Características Litológicas de las Rocas Reservorio

CARACTERÍSTICAS LITOLÓGICAS DE LAS ROCAS RESERVORIO

Índice 1. INTRODUCCIÓN..................................................................................................................................1 2. ROCA RESERVORIO ............................................................ .............................................................. 2

2.1 CLASIFICACIÓN...................................................................................................................................3 3. ROCAS RECIPIENTES FRAGMENTARIAS....................................................................................4

3.1 ARCILLA .............................................................................................................................................5 3.2 ARCILLOLITAS O LUTITAS ..................................................................................................................6 Figura 1.- Lutita .................................................................................................................................6

3.3 ARENISCAS .........................................................................................................................................7 Figura 2.- Arenisca.............................................................................................................................7

Figura 3.- Comparación de la porosidad en empaquetamiento cúbico de esferas ( izquierdo) y romboédrico (derecho) ..........................................................................................8 4. ROCAS RESERVORIOS QUÍMICAS ....................................................... ......................................... 8

4.1 DOLOMITAS ........................................................................................................................................9 Figura 4.- Dolomita............................................................................................................................9

4.2 CALIZAS ...........................................................................................................................................10 Figura 5.- Caliza...............................................................................................................................10

5. PERFILES DE POZOS ............................................................ ........................................................... 10 Figura 6.- Perfil Eléctrico que muestra la curva de SP a la izquierda, un perfil litológico en el centro, y el perfil de resistividad a la derecha..................................................................................12

6. ANEXOS .............................................................. ................................................................ .................13

6.1 ÁREAS PRODUCTIVAS DEL ECUADOR ..............................................................................................13 6.1.1 Campo Sacha ................................................................ ........................................................... 13

6.1.2 Campo Libertador....................................................................................................................13 6.1.3 Campo Shushufindi ...................................................... ............................................................ 14 6.1.4 Campo Auca.............................................................................................................................14

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................................ .................15

7.1 CONCLUSIONES.................................................................................................................................15 7.2 RECOMENDACIONES .........................................................................................................................15 8. BIBLIOGRAFIA..................................................................................................................................16

Litología de las Rocas Reservorios

1. Introducción El reservorio o recipiente de petróleo es aquella porción de roca que contiene el yacimiento. Se puede decir que la localización de cada yacimiento petrolífero y gasífero es el resultado de un complejo de condiciones geológicas ínterrelacionadas. Si bien cada reservorio es único en sus detalles, se pueden encontrar relaciones generales que permiten realizar una clasificación muy amplia de los principales elementos que lo gobiernan. El reservorio de petróleo está integrado por cuatro elementos esenciales, cada uno de los cuales varía mucho en su desarrollo, presenta muchas gradaciones e importancia variable en la localización y tamaño del yacimiento de petróleo. Esos elementos son: 1. La roca reservona o material recipiente. La composición y textura de la roca reservorio, así como su continuidad o falta de continuidad, tienen primordial interés para la geología del petróleo. Los bordes de la roca reservorio pueden coincidir con los bordes del yacimiento de petróleo, como cuando una lente está llena de petróleo y gas, pero también puede ocurrir que la roca reservorio, que puede extenderse a lo largo de una amplia región, sea un depósito de petróleo sólo en áreas favorables, a escala local. 2. El espacio paral o espacio vacío, denominado a veces espacio reservorio, se expresa como una fracción o porcentaje del volumen total de la roca (por ejemplo, 0,23 ó 23 °/o) y se denomina su porosidad. El espacio poral propiamente dicho es aquella porción de la roca reservorio disponible para la migración, acumulación y almacenamiento del petróleo. El grado de facilidad con que los fluidos pueden moverse a través de los poros interconecta-dos de la roca se denomina permeabilidad de la misma. La porosidad y la permeabilidad son propiedades que dependen de la presencia de un espacio poraL Son de especial interés porque determinan la capacidad de la roca reservorio para contener y rendir petróleo. 3. El fluido contenido consiste en el agua, petróleo y gas que ocupan el espacio poral efectivo dentro de la roca reservorio. Bajo condiciones favorables el petróleo y el gas se concentran en yacimientos pero la mayor parte del espacio poral de almacenamiento que queda fuera de los yacimientos contiene sólo agua o agua con ínfimas porciones de petróleo. El petróleo, pues, se da dentro de un acuífero, es decir, en un ambiente acuoso. Los fluidos pueden estar en un estado de equilibrio estático o dinámico; es decir quieto o en movimiento. Sin lugar a dudas, en algún momento de su vida geológica, o incluso incesantemente, han estado en movimiento debido a los cambios que acarrean la erosión, la sedimentación, la deformación y todas las otras modificaciones que alteran los equilibrios de la presión, la temperatura, la densidad, el volumen y las características químicas de los fluidos. Estas modificaciones hacen que los fluidos se trasladen según los gradientes, desde zonas de mayor energía potencial hacia zonas de energía 1


potencial más baja. Aunque es imposible observar en forma directa los movimientos de los fluidos, las concentraciones de petróleo y gas en yacimientos y las numerosas evidencias de gradientes de presión de fluidos son pruebas de ese movimiento. 4. La trampa reservorio o trampa es el elemento que mantiene en su lugar al petróleo y al gas de un yacimiento. La mayor parte de los geólogos consideran a la trampa como la forma de la roca reservorio que permite que se acumule en el subsuelo un yacimiento petrolífero.

2. Roca Reservorio En general podemos decir que cualquier roca que contenga poros interconectados puede llegar a ser una roca reservorio, sin embargo en realidad, casi todos los reservorios se encuentran en rocas sedimentarias no metamórficas y la mayor parte de ellos en areniscas, calizas y dolomitas. Las lutitas, pizarras y las rocas ígneas también pueden ser roca reservorio en condiciones excepcionales, pero estas condiciones se dan rara vez y en forma anómala, una roca reservorio puede estar limitada al área del yacimiento de petróleo, o puede extenderse, con características litológicas y físicas uniformes, a gran distancia del yacimiento. El rasgo esencial de una roca reservorio es su porosidad: la roca debe tener poros, o huecos, de determinado tamaño y naturaleza como para permitir el almacenamiento de petróleo y gas en yacimientos suficientemente amplios para que se justifique su explotación. Sin embargo, la porosidad no es suficiente; los poros deben estar interconectados para permitir el paso del petróleo y del gas a través de la roca, es decir que la roca debe ser permeable (debe tener permeabilidad); en caso contrario, habría escasa o ninguna acumulación en yacimientos y no sería posible extraer el petróleo acumulado perforando pozos, ya que no se concentraría con la suficiente rapidez. Una piedra pómez, por ejemplo, sería un mal depósito, a pesar de que es altamente porosa, pues los poros no están interconectados y la porosidad resulta ineficaz. La lutita común tampoco podría ser una roca recipiente, ya que los poros son tan diminutos que la atracción capilar de los fluidos por los granos de mineral retendría a esos fluidos dentro de la roca. Intentar extraer petróleo de una lutita sería como intentar sacar tinta de un secante. Hay una amplia gama de rocas recipientes, que varían en el tamaño de sus poros y en la particular interrelación entre ellos. Estas variaciones se denominan primarias si dependen de: 1) el ambiente de deposición de la roca, 2) el grado de uniformidad del tamaño de la partícula y 3) la naturaleza de los materiales que componen la roca. Las variaciones se denominan secundarias si dependen de acontecimientos que tuvieron lugar luego de la sedimentación de la roca, como ser: 1) fracturación y trituración, 2) disolución, 3) resedimentación y cementación y 4) compactación debida a un aumento en la carga. Cada poro de la roca reservorio puede ser considerado como un micro 2


ejemplar del reservorio y de su yacimiento de petróleo o como un pequeño laboratorio físico y químico donde tienen lugar muchas relaciones físicas y reacciones químicas. Cada uno de los poros, con su contenido de fluidos y los demás fenómenos asociados, es la unidad, la célula, que, multiplicada innumerable cantidad de veces, se transforma en el yacimiento y en el depósito. Por lo unto resulta sumamente importante tanto para el geólogo explorador como para el ingeniero petrolero. A veces es posible observar a simple vista el tamaño y la forma de algunos poros en recortes y testigos. Sin embargo, muchos poros sólo pueden detectarse con ayuda de un microscopio binocular o petrográfico y una gran parte del espacio poral del reservorio es de tamaño submicroscópico. También es posible observar los poros llenos de petróleo mediante rayos ultravioletas. La fluorescencia del petróleo atrapado en grietas diminutas y poros intercristalinos, invisibles a simple vista, se destaca claramente, y de este modo se han descubierto muchos yacimientos. Es posible hacer contramoldes de los poros interconecta-dos haciendo penetrar cera o material plástico a presión en un testigo o fragmento de roca y disolviendo luego el material rocoso que los rodea. Este contramolde de poros de un depósito de arenisca típica se parece mucho a un pedazo de pan, mientras el contramolde de una roca con granos angulares tiene el aspecto de un trozo de azúcar cande. Las foto micrografías de los calcos perales, observadas con la ayuda de un estereoscopio, permiten observar la estructura porosa. El modelo poroso depende del juego de varios factores que influyen sobre la porosidad de la roca reservorio. La distribución depende del tamaño y de la forma de los poros, así como de la naturaleza de las conexiones entre los poros, la naturaleza de la pared de los poros y la distribución de número de los poros mayores y las relaciones que guardan entre sí. El tamaño de los poros varía entre pequeñas grietas subcapilares y submicroscópicas y cavidades de todo tipo y tamaño, incluyendo las cavernas que se forman en las rocas carbonáticas, pasando por grietas capilares. El poro puede ser tubular, como un tubo capilar, o nodular e irradiarse entre las partes comprimidas limitantes que quedan entre los nódulos; o bien puede tratarse de una grieta delgada, intercristalina, tabular, SO ó 100 veces más ancha que gruesa. Las paredes del poro pueden ser de cuarzo, de ftanita o de calcita, o bien pueden estar recubiertas de partículas de mineral de arcilla, de minerales accesorios laminados o de fragmentos de roca. La sinuosidad de la estructura porosa, llamada su tortuosidad, es la relación entre la distancia entre dos puntos a través de la 2.1 Clasificación

Como casi todas las rocas recipientes petrolíferas son de origen sedimentario, cualquier clasificación de las mismas es esencialmente una clasificación de las rocas sedimentarias. Varias son las clasificaciones que se han propuesto, descriptivas o genéticas, pero la mayor parte de ellas han sido pensadas principalmente para ser utilizadas por especialistas en petrografía sedimentaria. 3


Las clasificaciones de rocas reservorio petrolíferas para uso práctico deben ser tan simples y amplias como sea posible ya que geólogo petrolero debe mantener su terminología comprensible para el productor, para el perforador y para el ingeniero, quienes son, los que le proporcionan muchos de los datos básicos y a quienes debe transmitir sus propias ideas. Una clasificación primaria, simple y amplia de las rocas reservorio basada principalmente en el origen de las mismas las divide en tres grupos: 1) fragmentarias (clásticas); 2) bioquímicas y bioquímicas (precipitadas); 3) misceláneas. Esto puede simplificar demasiado un problema difícil y complejo, pero una clasificación general de este tipo es útil en geología del petróleo y es fácilmente comprensible. Es, por otra parte, la que adoptamos en este trabajo. La principal dificultad que presenta la aplicación de cualquier clasificación de rocas consiste en que hay muchos tipos de gradación difíciles de clasificar. Las rocas reservorio, como todos los sedimentos, suelen estar incluidas unas en las otras. Las rocas reservorios complejos se designan de acuerdo con su constituyente dominante o roca característica y un adjetivo que indica el constituyente menor, como "arenisca calcárea" y "caliza arenosa". A veces es útil clasificar una roca reservorio según sea de origen marino o no marino. Esta clasificación genética puede combinarse con una clasificación litológica, como en los términos "caliza marina", "arenisca continental" y "conglomerado no marino". También resulta útil a menudo ubicar la roca en la escala del tiempo geológico y, de este modo, clasificarla por su edad. Esto puede realizarse combinando un término cronológico con otros términos: por ejemplo, podemos hablar de una "dolomita pérmica", de una "arenisca no marina oligocénica" o de una "grava devónica".

3. Rocas recipientes fragmentarias Las rocas reservorio fragmentarias son agregados de partículas, fragmentos de minerales, o fragmentos de rocas más antiguas. También son llamadas clásticas o detríticas porque están formadas por partículas minerales y de roca lavadas de áreas que han sido erosionadas. Dentro de la clasificación de las rocas fragmentarias encontramos: - arcillas - conglomerados - areniscas - limonitas - arcillolitas o lutitas

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3.1 Arcilla

Tiene gran importancia en geología del petróleo, está presente en la mayor parte de las rocas reservorio, tiene que ver con la porosidad y la permeabilidad del depósito, influye en la generación de gas y petróleo en muchos yacimientos y tiene especial importancia en los programas de inyección de agua para recuperación secundaria. La compactación y compresibilidad de los sedimentos dependen en gran medida del reconocimiento del agua de la arcilla. Los minerales de arcilla presentes en casi todas las rocas reservorio, pueden estar aislados a través de las rocas arenosas, pueden llenar sus poros o bien formar delgadas láminas intercaladas con capas de arena o carbonato. Es importante tener presente que pequeñas cantidades de arcilla pueden adherirse a la superficie de los granos produciendo fenómenos tales como adhesión, absorción, tensión interfacial, capilaridad y mojabilidad. Algunos minerales de arcilla son oleofilicos y otro son hidrofilolicos. Los factores de gran importancia que deben tenerse en cuenta en las arcillas de las rocas reservorio son: 1.- Lo diminuto de los cristales individuales, muchos de los cuales tienen un tamaño inferior a dos micrones (2*10-3mm) de diámetro, mientras que los mas activos tienen tamaños menores a 2*10-4 mm. 2.- La actividad química y física de los minerales de arcilla. El tamaño tan reducido aumenta la superficie del reservorio; en el aspecto químico se ve en un mayor intercambio de IONES entre los de una solución por los sólidos cuando están en contacto (efecto de arcilla) 3.- La actividad física de los minerales de arcilla es el resultado de su estructura molecular que permite que el agua se filtre modificando en gran medida su volumen. Esto permite la continuidad del fluido incluso o través de lutitas espesas, de granos finos y les permite a las lutitas actuar como membranas semipermeables. 4.- Varias clases de lutitas que poseen texturas y películas sobre los planos de estratificación producen cantidades considerables de petróleo y gas. 5.- Ocasionalmente las cenizas volcánicas es un constituyente importante en las arenas productoras, su efecto es semejante al de las lutitas y los minerales arcillosos reduce la PERMEABILIDAD.

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3.2 Arcillolitas o Lutitas

La lutita se constituye de granos de tamaños menores de 0,002mm (barro). Principalmente se compone de minerales arcillosos (grupo de la caolinita, grupo de la montmorillonita, illita), que se forman en el campo sedimentario (de neoformación) y de restos de cuarzo, feldespato y mica. Componentes adicionales son hematita, limonita, calcita, dolomita, yeso y los súlfuros. Son de colores muy variables: gris, verde, rojo, café, negra. Las variedades negras son particularmente ricas en sustancias orgánicas. La lutita es una roca masiva, terrosa, normalmente bien compactada, a menudo porta fósiles.

Figura 1.- Lutita

Las arcillas que han desarrollado fisilidad 1 son denominadas lutitas (esquistos arcillosos). Las lutitas no son consideradas por lo general rocas reservorio, pero en algunos lugares han producido una considerable cantidad de petróleo y gas, probablemente contenidos en fracturas y películas sobre los planos de estratificación La lutita es una roca detrítica, es decir, formada por detritos, y está integrada por partículas del tamaño de la arcilla y del limo. Las lutitas de color negro son las más comunes y su color se debe a la presencia de carbono (material orgánico). De acuerdo con el grado de solidificación las Lutitas varían en su comportamiento. Las lutitas de grado bajo tienden a desintegrarse después de varios ciclos de secado y humedecimiento. Algunas Lutitas son muy resistentes pero la mayoría presentan una resistencia al cortante, de mediana a baja. Las Lutitas pueden ser arcillosas, arenosas o calcáreas de acuerdo a los tamaños y composición de las partículas. En ocasiones tienen una presencia de roca cementada y en otras el de un suelo con capas relativamente sueltas. Las arcillolitas son las lutitas con alto contenido de arcilla, por lo cual las hace muy físiles y susceptibles a deslizamiento. Es muy común encontrar lodolitas negras con alto contenido de carbón de grano fino y sulfuro de hierro, las cuales son muy físiles y producen una gran cantidad de deslizamientos. 1

Propiedad que tiene la roca para ser cortada o dividida

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3.3 Areniscas

Figura 2.- Arenisca

Las areniscas son una forma de arena endurecida, en algunas areniscas casi todos los granos son de cuarzo, con poco cemento o sin el. Las areniscas pueden variar desde la limpia y bien lavada arenisca cuarzosa, a través de todas las combinaciones que se producen por agregados de limos y arcillas (areniscas "arcillosa", "limosa", "sucias"), de carbonates (areniscas calcáreas, y dolomíticas), de sílice (arenas silíceas o cuarcítica, tobácea), y de feldespatos, micas y fragmentos de roca (arcosa, redepósito granítico, grauvaca). Los agregados pueden darse como constituyentes primarios, como matriz o como cemento, y las variaciones en composición pueden sei locales o regionalmente uniformes. La disolución, la redeposición y la recristalización pueden llegar a ser procesos importantes en las rocas que contienen materiales solubles, en especial en areniscas que contienen mucha calcita o dolomita, o en rocas que consisten principalmente en esos minerales, como puede ocurrir. Las areniscas cuarzosas limpias, uniformes y continuas pueden haberse formado por la erosión de otras areniscas, o pueden consistir en material que ha sido transportado a gran distancia de la fuente, o que puede haber estado sometido a fuertes olas y a la acción de la corriente durante la deposición, todo lo cual contribuye a una perfecta selección y a una textura uniforme. Las areniscas que contienen abundantes feldespatos, micas y otros silicatos o arcilla o pedernal, derivan probablemente de rocas ígneas y metamórficas, de lutitas que no han sido meteorizadas profundamente, o de lutitas y arcillas; el material puede haber sido transportado sólo cortas distancias o puede haber sido depositado en condiciones tan variables como las que pueden prevalecer en deltas y llanuras aluviales. Las arenas limpias y uniformes que aparecen en grandes áreas ininterrumpidamente son llamadas areniscas continuas o mantos arenosos; las que contienen mucha arcilla, lutita u otras impurezas, son llamadas arenas limosas o sucias y, si también contienen fragmentos de otras rocas, grauvacas. Los yacimientos que producen reservorios de areniscas son más que los de cualquier otra roca tomada aisladamente. Sin embargo, la producción total y las reservas finales son probablemente menores que las de los reservorios carbonáticos. 7


La arenisca es una roca permeable que tiene porosidad primaria. La porosidad primaria está determinada por la distribución y la forma de los poros, su grado de interconexión y su distribución en la roca sedimentaria. La porosidad primaria de una roca depende en gran medida de la naturaleza del empaquetamiento, que depende a su vez de la uniformidad o falta de uniformidad del tamaño de los granos. Si todos los granos de una arenisca fuesen esferas perfectas de tamaño uniforme, la porosidad varía entre 47.6%, si las esferas estuvieran empaquetadas en forma de cubo 25,9% y si las esferas estuvieran empaquetadas en forma de romboedro 36.7%

Figura 3.- Comparación de la porosidad en empaquetamiento cúbico de esferas (izquierdo) y romboédrico (derecho)

De ésta forma, una arenisca compuesta de granos igualmente redondeados grandes tendrán la misma porosidad que una arenisca compuesta de granos uniformemente redondeados y pequeños, si ambas tienen el mismo tipo de empaquetamiento.

4. Rocas Reservorios Químicas Son las formadas por precipitados químicos o bioquímicos, consisten en una sustancia mineral que se ha precipitado en el lugar donde las rocas comenzaron a formarse y no han sido trasladadas como los granos clásticos. La mayor parte de las rocas reservorio químicas son sedimentos carboníferos por lo general calizas y dolomitas. Es difícil asegurar en que proporción las rocas reservorio carboníferas son realmente precipitadas químicas o bioquímicas, ya que las calizas o las dolomitas clásticas pueden estar tan completamente cementadas y recristalizadas, que no se puede distinguir por las formadas por precipitación en el lugar. Algunas rocas que contienen sílice primaria y secundaria son comunes pero pocos reservorios son de interés. 8


4.1 Dolomitas

Figura 4.- Dolomita

La dolomita es semidura, no muy pesada y frágil. El Calcio y el Magnesio tienen posiciones fijas en la red, que difiere de la Calcita y la Magnesita, ya que la sustitución isomórfica no es posible por la diferencia de tamaño entre ambos cationes; en cambio, sí puede haber sustitución isomórfica del Magnesio por el Hierro (la Ankerita: CaFe[CO3]2). Las dolomitas son calizas en las cuales la calcita es reemplazada por dolomita, un producto con alto contenido de magnesio se las llaman dolomitas. Fórmula química: CaMg[CO3]2 Propiedades físicas: Sistema cristalino: trigonal. Hábito: Suele encontrarse en forma de agregados cristalinamente granulares. Forma también masas porosas y terrosas. Dureza: 3,5 4. Densidad: 2,9. Color: incolora, blanca, gris de distinta intensidad hasta negro, según las impurezas. Raya: blanca. Brillo: vítreo o a veces madrepórico. Fractura concoidea2. Exfoliación3: romboédrica perfecta. Las dolomitas se caracterizan por tener una porosidad secundaria o media, ésta porosidad puede deberse a y ser modificada por los siguientes factores: disolución, fracturas, recristalización, dolomitización y por último cementación y compactación.

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Aplíquese a la fractura de los cuerpos sólidos que resulta en formas de curvas. División de una cosa (cuerpo) en láminas o escamas.

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4.2 Calizas

Figura 5.- Caliza

Es una roca sedimentaria formada por al menos un 50% de Calcio, muy abundante en la naturaleza, pudiendo estar acompañada de algo de Dolomita, aragonito y siderita. Las calizas son por lo general duras y compactas (se rayan con un cuchillo), y en frío dan efervescencia (desprendimiento burbujeante del CO2). Contienen frecuentemente fósiles, por lo que son de importancia en estratigrafía. Tanto por su origen como por su estructura pueden diferenciarse varios tipos: la de origen orgánico formada por acumulaciones de restos calizos de seres vivos (conchas de moluscos, caparazones de foraminíferos, esqueletos de corales, etc.); de origen detrítico, resultado de la acumulación y compactación de barros calizos, y de origen químico, formada por la precipitación de carbonato cálcico (CO3Ca). Al igual que las dolomitas presentan también una porosidad secundaria ya explicada anteriormente, estas presentan una buena porosidad y permeabilidad pero en menor grado que las arenizcas. Las calizas son por lo general de color gris azuloso pero las hay también blancas y de otras otras coloraciones. En las calizas se pueden formar grandes cavernas que actúan como conductos internos del agua subterránea, las cuales pueden conducir cantidades importantes de agua de un sitio a otro y facilitar la infiltración general.

5. Perfiles de Pozos Los perfiles de pozos son usados para identificar y correlacionar rocas del subsuelo y para la determinar la porosidad de las rocas recipientes potenciales y la naturaleza de los fluidos que contienen. Como la principal área de interés del geólogo petrolero, se encuentra debajo de la superficie, nos referimos a los perfiles de pozos y a los datos de pozos a continuación explicamos la parte del perfil eléctrico que es de nuestro interés. Perfiles eléctricos: Un perfil eléctrico es un registro continuo de las propiedades eléctricas de las formaciones y de los fluidos atravesados en la perforación. Las 10


medidas se toman en la parte no entubada del pozo y se prefieren por lo general las formaciones de los pozos perforados con herramientas rotativas cuando éstas están aún llenas del barro de perforación. Los perfiles eléctricos se construyen pasando electrodos, embutidos en un caño aislado denominado sonda, hasta el fondo del pozo. Un generador en la superficie envía energía eléctrica a través de un cable hacia el fondo del pozo y hacia la roca a través de su electrodo, mientras otros electrodos ligados a otros cables recogen la carga y la llevan de vuelta a la superficie, donde se la registra en un papel sensibilizado sincronizado con el movimiento del electrodo a través del pozo. El espaciamiento de los electrodos receptivos a lo largo de la sonda varía según las diferentes áreas y según las diferentes condiciones estratigráficas. Los perfiles eléctricos fueron estudiados por primera vez en los pequeños campos petroleros franceses de Pechelbronn. En algunos casos se hacen varios perfiles en diferentes etapas de la perforación, en otros el perfil se efectúa cuando la perforación ha concluido, según las necesidades del caso. Por lo general son compañías comerciales las que se ocupan de efectuar los perfiles por pedido del cliente. Los perfiles eléctricos se han convertido en herramientas geológicas sumamente eficaces; tienen tanta aceptación entre geólogos petroleros e ingenieros que por lo general los cortes transversales y las cartas de correlaciones se preparan exclusivamente sobre la base de los datos que proporcionan los perfiles eléctricos para indicar la estratigrafía y la estructura. Un perfil eléctrico no reemplaza a un perfil litológico o a un perfil paleontológico sino que proporciona nueva información acerca de las rocas penetradas por el trépano y acerca de su contenido de fluido; cada perfil complementa los datos de los otros. Los perfiles eléctricos se usan sobre todo para la correlación y para identificar y medir la porosidad y los fluidos del reservorio; desde que se los utilizó por primera vez, la interpretación de esos perfiles pasó de ser un arte a ser una técnica, y luego una ciencia.

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Figura 6.- Perfil Eléctrico que muestra la curva de SP a la izquierda, un perfil litológico en el centro, y el perfil de resistividad a la derecha.

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6. Anexos 6.1 Áreas Productivas del Ecuador

6.1.1 Campo Sacha Hollín Principal. Arenisca cuarzosa, de grano medio a grueso (fino en menor proporción con porosidad de alrededor del 18% en promedio, con ocasionales niveles limosos y arcillosos. Hollín superior (o arenisca Ñapo Basal). Arenisca cuarzosa con una porosidad media del 14 % se encuentra con lutita. T Principal. Es la sección arenosa de la secuencia T de mayor continuidad vertical y lateral. T Superior. La distribución de tamaño y desarrollo arenoso es similar al descrito para T principal. Esta arenisca es más discontinua y heterogénea que T principal. Arenisca U. La porosidad tiene un promedio es del 17%. La arenisca U Inferior es de mayor desarrollo, mientras que U Superior es una unidad más discontinua.

6.1.2 Campo Libertador Arenisca T inferior. Arenisca cuarzosa en secuencias métricas grano decrecientes de grano grueso a muy fino, con estratificación cruzada e intercalaciones lutáceas. Arenisca T Superior define areniscas cuarzo-glauconíticas métricas de grano muy fino, masivas a onduladas. Tiene importante presencia de cemento calcáreo. Arenisca U inferior. Arenisca cuarzosa, en partes algo micácea, grano decreciente, limpia, masiva y con estratificación cruzada a la base, laminada al techo. Arenisca U Media. Es una arenisca de poco - espesor, cuarzosa. Arenisca U Superior. Describe areniscas cuarzosas con la presencia de intercalaciones de lutita. En cuanto a las arcillas contenidas en la matriz de las areniscas, se definieron los siguientes minerales en orden de importancia: • Arenisca T: caolinita, ilita, clorita y esmectita; • Arenisca UInf. : caolinita, esmectita, clorita e ilita; • Arenisca U Sup. : caolinita, esmectita, ilita y clorita.

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6.1.3 Campo Shushufindi La arenisca U con menor proporción de feldespatos. La porosidad promedio es de alrededor de 19%. La arenisca T es similar a U con idénticos minerales accesorios. La matriz es caolinítica y en menor proporción clorítica. La porosidad igual que en U es Ínter e intragranular y tiene un valor promedio del 18%. La zona con alto valor de permeabilidad es de grano medio a grueso con ocasionales finos.

6.1.4 Campo Auca Hollín Principal. Es una arenisca masiva de cuarzo, no pudiéndose realizar una descripción más detallada por carácter de núcleos. Hollín Superior. Es una arenisca cuarzosa de grano fino, con un contenido alto a medio de glauconita, con importante contenido de material carbonáceo. La porosidad promedio es de 14%. Arenisca T. Se trata de una arenisca cuarzosa, limpia de grano fino, con esporádicas capas de arcilla. Los poros en algunas muestras se encuentran rellenos con iluta y caolinita. Su porosidad es del 12% en promedio. Arenisca U. Areniscas cuarzosa limpia, en capas masivas, hacia el techo de lo que se denomina U principal se encuentran limolitas en estratos delgados. En pro medio, presenta una porosidad del 13%. Arenisca Tena Basal. Se trata de una arenisca cuarzosa redondeada, de grano medio a grueso, con un promedio de porosidad del 19%

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7. Conclusiones y recomendaciones 7.1 Conclusiones •

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La roca reservorio es el medio en que se halla petróleo y gas; consiste en areniscas, calizas y dolomitas, básicamente. Al parecer ninguna de estas rocas tiene ventajas sobre las otras, ya que hay grandes yacimientos en todas ellas y en todo tipo de combinaciones entre ellas. Se presume que si hay grandes cantidades de sedimentos algunos de ellos contendrán rocas recipientes. En realidad, las rocas recipientes incluyen tantos tipos de rocas sedimentarias que es dudoso que pueda comprobarse que alguna cuenca sedimentaria no contenga ninguna roca que pueda ser o llegar a ser recipiente. En una roca reservorio donde se compruebe que existe hidrocarburo, podemos darnos cuenta que en un registro eléctrico que la curva de resistividad tiene tendencia a aumentar debido a la pobre conductividad que presenta el petróleo y el gas. De acuerdo a los ejemplos citados de los campos productivos del Ecuador, podemos concluir que mayor presencia de hidrocarburo se encuentran en las formaciones que contienen areniscas, ya que presentan alto grado de porosidad y permeabilidad a diferencia de las zonas que están formadas por lutitas.

7.2 Recomendaciones •

Es necesario tener previos conocimientos básicos de análisis de registros porque podremos identificar la naturaleza de las diferentes materiales que se encuentran en el subsuelo, ya que en nuestra investigación encontramos la importancia de los registros en las rocas almacén o reservorio.

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8. BIBLIOGRAFIA •

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LEVORSEN, A.I; “Geología del Petróleo”, Editorial Universitario de Buenos Aires, Argentina, 1973. "The Classification of Sedimentary Rocks", en: Jour Geol., vol. 56 (marzo de 1948), pags. 112-165 Ingeniero Marcelo Echevería, Áreas de producción en el Ecuador. Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos, SYLVAIN J. PIRSON, Págs. 169, 170 y 171.

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Características Litológicas de las Rocas Reservorio

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