UNIDAD 4: LAS ROCAS ALMACENADORAS Y SELLO
4.1 Principales tipos de rocas
Las rocas se pueden clasificar atendiendo a sus propiedades, como la composición química, la textura, la permeabilidad, entre otras. En cualquier caso, el criterio más usado es el origen, es decir, el mecanismo de su formación. De acuerdo con este criterio se clasifican en ígneas (o magnéticas), sedimentarias y metamórficas, aunque puede considerarse aparte una clase de rocas de alteración, que se estudian más a menudo entre las sedimentarias. Se restringe el metamorfismo a cambios de textura y composición de la roca porque existe recristalización (aumento de tamaño de granos minerales), metasomatismo (cambio de un mineral en otro) y neocristalización (formación de nuevos minerales).
Clasificación genética
En las Rocas ígneas: Plutónicas: Granito, sienita, dorita, gabro (Peridotita) Volcánicas: Basalto, Andesita, Pórfido (Traquita, Riolita) En las Rocas sedimentarias: Detríticas: Conglomerado, Arenisca (Limolita) Bioquímicas: Caliza bioclástica, Caliza micrítica, Toba calcárea, Travertino, Dolomía (Sílex, Yeso) En las Rocas metamórficas: Foliadas: PIZARRA, ESQUISTO, GNEIS, MIGMATITA (ANFIBOLITA) Masivas: MÁRMOL, CUARCITA, SERPENTINA (CORNEANA)
Clasificación composicional
Rocas silícatadas: GRANITO, BASALTO, ARENISCA…
Minerales: cuarzo, silicatos (feldespatos K, plagioclasas), micas... Elementos químicos: O, Si, Al, Fe, Ca, Na, K, Mg Rocas carbonatadas: MÁRMOL, CALIZA Minerales: carbonatos (calcita, dolomita) Elementos químicos: O, C, Ca, Mg
Clasificación textural
Rocas cristalinas: Granito, Mármol Textura cristalina: Cristales
Red de fisuras: Fisuras Rocas detríticas: Arenisca o caliza Textura detrítica o clástica: Granos, unión o sistema poroso: poros, accesos 4.2 Características Petrofísicas
La petrofísica estudia en la roca matriz sus propiedades físicas interpretándolas en función de sus componentes y características petrográficas, que se encuentran en dos aspectos muy importantes los cales son porosidad y permeabilidad. Porosidad: Relación del volumen de poros con el volumen total de la roca. Nos interesa la
porosidad efectiva o útil, que representa el volumen de poros conectados entre sí.
Permeabilidad: La permeabilidad o conductividad hidráulica, es la capacidad del medio
para transmitir los fluidos; Viene dada por la ecuación de Darcy: Q=K.A (dP/dl) Siendo Q el volumen del flujo transmitido por unidad de tiempo (tasa de flujo); A es la superficie de la sección; dP/dl es el gradiente de presión sobre una distancia (gradiente hidráulico); K es la permeabilidad media en darcys. La permeabilidad no sólo depende de las propiedades de la roca, sino también del f luido que transmite. Normalmente, se distinguen dos tipos de permeabilidad: Permeabilidad horizontal (lateral): Paralela a la estratificación. Permeabilidad vertical (transversal): Perpendicular a la estratificación. Es inferior a la horizontal, por lo menos en un medio sin f isuras verticales. En general, una roca muy porosa suele ser permeable, pero esto no ocurre siempre. En la explotación de yacimientos, la permeabilidad es más importante que la porosidad. Cuando la rentabilidad del yacimiento lo justifica, se incrementa la permeabilidad artificialmente por procedimientos de fracturación y acidificación, que abren fisuras o aumentan el tamaño de las preexistentes, facilitando la circulación de los f luidos. La porosidad y la permeabilidad y las fuerzas capilares están relacionadas con la distribución del tamaño de poro, y esta distribución, a su vez, está relacionada con la historia depositacional, diagenética y estructural. Una característica petrofísica incluye aquellas características físicas y texturales de las rocas. Algunas de las propiedades petrofísicas más importantes son las siguientes: De acuerdo a su origen, la porosidad puede ser clasificada en primaria o intergranular y secundaria o inducida. La porosidad primaria o intergranular es aquella que se origina durante el proceso de deposición de material queda orig en a la roca.
Por otra parte la porosidad secundaria es aquella que se origina por algunos procesos naturales o artif iciales posteriores al moment o en el cua l los sedimentos que dieron origen a la roca fueron depositados. En general las rocas con porosidad primaria presentan características más uniformes que aquellas que presentan porosidad más densa o incluso rasposa ante el tacto.
4.3 Fluidos de las rocas
La presencia de los correspondientes fluidos en la roca obedece a distintos procesos: el agua puede ser de infiltración de agua de lluvia, o transportada por un río bajo su cauce visible, o almacenada durante el depósito de la roca en forma de fase intergranular. Los hidrocarburos naturales, por su parte, proceden de la liberación de la roca madre en la que se forman, y consecuente migración, hasta acumularse en estas rocas (rocas almacén). Hasta las rocas pueden ser fluidos si están suficientemente calientes, eso es justamente lo que sucede en el profundo interior de la Tierra. La transformación sin cambio de estado de la estructura o la composición química o mineral de una roca cuando queda sometida a condiciones de temperatura o presión distintas de las que la originaron o cuando recibe una inyección de fluidos. Los fluidos circulantes derivan de la diferenciación de magmas ascendentes, o son disoluciones acuosas alimentadas desde la superficie pero calentadas en regiones profundas. Aunque la composición se basa en el agua, sustancias disueltas en ella pueden desempeñar un papel fundamental en la transformación química de las rocas. Los agentes del metamorfismo son tres: presión, temperatura y fluidos químicamente activos los fluidos químicamente activos pueden estar asociados a procesos magnéticos. La presión real a la que está sometida una roca depende también de la presión a la que se encuentran los fluidos contenidos en sus poros (presión de fluidos). El flujo plástico supone un movimiento intergranular con formación de planos de deslizamiento de la roca, pérdida de fluidos, reorientación de los granos minerales, aumento o crecimiento cristalino y cambios en la textura de las rocas.
4.4 Definición y clasificación de las trampas
Una trampa es una estructura geológica que hace posible la acumulación y concentración del petróleo, manteniéndolo atrapado y sin posibilidad de escapar de los poros de una roca permeable subterránea. El petróleo así acumulado constituye un yacimiento petrolífero secundario y la roca cuyos poros lo contienen se denomina roca almacén.
El petróleo se compone de un conjunto de numerosas sustancias líquidas distintas, los hidrocarburos, que son menos densos que el agua, por lo que tienden a flotar en ella en donde se encuentran debajo de la superficie. Esto produce un movimiento de migración del petróleo desde el momento que se forma, a partir de restos de plancton, hacia la superficie del suelo, viajando a través de los poros de rocas permeables. Una vez que aflora a la superficie, formando la llamada fuente o manantial de petróleo, va desapareciendo con los años, pues los volátiles escapan a la atmósfera y el resto de hidrocarburos van siendo degradados por microorganismos que se alimentan de ellos, pasando de ahí al resto de la cadena trófica de los ecosistemas. Los detalles estructurales y génesis de los yacimientos petrolíferos ha sido una de las ramas de la geología más estudiada y de la que se tienen más datos, debido a la enorme importancia que ha tenido para la humanidad la búsqueda y extracción de este recurso natural. Son acumulaciones de petróleo o gas en las cuales el elemento que define la trampa son las condiciones físicas o químicas del fluido que se encuentra en el reservorio. Se reconocen tres tipos principales, las trampas definidas por diferenciales de presión, las trampas definidas por diferenciales de temperatura y las trampas definidas por la composición de fluidos. Las trampas estratigráficas e hidráulicas se combinan en un solo sistema. Incorpora las trampas de fractura (diaclasas) en las que no existe un origen estructural evidente. Trampas definidas por diferenciales de temperatura: muy bajas T y alta P pueden tornar sólidos los gases de hidrocarburo en diferentes estados y características del suelo. Trampas definidas por la composición de fluidos: p. e. petróleo atrapado por barreras de petróleo muy viscoso (asfalto) o hidrocarburos sólidos (albertita, gilsonita, o grahamita). Gradientes hidrodinámicos pueden causar la inclinación de la superficie agua ‐petróleo o petróleo‐gas. Existen diferentes tipos de trampas entre los cuales podemos encontrar, la clasificación más adecuada para el estudio de éstas, se dividen en 3, las cuales son:
Estratigráficas: controladas por las relaciones estratigráficas de los cuerpos sedimentarios, sean éstas depositacionales o postdepositacionales.
4.5 Trampas Estratigráficas
Se forman cuando, en una sucesión estratigráfica, las capas suprayacentes a una capa porosa son impermeables, sellándola e impidiendo el flujo del petróleo. En todos los casos los hidrocarburos fluyen hacia la parte superior de la roca almacén. Por cambios laterales de facies: por acuñamiento y desaparición lateral de capas porosas o por cambios en la porosidad de una misma capa; de este tipo son el 7% de las trampas. En esta categoría pueden entrar las facies arrecifales, debidas a corales, arqueociatos, rudistas, etc., que suelen mostrar una alta porosidad y bruscos cambios de facies; representan el 3% de las trampas conocidas. Las discordancias pueden asimismo formar trampas al petróleo, cuando disectan una capa porosa y son cubiertas por materiales impermeables. Suponen el 3% de las trampas. Una trampa estratigráfica es aquella en la que el principal elemento conformador de la trampa es alguna variación en la estratigrafía, en la litología o en ambas de la roca reservorio, como ser cambio de facies, variaciones locales en la porosidad y en la permeabilidad. Es probable que el flujo del agua buzamiento abajo a través de la permeabilidad restringida que forma la barrera estratigráfica al movimiento buzamiento arriba del petróleo sea un elemento importante en el entrampamiento del petróleo en muchas trampas estratigráficas. También se puede decir que son aquellas que no son formadas por estructuras geológicas. Eventualmente pueden combinarse con estructuras originando trampas combinadas. Son mucho más difíciles de detectar en imágenes sísmicas que las trampas estructurales. Históricamente han sido mucho menos reconocidas que las estructurales y de hecho en muchos casos su detección ha sido accidental durante el desarrollo de yacimientos en producción. Las trampas estratigráficas Se generan por diferentes procesos en los cuales se pueden clasificar:
1. 2. 3. 4. 5.
Depositacionales, Erosión y Depositación, Intrusión, Diagénesis o En variación a las características del fluido poral.
4.6 Trampas Mixtas
Se superponen causas estratigráficas y estructurales (como serían las intrusiones diapíricas). Están formadas por la combinación de trampas estratigráficas y trampas estructurales. Suponen el 6% de las trampas petrolíferas. Controladas tanto por factores estructurales como estratigráficos (p. e. diapiros). Son aquellas originadas por una combinación de pliegues y/o fallas con cambios de porosidad de las rocas. En éstos el petróleo es el producto dominante y el gas está como producto secundario disuelto en cantidades que dependen de la presión y la temperatura del yacimiento. En éstos el petróleo es el producto dominante y el gas está como producto secundario disuelto en cantidades que dependen de la presión y la temperatura del yacimiento. La trampa de hidrocarburos es una condición geológica de las rocas del subsuelo que permite la acumulación del petróleo o del gas natural. Las trampas pueden ser de origen estructural (pliegues y fallas) o estratigráfico (lentes, acuñamiento de rocas porosas contra rocas no porosas denominadas rocas sellos). Toda trampa presenta como característica principal una roca de yacimiento, limitada en su tope y base por una roca sello, que impide que los hidrocarburos acumulados puedan escapar.
4.7 Trampas Estructurales
Son aquellas constituidas por la deformación de los estratos del subsuelo, causada por fallas (fracturas con desplazamiento) y plegamientos, controladas por estructuras geológicas (fallas, pliegues, etc.).
Entre las principales trampas estructurales tenemos con pliegues compresionales, compactacionales y de fallas, se pueden dividir en pliegues que es simétricos cuando tienen plano axial vertical y el buzamiento de ambos flancos es idéntico. Pliegues asimétricos cuando el plano axial no es vertical y en uno de los flancos el buzamiento es mayor que en otro.
Introducción En esta investigación veremos diferentes tipos de rocas en las cuales cada una se puede desempeñar diferentes funciones en las cuales ayudan a la formación de hidrocarburo. Entre los principales tipos de roca encontraremos dependiendo a su clasificación de la cual existen por su composición tanto física como química de las cuales pueden surgir grandes cambios en lo que respecta a composición. Están las rocas metamórficas, sedimentarias y las ígneas de las cuales se empiezan a formar a partir de cambios de estado tanto en el clima como en el suelo para su formación. Otro de los temas que también podremos observar son las características petrofísicas que se presentan en las rocas ya que son fundamentales a la hora de formar hidrocarburo. A ciertas temperaturas las rocas también son capaces de formar fluidos de los cuales son características esenciales para llegar a formar el hidrocarburo en diferentes aspectos aparte del nombrado. Las trampas también son fundamentales a la hora de formar el hidrocarburo, veremos su definición al igual de que se clasifica en diferentes tipos de los cuales tres son principales los cuales son estratigráficos, estructurales y mixtos. Cada uno se presenta en diferentes factores de los cuales se pueden representar gráficamente, al idearnos como se llegan a formar por causas diferentes como el movimiento del suelo.
Conclusión En este trabajo vimos diferentes tipos de rocas las cuales se pueden clasificar dependiendo su estructura de las cuales también su composición y dependiendo de otros factores los cuales son fundamentales a la hora de su formación etc. En lo que respecta a las características petrofísicas se pueden encontrar clasificar en diferentes formas pero los más importantes son porosidad y permeabilidad que se producen en diferentes aspectos los cuales dependen del lugar en donde se forma. Al lograr formar fluidos, las rocas llegan a formar un papel importante para la formación de hidrocarburo, su principal aspecto es el agua de la cual es capaz de transportarse por medio de esta. Existen diferentes tipos de trampas, dependiendo de diferentes factores no todas van a llegar a ser iguales, en lo que respecta se llegan a clasificar dependiendo diferentes aspectos. En las trampas estructurales que su principal formación está constituida por la deformación de los estratos llega a presentarse con plegamientos que también impide el paso del fluido. En las trampas mixtas llega a ser la combinación de las estructurales y las estratigráficas donde el paso del fluido es por consecuencia impasable.
Bibliografía
http://industria-petrolera.lacomunidadpetrolera.com/2008/11/sistema-petrolero.html
http://www.biodiversidad.gob.mx/publicaciones/librosDig/pdf/VegetacionMxC2.pdf
http://es.wikipedia.org/wiki/Trampa_petrol%C3%ADfera
http://www.slideshare.net/abelrodas/tipos-de-trampas-de-salida
http://es.wikipedia.org/wiki/Trampa_petrol%C3%ADfera
Instituto Tecnológico Superior de Tantoyuca Asignatura: Geología de la explotación del petróleo
Unidad 4: LAS ROCAS ALMACENADORAS Y SELLO 4.1PRINCIPALES TIPOS DE ROCAS 4.2CARACTERISTICAS PETROFÍSICAS 4.3 FLUIDOS DE LAS ROCAS 4.4 DEFINICIÓN Y CLASIFICACIÓN DE TRAMPAS 4.5 TRAMPAS ESTRATIGRÁFICAS 4.6 TRAMPAS ESTRUCTURALES 4.7 TRAMPAS MIXTAS Profesor: Joham Deivis Uzcanga Moreno
Alumno: Jhonatan Pulido Hernández
Ingeniería petrolera 3/A
Cal: ___________________________ Martes, 15 de noviembre de 2011
