1. Tipos ipos de roca rocas. s. Clasificación de las rocas sedimentarias En función de sus componentes, las rocas sedimentarias se clasifican en: •
rocas detríticas o clásticas (más del 50% de terrígenos). Ruditas o conglomerados (pudingas y rec!as), areniscas, lutitas (limolitas, arcillas o arcillitas).
•
no detríticas (menos del 50% de terrígenos), "ue a su #e$ pueden sudi#idirse en:
De precipitación química o biogeoquímica. ali$as, dolomías, e#aporitas, rocas silíceas (sile&, c!ert). 'entro de este grupo se incluyen las rocas residuales (rocas aluminosas o au&itas y rocas ferruginosas o lateritas).
organógenas (depósito de fragmentos orgánicos de animales yo #egetales). arón, petróleo.
Rocas detríticas od odas as las rocas detríticas presentan te&tura clástica, esto es, formadas por clastos emutidos en una matri$ de grano más fino, y pueden estar cementadas o no por material orto"uímico yo diagen*tico (formado con posterioridad al depósito del sedimento). El cemento suele estar formado por material caronatado, silíceo o ferruginoso como casos más generales.
Las ruditas o conglomerados . son rocas "ue presentan fragmentos con tama+os mayores de mm de diámetro (i.e., tama+o de gra#a)- cuando los cantos son redondeados (#er más adelante) las ruditas se denominan pudinga, y cuando los cantos son angulosos, rec!as. En función de la composición de los clastos, las ruditas pueden ser calcáreas, graníticas, cuarcíticas, etc. as areniscas presentan fragmentos con tama+os entre y 0.0/5 mm (i.e., tama+o de arena)- cuando tienen menos del 5% de matri$ y están compuestas esencialmente por granos de cuar$o se denominan cuarcitas, cuando lo están por fragmentos de feldespatos se denominan arcosas, y cuando los fragmentos son esencialmente cali$os, se denominan calcarenitas. uando tienen más del 5% de matri$ se denominan grau#acas. as lutitas presentan componentes con tama+os de grano menor de / micras (i.e., tama+o de fango) en una proporción de más del 15%. 'entro de ellas se distinguen las arcillas o arcillitas, "ue presentan tama+os de grano menores de 0.002 mm (2 micras), estando compuestas por minerales de las arcillas, "ue son el producto de alteración de otros minerales como los feldespatos, o el producto de procesos diagen*ticos y las limolitas, "ue presentan tama+os de grano entre 0.0/5 y 0.002 mm (2 micras), y "ue están compuestas tanto por material
detrítico fino (i.e., clástico) como minerales de las arcillas (clástico yo diagen*tico) "ue forman parte del cemento. uando las arcillitas se compactan y pierden agua, se transforman en rocas diagen*ticas o metamórficas de grado muy a3o denominadas de forma amplia pi$arras.
Rocas de precipitación (bio)(geo)química as rocas de precipitación química s.s. incluyen una #ariedad de tipos como rocas carbonatadas, sile (rocas compuestas por sílice criptocristalina, utili$adas para faricación de o3etos de sile&) y e!aporitas (compuestas por sales solules como yeso o !alita). as rocas de precipitación biogeoquimica incluyen tami*n una #ariedad de tipos entre los cuales las carbonatadas " radiolaritas son el más importante. 'e todas las rocas no detríticas, las más importantes son las distintas #ariedades de rocas caronatadas. 4or esta ra$ón trataremos las rocas caronatadas considerándolas como un grupo de origen di#erso, pero en general con importante componente iogeo"uímico.
Compactación de las rocas carbonatadas parte de la cementación, la compactación produce una importante reducción de la porosidad en los sedimentos. Este proceso se da cuando el sedimento caronatado "ueda cuierto por otros materiales sedimentarios, soportando cierta presión. 6e producen entonces rea3ustes de los componentes para dar te&turas más compactas, fracturas de algunos componentes como conc!as finas, la adaptación de la matri$ micrítica a los ordes de granos alo"uímicos, y la des!idratación del sedimento. En general, tras este proceso de compactación, el sedimento puede considerarse ya una roca consolidada. demás, se pueden producir disoluciones deidas a la presión #ertical "ue soportan, formándose contactos de granos indentados y estilolitos, "ue son superficies irregulares dispuestas de manera más o menos perpendicular al esfuer$o principal mayor. En estas superficies se !a producido una disolución de los componentes caronatados, "uedando como restos insolules componentes minoritarios como arcillas y o&!idró&idos de 7e. Estas características pueden desarrollarse tamien durante procesos de deformación a3enos a los sedimentarios propiamente dic!os. 'e !ec!o, muc!os casos de estilolitos y contactos indentados se deen a causas deformacionales.
#orosidad de las rocas carbonatadas ual"uier descripción petrográfica de rocas caronatadas (y en general de rocas sedimentarias) dee incluir una e#aluación del tipo morfológico de porosidad y del grado de intercone&ión de los espacios #acíos, al menos de forma cualitati#a. a porosidad de las rocas caronatadas puede ser de origen primario, formada en la roca desde su depósito, o secundario, formada con posterioridad durante los procesos de diag*nesis, yo alteración de la misma. En las rocas caronatadas los tipos de porosidad y la intercone&ión de espacios #acíos son muy #ariados, tales como intergranulares (locali$ada entre
los granos alo"uímicos, en la matri$), intragranulares (locali$ada dentro de granos particulares, como ioclastos), móldica (producto de disolución de los ioclastos), fracturas (a lo largo de fracturas discretas), canali$ada (dispuesta seg8n sistemas canales #ariados), #acuolar (en espacios discretos más o menos esf*ricos), por rec!ificación (irregularmente distriuida por rotura e&tensi#a), deida a organismos e&ca#adores y comedores de fango (irregular, siguiendo canales por los "ue los organismos se !an despla$ado- estas morfologías se suelen denomonar 9 burrows9, t*rmino ingl*s "ue significa madriguera).
Rocas carbonatadas comunes as diferentes clasificaciones de las rocas cali$as se asan en las proporciones relati#as de micrita y esparita, así como en la naturale$a de los granos alo"uímicos e&istentes (oolitos, ioclastos, etc). 6in entrar en muc!os detalles, consideraremos sólo grupos amplios. sí, los tipos constituidos esencialmente por micrita los denominaremos cali$as micríticas, y los constituidos esencialmente por esparita yo cementos calcíticos de tama+o de grano esparítico las denominaremos cali$as esparíticas. En el caso de "ue contengan alg8n tipo de alo"uímico particular, *ste se incluirá en el nomre- así por e3emplo, podemos tener cali$as micríticas fosilíferas (o iomicritas), cali$as esparíticas oolíticas (o ooesparitas), etc. 4or otra parte, e&isten tipos casi e&clusi#amente organógenos, tales como rocas arrecifales o estromatolíticas, en cuyo caso se denominan ampliamente cali$as de origen orgánico o biolititas, pudi*ndose especificar el tipo concreto de componentes orgánicos (e.g. iolitita arrecifal). tro tipo específico de cali$as son los tra!ertinos, formados en amientes de aguas continentales (ríos, lagos, c!arcas...) por precipitación de calcita a partir del agua sore 3uncos y arustos. 'eido a su específico modo de formación, los tra#ertinos son rocas muy porosas y permeales.
Rocas intermedias E&isten rocas sedimentarias intermedias entre las detríticas y las de precipitación io;geo;"uímica. Entre ellas, las más aundantes son las margas, en sentido general. Estas rocas están compuestas por caronatos y material detrítico arcilloso en proporciones #ariales, pero en general en torno al 50 % respecti#amente. 6on rocas generalmente poco compactas, formadas en amientes sedimentarios #ariados pero en general más profundos "ue los correspondientes a las rocas caronatadas.
%. #orosidad& 6e refiere a la medida del espacio intersticial entre grano y grano, la cual representa la relación entre el #olumen poroso y el #olumen total de la roca.
a porosidad es el #olumen de !uecos de la roca, y define la posiilidad de *sta de almacenar más o menos cantidad de fluido. 6e e&presa por el porcenta3e de #olumen de poros respecto al #olumen total de la roca (porosidad total o ruta). demás de esta porosidad total, se define como porosidad 8til la correspondiente a !uecos interconectados, es decir, el #olumen de !uecos susceptiles de ser ocupados por fluidos. Este concepto de porosidad 8til está directamente relacionado con el de permeailidad. a porosidad 8til es, en general, inferior en un 0;50% a la total, dependiendo, sore todo, del tama+o de grano de la roca: cuanto menor sea este tama+o de grano, más a3a será la porosidad 8til respecto a la total. ami*n influye la forma de los granos.
'. Tipos de #orosidad: bsoluta& a porosidad total o asoluta de una roca, se define como la fracción del #olumen total de la misma, "ue no está ocupada por matri$.
fecti!a& a porosidad efecti#a se refiere al porcenta3e de poros interconectados "ue permiten la circulación de fluidos. se considera como el #olumen poroso solamente conectados entre sí.
*o fecti!a& Esta porosidad no efecti#a representa la diferencia entre las porosidades anteriores, es decir, la porosidad asoluta y la efecti#a.
+. porosidad primaria " secundaria. ,eg-n su origen " tiempo de deposición de las capas& #orosidad #rimaria& Es a"uella "ue se desarrolla u origina en el momento de la formación o depositaci
#orosidad ,ecundaria o /nducida :
Es a"uella "ue se forma a posteriori, deido a un proceso geológico susecuente a la depositaci
0t 2p 3 2s 4. ,aturación de fluidos '.1. Definición de ,aturación a saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la fracción del #olumen poroso de una roca "ue está ocupada por dic!o fluido.
'onde: 6& > 6aturación de la fase ?. @& > @olumen "ue ocupa la fase ?. @t > @olumen poroso total de la roca. a sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos "ue se encuentran presentes en el espacio poroso de una roca, dee ser igual a . 6i consideramos un medio poroso saturado por petróleo, agua y gas, tenemos:
'onde: 6o > 6aturación de petróleo. 6A > 6aturación de agua. 6g > 6aturación de gas.
'.1.1. ,aturación de agua connata a saturación de agua connata (6Ac) es la saturación de agua e&istente en el yacimiento al momento del descurimiento, la cual se considera como el remanente del agua "ue inicialmente fue depositada con la formación y "ue deido a la fuer$a de la presión capilar e&istente, no pudo ser despla$ada por los !idrocaruros cuando *stos migraron al yacimiento. Beneralmente la saturación de agua connata se considera inmó#il- sin emargo, al inyectar agua en un yacimiento, la primera "ue se produce tiene composición diferente a la inyectada, lo "ue indica "ue el agua connata es despla$ada por la inyectada. a determinación de la saturación inicial de agua se puede efectuar por tres diferentes m*todos: ; =8cleos tomados en po$os perforados. ; álculos a partir de la presión capilar. ; álculo a partir de registros el*ctricos. a saturación de agua connata se correlaciona con la permeailidad, con el área superficial y con el tama+o de los poros. mayor área superficial y menor tama+o de partículas, mayor es la saturación de agua connata.
'.1.%. ,aturación residual de una fase a saturación residual de una fase, generalmente e&presada como 6&r, donde & corresponde a la fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la saturación de dic!a fase "ue "ueda en el yacimiento en la $ona arrida, despu*s de un proceso de despla$amiento.
'.1.'. ,aturación crítica de una fase a saturación crítica de una fase, generalmente e&presada como 6&c, donde & corresponde a la fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la mínima saturación re"uerida para "ue una fase pueda mo#erse en el yacimiento, es decir, corresponde a la má&ima saturación a la cual la permeailidad relati#a de dic!a fase es cero.
'.1.+. Determinación de la saturación en formaciones limpias a determinación de la saturación de agua a partir de registros el*ctricos en formaciones limpias con una porosidad intergranular !omog*nea está asada en la ecuación de saturación de rc!ieCs (ecuación D.D).
'onde: RA > Resisti#idad del agua de formación. Rt > Resisti#idad #erdadera de la formación. 7 > 7actor de resisti#idad de la formación. 7 es otenido usualmente a partir de mediciones de porosidad mediante la siguiente ecuación:
'onde: m > 7actor de cementación a > onstante
5. La #ermeabilidad representa la facilidad con la "ue una roca o formación permite a un fluido de #iscosidad dada atra#esarla.
6. le" de D7arc". 8iene definida por la fórmula de D9rc"& dp ;n@ @ > ; ;;;; & ;;;;; , y por tanto > ; ;;;;;;; n d d pd 'ónde: # > "> #elocidad del fluido o flu3o a tra#*s de unidad de área medida en cmsg o en cm D & seg; & cm; > permeailidad = > #iscosidad medida en centiposises ( poise> g & cm ; & seg; )
dpd > gradiente de presión del fluido en la dirección del mo#imiento, en atmósferascm D. En estas condiciones, la unidad de medida de la permeailidad es el 'arcy, generalmente demasiado grande para los almacenes de !idrocaruros, por lo "ue se utili$a el milidarcy (md). Este parámetro depende, fundamentalmente, del tama+o medio y de la forma de los granos "ue constituyen la roca
:. La compresibilidad () es propiedad "ue presentan los cuerpos materiales de disminuir su #olumen cuando se aumenta la presión e3ercida sore ellos, es decir, es el camio del #olumen original deido a la #ariación de la presión, y es muc!o mayor en los gases "ue en los lí"uidos y sólidos. 'iferencialmente la compresiilidad se representa de la siguiente manera: > (; @) F (d@ d4) 'onde se tiene "ue: > compresiilidad para el rango de presión 4 a 4. @ > #olumen a la presión 4. d@d4 > camio de #olumen por aumento de la presión de 4 a 4. ae destacar "ue el signo negati#o corresponde a la con#eniencia necesaria para "ue el #alor de la compresiilidad sea positi#o al disminuir el #olumen producto del incremento mecánico de la presión. a compresiilidad de la roca y los fluidos es considerada un mecanismo de e&pulsión de !idrocaruros muy importante, en especial si se trata de un yacimiento susaturado (sin empu3e de agua y con presión superior a la de uru3eo). Esto se dee a "ue al comen$ar la producción del yacimiento y manifestarse la caída de la presión tanto la roca como los fluidos se e&panden. 4or un lado la e&pansión de la roca pro#oca una disminución del #olumen agregado de poros interconectados, y por el otro la e&pansión de los fluidos tiende a contrarrestar el #aciamiento ocurrido por la producción de fluidos, la cual fue causada por la caída de la presión. mos efectos concurren en la misma dirección, es decir e&pulsan fluidos del #olumen de poros interconectados.
C;<#R,/=/L/DD D L;, L>?@/D;, 6iempre "ue se tengan camios de presión no muy grandes para lí"uidos ligeramente y más compresiles se puede suponer una compresiilidad promedio constante para el inter#alo de presión considerado. a compresiilidad se podría otener a partir de la siguiente ecuación, donde @ y @ son #ol8menes de lí"uido: @ > @ F ( ; G4)
C;<#R,/=/L/DD D L;, A,, omo se mencionó anteriormente los gases son muc!o más compresiles "ue los lí"uidos, y depende directamente del factor de compresiilidad (H), el cual es un factor de corrección introducido en la ecuación general de los gases ideales, esto es 4@>HnR , a partir de allí y de la ecuación general de la compresiilidad se otiene "ue la compresiilidad de los gases se otiene de la siguiente ecuación: g > ( 4) I ( H) F (dH d4) demás, se puede apreciar "ue la compresiilidad disminuye al aumentar la presión, deido al mayor acercamiento entre las mol*culas.
C;<#R,/=/L/DD D L R;C Es necesario distinguir entre la compresiilidad ruta de la roca y la compresiilidad del medio con poros interconectados. 6i se toma un esp*cimen de un medio poroso cual"uiera (matri$ J #olumen poroso) y se somete a un incremento le#e de la presión se produce una reducción del #olumen total del mismo. !ora, la compresiilidad ruta será: > ( @) F (G@ G4) 'onde @ es el #olumen ruto de la muestra. 'urante la producción de !idrocaruros la reducción del #olumen ocurre en el #olumen del sistema de poros interconectados, deido a "ue allí tami*n ocurren camios de presión, es por ello "ue la reducción del #olumen de poros dee referirse al #olumen de poros disponiles inicialmente (@ F K), luego: f > K 'onde: K > porosidad interconectada. @ > #olumen ruto. @p > #olumen de poros interconectados.
B. umectabilidad de las rocas " presión capilar. umectabilidad. 6e define como el ngulo de contacto "ue los fluidos forman en la superficie solida o superficie de la matri$. En el caso de las rocas y por sus características de composición, e&iste la propensión a la !umectailidad al agua o al petróleo, lo cual, seg8n la saturación y la presión capilar, afecta la tensión interfasica petróleoagua y, por ende, el despla$amiento de crudos de diferentes densidades.
En los estudios de yacimientos es importante conocer el fluido "ue domina la !umectailidad de la roca, las saturaciones de los fluidos y el estalecimiento de las relaciones entre la permeailidad efecti#a y la permeailidad asoluta para estalecer la permeailidad relati#a correspondiente a las sustancias gas, petróleo y agua.
#resión Capilar. Es la diferencia de presión a tra#*s de la interfase "ue separa dos fluidos inmisciles, cuando se ponen en contacto en un medio poroso. 4c> 4nm ; 4m 'onde 4c > 4resión capilar. 4nm > 4resión fase no mo3ante.
4m > 4resión fase mo3ante.
1E. permeabilidad efecti!a " relati!a. #ermeabilidad bsoluta& 6i el fluido es !omog*neo, y no produce ninguna acción importante sore la roca, se !ala de permeabilidad absoluta- pero si en la roca e&isten #arios fluidos, como es el caso de un yacimiento petrolífero, en el "ue podemos tener petróleo, agua y gas, se producen interferencias entre ellos "ue dan origen a permeabilidades efecti!as para cada uno de los fluidos diferentes de sus permeailidades asolutas.
#ermeabilidad fecti!a 6e define así como permeailidad efecti#a de un fluido la e&presión de la propiedad de una roca o formación de ser atra#esada por ese fluido en presencia de uno o #arios otros fluidos. 'epende por un lado de las
características de la roca, y por otro, de las proporciones o porcenta3es respecti#os de los distintos fluidos presentes.
La permeabilidad relati!a corresponde a la relación entre permeailidad asoluta y efecti#a. 4ara un fluido dado, #aría en función directa con la saturación de ese fluido en la roca, y se e&presa en tanto por uno de mo#ilidad de un fluido respecto a otro. En un sistema agua;crudo, la permeailidad relati#a del crudo es má&ima, y muy pró&ima a , cuando la saturación del crudo es má&ima (00 a 10;L0%), y es mínima, mientras "ue la del agua se !ace má&ima, para a3a saturación en crudo. la permeailidad relati#a del crudo decrece rápidamente con la disminución de la saturación en *ste, pero la del agua permanece muy a3a o nula !asta saturación en agua del orden del 25%. partir de ese momento, crece muy rápidamente !asta alcan$ar el #alor para una saturación del 00%. En t*rminos de producción, esto se traduce en "ue en un yacimiento petrolífero con a3o contenido inicial en agua, se podrá e&traer petróleo sin agua- al ir aumentando el grado de e&tracción, al alcan$ar una saturación en crudo del orden del 50;55%, se e&traerá una me$cla de crudo y agua, en la "ue la proporción de la segunda irá aumentando progresi#amente, !asta un #alor de saturación en agua del L0;M0%, momento en "ue solamente se e&traerá agua.
11. Relación de mo!ilidad. No#ilidad de un inyectante di#idida por la del fluido "ue está despla$ando, tal como el petróleo. a mo#ilidad del petróleo se define delante del frente de despla$amiento mientras "ue la del inyectante se define detrás del frente de despla$amiento, de modo "ue sus #alores de permeailidad efecti#a se e#al8an a diferentes saturaciones.
#ruebas de po$os Relación entre la permeailidad efecti#a y la #iscosidad de fase. a mo#ilidad general es una suma de las #iscosidades de fase indi#iduales. a producti#idad del po$o es directamente proporcional al producto de la mo#ilidad por el espesor de capa del producto.
Ra$ón de mo!ilidad& se conoce como el cociente de las relaciones de permeailidad#iscosidad (OP) de un fluido despla$ante con respecto a otro fluido despla$ado.
