Procedimiento analítico para el análisis cromatográfico de muestras con fines geoquímicos.

El petróleo crudo es una mezcla natural altamente compleja que consiste predominantemente de hidrocarburos [alcanos (parafinas), alquenos (olefinas) y compuestos aromático otros elementos tales como azufre, nitrógeno y oxígeno. La geoquímica de yacimientos parte del principio básico que dentro de un yacimiento donde no existan barreras de permeabilidad ocurrirá una homogeneización composicional de los crudos, de tal forma que en cualquier parte del yacimiento se presentará la misma composición o “fingerprints”. Por tal motivo resulta necesario desarrollar un método cromatográfico para el análisis de los compuestos ligeros en muestras de petróleo crudo (fracción C15-). Se seleccionaron siete muestras de crudos ligeros, medianos y mediano-pesados, en la caracterización geoquímica de discontinuidades y compartimentaciones en reservorios. Se utiliza, como técnica de rutina sobre crudo total, la cromatografía de gases de alta resolución, la interpretación de los resultados que se obtienen contribuye a reducir la probabilidad de perforar pozos petroleros improductivos, los parámetros cromatográficos se mantuvieron invariantes en el análisis de las muestras de petróleo de crudo total, lo cual facilitó el estudio de la composición de las especies moleculares presentes. La identificación de los compuestos se basó en los tiempos de retención y por la comparación con patrones de referencia. Se identificaron 100 picos cromatográficos correspondientes a la fracción ligera C15- (cicloparafinas, naftenos y aromáticos). De ellos se seleccionaron 22 y se obtuvieron sus alturas para cada muestra. La repetibilidad y la precisión intermedia en todos los casos fueron inferior al 3 %, lo cual demostró la precisión del método analítico desarrollado

Metodología y aplicación de atributos sísmicos en la modelación de facies para zonas potencialmente productoras de gas. Área Santa Cruz-Jibacoa, Cuba

Históricamente, la exploración petrolera en Cuba, se ha apoyado en estudios geoquímicos, petrofísicos y de ingeniería de yacimientos en los pozos para caracterizar los intervalos productores de hidrocarburos y la explotación del gas disuelto. El objetivo de este estudio es detectar en esos reservorios, las acumulaciones comerciales de gases húmedos a partir del uso de los atributos sísmicos con la instrumentación de una metodología de trabajo. Se escogieron dos yacimientos que se encuentran en la Franja Norte Petrolera Cubana; el Santa Cruz del Norte (patrón de aprendizaje) y Jibacoa (patrón predictivo). Como objeto se estudió la Formación Vega Alta, secuencia sinorogénica de edad Paleoceno-Eoceno Medio, con gran complejidad litológica, considerada sello regional, pero paradójicamente, con apreciables manifestaciones de hidrocarburos, principalmente de gas. Se realizó un análisis microfacial, fundamentalmente con la información de los cuttings (1921 m), construyéndose un modelo ternario para las rocas clásticas y otro para las carbonatadas y silíceas, con predominio de las primeras. Para obtener información sobre la relación entre las litofacies y los atributos sísmicos, se efectuó un análisis exploratorio de los datos. Se establecieron las firmas sísmicas para cada litotipo y con la aplicación de métodos de minería de datos, se ajustó la capacidad de esos atributos para diferenciar cada litofacies. Fueron discretizados 4130 intervalos patrones en pozos. Para trabajar dentro de un dominio con gran incertidumbre, se empleó un algoritmo geoestadístico de simulación secuencial de indicadores para calcular las probabilidades. Se ejecutó la conversión de atributo sísmico a litofacies, mediante una clasificación supervisada, en una matriz de 350000 celdas (aproximadamente 43750 km3 en total), con los atributos sísmicos seleccionados como significativo y por último se estableció un cálculo de riesgo-recompensa que pronostica el alcance económico de esta estrategia.Historically the Cuban exploration strategy has been characterized by discovering productive oil intervals and to use its associated gas by conventional methods. The objective of this study was to create a methodology to detect reservoirs with free gaseous hydrocarbons contain, by seismic attributes. Were chosen two oilfields located in the Cuban Northern Oil Belt; (main Cuban oil region); Santa Cruz del Norte (learning pattern) and Jibacoa oil fields (predictive pattern). Were studied the Vega Alta Formation, a synogenic sequence of Paleocene-Middle Eocene age, with great lithological complexity and considered as a regional seal, but paradoxically, with significant hydrocarbons presence. A microfacial analysis was carried out, with the information of the cuttings, building a ternary model for clastite rocks and another model for carbonated and siliceous rocks. Were studied 1921 m by cuttings samples, predominantly clastic lithofacies. An exploratory data analysis was carried out, which permitted obtaining information about the unknown relationship between lithofacies and seismic attributes. The seismic signatures of lithofacial classification were determined, and with the assistance of data mining methods were adjusted the seismic attributes to differentiate lithofacies. These were discretized in 4130 standard patterns intervals. Probability values were calculated applying a geostatistics sequential simulation algorithm. The inverse task (conversion of seismic attributes to lithofacies) was executed, through a supervised classification, into a 350000 cells matrix (approximately 43750 km3), with the selected seismic attributes and finally, an exploration risk analysis was calculated for estimate the economic strategy