ResumenEn la industria petrolera el agua de formación requiere unadetallada caracterización geoquímica e hidrológica debido aque el establecimiento del tipo y origen de estos cuerpos deagua permite deducir la proximidad vertical y horizontal delyacimiento de hidrocarburo, así como, proveer parámetrosesenciales como la salinidad para el cálculo de reservas.

En este sentido, el objetivo principal de este estudio fuecaracterizar y establecer el origen del agua de formación en elárea Carabobo (anteriormente Cerro Negro) localizada en laFaja Petrolífera del Orinoco a través de sistemas clásicos(Stiff, Sulin y Piper).

Para ello, fueron recolectadas 32 muestras de agua deformación recolectadas a diferentes profundidades y se lesdeterminó propiedades químicas como pH, conductividad ytemperatura. Aunado a ello las concentraciones de cationes yaniones, alcalinidad y sólidos totales (disueltos ysuspendidos).

El análisis del diagrama de Piper permite identificar trestipos de agua de formación: Na-HCO3, Ca-HCO3 y Na-Cl-HCO3. En la mayoría de las muestras el exceso de Na+ (nocompensado por Cl-) indica una fuente adicional además de ladisolución de halita (Kharaka y Hanor, 2003). El exceso deNa+ al ser comparado con HCO3

- muestra correlación positiva,probablemente generado por disolución de minerales ricos enNa+ como albita (NaAlSi3O8) (Cheng et al., 2006):

2NaAlSi3O8(s)+2H2CO3(aq)+4H2O(l) 2Na+(aq)+2HCO3-

(aq) + 4H4SiO4(aq)+ Al2Si2O5(OH)4(s)

Aquellas muestran que correlacionan negativamente conesta tendencia indican, que en su caso, otro proceso es elresponsable para este exceso de Na+.

Por su parte, las figuras de Stiff reflejan la presencia deuna zona de mezcla entre agua connata y agua meteórica alsuroeste del área o comunicación entre las arenas yacimientosperforadas. Atendiendo a la relación de Sulin la mayoría de lasmuestras presentan un origen meteórico (Na/Cl >1), enconcordancia con el diagrama de Piper y Stiff.

IntroducciónEl agua de formación está presente en las estructurasgeológicas tanto como acuíferos por debajo de la acumulaciónde crudo, o como agua residual atrapada en el yacimiento.Para su origen han sido propuestos un gran número demecanismos entre los que destacan disolución de la roca

yacimiento (sales o silicatos), evaporación de fluidos nomarinos o agua de mar, infiltración de aguas meteóricas einteracción fluido-roca (Hanor, 1987; Kharaka y Hanor, 2000;Cheng et al., 2006).

La importancia de su caracterización en los proyectos deexploración y producción de petróleo se evidencia, entre otrosaspectos, en que con el establecimiento del tipo y origen deestos cuerpos de agua es posible inferir la proximidad tantovertical como horizontal de un determinado yacimiento dehidrocarburos y aunado a esto, las propiedades del fluidocomo la salinidad (principal control de la resistividad),resultan parámetros esenciales para el cálculo de reservas dehidrocarburos en sitio (Fiorillo et al., 1983; Archer y Wall,1994; Marcos et al., 2007).

La Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) es consideradacomo la acumulación de crudos pesados y extrapesados másgrande del mundo. Ocupa la franja meridional de la CuencaOriental de Venezuela, está al sur de los estados Guárico,Anzoátegui, Monagas y Delta Amacuro, el límite Sur lorepresenta el curso del río Orinoco. Abarca un área deaproximadamente 54.000 km2 (Fiorillo et al., 1983). La FPOha sido dividida en cuatro (4) áreas operacionales que deOeste a Este son llamados: Boyacá (antes Machete), Junín(antes Zuata), Ayacucho (antes Hamaca) y Carabobo (antesCerro Negro) (Figura 1)

El objetivo del presente documento es caracterizar yestablecer el origen del agua de formación extraída en laperforación de once (10) pozos estratigráficos en el área deCarabobo, al igual que destacar la importancia que representael estudio de este fluido en el desarrollo de proyectos deexploración y posterior producción de los hidrocarburos en laFPO.

Metodología ExperimentalMetodología de campo y muestreo. En este estudio fueronusadas para su análisis y caracterización treinta y cuatro (34)muestras de agua de formación provenientes de intervalosarenosos de distinta profundidad penetrados durante laperforación de ocho (10) pozos estratigráficos sin entubarpertenecientes al área Carabobo de la FPO (Tabla 1; Figura 2).

Las muestras de agua fueron transferidas de su herramientade recolección a envases de polietileno con capacidad de 120mL. Previo al almacenamiento, los envases de polietilenofueron tratados con un pequeño volumen de HNO3(bidestilado) hasta alcanzar un pH~2 (Brown et al., 1970).Finalmente, los envases fueron lavados con agua desionizada.

Caracterización y Origen de Muestras de Agua de Formación en el área Carabobo,Faja Petrolífera del Orinoco, VenezuelaAutores: Pirela, Moises1; García, José1 y Rondón, Manuel11Gerencia Departamental de Exploración, PDVSA Intevep. Email:pirelamu@pdvsa.com. Telf: (+58212)3308298.

Copyright 2012, ALAGO.This paper was selected for presentation by an ALAGO Technical Committee following review of information contained in an abstract submitted by the author(s).

Copyright 2012, ALAGO.

This paper was selected for presentation by an ALAGO Technical Committee following review of information contained in an abstract submitted by the author(s).

Pirela et. al2

Las mediciones de temperatura, conductividad, pH yalcalinidad fueron realizadas en sitio usando un potenciómetropH/Cond Thermo 4. Para la determinación de especiesdisueltas las muestras de agua fueron filtradas por un tamañode poro de 0,45 µm; preservadas a 4°C (determinación deaniones) y acidificadas con HNO3 (determinación decationes). La determinación de las especies disueltas fuerealizada siguiendo los procedimientos establecidos en lasnormas metodológicas ISO-11885 (cationes) y ASTM D-4327(aniones), en los Laboratorios Generales de PDVSA Intevep.

Resultados y DiscusiónLa caracterización de un determinado cuerpo de agua estábasada en la concentración de especies iónicas mayoritarias ylas relaciones iónicas que existe entre ellas. Para realizar lacaracterización, clasificación e identificación del tipo de aguapresente en el área Carabobo fue elaborado un diagrama dePiper (Figura 3; Tabla 2) que incluye las muestras de agua deformación correspondiente a distintas profundidades. Variosautores (Medina et al., 1985; Pirela y Centeno, 2007; Guo yWang, 2004) utilizan los diagramas de Piper, con el fin declasificar las aguas subterráneas e identificar zonashidrogeoquímicas.

El análisis del diagrama de Piper permite identificar trestipos de agua: Na-HCO3 (bicarbonatada sódica) quecorresponde a la mayoría de las muestras, Ca-HCO3(bicarbonatada cálcica) que corresponde a las muestras delpozo C y las aguas del pozo D que corresponden a aguas deltipo Na-Cl-HCO3 (bicarbonatada clorurada sódica).

En la Figura 4 se puede observar que la mayoría de lasmuestra presentan un exceso de Na+ el cual no logra sercompensado por Cl- indicando que existe una fuente adicionalademás del Na+ aportado a partir de la disolución de la halita(Kharaka y Hanor, 2000). Graficando este exceso de Na+

versus HCO3- (Figura 5) se encuentra una buena correlación

con la línea que indica que posiblemente dicho exceso de Na+

podría haber sido generado por la disolución de minerales ricoen Na, tal como la albita (NaAlSi3O8) (Cheng et al., 2006) ysegún lo describe la ecuación mostrada a continuación:

2NaAlSi3O8(s)+2H2CO3(aq)+4H2O(l) 2Na+(aq)+2HCO3-

(aq) + 4H4SiO4(aq)+ Al2Si2O5(OH)4(s)

Aquellas muestran que se desvían de esta tendenciasugieren la existencia de otro proceso que suministra Na+ alsistema acuoso.

Las figuras de Stiff obtenidas (Figura 6) sugieren que lamayoría de las muestras de los diferentes pozos son de origenmeteórico, con alta predominancia de HCO3

- y Na+. Enalgunos casos (pozo C más somera y D), las figuras señalan laexistencia de aguas connatas con predominancia de Na+ y Cl-,a pesar de esto la relación de Sulin sugiere un origenmeteórico para las muestras del pozo D, mientras que para la

muestra del pozo C la relación es anormalmente baja e indicaun origen connato.

Por otro lado, las figuras de Stiff sugieren la presencia deuna zona de mezcla entre agua connata (Na-Cl) y aguameteórica (Na-HCO3) al sur oeste del área de estudio (Figura6 y 7). A pesar de ello, esto último podría estar reflejandoademás comunicación lateral entre las arenas reservorios,aspecto que podría ser dilucidado realizando un estudio contrazadores químicos o naturales.

Otra manera de clasificar las aguas según su origen(meteórico o connato) es mediante la relación de Sulin.Atendiendo a esta relación en la Tabla 2 puede observarse que,a excepción de la muestra de agua del pozo C, todas lasmuestras presentan una relación molar >1 indicando quepresentan un origen meteórico. Dicha relación apoya losresultados obtenidos en los diagramas de Piper (Figura 3) y lasfiguras de Stiff (Figura 6), ya que indica que en soluciónexiste un numero de equivalentes de Na+ superior al de Cl- loque ocasiona que dicho exceso de Na+ se combine con elanión predominante, que en estas aguas es HCO3

-, dandocomo resultado el tipo de agua Na-HCO3 y de origenmeteórico. La única excepción para esta tendencia larepresenta la muestra correspondiente al pozo C, cuya relaciónmolar Na/Cl indica que su origen está asociado con aguas deltipo connata. Si comparamos dicha relación con la del agua demar (0,86), su valor está muy por debajo dando indicios que elorigen de esta agua podría estar asociado al solapamiento deprocesos como disolución, precipitación, intercambio iónico ymezclas de aguas, entre otros.

Tomando los datos obtenidos en los análisis de lasmuestras de aguas y realizando los cálculos de los índices desaturación (Parkhurst y Apello, 2003) para diferentesminerales (Tabla 3) puede observarse como sólo un gruporeducido de muestras de agua de formación correspondientes alos pozos F y G se encuentran sobresaturadas en los mineralescalcita (CaCO3), aragonito (CaCO3) y en algunos casos endolomita (Ca,Mg(CO3)2). La sobresaturación de estosminerales indica la disponibilidad de una cantidad suficientede iones para originar su precipitación debido a que alcanza elproducto de solubilidad (Kps). A pesar de que el cálculo delíndice de saturación indique la precipitación de un mineral enel yacimiento, debe considerarse que en esta etapa desempeñaun papel preponderante la estabilidad termodinámica de lasfases minerales una frente a la otra.

En relación al aragonito y calcita ocurre un cambiopolimórfico, siendo más estable a condiciones ambientales elúltimo de estos minerales mientras que el aragonito sepresenta como una forma metaestable. Dicha estabilidaddepende de las condiciones de presión y temperatura bajo lascuales se encuentre el sistema debido a que un aumento en lapresión favorece la formación de aragonito por presentar unmenor volumen molar lo que ocasionaría un aumento en lamicroporosidad de la roca.

CARACTERIZACIÓN Y ORIGEN DE MUESTRAS DE AGUA DE FORMACIÓN EN EL ÁREA CARABOBO, FAJA PETROLÍFERA DELORINOCO, VENEZUELA

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ConclusionesDe los resultados generados en las diferentes determinacionesrealizadas a las muestras de agua de formacióncorrespondientes al área Carabobo de la FPO se establece lapredominancia de las aguas tipo NaHCO3 en la zona,proponiendo para su génesis un origen meteórico.

Las aguas correspondientes a los pozos C (más somera) yD sugieren la presencia de una zona de mezcla al suroeste delárea, entre aguas del tipo NaCl, consideradas comorepresentativas de agua subterráneas y aguas tipo NaHCO3,que pueden ser consideradas como aguas superficiales. Laexistencia de dicha zona de mezcla deberá ser determinada enestudios posteriores con trazadores, bien sea químicos onaturales.

En lo que respecta al origen, la figuras de Stiff obtenidas,así como, la relación molar Na/Cl calculada muestra una clarapredominancia de un origen meteórico para la mayoría de lasmuestras, aumentado su carácter meteórico a medida queaumenta la profundidad de la arena que contiene el acuífero.

La aplicación conjunta de los sistemas de clasificaciónSulin y Stiff junto con diagramas de Piper permitiócaracterizar y establecer el posible origen para las muestras deagua de formación pertenecientes al área Carabobo de la FPO.

AgradecimientosLos autores agradecen a PDVSA Intevep, S.A. por autorizar lapublicación de este trabajo y al personal de los Laboratoriosde Geoquímica Orgánica de la Gerencia Técnica Exploracióny Caracterización de Yacimientos de PDVSA Intevep, S.A.por el soporte técnico prestado.

Referencias1. American Public Health Association (APHA). Standard

methods for examination of water and waste water.Washington, 20th Edition. 2000, 920 p.

2. Brown, E., Skougstand, M.W., y Fishman, M.J. Methodsfor collection and analysis of samples for dissolvedminerals and gases. U.S. Geological Survey. TechniquesWater Resource Investigation. Book 5. 1970. 160 pp.

3. Cheng, J., McInstosh, J., Xie, X. y Jiao, J.“Hydrochemistry of formation water with implications todiagenetic reactions in Sanzhao depression and Qijia-gulong depression of Songliao Basin, China”. J. Geochem.Exploration. 2006; 88: 86-90.

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5. Hanor, J. “Kilometer-scale thermohaline overturn of porewaters in the Louisiana Gulf-Coast”. Nature. 1987; 327(6122): 501-503.

6. Kharaka, Y. y Hanor, J. “Deep fluids in the continents: I.Sedimentary basins”. Treatise on Geochemistry. 2000; 5:499-540.

7. Marcos, J., Pardo, E., Casas, J., Delgado, D., Rondón, M.,Exposito, M. y Zerpa, L. “Static and dinamic models ofFormation Water in Sincor Area”. SPE. 2007; 107378: 1-11.

8. Medina, R., Ungría, A. y López, C. “Relación de lascaracterísticas geoquímicas de las aguas de formación y lasgravedades API de los crudos asociados, en las áreasmayor de Anaco, Oficina y Temblador, Venezuela”. VICongreso Geológico de Venezuela. 1985. 1871-1891.

9. Parkhurst, D.L. y Appelo, C.A.J. “User’s guide toPHREEQC (Version 2)-A computer program forspeciation, batch-reaction, one dimensional transport, andinverse geochemical calculations”: U.S. Geological SurveyWater Resources Investigations. 2003, Report 99-4259:310p.

10. Pirela, M. y Centeno, J. “Manual de procedimiento paratoma y trasvase de muestras de agua de formación de pozosestratigráficos de la Faja Petrolífera del Orinoco.[Manual]”. Los Teques, Venezuela: Intevep, 2007. ManualNº: M-0489,2007.

Tabla 1. Ubicación de pozos en el área Carabobo

Tabla 2. Resultados obtenidos en las diferentesdeterminaciones

Pirela et. al4

Tabla 3. Cálculo de indices de saturación

Figura 1. Mapa de ubicación relativa del área Carabobo

Figura 2.Ubicación relativa de los pozos estratigráficos delárea Carabobo

Figura 3. Diagrama de Piper para muestras de agua deformación

Figura 4. Relación Na-Cl

Figura 5. Relación Na+K/HCO3

Figura 6. Ubicación en perfiles de las figuras de Stiff yposición relativa de la zona de mezcla (Plano XZ)

Figura 7. Posición relativa de la zona de mezcla(Plano XY)