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“La columna estratigráfica es una representación utilizada en geología y sus subcampos de estratigrafía para describir la ubicación vertical de unidades de roca en un área específica. Una típica columna estratigráfica muestra una secuencia de rocas sedimentarias, con las rocas más antiguas en la parte inferior y las más recientes en la parte superior.”

“En áreas que son geológicamente más complejos, como los que contienen rocas intrusivas, fallas o metamorfismo, las columnas estratigráficas aún pueden servir para indicar la ubicación relativa de esas unidades con respecto a los demás.” (EP-Petroecuador, Archivo Técnico, 2012).

19

Figura 2.4: Columna estratigráfica de los campos Tipishca, Blanca y Vinita

20 Campo Tipishca

“Para el campo Tipishca se encuentra la arenisca M-1 cuyo espesor se presenta casi uniforme en todos los pozos. Además la Napo U junto con la T, presentan ligeras variaciones de espesor.” (EP- Petroecuador, Archivo Técnico, 2012).

Figura 2.5: Corte Estructural Estratigráfico Campo Tipishca

21 Campo Blanca

“La estructura del campo Blanca hace referencia a un monoclinal con hidrocarburos comercialmente explotables en los yacimientos Tena y M-1 de la formación Napo.” (EP- Petroecuador, Archivo Técnico, 2012).

Figura 2.6: Corte Estructural Estratigráfico Campo Blanca

22 Campo Vinita

En el área este de Vinita, a nivel estratigráfico se evidencia la continuidad de la arenisca M-1.

Figura 2.7: Corte Estructural Estratigráfico Campo Vinita

23 2.4.4 Reservas

Las reservas son cantidades de petróleo que se considera pueden ser recuperados técnicamente y económicamente rentables a partir de acumulaciones conocidas a una fecha futura. Todos los estimados de reservas involucran algún grado de incertidumbre. La incertidumbre depende principalmente de la cantidad de datos de ingeniería y geología, confiables y disponibles a la fecha del estimado y de la interpretación de estos datos.

La estimación de las reservas se efectúa bajo condiciones de incertidumbre. El método de estimación es llamado "determinístico" si se obtiene un solo valor para el mejor estimado de reservas basado en el conocimiento geológico y de ingeniería y datos económicos. El método de estimación es llamado "probabilístico" cuando el conocimiento geológico y de ingeniería y los datos económicos son usados para generar un rango de estimados de reservas y sus probabilidades asociadas. La identificación de las reservas como probadas, probables y posibles ha sido el método más frecuente y proporciona una indicación de la probabilidad de la recuperación. Debido a la diferencia en la incertidumbre, se debe tener cuidado cuando se suman reservas de diferente clasificación. (Definición de reservas petroleras, 2012).

2.4.4.1 Tipos de Reservas

2.4.4.1.1 Reservas probadas

Las reservas probadas son las cantidades de petróleo que, por análisis de datos de geología e ingeniería, pueden ser estimadas con "razonable certeza" que serán recuperables comercialmente, a partir de una fecha dada, de reservorios conocidos y bajo las actuales condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones.

Si se emplea el método determinístico, el término "razonable certeza" quiere decir que se considera un alto grado de certidumbre que las cantidades serán recuperadas. Si se emplea el método probabilístico, debe existir al menos un 90 % de probabilidad que las cantidades a ser recuperadas serán iguales o excederán al estimado.

El establecimiento de condiciones económicas actuales, debe incluir precios históricos del petróleo y los costos asociados y pueden involucrar un promedio para determinado período que debe ser consistente con el propósito del estimado de reservas, obligaciones contractuales, procedimientos corporativos y regulaciones requeridos en el reporte de reservas. (Definición de reservas petroleras, 2012).

24 2.4.4.1.2 Reservas probables

Las reservas probables son las reservas no probadas que el análisis de datos de geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas que las probadas. En este contexto, cuando se usen métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 50 % de que la cantidad a ser recuperada será igual o excederá a la suma del estimado de reservas probadas más las probables. (Definición de reservas petroleras, 2012).

2.4.4.1.3 Reservas posibles

Las reservas posibles son las reservas no probadas que el análisis de los datos de geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas a ser recuperadas que las reservas probables. En este contexto, cuando se utilicen métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 10 % de que las cantidades a ser recuperadas serían iguales o excederían la suma de las reservas probadas más probables y más posibles. (Definición de reservas petroleras, 2012).

2.4.5 Mecanismos de Producción

Los hidrocarburos que se encuentran en un reservorio pueden ser producidos por mecanismos naturales o artificiales.

2.4.5.1 Levantamiento natural

2.4.5.1.1 Expansión de roca y fluido

Cuando un reservorio inicia la producción la presión declina resultando una expansión de petróleo gas y agua del yacimiento produciendo una fuerza de empuje que mueve gas y petróleo hacia pozos productores, la recuperación es del 2 al 5%. (Mecanismos de producción, 2012).

2.4.5.1.2 Expansión de gas disuelto

Al perforar un yacimiento la presión en el pozo disminuye y permite expandirse al gas el mismo que sale hacia la superficie, este mecanismo permite una recuperación del 5 al 20% de petróleo que se encuentra originalmente en el yacimiento. (Mecanismos de producción, 2012).

25 2.4.5.1.3 Empuje del casquete de gas

El gas que se encuentra sobre el petróleo en ciertos yacimientos también se expande luego de la perforación empujando al petróleo hacia la superficie, el porcentaje de recobro es de 20 a 30%. (Mecanismos de producción, 2012).

2.4.5.1.4 Segregación Gravitacional

Este mecanismo obedece a la distribución de los fluidos de acuerdo a sus densidades dentro del reservorio este mecanismo generalmente está asociado con cualquiera de los mecanismos anteriores pero aún actuando solo permite un porcentaje de recobro de 40 a 80%. (Mecanismos de producción, 2012).