenan en conjuntos de “puntos reflectores comunes” (CMP),

los cuales contienen la información de todas las reflexiones halladas (Figura III.7-a).

Una vez todas las trazas de un mismo CMP se han agrupado, se suman y se obtiene

una traza CMP. El conjunto de todas las trazas CMP constituye la denominada

sección sísmica de reflexión que es el resultado final de este método.

Una sección sísmica es una imagen del subsuelo en donde las reflexiones se ven en

forma de lóbulos negros de mayor amplitud y definen las capas reflectoras que

después se asociarán a las estructuras geológicas (Figura III.7-b).

Figura III.7 (a) Esquema del recorrido de los rayos reflejados en tres capas para una




posición de tiro y dos estaciones receptoras (geófonos). Debido a la ecuación de

propagación, las reflexiones quedan marcadas en el registro sísmico como

trayectorias hiperbólicas. (b) Una vez todas las reflexiones de un mismo CDP se han

agrupado, se suman y se obtiene una traza CDP.

(c) Las trazas CDP proporcionan la imagen sísmica del terreno, llamada sección

sísmica.

El tratamiento de los datos en sísmica de reflexión es más laborioso y delicado que el

procesado de refracción3; donde uno de los retos más importantes es conseguir

aislar de los registros las reflexiones, eliminando las otras ondas (onda directa,

refracciones, ruido, etc.). Esta tarea implica la aplicación de tratamientos multiseñal

(filtros, de convoluciones, etc.) que, si no se hacen cuidadosamente, pueden crear

artefactos y confundirse con falsos reflectores. Otro punto conflictivo del procesado

es que en las secciones sísmicas de reflexión las capas reflectoras están en modo

tiempo doble debido a que cada rayo reflejado ha hecho el viaje de ida (incidencia) y

vuelta (rebote). A los interpretes que están acostumbrados a trabajar con secciones

sísmicas les es fácil pasar mentalmente del tiempo doble en donde se detecta un

reflector a la profundidad que le tocaría (profundidad equivalente), pero en muchos

casos se facilita esta tarea automáticamente y se presentan las secciones sísmicas

de reflexión convertidas a una profundidad aproximada.

Este método es una de las técnicas de prospección geofísica más utilizada debido a

que su resultado es una imagen denominada sección sísmica en donde se aprecia la

geometría de las estructuras geológicas (Figura III.8).

Figura III.8 Sección sísmica obtenida mediante el método de reflexión. El objetivo

fundamental de este método es describir la estratigrafía del subsuelo estudiado. El perfil

sísmico de reflexión coincide con el de refracción de la Figura III.5 realizado en la cuenca

evaporítica de Cardona, Barcelona (España) [5].




La sísmica de reflexión tuvo su gran auge en la exploración petrolera, donde se

aplicó en la búsqueda de reservorios de gas y petróleo. Sin embrago, a partir de de

los años 90 empezó a extenderse a aplicaciones más superficiales, en donde se

combina con la sísmica de refracción de alta resolución, lográndose así expandir su

campo de acción hacia los problemas relacionados con la ingeniería geológica

(Figura III.9)

Figura III.9 Combinación de una sección sísmica (reflexión) con su correspondiente perfil

sísmico de refracción. Ambos resultados pertenecen a las figuras III.5 y III.8. Nótese como el

campo de velocidades de la refracción ayuda a la interpretación geológica de la sección a la

vez que ha permitido su conversión a profundidad.

3.4.5.-Métodos Eléctricos de Exploración

En la búsqueda y aplicación de métodos para detectar las posibles acumulaciones de

minerales e hidrocarburos, los científicos investigadores no cesan en sus estudios de

las propiedades naturales de la Tierra.

Con este fin han investigado las corrientes telúricas, producto de variaciones

magnéticas terrestres o han inducido artificialmente en la tierra corrientes eléctricas,

alternas odirectas, para medir las propiedades físicas delas rocas.

De todos estos intentos, el de más éxito data de 1929, realizado en Francia por los

hermanos Conrad y Marcel Schlumberger, conocido genéricamente hoy como

registros o perfiles eléctricos de pozos, que forman parte esencial de los estudios y

evaluaciones de petro-física, aplicables primordialmente durante la perforación y

terminación de pozos.

Básicamente el principio y sistema de registros de pozos originalmente propuesto por

los Schlumberger consiste en introducir e nel pozo una sonda que lleva tres

electrodos (A,M, N), como muestra la Figura 2-16. Los electrodos superiores M y N




están espaciados levemente y el tercero, A, que transmite corriente a la pared del

hoyo, está ubicado a cierta distancia, hoyo abajo, de los otros dos. Los electrodos

cuelgan de un solo cable de tres elementos que va enrollado en un tambor o

malacateque sirve para meter y sacar la sonda del pozo, y a la vez registrar las

medidas de profundidad y dos características de las formaciones.

El potencial espontáneo que da idea dela porosidad y la resistividad que indica la

presencia de fluidos en los poros de la roca.

La corriente eléctrica que sale de Ase desplaza a través de las formaciones hacia un

punto de tierra, que en este caso es la tubería (revestidor) que recubre la parte

superior de la pared del pozo. El potencial eléctrico entre los electrodos M y N es el

producto de la corriente que fluye de A y la resistencia (R) entre los puntos M y N.

La influencia del fluido de perforación que está en el hoyo varía según la distancia

entre M y N. Si la distancia es varias veces el diámetro del hoyo, la influencia queda

mitigada y la resistividad medida es en esencia la resistividad de la roca en el tramo

representado.

Como la conductividad eléctrica delas rocas depende de los fluidos electrolíticos que

ellas contengan, entonces la resistividad depende de la porosidad de las rocas y de

las características de los fluidos en los poros y muy particularmente de la sal disuelta

en los fluidos.

Si los poros de la roca contienen agua salada, la resistividad será baja; con

aguadulce será alta, y si están llenos de petróleo será muy alta.

Como podrá observarse, el registro eléctrico es una herramienta de investigación que

requiere ser introducida en el hoyo. El perfil y características de las formaciones

atravesadas por la barrena pueden ser utilizados para estudios de correlaciones con

perfiles de sismografía. El pozo también puede ser utilizado, en casos requeridos,

para cotejar la velocidad de reflexión, de acuerdo a los tiempos de reflexión, desde la

profundidad de los diferentes horizontes seleccionados como referencia.

Este tipo de cotejo se emplea para casos de correlación con el sismógrafo. El pozo

puede utilizarse de dos maneras. La propagación de ondas generadas desde la

superficie puede ser captada en el pozo o la propagación hecha desde el pozo puede

ser captada en la superficie.




Fig. Representación esquemática de los

componentes del primer equipo de registro

eléctrico de pozos, inventado por los hermanos

Conrad y Marcel.




DEFINICIÓN SOBRE GEOLOGÍA DEL SUBSUELO.- METODOLOGÍA

Definición: Bajo el término subsuelo se conoce a todo aquello que se ubica por

debajo de la superficie terrestre y que conforma el espacio inmediatamente posterior

a esta en lo que respecta a las capas geológicas de la Tierra. El subsuelo es lo que

está abajo del suelo, según su explicación etimológica, y, dependiendo de la región

del planeta a la que hagamos referencia, el mismo podrá estar en estado más o

menos natural o más o menos transformado por la acción del ser humano.

Normalmente, el subsuelo es una de las secciones geológicas de la Tierra a la cual

no tenemos acceso visual de manera permanente y recurrente. Esto quiere decir que

en gran parte, el subsuelo terrestre permanece desconocido en sus características

esenciales a los ojos de la mayoría de la población. Sin embargo, esto no quiere

decir que el subsuelo sea irrelevante por no ser visible; muy por el contrario, el

subsuelo es el espacio en el que muchas de las relaciones y fenómenos necesarios

para la vida toman lugar.

http://www.definicionabc.com/wp-content/uploads/subsuelo.png

http://www.definicionabc.com/medio-ambiente/subsuelo.php

http://www.definicionabc.com/general/caracteristicas.php




ESTUDIO DEL SUBSUELO

.Objetivo:

Conocer la secuencia litológica del subsuelo.

Obtención muestra de las diferentes capas del subsuelo.

Conocer el espesor de cada capa o estrato.

Conocer y determinar la profundidad del nivel del agua subterránea.

Obtener muestras de agua para determinar su calidad.

Determinación de la capacidad de resistencia de un suelo o una roca.

Ver si sirven de material de préstamo para obras civiles.

Ver si es apto para fundación.

Se conocen dos métodos de investigación del subsuelo los cuales son:

1. Métodos directos.-

•Se conocen directamente las muestras del subsuelo.

•Se conocen directamente los problemas del subsuelo o de la roca.

•Se perfora el subsuelo o roca con un equipo o maquinaria de pendiendo del tipo de

material a perforar y luego se elige el tipo de estructura a necesitar.

•Tiene un costo elevado.

Informaciones que se obtienen.-

Muestras alteradas.

Muestras no alteradas.

La profundidad de las capas.

El espesor de las capas.

La profundidad del agua subterránea (nivel freático).

El grado de saturación de una roca o un suelo.

Se determina la porosidad.

Se determina la permeabilidad.

El fracturamiento del subsuelo.

Tipos de métodos.-

Método a cielo abierto.

Método a percusión a cable.

Método a rotación con circulación de lodos.

Método a rotación con circulación de agua.




Método con gusano helicoidal o care barril.

Método con rotación a diamantina.

Método de muestras lavadas.

Método de penetración cónica.

Método estándar (STP).

Pozo a cielo abierto.

Barrenos helicoidales

2. Métodos indirectos.-

No se perfora el subsuelo.

Tiene un costo económico.

No se obtienen muestras.

Informaciones que se obtienen.-

La profundidad de las capas.

El espesor de las capas.

La profundidad del agua subterránea (nivel freático).

El fracturamiento del subsuelo.

Tipos de métodos.-

Método de resistividad.

Método sísmico a fracción.

Método sísmico a reflexión.

Método georadar.

Método gravimétrico.

Estudios preliminares.- con ellos se conocen:

Profundidad de los estratos atravesados o capas.

Espesor de los estratos.

Tipo de litología del mineral.

Con estos estudios preliminares se pueden definir:

El tipo de método a utilizar.

El tipo de equipo a utilizar.

El costo del trabajo a realizarse (costo de la perforación).

El tiempo de duración del trabajo, etc.




RECURSOS DEL SUBSUELO

La riqueza mineral del subsuelo ha constituido la base de la economía por casi 500

años. La explotación de los metales preciosos, industriales, no metálicos y

combustibles determinó la dirección de la actividad económica nacional y ligó a los

países a las vicisitudes que registraron estos productos en el mercado exterior,

principal destino de la producción mineral hasta la primera mitad del siglo XX.

Los principales recursos naturales no renovables son:

1. los minerales

2. los metales

3. el petróleo

4. el gas natural

5. depósitos de aguas subterráneas.

Minerales, hasta no hace mucho, se prestaba poca atención a la conservación de

los recursos minerales, porque se suponía había lo suficiente para varios siglos y que

nada podía hacerse para protegerlos, ahora se sabe que esto es profundamente

erróneo. Se han practicado inventarios de las reservas y han examinado las

perspectivas e introducido dos consejos que resultan útiles para apreciar la situación.

Metales: se distribuyen por el mundo en forma irregular, por ejemplo existen países

que tienen mucha plata y poco tungsteno, en otros hay gran cantidad de hierro, pero

no tienen cobre, es común que los metales sean transportados a grandes distancias,

desde donde se extraen hasta los lugares que son utilizados para fabricar productos,

en mayor o menor medida todos los países deben comprar los metales que no se

encuentran en su territorio, los mayores compradores son los países desarrollados

por los requerimientos de su industria.

El petróleo es un recurso natural indispensable en el mundo moderno. En primer

lugar el petróleo es actualmente el energético más importante del planeta. La

gasolina y el disel se elaboran a partir del petróleo. Estos combustibles son las

fuentes de energía de la mayoría de las industrias y los transportes, y también se

utilizan para producir electricidad en plantas llamadas termoeléctricas. Por otra parte




son necesarios como materia prima para elaborar productos como pinturas, plásticos,

medicinas o pinturas.

Al igual que en el caso de otros minerales, la extracción de petróleo es una actividad

económica primaria. Su transformación en otros productos es una actividad

económica secundaria.

Hay yacimientos de petróleo, en varias zonas del planeta. Lo más importantes se

encuentran en China, Arabia Saudita, Irak, México, Nigeria, Noruega, Rusia y

Venezuela.

El gas natural, es una capa que se encuentra sobre el petróleo, y es aplicable en la

industria y en los hogares, para cocinar.

Los yacimientos de petróleo casi siempre llevan asociados una cierta cantidad de

gas natural, que sale a la superficie junto con él cuando se perfora un pozo. Sin

embargo, hay pozos que proporcionan solamente gas natural.

Éste contiene elementos orgánicos importantes como materias primas para la

industria petrolera y química. Antes de emplear el gas natural como combustible se

extraen los hidrocarburos más pesados, como el butano y el propano. El gas que

queda, el llamado gas seco, se distribuye a usuarios domésticos e industriales como

combustible. Este gas, libre de butano y propano, también se encuentra en la

naturaleza. Está compuesto por los hidrocarburos más ligeros, metano y etano, y

también se emplea para fabricar plásticos, fármacos y tintes.




EJEMPLOS DE EXPLORACIÓN GEOFÍSICA Y ESTUDIO DE GEOLOGÍA DEL

SUBSUELO EN EL PERÚ

Ejemplo 01:

SISTEMAS PETROLIFEROS DE LA CUENCA ENE

La cuenca Ene se encuentra ubicada en la parte central y oriental del Perú, en

departamento de Junín, aproximadamente 300 Km al sureste de Lima, 100 Km al

oeste del área de Camisea.

En esta cuenca se ha podido determinar la existencia de dos sistemas petrolíferos

principales: uno primero distribuido al Oeste de la cuenca y que esta relacionado a la

existencia de rocas generadoras Triásico - Jurásico (Grupo Pucará) y reservorios

cretáceos constituidos por las secuencias arenosas fluviodeltaicas de la Formación

Cushabatay y el otro localizado principalmente al este de la cuenca y relacionado a la

existencia de rocas generadoras paleozoicas del Pérmico, (Fm. Ene), Carbonifero

Inferior, (Grupo Ambo) y Devonico, (Grupo Cabanillas); los reservorios están

constituidos por las secuencias arenosas fluvio-eolicas de la Formación Ene, (Mb.

Ene y Noi) así como las secuencias arenosas eolicas equivalentes al LowerNoi del

área de Camisea.

El descubrimiento de un "oilseep" y la presencia de "shows" de hidrocarburos en

muestras campo así como las trazas de hidrocarburos detectados en muestras de

"cuttings" obtenidas de los algunos pozos perforados para la adquisición sísmica,

constituyen pruebas irrefutables de la presencia de estos sistemas petrolíferos en la

cuenca.




Fig. 1: Cuenca Ene - Mapa de ubicación (El Lote 108 está ubicado, 100 Km. al oeste

de la zona de Camisea).

1. ESTRATIGRAFÍA

Los datos de geología de campo y los análisis bioestratigráficos en el área del lote

han identificado sedimentos de edad Ordovícica al presente, con un espesor

compuesto de alrededor de 7 kilómetros, depositados sobre un basamento

Precámbrico de composición gnéisica. La estratigrafía del Lote 108 contiene cinco

secuencias tectonoestratigráficas, separadas por discordancias angulares:

Fig. 2: Esquema cronoestratigrafico de la cuenca Ene




Fig. 4: Sistemas petrolíferos de la cuenca Ene

1.1. Sistema Pucara - Cushabatay

Este sistema petrolífero se extiende en la parte norte y noroeste de la cuenca Ene y

esta relacionado a rocas generadoras pertenecientes al grupo Pucara del Triasico

Jurásico y tiene como reservorios potenciales a la potente secuencia de areniscas

fluviodeltaicas pertenecientes a la formación Cushabatay.

Roca Generadora

El Grupo Pucará, con el cual han sido correlacionados los crudos de la parte

sur de la cuenca Marañón y los de la parte norte de la cuenca Ucayali, aflora

en la parte noroeste de la cuenca y está formado principalmente por calizas

negras, bituminosas con un contenido de TOC que varía de bueno a muy

bueno para la generación de hidrocarburos. Los resultados de los análisis de

biomarcadores En el área de Oxapampa puede alcanzar un espesor de más

de 600 m.

Roca Reservorio

La Formación Cushabatay, (Aptiano- Albiano), está compuesta por gruesas

secuencias de areniscas fluviodeltaicas anastomosadas con buenas a

excelentes características petrofísicas para constituir reservorios potenciales,

este reservorio a probado producción de gas y condensado en el campo de

Aguaytía, cuenca Ucayali, aproximadamente 450 Km. Al norte de la cuenca

Ene. Se han medido espesores mayores a 250m. en las secciones de Puente




Paucartambo y Rio Panga, mientras que en el Pozo Oxapampa 7-1 este

espesor se reduce a 165m. con tendencia decreciente hacia el flanco Este de

la Cuenca. En laboratorio se han medido valores de porosidad de hasta 23 %

y permeabilidades de hasta 480 md en la sección del Puente Paucartambo.

Adicionalmente se puede considerar reservorios potenciales a las areniscas

basales de la Fm. Chonta, y las areniscas de la Fm. Agua Caliente.

1.1.1. Evidencias de Generación de Hidrocarburos

LINEA SISMICA 97-ENE-109: Trazas de hidrocarburos que se han detectado en

muestras de recortes del Terciario (MIY 532 y 533) obtenidos en pozos perforados

para la adquisición sísmica al oeste de la línea 109 (SP 2433 y 2441), figura 11.

Fig. 5: Evidencias de hidrocarburos, Sistema Pucará – Cushabatay

Tres familias de hidrocarburos han sido diferenciadas sobre la base de su madurez

estado de evolución:

Bitumen de alta reflectividad (1% reflectividad).

Bitumen de baja reflectividad (0,15% reflectividad).

Bitumen No fluorescente y de baja reflectividad (0,15% reflectividad).

La información de bio-marcadores sugiere que estos hidrocarburos han sido

generados por una roca generadora formada por lutitas carbonatadas a un nivel de




madurez de 0.7 - 0.9% de (Ro) equivalente. El valor de isótopos de carbono del

extracto Total es de -27% PDB.

Debido a la pobre información de bio-marcadores, no ha sido posible encontrar una

correlación definitiva entre estos hidrocarburos y alguna de las potenciales rocas

generadoras presentes en la cuenca. Los datos sugieren que podrían haber sido

generados por diferentes rocas generadoras o por una misma roca generadora a

distintos niveles de madurez.

Fig. 6: Cromatograma de Gas, "Oilseep" San Martín de Pangoa

1.2. Sistema Paleozoico- NIA Inferior

Este sistema petrolífero se extiende hacia la parte oriental y sur oriental de la cuenca

y se caracteriza por la presencia de rocas generadoras Paleozoicas y reservorios

Paleozoicos y Cretáceos, sin embargo no se descarta que este sistema se extienda

hacia el flanco Oeste de la Cuenca ya que análisis geoquímicos efectuados en la

muestra de petróleo del "oil" seep de San Martín de Pangoa, sugieren que este

manadero es producto de la mezcla de dos tipos de petróleo, uno de los cuales

correlaciona con los condensados de Camisea que a su vez correlacionan con la los

extractos del Grupo Ambo.




1.2.1. Rocas Generadoras

En el área sur y sur-oriental oriental de la cuenca, han sido identificadas tres

potenciales rocas generadoras: La Formación Ene (Pérmico), el Grupo de Ambo

(Carbonífero inferior) y la formación Cabanillas (Devonico); extractos de estas estas

rocas han sido correlacionadas con crudos descubiertos en la parte sur de la cuenca

Ucayali asi como en la cuenca Madre de Dios

Formación Ene

Compuesta por lutitas gris oscuro, ligeramente calcáreas con intercalaciones

de caliza dolomítica de color gris oscuro, arcillosa, dolomitas, areniscas

blanca de cuarzo de grano fino y limonitas gris claro a crema. Esta formación

ha sido muestreada en muchos lugares alrededor de la zona de Camisea, así

como en el flanco Este de la cuenca del Ene, (Paquitzapango, Ene y

Cutivireni). Los valores promedio de TOC para cada uno de estos lugares

varían de 1 a 10%. Lo que indica que esta formación tiene una buena a

excelente calidad como una roca generadora potencial. Los valores de

reflectancia de Vitrinita varían de 0,5 a 0,7%. Lo cual sugiere que la materia

orgánica de la Fm. Ene se encuentra en un nivel de madurez temprana a

madurez media para generar hidrocarburos. El índice de Hidrógeno calculado

a partir de los datos de 46irolisis varía de 350 a 745 mg de HC / g de TOC lo

cual sugiere la presencia de kerogen Tipo I y II con muy buenas

características para generar hidrocarburos líquidos.

Grupo Ambo

Compuesto por areniscas fluviales a marino someras intercaladas con capas

delgadas de lutitas gris a negras, carbón, limolitas y horizontes orgánicamente

ricos, en la cuenca Ene solamente ha sido muestreada en los núcleos de

algunos anticlinales y hacia el SE, de la misma, (Rio Anapati), siendo sus

afloramientos muy escasos. El promedio de los valores de la TOC varía de

0,65 a 8,2% indican que esta formación tiene un buen a muy buen potencial

para generar hidrocarburos. La reflectancia de Vitrinita (0.9-1.37%), indican

que la materia orgánica en el Grupo Ambo se encuentra en la etapa de

madurez tardía para la generación de hidrocarburos líquidos. Los valores de

el índice de Hidrógeno para esta formación (120 – 200 mg de HC / g de TOC),

sugieren la presencia de un kerogeno de tipo II a III con buen potencial para

generar el petróleo y el gas.




Grupo Cabanillas

Intercalaciones de lutitas delgadas de color gris oscuro a negro, limolitas y

lodolitas depositadas en un ambiente de aguas relativamente profundas. Asi

como el Grupo Ambo también se ha reconocido en pocos lugares

principalmente en los núcleos de algunos anticlinales y hacia la parte sur de la

cuenca. Los valores de TOC varían en el rango de 0.65 a 0.87% lo cual indica

que esta formación tiene de regulara buen potencial para generar

hidrocarburos, (figura 10). Los valores de reflectancia de Vitrinita varían desde

1.1 a 1.3%, indican que la materia orgánica en esta formación es muy madura

para generar hidrocarburos líquidos. El índice de hidrógeno (48-52 mg de HC

/ g de TOC) sugiere un tipo de kerogeno III, con buen potencial para generar

el gas.

1.2.2. Roca Reservorio

Nia Inferior

La facies de arenisca suprayacentes a la Formación Ene se consideran

equivalentes a las facies conocida como Nia Inferior en la parte meridional de

la Cuenca del Ucayali, estas facies arenosas se componen de areniscas gris

a rojo, de grano medio, con estratificación cruzada, fluviales, subarcosicas,

micaceas, con facies de guijarros hacia la base, matriz arcillosa. Estas

secuencias han probado producción de gas y condensado en el area de

Camisea, 100 km al este del lote La porosidad y permeabilidad tienen valores

hasta de 24% y 203 md en Quentsoriaro y mientras que estos valores pueden

llegar a 18% y 185 md en el Pongo Paquitzapango. Como reservorios

secundarios se consideran las areniscas de la Fm. Ene, conocidas con el

nombre de Miembros Noi y Ene que tienen muy buenas características como

roca reservorio, asi en la arenisca Noi se han medido porosidades de hasta

20% en Cutivireni con una permeabilidad de 261 md. Mientras que en la

arena Ene, las porosidades pueden alcanzar valores de hasta 19 % en la

sección del Rio Tambpo y la permeabilidad de 21 md en Paquitzapango




1.2.3. Evidencias de Hidrocarburos

Inclusiones Fluidas:

Durante los análisis de inclusiones fluidas se ha detectado la presencia de

hidrocarburos migrados en varias de las muestras análizadasasi: En el Pongo

de Paquitzapango, Fm. Ene (253, 259), en Quiteni, Fm. Ene (13R, 21R), en

Cutivireni CUT-14) Fm. Ene y Matereni, Grupo Ambo (MAT-30R, MAT-31R,

MAT-47R).

Muestra de Afloramiento:

En una muestra de la Fm. Ene en el Pongo de Paquitzapango, se detectó

fluorescencia de hidrocarburos y corte amarillo brillante

Fig. 7: Evidencias de Hidrocarburos, Sistema Paleozoico Nia Inferior

Conclusiones

En la cuenca del Ene están presentes sedimentos de edades comprendidas entre

Ordovícico al Cuaternario.

La cuenca Ene se caracteriza por la combinación de dos estilos estructurales

Inversión al Oeste y tectónica "thinskinned" hacia el este.

Existen al menos dos sistemas de petróleo activos en la cuenca: uno relacionado a

rocas generadoras del Tri-Jur (Pucara) y se distribuye al norte y noreste de la cuenca

y otro relacionado a rocas generadoras Paleozoicas y que se extiende hacia el sur y

sureste de la misma.




Ejemplo 02:

LAS FACIES PÉRMICAS EN LA FAJA PLEGADA DEL LOTE 57 (MONTAÑAS

DEL SIRA - CUENCA U CAY ALI SUR)

Los trabajos de exploración realizados por Repsol Exploración Perú en la Faja

Plegada del lote 57 (geología de campo y sísmica 2D) han permitido reconocer la

estratigrafía y las facies de las rocas Pérmicas que están formadas por las calizas

marinas del Grupo Copacabana, las lutitas negras y calizas de la Formación Ene y

por la secuencia de areniscas cuarzosas y lodolitas rojas de las formaciones Noi,

Shinaì y Nia. El principal atractivo de las facies Pérmicas en el sistema petrolero del

lote 57, son la presencia de una roca madre de gran potencial formada por las lutitas

negras de la Formación Ene (kerógenotipoII, subordinado tipoI) y la existencia de los

reservorios arenosos Pérmicos de ambiente eòlico y fluvial proximal, con valores de

porosidades por encima del 15%. Las calizas del Grupo Copacabana presentan

valores bajos de porosidades (primaria y secundaria) y permeabilidades para ser

consideradas como roca reservorio, aunque localmente pueden ser consideradas

como rocas generadoras.

La sedimentación durante el Pérmico Inferior estuvo caracterizada por la

sedimentación de' lodos calcáreos en un ambiente de plataforma carbonatada y por

ciclos importantes de sedimentación marina-

lagunar de arcillas oscuras con alto contenido de

materia orgánica que están por encima de las

calizas del Grupo Copacabana. A fines del

Pérmico se produce la llegada de sedimentos

ricos en cuarzo que se interpreta como resultado

de un importante evento tectónico extensional y a

los cambios de la paleogeografía en el Permiano

Superior. Es decir, el levantamiento del alto del

Sira, marcó el límite de los grábenes Triásico-

Jurásicos en la Cuenca Ucayali Sur y ha sido

responsable que la secuencia Cretácea se

adelgace hacia el Sur, manteniendo la calidad de sus reservorios pero perdiendo su

potencial como roca madre. La calidad de la Formación Chonta como rocas sello,




está en función del tipo de litofacie que conforma su base que es muy variable en la

Cuenca Ucayali Sur.Fig.1 Mapa de ubicación del lote 57.

Fig.2 Mapa de itinerarios seguido en la geología de campo

Estratigrafía y Ambientes Depositacionaies de las Rocas Pérmicas

Formación ENE (Lutitas negras y areniscas)

Las lutitas oscuras de la Formación Ene en un buen marcador estratigráfico que

facilita la cartografía geológica de las rocas Permianas debido a su distribución

regional. Dentro del contexto estratigráfico las "lutitas Ene" representan la parte

somital del Grupo Copacabana y es considerada como una roca madre de gran

potencial.

La Formación Ene se caracteriza por exponer afloramientos de litología monótona y

de poco espesor que han sido medidos y muestreados en el anticlinal del Tambo (14

m.), cañón del Rio Cheni (16 m.) y en las quebradas Oviri (22 m.) y Anapati (25 m.)

respectivamente (Figs. 6, 7 y 8).

Las lutitas con capas delgadas de calizas grises de base irregular de la Formación

Ene se encuentran por encima de las calizas del Grupo Copacabana sin

discontinuidad aparente (fotos 9 y 10). En el tope de la secuencia existe un

incremento progresivo de las areniscas que progradan a barras de areniscas

cuarzosas con estratificación cruzada que forman la base de la Formación Noi.




Las lutitas emanan en muchos puntos un fuerte olor a kerosene y los análisis

geoquímicos realizados indican que contienen abundante contenido de materia

orgánica y con valores de TOC por encima del 0.7% (Foto 11).

Fig. 6 (izquierda). Estratigrafía del tope del Grupo Copacabana - Fm. Ene en el Codo del

Tambo. Fig. 7 (centro). Estratigrafía de la Fm. Ene en el flanco occidental del Anticlinal del

Tambo. Fig. 8 (derecha). Estratigrafía de la Fm. Ene en la quebrada Oviri.

Geoquímica de las lutitas de la formación ENE

Los estudios geoquímicos de las lutitas de la Fm. Ene (Fig 10) Señalan que tienen

kerógeno tipo II (marino) y localmente presentan kerogeno Tipo I (lagunar). Los

valores de TOC varían de 0.76 a 6.23 % y su reflectancia de vitrinita (Rº) esta entre

0.62 a 0.76%. los resultados de Rock-Eval presentan valores de potencial generador

que son clasificables como regulares a muy buenas. La evaluación microscópica de

muestras seleccionadas registra un fuerte predominio de materia orgánica amorfa,

de calidad variada, con características típicas de rocas generadoras de

hidrocarburos. El material de las muestras tomadas en los ríos Cheni y Enite se

presenta particularmente ricos en Kerogeno de buena claidad para generación de

hidrocarburos líquidos y sus valores e TOC guardan relación con los datos

regionales que se extienden para esta unidad (fig. 11)




Fig. 10 Diagramas de la geoquímica de las lutitas de la Formación Ene (Qda. Cheni)

Fig. 11 Valores de TOC de las muestras tomadas en la quebrada Cheni y su relación con los

datos regionales de la Fm. Ene.

El estudio realizado al petróleo extraído del pozo Mashansha determino una alta

probabilidad que el crudo tenga como roca madre a las lutitas de la Fm. Ene;

habiendo correlacionado con las muestras de la quebrada Gato (actual lote 90). El

petróleo estuvo alojado en las areniscas permicas de la Fm. Noi.




Implicancia Tectónica

> Las areniscas Pémicas de las Formaciones Noi y Nia se han sedimentado en

un ambiente marino poco profundo influenciado por sistemas fluviales

próximos a lo largo de una línea de costa transgresiva y regresiva que llegó a

cubrir terrenos con dunas eólicas.

> La alta proveniencia de los granos de cuarzo es producto del levantamiento

de los terrenos metamórficos como resultado del evento de extensión

continental que ocurrió en el Pérmico Superior. El levantamiento del

basamento cristalino interrumpió la depositación de los lodos calcáreos del

Grupo Copacabana que formaban una extensa plataforma marina.

Conclusiones

Los estudios realizados por Repsol Exploración Perú en la Faja Plegada de la

Cuenca Ucayali Sur han permitido detallar las características de las facies de las

rocas Pérmicas y su importancia en el sistema petrolero Ene - Noi/Nia. La geología

de campo con los datos paleontológicos han identificados los afloramientos de las

areniscas Pérmicas al norte de los campos de Camisea, en la vertiente del Río

Tambo; las cuales mantienen su calidad como roca reservorio. El evento extensional

y los cambios paleogeográficos en el Pérmico Superior son los responsables del

cambio de la sedimentación y la variación de las litofacies de las rocas Pérmicas. Los

estudios geoquímicos de las lutitas Ene indican que se trata de una roca generadora

con potencial de generación de hidrocarburos de moderado a bueno (kerégeno tipo

II).




Ejemplo 03:

"CUENCA LANCONES: INTERPRETACION GEOLOGICA"

RESUMEN

La cuenca Lancones es una cuenca interna de antearco de rumbo NNE-SSW cuya

evolución geológica está relacionada a la colisión entre la placa continental de

Sudamérica con la placa oceánica Farallón y a la actividad tectónica de la orogenia

andina.

Se ha estudiado el potencial exploratorio de la cuenca en base a la interpretación de

imágenes de satélite, geología de superficie e interpretación de secciones sísmicas,

de lo cual se han podido determinar la presencia de al menos 3 sistemas de fallas

que representan los principales alineamientos tectónicos.

Sobre la cadena de los cerros de Amotape y al norte de la cuenca se evidencia el

sistema preferente azimut N 60° que fue producto de una deformación compresional

durante el Paleoceno que propició la formación de anticlinales y sinclinales de rumbo

preferente N 10°-40°, que fue afectado posteriormente por el sistema N 140°-160°

identificado en toda el área norte de la cuenca, que a su vez fueron cortados por un

evento mas joven que propicio fallamiento y fracturamiento (originado por el

levantamiento del basamento) de orientación preferente azimut N 90° evidenciado

por grandes fallas como Huaypirá y La Encañada.

La falla Huaypirá (rumbo E-W) divide la cuenca en dos provincias geológicas

distintas. La provincia Sur comprende rocas del Paleozoico metamórfico

sobreyacidas por rocas del Cretáceo plegadas y falladas que están superpuestas en

discordancia erosional por rocas del Paleógeno suavemente plegadas, mientras que

en la provincia Norte se aprecian pliegues anticlinales y sinclinales de dirección NE-

SW en afloramientos del Cretáceo.

La depositación cretácea de la cuenca se inicia con un conglomerado basal

(Formación Gigantal), superpuesto en concordancia por margas y calizas del Albiano

(Formaciones Pananga y Muerto), superpuestas a su vez por intercalaciones de

pelitas y areniscas arcósicas del Grupo Copa Sombrero (Cenomaniano-Turoniano?).

Las lutitas Campano-Maestrichtiano correspondientes a la Formación Redondo y los

conglomerados de la Formación Tablones sobreyacen dicha sucesión. En la

provincia Sur sobre la discordancia se depositaron las areniscas de la




Formación Verdún y las arcillitas de la Formación Chira (ambos del Eoceno

Superior), superpuestos muy localmente por areniscas conglomerádicas de la

Formación Mirador.

1.- INTRODUCCION

La cuenca Lancones está ubicada en la costa norte del Perú (fig. 1) y ocupa las

colinas costeras al Este de las montañas de Amotape – La Brea y las pampas de la

vertiente del río Chira, que drena hacia el océano pacífico, al sudoeste de la cuenca

Talara.

Tras la integración y posterior interpretación de 415 Km. de líneas sísmicas 2D, datos

de gravimetria, magnetometría, geología de superficie y datos de petrografía y

petrofísica de laboratorio adquiridos como parte de una primera etapa exploratoria en

la cuenca, se delinearon algunos prospectos interesantes como parte de plays

exploratorios en la cuenca.

2.- ESTRATIGRAFIA

La sedimentación en la cuenca Lancones comienza con el nivel conglomerádico

llamado Gigantal( (fig.

2). Posteriormente se inicia una gran transgresión marina en el centro del Perú

(Albiano), que involucra todo el noroeste peruano, instalándose una plataforma

carbonatada donde se depositan las Formaciones Pananga y Muerto.

Paralelamente, un arco volcánico activo comenzó a aportar material volcánico y

volcaniclastico al límite Este de la cuenca (Arco Casma-Celica). En este

escenario se deposita la Formación Lancones, constituida por aglomerados

volcánicos, flujos lávicos masivos intercalados con niveles volcano-

sedimentarios.




Figura 1: Mapa de ubicación de la Cuenca Lancones, limitada al Oeste por la Cadena de los

Cerros de Amotape-La Brea-Dorsal de Tamarindo.

Figura 2: Estratigrafía del Cretáceo en la cuenca Lancones, se puede observar la correlacion

estratigráfica de Oeste a Este.




Sobreyaciendo a esta formación y en contacto gradacional se depositó el Grupo

Copa Sombrero (Cenomaniano-Turoniano?) compuesto por una secuencia turbiditica

de más de 3500 metros de espesor, que representa una sedimentación

mayoritariamente profunda con mucha influencia de material volcánico, la cual ha

sido dividida en 3 formaciones llamadas Huasimal, Jaguay Negro y Encuentros.

La Formación Huasimal puede ser dividida en tres miembros, ellos son Venados,

Horquetas y Huasimal. El miembro Venados esta compuesto por areniscas, limolitas

y principalmente lutitas grises hacia la base que cambian a arcillitas y limoarcillitas

hacia el tope que adelgazan hacia el Oeste. El Miembro Horquetas consiste

principalmente en areniscas volcaniclasticas y el miembro Huasimal esta compuesto

por una secuencia básicamente pelítica. Se ha podido encontrar estructuras

sedimentarias “flutecast” en capas de la Formación Huasimal que sugieren que esta

secuencia fue depositada en un ambiente turbidítico (fig. 3).

Figura 3: Estructurasedimentaria tipoFluteCasttípica de ambiente turbiditico.

Figura 4: Bioturbacióntipo Thalassinoidestípica de ambiente LowerShore Face.

El contacto de las formaciones Huasimal y Jaguay Negro ha sido identificado en

varios afloramientos como contacto concordante y transicional grano-estrato

creciente. La Formación Jaguay Negro esta compuesta por dos potentes miembros

de areniscas arcosicas al tope y base intercaladas por un delgado miembro lutáceo

intermedio.

Sobreyaciendo a esta ultima se depositó la Formación Encuentros, la cual también

ha sido dividida en miembros cartografiables, estos corresponden a facies de

turbiditas proximales a la base (miembros Culebras y Jabonillos) que pasan

gradualmente al tope a una secuencia de Lower Shore Face (miembros Checo,

Cabuyal y Qda. Seca) sugerida por estructuras sedimentarias de tipo Thalassinoides




(fig. 4). Las lutitas Campano-Maestrichtiano correspondientes a la Formación

Redondo y los conglomerados de la Formación Tablones sobreyacen dicha sucesión.

Por otra parte, al sur de la falla Huaypirá (azimut N 90), y sobreyaciendo al Cretáceo

se depositó un delgado conglomerado discordante (Fm. Chocán) seguido por un

conjunto de areniscas intercaladas con arcillitas característicos de ambientes de

llanuras litorales, superpuestas por intercalaciones de sedimentos litorales de

llanuras intermareicas, playas, barras y canales de marea, ambas secuencias del

Eoceno Superior (Formación Verdún); los cuales están cubiertos por arcillitas de la

Formación Chira y areniscas conglomerádicas de la Formación Mirador, cubiertas

en algunas zonas ya sea por la Formación Tablazo al Sudoeste o material aluvial.

3.- INTEGRACIÓN REGIONAL.

Regionalmente, la Cuenca Lancones representa un substrato relleno de notable

espesor de sedimentos del Cretáceo y parcialmente del Eoceno Superior, que esta

separada de las cuencas vecinas (Talara, Sechura) por su proximidad-distalidad a

las sucesivas líneas de costa y por el modelo de transporte y sedimentación que

rellenó los surcos subsidentes creados por una historia tectónica común.

Desde el punto de vista tectono-estratigráfico las llamadas cuencas Talara, Sechura

y Lancones representan tres provincias paleogeográficas de una única y gran cuenca

marina. La cuenca Lancones tiene como diferencias más notables:

La extensión restringida del área sedimentaria del Cretáceo Medio-Inferior con

respecto a la del Cretáceo Superior.

La actividad volcánica sintectónica y sinsedimentaria.

La erosión sub-aérea y submarina inmediatamente después de la fase

compresiva Peruana.

La creación durante el Eoceno de fosas y umbrales, controlado principalmente

por los cerros de Amotape, la Dorsal de Tamarindo, etc.

Otra erosión sub-aérea y submarina inmediatamente después de la fase

compresiva Incaica.

Sedimentación del Eoceno Superior en secuencia transgresiva.

Muy limitada preservación de sedimentos Neógenos.




Se ha preparado un mapa residual gravimétrico de Anomalías de Bouger (fig. 7) que

representa la configuración del Paleozoico en Lancones, el cual muestra muy buena

correlación e inclusive mayor detalle cualitativo que el mapa preparado en base a

líneas sísmicas, esto ultimo debido a la escasez de cobertura entre estas.

Figura 7: Mapa Residual de Anomalías de Bouger (Sobre Gravimetria terrestre).

La figura 8 muestra un corte geológico interpretado sobre una línea sísmica de

rumbo ONO – ESE donde se puede diferenciar hacia el Oeste la cuenca Talara (área

de Lagunitos) representada por la sucesión del Campaniano, Maestrichtiano, Eoceno

y Cuaternario; al centro la Dorsal de Tamarindo donde el Paleozoico está cubierto

solamente por el Eoceno Superior (Fms. Verdún y Chira) y hacia el Este se aprecia el

Paleozoico superpuesto por la potente secuencia cretácea de la cuenca Lancones, la

discordancia erosional a la base del Eoceno Superior y encima las formaciones

Verdún y Chira.




Figura 8: Sección EstratigráficaNO-SE que muestrala separaciónde la cuencaTalaracon

lacuenca Lanconespor la Dorsal deTamarindo; también se puede observaren la

cuencaLanconesuna zona profunda propicia para lageneracionde hidrocarburos.

Otro corte geológico(fig. 9)fuehechoenlapartenortedela cuenca sobre otra línea

sísmicade rumbo SO-NE,dondesepuededistinguirlasecuencia

cretáceafalladayaciendosobre el Pre-cretáceo (Paleozoico).

Figura 9: Sección Estratigráfica SO-NE del áreaNorte de la Cuenca.

4. POTENCIAL HIDROCARBURIFERO

Existe un potencial sistema de petróleo que tiene como roca madre a la Formación

Muerto (Albiano), la cual esta compuesta por calizas gris oscuras a negras

intercaladas con lutitas y margas grises depositadas en un ambiente reductor. Esta

aflora en el flanco noreste de la Cuenca y tiene una riqueza orgánica de 2% en peso




como promedio de TOC, el kerogeno varia de tipo II a III y tiene una promedio de

madurez de 0.9 a 1% de reflectancia de vitrinita.

Se han identificado áreas favorables para la generación de hidrocarburos, una en la

parte sur inmediatamente al Este del alto o dorsal de Tamarindo; y otra en la parte

norte en la zona profunda que se prolonga hacia el Ecuador (figs. 8 y 9). Los

potenciales reservorios son la Formación Gigantal, depositado en un ambiente de

cono aluvial que consiste de un conglomerado polimictico compuesto por clastos

subangulares a redondeados de cuarcita, argilitas e intrusivos de 1 a 20 cm. de

tamaño en una matriz areno-limosa, cuyo rango de porosidad medidos en laboratorio

varia entre 4 a 11 %. Las areniscas turbiditicas de la secuencia cretácea de la

Formación Jaguay Negro muestran también un rango de porosidad medida en

laboratorio de 3 a 12%, sin embargo se espera el mejoramiento de su calidad de

reservorio en cuanto a porosidad y principalmente a permeabilidad por el intenso

grado de fracturamiento observado y medido en campo.

De la misma forma las cuarcitas fracturadas del Grupo Amotape (Paleozoico)

han probado ser reservorios productivos en los yacimientos de Portachuelo y

Laguna de la vecina cuenca Talara.

Existen muchos niveles pelíticos dentro de la columna sedimentaria que se extienden

en toda la cuenca, de los cuales algunos están ubicados encima de los potenciales

reservorios, los mismos que actuarían como sellos efectivos.

Existen en el área norte de la cuenca, trampas de tipo anticlinales elongados,

definidos por sensores remotos, geología de superficie, sísmica 2D y gravimetría, las

cuales estuvieron en posición favorable para recibir cualquier pulso de migración

desde el Cretáceo tardío hasta la actualidad.

En la parte central de la subcuenca Norte se observa la presencia de algunos

afloramientos de intrusivos básicos que se exponen en forma de Stocks y Diques de

textura ofitica a porfiritica distribuidos de manera irregular; en ésta área se ha

mapeado un intrusivo Gabróico de edad Paleocena que no ha sido identificado

claramente en una línea sísmica que fue registrada sobre dicho cuerpo. Por otra

parte el halo de alteración vista y medida en afloramiento no excede los 4 m. por lo

cual se deduce que no habría comprometido regionalmente la migración o entrampe

de hidrocarburos.




GLOSARIO

1. MENCIONE UD. LOS MÉTODOS MAS UTILIZADOS EN LA

EXPLORACION PARA LA BÚSQUEDA DE PETROLEO.

• MÉTODOS GEOFÍSICOS

- MÉTODO SÍSMICO

- MÉTODO GRAVIMÉTRICO

- MÉTODO MAGNETOMÉTRICO

- MÉTODO ELÉCTRICO

• MÉTODOS GEOQUÍMICOS

2. EXPLIQUE UD. EL FUNDAMENTO DE LOS MÉTODOS SÍSMICOS EN

LA BÚSQUEDA DE PETRÓLEO.

Este procedimiento se fundamenta en la diferente velocidad de propagación

de las ondas vibratorias de tipo sísmico a través de diferentes medios

materiales. Las mediciones realizadas sobre diversos medios permiten

establecer que esa velocidad de propagación varía entre 150 y 2.500 m/seg

en suelos, correspondiendo los valores mayores a mantos de grava muy

compactos y las menores a arenas sueltas; los suelos arcillosos tienen

valores medios, mayores para las arcillas duras y menores para las suaves.

3. MENSIONE UD. LOS TIPOS DE MÉTODOS SÍSMICOS EMPLEADOS

EN LA BÚSQUEDA DE PETROLEO.

• MÉTODO DE REFRACCIÓN

• MÉTODO DE REFLEXIÓN

4. DEFINA Y EXPLIQUE SUBSUELO, ADEMAS DE LOS RECURSOS

EXISTENTES EN EL MISMO.

Se define bajo el término subsuelo se conoce a todo aquello que se ubica por

debajo de la superficie terrestre y que conforma el espacio inmediatamente

posterior a esta en lo que respecta a las capas geológicas de la Tierra. El

subsuelo es lo que está abajo del suelo, según su explicación etimológica, y,

dependiendo de la región del planeta a la que hagamos referencia, el mismo

podrá estar en estado más o menos natural o más o menos transformado por

la acción del ser humano.




Los principales recursos naturales no renovables son:

1. los minerales

2. los metales

3. el petróleo

4. el gas natural

5. depósitos de aguas subterráneas.

5. MENSIONE UD. ALGUNOS EJEMPLOS DE EXPLORACIÓN GEOFÍSICA

DEL SUBSUELO EN NUESTRO PAIS.

• SISTEMAS PETROLIFEROS DE LA CUENCA ENE

• LAS FACIES PÉRMICAS EN LA FAJA PLEGADA DEL LOTE 57

(MONTAÑAS DEL SIRA - CUENCA U CAY ALI SUR)

• "CUENCA LANCONES: INTERPRETACION GEOLOGICA"




CONCLUSIONES

El método sísmico de reflexión es el más empleado en prospección petrolífera

ya que permite obtener información de capas muy profundas.

Se logró familiarizarse con cada método y teorías, que nos ayudaran a

desarrollar problemas tanto teóricos y prácticos.

Se han definido 3 sistemas de fallas principales y otro secundario que han

sido identificados en superficie y que luego fueron corroborados y

correlacionados en imágenes de satélite y líneas sísmicas.

Existen los elementos indispensables para justificar la exploración por

hidrocarburos en la parte Norte de la cuenca Lancones.




BIBLIOGRAFÍA

es.wikipedia.org/wiki/Métodos_sísmicos

boletinsgm.igeolcu.unam.mx/epoca03/1961-24-1%20Bello.pdf

www.udep.edu.pe/recursoshidricos/geofisica.pdf

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http://geologiaucv.netfirms.com/GeofisicaGeneral/Tema1.htm

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