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El Campo Geotérmico San Jacinto Tizate, Nicaragua, está ubicado en la zona occidental a 75 kilómetros al Norte de la capital con una extensión de 6 kilómetros, el cual cuenta con una capacidad instalada de 77 MW. El reservorio del Campo Geotérmico San Jacinto Tizate es de líquido dominante con temperaturas en el rango de 227-291°C determinado a través de registros profundos. Este aprovechamiento del recurso geotérmico conlleva cambios químicos en el reservorio y por ende un cambio en el manejo del campo, por lo que resulta importante la caracterización e interpretación de la evolución geoquímica que presenta el campo. Para tal estudio, se cuenta con data geoquímica procedente del área de ingeniería de reservorios la cual lleva el control y procesamiento de los resultados de los análisis del monitoreo. Las muestras fueron seleccionadas considerando un valor por semestre, realizando un promedio por cada seis meses, la cual es utilizada para el procesamiento de la evaluación geoquímica. En este trabajo se presenta la evaluación en base a métodos geoquímicos para análisis y comprensión de manera confiable los procesos que están presentes en el reservorio a partir de cambios geoquímicos de los fluidos. En la interpretación individual por pozo, se identificaron pozos que presentan procesos como enfriamiento por ebullición en las cercanías y en algunos casos en las lejanías de las zonas de alimentación de los pozos, debido a la existencia de diferentes características térmicas e hidráulicas en las diferentes zonas del reservorio geotérmico. Se encontraron también pozos que se encuentran en equilibrio respecto al análisis de Emed, ENaKCa y ESiO2, lo que indica que no hay cambios de temperaturas extremos en los alrededores del reservorio y la alimentación del pozo
mediante el diagrama de Giggenbach se pueden observar procesos como la sucesión de evaporación al inicio de producción de algunos pozos como explicación al exceso de vapor encontrado en ciertas zonas del campo; con excepción los pozos SJ6-1 y SJ9-1 que presentan una infiltración de aguas con temperaturas bajas. En el análisis de gases con el Diagrama FT & HSH, se observaron cambios como aumento en la fracción de vapor y disminución en temperatura en los pozos, disminución en la fracción de vapor con un aumento de temperatura, comportamiento constante de la fracción de vapor con aumento de temperatura, etc. los cuales son indicativos de procesos sucedidos a los pozos cuyo reflejo en los gases resultó de suma importancia para la interpretación. Basados en la interpretación individual por pozo y relacionando con la interpretación integrada de los pozos evaluados a través del uso de diagramas de isótopos, cloruro & entalpía, equilibrio mineral, y diagrama triangular de Giggenbach de N2-He-Ar, se determinan tres zonas importantes del reservorio, zona de ascenso de los fluidos calientes comprendida característicos de equilibrio en las entalpías y condiciones cercanas al punto de ebullición; zona de transición que reflejan condiciones de las direcciones de movimiento de los fluidos del reservorio hacia su descarga, y una zona de influencia de agua de menor indicativo de una zona limítrofe del campo explotable.
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