¿Cómo se forma un sistema petrolero?
El petróleo y/o el gas natural se forman y luego migran desde una roca generadora, rica en materia orgánica, hacia una roca reservorio, típicamente porosa y permeable. El reservorio presenta una configuración particular denominada trampa, y debe poseer una roca impermeable por encima (roca sello). El reservorio puede contener gas, petróleo o ambos.
Para que se haya formado petróleo en la roca generadora debe haber habido condiciones de presión y temperatura adecuadas y para que se acumule en la roca reservorio debe haber existido la trampa y sello antes de la migración al reservorio.
¿Qué es un sistema petrolero?
Roca generadora, una roca sedimentaria de grano fino, laminada, llamada lutita (en inglés, shale), depositada en antiguos lagos, lagunas y mares. Con contenido de materia orgánica (que le confiere color marrón oscuro, gris o negro), producto de la acumulación de organismos.
Migración hacia el reservorio.
El reservorio almacena petróleo o gas en sus poros como si fuera una esponja rígida.
Sello: Encima del reservorio es necesaria una roca impermeable (ej. otras lutitas, depósitos de sal, rocas ígneas), que impide que los hidrocarburos continúen migrando.
Trampa: También es necesario que exista una cierta configuración del reservorio con el sello que pueda efectivamente entrampar los hidrocarburos.
Este conjunto de elementos (roca generadora, reservorio, sello y trampa) y procesos (maduración por condiciones de presión y temperatura, migración) se denomina sistema petrolero y todos ellos deben estar presentes para tener una acumulación de hidrocarburos en el subsuelo.
Es fundamental un correcto timing: o tiempo geológico: la trampa debe existir previamente a que se produzca la migración de petróleo desde la roca generadora, o los hidrocarburos se perderán.
¿Cuál ha sido la actividad exploratoria en la Cuenca Norte de Uruguay?
Se viene realizando un trabajo sistemático de acumulación de conocimiento desde hace una década.
• Se han realizado estudios geofísicos, tales como gravimetría y de sísmica 2D.
• Se han realizado pozos estratigráficos con obtención de muestras para estudios geológicos, análisis geoquímicos y petrofísicos, detectándose existencia de roca generadora, uno de los elementos de un sistema petrolero.
• De esta forma se ha avanzado en caracterizar la cuenca y los recursos prospectivos.
• El primer pozo exploratorio bajo un contrato de Exploración-Explotación es el Cerro Padilla X-1 recientemente terminado.
¿Cuál fue el resultado de Cerro Padilla X-1?
• El pozo se perforó hasta el objetivo previsto, a una profundidad total de 845 metros.
• Se cementó el pozo en toda su longitud para aislar las distintas secciones y proteger el acuífero. Se instalaron sistemas de protección en cabeza del pozo (válvulas tipo BOP) bajo la fiscalización de DINAMA
• Durante la perforación se determinó en la formación objetivo Tres Islas fluorescencia (indica presencia de hidrocarburos) y se obtuvo alta resistividad en los registros del pozo al 20 de octubre de 2017, confirmando la presencia de 2m de arenisca saturada.
• Alta resistividad indica que la roca reservorio se encuentra saturada de un fluido no conductor de corriente eléctrica. El agua de formación, siempre existente en un reservorio, es agua salina, o sea un fluido conductor, pero al haber saturación de hidrocarburo la circulación de corriente es muy limitada. En base a este resultado se concluye presencia de hidrocarburo por métodos indirectos.
• Para poder afirmar que la explotación de los hidrocarburos contenidos en este reservorio sea comercial, es necesario realizar una serie de estudios que pueden ser de larga duración, incluyendo potencialmente un programa de delimitación del yacimiento, entre otros. La operadora Schuepbach deberá evaluar los pasos a seguir.
¿Qué se puede decir sobre el futuro?
• El Programa Mínimo Exploratorio comprometido por el Operador Schuepbach Energy Uruguay para el bloque Piedra Sola consiste en 2 pozos exploratorios. Esta campaña es a solo riesgo del Operador
• En función de la información obtenida, el Operador tendría la oportunidad de evaluar optimizaciones a su programa original.
