Muñoz, P. - Caracterizacion Geologica de un Yacimiento Petrolero

CARACTERIZACIÓN GEOLÓGICA DE UN YACIMIENTO PETROLERO

CARACTERIZACIÓN GEOLÓGICA DE UN YACIMIENTO PETROLERO

INSTRUCTOR: PEDRO J. MUñOZ G. Ingeniero Geólogo, MSc. Año 2005

CONTENIDO

Pag.

1.- GENERALIDADES

2

1.1. Definición y alcances de la caracterización geológica geológica

5

1.2. Tipos de caracterización geológica

6

1.3. Metodología para la fase inicial de caracterización

9

2.- GEOLOGÍA ESTRUCTURAL

19

2.1. Conceptos básicos de geología estructural

21

2.2. Aspectos estructurales al nivel de yacimiento

25

2.3. Secciones Transversales estructurales

42

2.4. Planos estructurales

44

2.5. Diagramas estructurales

49

3.- ESTRATIGRAFÍA ESTRATIGRAFÍ A

57

3.1. Conceptos básicos de estratigrafía

58

3.2. Estratigrafía al nivel de pozo

64

3.3. Secciones transversales estratigráficas

66

3.4. Estratigrafía al nivel de yacimiento

67

3.5. Estratigrafía de secuencias en carbonatos y siliciclásticos

69

3.6. Planos y diagramas estratigráficos

83

4.- ASPECTOS SEDIMENTOLÓGIC SEDIMENTOLÓGICOS OS

87

4.1. Medios ambientes de sedimentación

87

4.2. Ambientes sedimentarios importantes para el Ingeniero Petrolero

88

4.3. Determinación de ambientes sedimentarios

102

4.4. Planos y diagramas sedimentarios

104

5.- DIAGÉNESIS

108

5.1. Minerales de carbonatos

108

5.2. Porosidades depositacionales

111

5.3. Disolución Disolución (corrosión) (corrosión)

112

5.4. Compactación mecánica

114

5.5. Cementación

117

5.6. Disolución por presión

120

5.7. Ambientes diagenéticos

122

5.8. Evolución de la porosidad

126

6.- DOLOMÍAS Y MODELOS DE DOLOMITIZACIÓN

130

6.1. Reemplazamiento de la dolomita

131

6.2. Cementos de dolomita

132

6.3. Ambientes de dolomitización

134

6.4. Mecanismos de dolomitización

135

7.- MODELO GEOLÓGICO DEL YACIMIENTO

141

7.1. Metodología para establecer el modelo geológico

141

7.2. Representaciones gráficas del modelo geológico

143

7.3. Validación del modelo geológico

147

CAPITULO 1 GENERALIDADES

Caracterización Geológica de un Yacimiento Petrolero

1.- GENERALIDADES La caracterización integrada de yacimiento trata de reconstruir la arquitectura de un yacimiento de hidrocarburo ubicado en el subsuelo, a partir de información puntual adquirida a través de pozos en el área a caracterizar. Se aplican la interpretación y análisis utilizando herramientas tecnológicas y de Ingeniería, recursos humanos altamente especializados y depende en alto grado de la calidad y cantidad de los datos disponibles. Ver Fig. 1

Fig.1 La Caracterización Integrada de Yacimiento como un acto de interpretación La terminología caracterización de yacimientos petrolíferos es cada vez más usada en las labores de Geología e Ingeniería de Petróleo y Yacimientos y tiene cada vez más vigencia debida, en gran parte, a las exigencias de los procesos de recuperación mejorada de crudos y necesidad de cálculos más certeros en las estimaciones de reservas de hidrocarburos presentes en el subsuelo. Ver Fig. 2

2


Fig. 2 Evolución de los estudios de yacimientos con el tiempo Dentro del proceso de una caracterización de yacimientos se siguen, en general, las siguientes fases: -

Fase I : Validar y analizar base de datos Fase II: Caracterización Estática del yacimiento Fase III : Caracterización Dinámica del yacimiento (Simulación) Fase IV : Gerencia del yacimiento

Ver Fig.3

3


Fig. 3 Fases de una Caracterización Integrada de Yacimiento. Este curso está enfocado en las Fases I y II de los procesos de caracterización a través de los estudios integrados de yacimientos.

El proceso de caracterización de yacimientos requiere de la acción de una disciplina que dentro del esquema sinergístico desempeña uno de los papeles más importantes: La Geología.

Dentro del amplio espectro que cubre la ciencia de la Geología se pueden precisar como disciplinas conexas la geofísica, la sedimentología, la petrofísica, la geología estructural con cuyas aplicaciones se pueden precisar las descripciones de los yacimientos en términos de facies, textura de la roca, geometría de los cuerpos sedimentarios, tipos de roca y mapas de subsuelo.

Empleando la interpretación de la sísmica (2D y 3D) se puede obtener una imagen del subsuelo en términos de su estructura y así identificar las trampas y cierres geológicos.

4


La petrofísica mediante el uso de registros, muestras de roca provenientes del pozo, correlaciones núcleo – perfil permite definir cualitativa y cuantitativamente las propiedades físicas de las rocas e identificar los distintos tipos de roca presentes en el yacimiento.

La correlación estratigráfica desde áreas bien conocidas a áreas nuevas permite mediante la aplicación de electrofacies, la rápida completación de los pozos petrolíferos y las mejores estimaciones volumétricas.

Con los datos obtenidos mediante el uso de las diferentes disciplinas previamente mencionadas, se pueden aplicar técnicas de Ingeniería de Yacimientos como las Pruebas de P.V.T., pulso y producción, así como con la inyección de trazadores de diversos tipos se puede monitorear y controlar el comportamiento del yacimiento y obtener mejores referencias para conocer el verdadero potencial de producción.

Finalmente, empleando la geoestadística, la informática y el procesamiento de datos es posible arribar a una descripción y caracterización de yacimientos mejorada y más exacta que represente una verdadera optimización durante el proceso de producción.

1.1.- DEFINICIÓN Y ALCANCES DE LA CARACTERIZACIÓN GEOLÓGICA La caracterización geológica de un yacimiento es el análisis interpretativo y multidisciplinario de un yacimiento, como una unidad geológica e hidráulica integral, con el fin de, describir su naturaleza y geometría; calificar y cuantificar propiedades de roca y fluidos y establecer la distribución y los volúmenes recuperables de hidrocarburos.

La integración de los aspectos estructurales, estratigráficos, sedimentológicos, petrofísicos y de fluidos, en un modelo único, constituyen la base para la simulación numérica de yacimientos así como para establecer un plan de explotación que garantice la máxima recuperación económica de sus reservas .

5


1.2.- TIPOS DE MODELOS DE CARACTERIZACIÓN GEOLÓGICA De los modelos que se definen en una caracterización integrada de yacimiento, en este curso, se describirán los modelos Geológico, Estratigráfico, Estructural y Sedimentológico. Ver Fig. 4

Fig.4 Modelos Fundamentales para una caracterización Integrada de Yacimiento Adicional a los modelos presentados en la figura 4, dentro de la caracterización Geológica también pueden realizarse el Modelo Geoestadístico y Geomecánico de los cuales se mencionarán algunos aspectos caracter ísticos a continuación.

El Modelo Geoestadístico: Es la representación probabilística de la arquitectura de las unidades que comprenden el yacimiento y la distribución espacial de las propiedades de la roca, utilizando técnicas geoestadísticas, para obtener un conjunto de imágenes equiprobables. Ver Fig. 5

6


Fig. 5 Fundamentos del Modelo Geoestadístico El

Modelo

Geomecánico:

Se

define

como

la

caracterización

del

comportamiento mecánico de los materiales geológicos (rocas y suelos) bajo el efecto

de

cambios

externos

(esfuerzos,

químicos).

7

deformaciones,

temperatura

y


Dicho modelo puede ser aplicado en la interpretación de geología estructural, estabilidad de hoyos, fracturamiento hidráulico, producción de arenas, yacimientos

naturalmente

fracturados

y

yacimientos

de

consolidadas. Ver Fig. 6

Fig. 6 Fundamentos del Modelo Geomecánico

8

arenas

no


1.3.- METODOLOGIA PARA LA FASE INICIAL DE CARACTERIZACIÓN: FUENTES DE INFORMACIÓN: Las fuentes de información para realizar una caracterización de yacimiento son muy variadas y por lo general están dispersas, por lo que se requiere antes de iniciar la caracterización, llevar a cabo un inventario, análisis y evaluación de la información disponible y determinar que información adicional se requiere para cumplir con el objetivo de la caracterización. Ver Fig. 7

Fig. 7 Datos necesarios para una caracterización Geológica de Yacimientos CONDICIONES PREVIAS: En esta etapa se realiza la evaluación y diagnóstico de la información del yacimiento, la naturaleza del área y el nivel de desarrollo alcanzado en la explotación de los hidrocarburos,

con el

fin de

establecer los aspectos a

cubrir por el estudio, definir el objetivo y alcance del mismo.

9


Para Definir el Objetivo y el Alcance de la caracterización geológica de yacimientos se utiliza la siguiente información: •

Estudios Anteriores

•

Datos sísmicos y de núcleo o testigos

•

Registros de pozos

•

Mapas y Secciones

•

Análisis PVT

•

Historia de producción / inyección / presión

Para el manejo e interpretación de la información se requieren las siguientes herramientas computarizadas:

-

Software (OFM, Archivos de Pozos, Registros de Imágenes, Log db, Landmark, Geoframe, otros)

-

Computadoras personales, Laptops

-

Estaciones de trabajo

-

Impresoras, Graficadoras, Scanners

La metodología recomendada en el presente curso para realizar la Fase Inicial (Fase I) de un estudio integrado o proceso de caracterización de un yacimiento petrolero es la siguiente: 1.- Definir Objetivo del estudio: se define el Objetivo General conjuntamente con el equipo de especialistas tomando en cuenta el tiempo y recursos disponibles, los productos a obtener del esfuerzo a realizar, el nivel de detalle de las interpretaciones, su uso y vigencia potencial.

2.- Creación de Base de Datos del proyecto: se crea una base de datos y se carga toda la información requerida correspondiente al Estudio o Proyecto. Esta se creará inicialmente con los datos generales de los pozos a objeto de definir el área: coordenadas (UTM), Elevación de la Mesa Rotaria, registros de desviación de pozos, status de pozos, intervalos completados por pozos, yacimientos, etc.

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3.- Recopilación de información de yacimientos: Estudios Anteriores: Si existen

Estudios Anteriores, se organiza y/o clasifica la información de

acuerdo a cada especialidad (Geología, Petrofísica, Ingeniería de Yacimientos, Interpretación Sísmica, Sedimentología ).

De no existir información de estudios anteriores, se verifica la existencia de información adicional que ayude a complementar el estudio ,

tales como:

material bibliográfico, tesis, informes de pozos, de perfiles, de sísmica, datos básicos, de producción, otros. Se clasifican por especialidad, con el fin de inventariar cualquier dato faltante o cualquier material escrito en poder de personas o instituciones relacionadas con el yacimiento o yacimientos a estudiar.

Perfiles de pozo: realizar un inventario de los perfiles de pozo por área y/o yacimiento: tipo, fecha de toma del perfil, profundidad, corrida, etc. Se verifica la existencia física y digital de los perfiles de pozos; en caso de que no existan, se procederá a su digitalización para posteriormente ser cargados en la base de datos del proyecto asegurando la calidad de los mismos.

Información RA/RC: Revisar y analizar la información de RA/RC utilizando archivos (carpeta de pozos), base de datos corporativa de reparaciones a pozos y estudios anteriores, para identificar toda la historia de reparaciones de cada pozo e incorporarla

cronológicamente en formatos por pozo (ficha

e

historia de pozo). En caso de que esta información no esta actualizada, la completación de la misma debe ser considerada en el tiempo de ejecución de la Fase I.

Análisis de Núcleos (Testigos): Se recopila la información relativa a los análisis de núcleos: a) Convencionales con información de porosidad, permeabili dad y saturación.

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b) Especiales con información sobre parámetros petrofísicos, presiones capilares, permeabilidad relativa y otras pruebas que dependen del objetivo del estudio.

Análisis PVT: Revisa la disponibilidad de los análisis PVT e incorpora toda la información de cada informe al software del que se disponga y se establece el número de muestras PVT con la que dispondría el estudio.

Pruebas de Presión: se revisa la información recopilada de pruebas de presión, clasifica según el tipo de prueba (restauración, estática, dinámica, caída de presión o abatimiento e interferencia) la cual se carga a un formato que al menos debe contener la siguiente información: identificación del pozo, fecha, tipo de prueba, tiempo de cierre, gradiente medido, gradiente del yacimiento,

profundidad medida, temperatura, profundidad del tope de las

perforaciones abiertas, presión al tope de las perforaciones abiertas y al datum, THP y observaciones generales sobre la calidad de la prueba. Se carga y/o actualiza en hojas de cálculo (Excel, etc.) los valores medidos en el campo: en cuanto a las pruebas de restauración, abatimiento e interferencia se debe cargar al menos la deflexión de cada elemento y el tiempo (en horas – minutos) correspondiente a cada deflexión. Para las pruebas estáticas, cargar como información mínima la profundidad de medición, la deflexión y el valor de presión.

Análisis de agua: Se revisa y verifica la información disponible de análisis de agua y de ser posible se actualiza y se crea la base de datos en hoja de cálculo para la determinación de parámetros necesarios para f uturos análisis.

Registros especiales: se revisa la disponibilidad de registros especiales y se construye un archivo que será parte de la base de datos del estudio que debe incluir como mínimo lo siguiente: la identificación del pozo, la fecha de toma de registro, tipo de registro e intervalo completado y su interpretación.

Registros de producción: En este caso, adicionalmente se debe verificar si todos los registros fueron interpretados y la existencia de evidencias de la interpretación, la cual se debe incorporar al archivo creado asegurándose de

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registrar la información del aporte o fluidos recibidos por cada uno de los intervalos, en valores porcentuales y en unidades de tasa para cada fluido. Se deben mantener los registros en papel para su verificación en caso de ser necesario durante la Fase II del estudio producto de esta Fase I. Se realizan gráficos de producción/inyección por pozo y por yacimiento, para verificar que toda la información tenga consistencia. Si la información existente solo contiene pruebas de producción, se reconstruirá la historia de producción mediante el cálculo de volúmenes mensuales

y

luego

los

correspondientes

acumulados,

todo

esto

por

pozo/yacimiento y en el formato ya consultado y seleccionado. Una vez que se tenga toda la historia en la aplicación seleccionada por el cliente (desde el inicio de la producción del primer pozo completado) se verifica que los volúmenes oficiales. Posteriormente, se carga toda la información recopilada a la Base de Datos del Estudio.

Mapas (Cartas): Se recopilan los mapas o cartas relativos al área, oficiales u operacionales, tales como: de ubicación, estructurales, isópacos, de litología o fluidos, de sedimentación y de información general sobre distribuciones de pozos, secciones elaboradas o algún otro elemento de caracterización. Así mismo, se identifican y clasifican los diferentes tipos de mapas recopilados, documenta su procedencia en el tiempo y lugar, e identifica en ellos aquellos aspectos que a primera vista son factibles de corrección o que requieren actualización. Esto puede establecerse por inconsistencias con el resto de la información recopilada, incongruencias respecto al modelo regional, errores evidentes de construcción o insuficiencias en cuanto a la cantidad de información llevada a tales mapas. Se realiza una revisión especial de los factores que han sido considerados

límites de los yacimientos, a fin de

prevenir cambios posibles en reservas por modificaciones de área y se define las fuentes de información disponible de zonas vecinas que puedan ayudar en una visualización correcta del área a estudiar. Como resultado de esta revisión se realiza un reporte de inventario y un diagnóstico inicial donde se califique el esfuerzo estimado para obtener las representaciones cartográficas acordes con los objetivos del estudio.

13


Identificar los criterios que han prevalecido en la interpretación por autores anteriores: en cuanto a estratigrafía, si el énfasis se ha puesto en las equivalencias

laterales

de

eventos

contemporáneos

o

litológicamente

semejantes y el nivel de detalle alcanzado en dichas correlaciones. En cuanto a las secciones estructurales, se debe identificar si se consideraron los cambios de tendencias como factores para inferir fallas, los valores de las pendientes y su consistencia con los buzamientos, etc. El grado de consistencia entre las interpretaciones

mostradas

en

las

secciones

y

las

representaciones

cartográficas. El análisis geológico puede ayudar a comprender tanto la definición de algunos límites, como algunas discrepancias que puedan ser evidentes con el o los modelos regionales predominantes, e inclusive dicha revisión puede derivar en la reevaluación de los objetivos y una correcta determinación del alcance.

Muestras litológicas: se revisan y validan los informes de las muestras litológicas (núcleos, muestras de canal/pared), y se genera un reporte de esta información. También se verifica y documenta el estado físico de las muestras litológicas provenientes de núcleos, muestras de canal/pared, afloramientos, otras. Para el núcleo se verifica lo siguiente: * Está completo/incompleto? * Longitud y Diámetro * Tiene toda la identificación de profundidades? * Está preservado como para realizar análisis? Para muestras se verifica: * Profundidades de las muestras de canal/ pared * Identificación muestras de superficie (afloramiento, líneas de tiro) * Tipos de muestras de fluidos Se revisa el estado de las muestras a objeto de definir su utilidad en las futuras interpretaciones. Se realiza la revisión y validación de los análisis disponibles. De estar en buen estado y sin análisis o incompletos, se genera la lista de los

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análisis requeridos y se entregan a la compañía contratante para su discusión. Posteriormente, se carga toda la información recopilada, analizada, revisada y validada en la base de datos del estudio.

Información Geológica: se revisa la lista los pozos con sus respectivos topes, cantidad.

Información sísmica: se verifica toda la información sísmica 2D, 3D y de pozos, así como informes de adquisición y procesamiento, a fin de conocer los parámetros aplicados. Identifica la elevación de referencia sísmica (DATUM) para cada uno de los levantamientos sismográficos con la finalidad de que toda la información sísmica y de pozos esté referida a un mismo DATUM. Se revisa si los datos sísmicos están cargados en la base de datos.

Información topes formacionales: Se carga y revisa la información de pozos, que incluye información de topes, curvas e información de velocidad y revisa los topes estructurales oficiales cargados en la base de datos.

4.- Definición de alcance preliminar: Revisada la información se define el alcance preliminar del estudio estableciendo en un primer momento el tiempo necesario para su realización, tomando en cuenta la volumetría y ubicación de la información e identificando posibles limitaciones técnicas producto de la escasa o nula información.

5.-Toma de información adicional: Se verifica si es necesaria, la captura de información adicional así como la viabilidad técnica y económica de su recopilación, y de ser así se recopila, analiza y valida dicha información para incorporarla a la base de datos del estudio.

6.-Carga de información a base de datos del proyecto: Carga toda la información recopilada a la Base de Datos del Estudio.

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7.- Definición final de alcance: Una vez revisada la información y establecido la necesidad o no de recopilar información adicional, se define el alcance definitivo del estudio estableciendo el tiempo necesario para su realización e identificando posibles limitaciones técnicas y/o económicas.

8.- Cronograma de trabajo: Se establece un cronograma de trabajo y cuantifica los recursos técnicos y financieros necesarios para el estudio. Para la elaboración del cronograma, se sugiere la utilización de la herramienta Project de Windows Microsoft Office.

9.- Informe técnico: se realiza un informe técnico en formato escrito y digital considerando la información geológica, de yacimiento, petrofísica y sísmica que incluye los aspectos más relevantes relativos a la revisión efectuada, así como toda la información derivada de las correcciones o adiciones realizadas a la información disponible y un análisis crítico de tal información. Así mismo, en el informe se debe destacar la calidad de dicha información, se define el plan de adquisición de datos y se describe el alcance definitivo del estudio.

A continuación se presenta el flujograma esquemático asociado a las actividades correspondientes a la Fase I de la Caracterización de Yacimientos Petrolíferos. Ver Fig. 8

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Definir el objetivo

Carga de información a base de datos de l proye cto

Creación de Base de datos del proyecto Recopilación de información de yacimientos

Definición de alcance Cronograma de trabajo Microsoft Project

Definición de alcance preliminar

Informe Técnico

Toma de información adicional

Fig.8 Flujograma esquemático de las actividades asociadas a la Fase I del proceso de caracterización de yacimientos petrolíferos.

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CAPITULO 2 GEOLOGÍA ESTRUCTURAL


2.- GEOLOGIA ESTRUCTURAL Es la rama de la geología que estudia las deformaciones de la corteza terrestre especialmente en lo referente al modo de presentarse y a las causas que la originaron. El interior de la tierra está en constante actividad como lo indican principalmente los terremotos y erupciones volcánicas. En la corteza terrestre se producen transformaciones, entre las más importantes:

-

Los continentes o geoanticlina les: que son formas positivas o convexas de la superficie terrestre.

-

Los mares o geosinclinales: que son formas negativas o cóncavas de la superficie terrestre.

-

Los pliegues: ondulaciones de las capas de roca.

-

Fallas: fracturas con desplazamiento.

-

Diaclasas: fracturas sin desplazamiento.

Para el Geólogo Petrolero es de gran importancia el estudio e interpretación de la estructura presente en un área, puesto que generalmente ésta será la causante principal de las acumulaciones de hidrocarburos en el subsuelo. Ver Fig. 9

19


a

b

c

Fig. 9 Entrampamiento producto de las deformaciones a ) Pliegue, b ) Falla y c) Discordancias A continuación se presenta el flujograma esquemático de las actividades principales relacionadas con el proceso de caracterización estructural de un yacimiento petrolero. Ver Fig. 10

Para la elaboración del Modelo Estructural se utiliza la siguiente información: -

Información Sísmica

-

Información Estratigráfica y Sedimentológica

-

Estudios Anteriores

-

Información de núcleo

-

Registros de pozos

-

Historia de producción/ inyección/presión

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Para la elaboración del Modelo Estructural se utilizan las siguientes herramientas: -

Plataformas: Landmark, Geoquest, Petrel, Roxxar, CGG,

-

Software (OpenWorks, StratWorks, SeisWorks, Zmap, P etroWorks, Geoframe, Finder, Interwell, Strata, Stratimagic, Petrel, Irap, Geocad, otros)

-

Computadoras personales

-

Estaciones de trabajo

Centro de Visualización de Yacimientos MAPAS ESTRUCTURALES EN TIEMPO

ANÁLISIS Y VALIDACIÓN DE DATA MARCO REGIONAL / REGIMENES DE ESFUERZOS

CONVERSIÓN A PROFUNDIDAD

REVISIÓN DE MODELOS ESTRUCTURALES PREVIOS

CALIBRACIÓN CON POZOS

CALIBRACIÓN SISMICA-POZOS

MAPAS ESTRUCTURALES EN PROFUNDIDAD

RECONOCIMIENTO DE MARCADORES CRONOESTRATIGRAFICOS, DISCORDANCIAS Y EVENTOS SISMICOS DISCONTINUOS

MAPAS DE PLANOS DE FALLAS SECCIONES ESTRUCTURALES MAPAS DE ESPESOR MAPA DE SUBAFLORAMIENTOS MAPA DE DISCORDANCIA

MAPAS DE ATRIBUTOS ESTRUCTURALES / VISUALIZACIÓN 3D

INTEGRACIÓN CON OTRAS DISCIPLINAS (PRESIONES, ISOPROPIEDADES, DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS, etc.)

MAPAS DE PLANOS DE FALLAS, SECCIONES ESTRUCTURALES Y MAPAS DE ESPESORES EN TIEMPO

COMPARTAMENTALIZACIÓN ESTRUCTURAL ESTANDARIZACIÓN DE SIMBOLOGÍA

MODELO GEOLÓGICO ESTRUCTURAL INTEGRADO DE YACIMIENTOS

MARCO ESTRUCTURAL PRELIMINAR

Fig.10 Flujograma de procesos del modelo estructural. Para su realización se aplican herramientas computarizadas tales como Plataforma Landmark, Plataforma Geoframe, Zmap, Geocad, etc.

2.1.- CONCEPTOS BÁSICOS A continuación se describen algunos conceptos de la teoría de la deformación:

- Deformación. La deformación de un cuerpo es el cambio de su forma o volumen bajo la influencia de fuerzas externas; en la corteza terrestre, pueden ser ante todo elásticas y residuales.

21


- Deformación Elástica. Es la que adquiere un cuerpo sólido que al dejar de obrar los efectos físicos recupera su forma original. Durante todas las deformaciones existe un límite de elasticidad que si se supera, surge una deformación residual que no desaparece completa o parcialmente al eliminar las fuerzas que la han causado. Las fuerzas interiores que surgen en el cuerpo y tienden a equilibrar la acción de las fuerzas exteriores se llaman fuerzas de elasticidad.

- Deformaciones Residuales. Las deformaciones residuales comunes en la corteza terrestre pueden ser plásticas o frágiles. Será plástica cuando esta deformación se revele sin interrupción de la continuidad del material y se forme como el resultado de la acción de fuerzas externas, o será frágil si las deformaciones conducen a la destrucción del cuerpo sin una deformación plástica notable.

Para determinar o indicar la posición de un estrato es necesario conocer dos parámetros muy importantes:

-

Rumbo: Es el ángulo que forma una línea horizontal cualquiera de una superficie geológica (tope de un estrato) con la dirección Norte-Sur. Ver Fig. 8

Se expresa siempre referido a uno de los cuadrantes que forman los puntos cardinales, mediante el ángulo a partir del Norte o del Sur.

-

Buzamiento: Es el ángulo que forma la línea de máxima pendiente de una superficie geológica con el plano horizontal.

Es siempre perpendicular al rumbo. Se expresa en grados y dirección en inclinación. Ver Fig. 11

22


Fig. 11 Rumbo y Buzamiento - Curvas o Contornos Estructurales: Son intersecciones de planos horizontales

equidistantes

con

la

superficie

geológica

que

se

desea

representar; es decir, que son líneas horizontales que unen puntos de igual profundidad que representan una superficie geológica. Ver Fig. 12

Fig. 12 Mapa de contornos estructurales y visualización tridimensional

23


Las curvas o líneas estructurales permiten conocer la posición (rumbo y buzamiento) de los estratos en el subsuelo y por consiguiente las estructuras que ellos forman. Las líneas estructurales son horizontales, por consiguiente el ángulo que ellas forman con la dirección Norte-Sur constituyen el rumbo del estrato o superficie geológica. Cuando se representan estratos que conservan la misma inclinación por mayor distancia, las líneas estructurales serán paralelas y las distancias horizontales entre ellas serán iguales.

Cuando los estratos están plegados, las distancias horizontales entre las líneas o curvas estructurales aumentarán o disminuirán según la variación de la inclinación. Ver Fig.13

MAPAS DE CONTORNOS MAPA DE CONTORNOS ESPACIADO EQUIDISTANTES

MAPA DE CONTORNOS ESPACIADO AUMENTA

1 2 3 4 5 6 7

0 100 200 300 400 500 600 700

1 2 3 4 5

0 100 200 300 400 500 600 700

MAPA DE CONTORNOS ESPACIADO AUMENTANDOS

7

MAPA DE CONTORNOS ESPACIADO VARIABLES

1 23 4 567

1

0 10 20 30 40 50 60 700

6

2 456 3007

0 100 200 300 400 500 600 700

Fig. 13 El espaciamiento de las líneas de contornos es una función de la forma y pendiente de la superficie contorneada

24


2.2.- ASPECTOS ESTRUCTURALES A NIVEL DE YACIMIENTO Entre los aspectos estructurales a nivel de yacimiento en este curso trataremos los siguientes:

-

Pliegues.

-

Discordancias.

Fallas.

PLIEGUES: Son deformaciones más o menos intensas de la corteza terrestre, producidos generalmente por la acción de esfuerzos activos dentro de la tierra. Debido a la acción de estos esfuerzos, los estratos son doblados cambiando la dirección de su inclinación. Cuando una roca o estrato se somete a la acción de esfuerzos, pueden suceder dos cosas:

-

Que se doble: Por deformación plástica y como resultado se forman los pliegues.

-

Que se rompa: En este caso se forman diaclasas, fracturas o fallas.

ELEMENTOS DESCRIPTIVOS Y GEOMETRICOS DE UN PLIEGUE Entre los elementos descriptivos de un pliegue se tienen: -

Flanco o Limbos: son las zonas menos curvadas conectadas por la zona de mayor curvatura.

-

Charnela: zona de mayor curvatura (menor diámetro de curvatura).

-

Cresta: zona topográficamente más elevada de un pliegue.

Elementos geométricos:

-

Eje: línea de orientación específica, ubicada donde la curvatura es máxima.

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-

Plano axial: superficie que contiene las charnelas de todas las capas que conforman el pliegue. Puede ser plana o curva.

Ver Fig.14 a y b

Eje Axial

Cresta

Fig. 14- a. Elementos Simétricos de un pliegue

Charnela

Plano Axial

Fig. 14 – b. Elementos Simétricos de un pliegue

26


TIPOS PRINCIPALES DE PLIEGUES Existen varias clasificaciones de los pliegues, pero solo definiremos algunos de los más importantes en Geología del Subsuelo.

-

Anticlinal: Es un pliegue convexo hacia arriba, o en forma de letra A. En el las capas o estratos más antiguos estarán hacia el centro de la curvatura. El anticlinal es posiblemente la estructura o pliegue de mayor importancia en la búsqueda de hidrocarburos. Ver Fig.15

Fig. 15 Características de un Anticlinal -

Sinclinal: Es un pliegue cóncavo hacia arriba o en forma de U. Las rocas más jóvenes se encuentran hacia el centro de la curvatura. Ver Fig. 16

27


Fig. 16 Características de un Sinclinal - Monoclinales.- Es un anticlinal o un sinclinal unido a una parte plana. Ver Fig. 17

Fig. 17 Panorámica de un pliegue monoclinal -

Homoclinal: No tiene charnela

-

Pliegue simétrico.- Tiene el plano axial esencialmente vertical y los flancos poseen el mismo ángulo de inclinación pero en direcciones opuestas. Ver Fig. 1 8

28


Fig. 18 Antiforma simétrica (Guillena, Sevilla) -

Pliegue asimétrico.- El plano axial es inclinado y ambos flancos se inclinan en direcciones opuestas pero con ángulos diferentes. Ver Fig.19

29


Fig.19 Sinforma inclinada (Guillena, Sevilla)

-

Pliegue volcado o sobre pliegue.- El plano axial es inclinado y ambos flancos inclinan en la misma dirección, generalmente con ángulos diferentes. Ver Fig. 20

30


Fig. 20 Pliegues volcados (Prox. Torla , Huesca) -

Anticlinorio.- Es un gran anticlinal compuesto por muchos pliegues menores. Ver Fig. 21

Fig.21 Forma característica de un Anticlinorio

31


- Sinclinorio.- Es un gran sinclinal compuesto por muchos pliegues menores. Ver Fig. 22

Fig. 22 Forma característica de un Sinclinorio FALLAS Definición: Superficie o zona delgada a lo largo de la cual un lado de la secuencia litológica se ha desplazado con respecto al otro, en una dirección paralela a la superficie o zona.

Las fallas son rasgos estructurales de primera importancia en la superficie de la tierra. Ellas afectan bloques de corteza que pueden llegar a tener áreas de miles o millones de kilómetros cuadrados: incluyen, por ejemplo, límites de placas de varios miles de kilómetros de largo.

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TIPOS DE FALLAS Fallas verticales - subverticales Falla desplazamiento horizontal Fallas de rumbo

Fallas con desplazamiento vertical

Fallas normales

Fallas inversas

Normal homotética

Inversa homotetica

Normal antitética

Inversa antitética

sentido sinistral

con

sentido destral

Fallas tectónicas se puede clasificar por su orientación y simetría. La gran mayoría de las fallas son vertical o casi ("sub") vertical. Es decir tienen manteos entre 90° y 45°. El desplazamiento puede ser vertical, horizontal u oblicuo. Normalmente se trata de desplazamientos verticales u horizontales.

1. Fallas con desplazamiento vertical: Entre el grupo de las fallas verticales se puede distinguir fallas normales y fallas inversas. Fallas normales son un producto de fuerzas extensionales, fallas inversas un producto de fuerzas de compresión. Ver Fig.23

Fig.23 Fallas con desplazamiento vertical, Falla Normal y Falla Inversa.

33


MANERA PARA DIFERENCIAR ENTRE FALLA NORMAL E INVERSA : Una falla normal produce un "espacio". Se puede definir un sondaje vertical sin encontrar un piso (o techo) de referencia. Una falla inversa produce una "duplicación": Se puede definir un sondaje vertical para encontrar el mismo piso (o techo) de referencia dos veces. Ver Fig. 24

Fig.24 Forma de identificar tipos de falla vertical durante la perforación ANTITÉTICA-HOMOTÉTICA En conjunto con el vocablo falla normal - falla inversa, se puede usar "antitética" y "homotética". La palabra antitética indica que la falla y los estratos se inclinan hacia las direcciones opuestas. Homotética significa, que los estratos y la falla tienen la misma dirección de inclinación. Ver Fig. 25

34


Fig. 25 Manera de identificar fallas verticales antitéticas u homotéticas.

FALLAS CON DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL: Existen principalmente dos tipos de fallas con un desplazamiento horizontal: Fallas con un sentido del movimiento sinistral (contra reloj) y fallas con un sentido del desplazamiento destral (sentido del reloj). Ver Fig. 26

Fig. 26 Tipos de Fallas de Rumbo

35


HORST Y GRABEN GRABEN (FOSA TECTÓNICA): El conjunto de dos fallas normales paralelas con inclinación opuesta en un ambiente tectónico expansivo se llama graben o fosa tectónica. Es decir, el sector central se mueve relativamente abajo con respeto de los flancos. En el interior de una fosa tectónica afloran generalmente rocas más jóvenes con respecto a las rocas de afuera del sistema. El tamaño de un graben puede ser de centímetros hasta grábenes grandes alrededor de 300 Kms. Ver Fig. 27

UN HORST O PILAR TECTÓNICO: Muestra un movimiento hacia arriba en su interior, es decir el sector central está construido por rocas más antiguas que el sector lateral. Ver Fig.27

Fig. 27 Representación del Graben y del Horst Tectónicos El estudio y determinación de la posición de las fallas es muy importante en Geología del Subsuelo, porque ellas pueden servir de trampas a la acumulación de hidrocarburos. En el subsuelo, las fallas pueden ser reconocidas según las siguientes condiciones:

-

En los

perfiles o registros las fallas pueden ser reconocidas por

la omisión o falta de sección en un pozo. Ver Fig. 2 4

36


-

En los

mapas: En escala regional, la presencia de algunas

anomalías en los contornos estructurales pueden indicar fallas. Entre las principales anomalías tenemos : a) Curvas anormalmente separadas con respecto al resto de las curvas b) Curvas anormalmente unidas c) Repetición de una curva

- Aumento local del espesor. Ver Fig. 28

Fig. 28 Note el aumento local de espesor del intervalo a. - Aumento abrupto del buzamiento. Ver Fig. 29

37


Fig. 29 Representación en planta y vertical de cambio abrupto de buzamiento.

-

Cambio brusco del rumbo, falla transcurrente. Ver Fig.30

Fig.30 Cambio Brusco de rumbo producto de falla transcurrente -

Discrepancia en los contactos de fluido.

-

Cambio anormal en la desviación del pozo. Ver Fig. 31

38


Fig. 31 Cambio anormal en la desviación del pozo - Anomalías en el perfil de buzamiento. Ver Fig. 32

39


Fig. 32 Anomalía en el perfil de buzamiento a nivel del corte de la falla en el pozo

Discordancias Son superficies que representan un período de erosión o no depositación en una secuencia de estratos. La discordancia separa estratos más jóvenes de estratos más viejos. En todo caso, representa un período entre la depositación o formación de las rocas más jóvenes, durante el cual no había sedimentación o formación de rocas. Las discordancias se originan cuando una región negativa o cuenca de sedimentación, deja de recibir sedimentos o es levantada y queda sometida a procesos de erosión.

Una superficie de erosión, es el producto de la acción de agentes naturales (agua, viento) sobre determinado tipo de roca. Cuando una roca o estrato es erosionada parcialmente se dice que está truncada, originando una superficie de truncamiento. Esta superficie constituye una discordancia la cual puede ser de varios tipos:

- Angular: Se produce cuando estratos más antiguos buzan con ángulo diferente al de los más jóvenes. Ver Fig. 3 3

40


Fig. 33 Discordancia Angular -

Paralela: Se produce cuando los estratos son paralelos arriba y debajo de la superficie de erosión. Ver Fig. 34

Fig.34 Discordancia Paralela Las discordancias pueden tener una gran importancia para los yacimientos de petróleo,

pudiendo

actuar

como

trampa.

Pero,

también

pueden

ser

desfavorables debido a la posible pérdida por erosión del intervalo productor.

41


2.3.- SECCIONES ESTRUCTURALES Con las secciones estructurales se representan las estructuras geológicas y la posición de los estratos en las áreas caracterizadas.

METODOLOGÍA PARA REALIZAR UNA SECCION ESTRUCTURAL A continuación se presentan los pasos a seguir para la elaboración de una sección estructural:

- Definir las direcciones de las secciones (mallado) que mejor representen los rasgos estructurales, considerando direcciones perpendiculares y paralelas a los ejes de las estructuras. En caso de tener secciones en otras direcciones, se hacen las correcciones necesarias para obtener los buzamientos reales. Ver Fig. 35

Fig. 35 Sección sísmica mostrando el patrón de falla del área. - Seleccionar el Datum de profundidad de acuerdo al intervalo de interés; el Datum y los topes deben ser referidos como profundidad vertical verdadera bajo el nivel del mar (TVDSS).

42


- Seleccionar las escalas verticales y horizontales, las cuales deben mantener una relación 1:1 (unidades de profundidad en pies y espaciamiento en metros). En caso de ser necesarias las exageraciones, se debe referir la sección como esquemática y debe ser calculada la exageración vertical por la relación de ambas escalas. - Se deben colocar en los mapas los pozos ubicados en la línea de sección y en caso de ser necesario la proyección de otros pozos, se debe respetar la ubicación estructural y señalar en la sección, la distancia y orientación real de los pozos. En la línea de sección se colocan las intersecciones de ésta con las fallas y la profundidad de los contornos estructurales. - Se unen los topes estratigráficos correspondientes y/o el valor de los contornos estructurales y se prolongan hasta las fallas, en caso de estar presentes, respetando sus saltos. También deben indicarse los diferentes bloques y sus movimientos relativos a lo largo de los planos de falla. - Se debe indicar el nombre de las unidades estratigráficas en el intervalo comprendido entre tope y base. De igual manera se deben identificar las fallas principales y discordancias. - Se debe incluir otras anotaciones tales como: nombre de los pozos, elevación de la mesa rotaria (b.n.l. O b.n.m.), agregar la elevación del terreno en caso de ser necesario, orientación de la sección (se recomienda colocar el Norte y el Este a la derecha), profundidad total, desviación, buzamiento. En caso de disponer de datos de fluidos, producción, presión, fecha de perforación del pozo, entre otros, los mismos se pueden colocar en las secciones. - La sección debe contener la leyenda y el mapa estructural donde se ubica la sección. La etiqueta, rótulo o membrete de identificación de la sección debe estar ubicada abajo y a la derecha y debe contener: identificación de la empresa,

43


campo y/o área, los nombres de los yacimientos, título, escala vertical y horizontal, autor de las secciones, fecha de elaboración. -Verificar la consistencia de las secciones estructurales con las líneas sísmicas y

los

mapas

estructurales

del

yacimiento.

Se

cotejan

los

elementos

estructurales (Fallas normales e inversas, pliegues, discordancias, salto de fallas, bloques deprimidos y levantados, espejos de fallas observadas en núcleo) de los pozos con la interpretación sísmica. En caso de no existir consistencia, el geólogo y/o el intérprete sísmico ajustan su interpretación a la información que se presenta en las secciones estructurales y se incorporan dichos ajustes menores al modelo estructural en elaboración.

2.4.- MAPAS ESTRUCTURALES Los mapas estructurales muestran la configuración geométrica de la superficie de una capa, formación o discordancia mediante curvas de nivel, generalmente relacionadas al nivel del mar como plano de referencia.

La curva de nivel estructural es una línea que conecta puntos a igual elevación de un horizonte estratigráfico. Por lo regular, el mismo lo constituye el contacto superior de una capa o formación.

FUENTES DE INFORMACION: Superficie: - Afloramientos Subsuelo: - Información Geofísica - Combinación de datos de superficie y del subsuelo. - Información de pozos - Muestras y Perfiles de Pozos

44


METODOLOGIA PARA LA ELABORACION DE LOS MAPAS ESTRUCTURALES 1. Se debe calibrar la sísmica elaborando sismogramas sintéticos para cada uno de los pozos que tengan los registros sónico y densidad con la finalidad de definir los reflectores sísmicos asociados a los marcadores geológicos de

interés,

provenientes

del

proceso

de

elaboración

del

modelo

estratigráfico. 2. Coteja las diferentes funciones de velocidad de los pozos que se tienen en el área, con la finalidad de caracterizar lateralmente las velocidades. 3. Asigna a cada pozo del proyecto, la función de velocidad que corresponda. 4. Reconoce e interpreta los elementos principales del marco estructural del área como fallas, pliegues, superficies de erosión, entre otros, por medio de: a- Visualización del cubo sísmico en diferentes direcciones (líneas, trazas y secciones horizontales). b- Generación e interpretación del cubo de coherencia y/o varianza. Ver Fig. 36

Fig.36 Cubo de Varianza donde se pueden apreciar las deformaciones presentes en el cubo sísmico.

45


c- Se selecciona el modelo regional a utilizar entre los existentes para la cuenca. 5. Se

incorporan

los

elementos

estructurales,

estratigráficos

y

sedimentológicos identificados durante la elaboración de los diferentes modelos a la interpretación sísmica. Si la interpretación se ajusta al marco regional de la cuenca, se continúa con el paso 6. En caso de no ajustar, se reinterpretan los elementos estructurales principales en función del marco geológico regional adecuado. 6. Interpreta los reflectores sísmicos, correspondientes a los horizontes geológicos de interés identificados durante la calibración sísmica y los rasgos estructurales presentes. De acuerdo a la calidad de los datos y los objetivos del estudio, se selecciona el mallado de interpretación. Se ajustan, en caso de ser necesario, los datos sísmicos a los datos de pozos (ajuste de tiempo). Ver Fig. 37

46


Fig. 37 Sección estructural donde se muestra la buena concordancia de la sísmica y los registros de pozos. 7. Se completa la interpretación, mediante un programa de interpolación automática para elaborar el mapa estructural en tiempo de cada uno de los horizontes. 8. Se elaboran los mapas de atributos sísmicos (buzamiento, rumbo, borde, amplitudes, fase, frecuencia, polaridad, otros y todas sus combinaciones). Ver Fig. 38

47


MAPAS DE ATRIBUTOS ESTRUCTURALES DE BORDE S/C FALLAS

A

B

Fig. 38 Mapa de atributo estructural de Borde (A) donde se aprecian alineamientos que corresponden a las fallas interpretadas ( B). 9. Se utilizan los mapas de atributos para corroborar y/o complementar la interpretación estructural. De ser necesario se aplica un filtro para suavizar los mapas estructurales en tiempo.

10. Se genera el modelo de velocidad para cada horizonte, utilizando las funciones de velocidad obtenidas mediante los check-shot, sismogramas sintéticos y/o la información de velocidad de apilamiento del volumen sísmico.

11. De cada horizonte, se toma el mapa estructural en tiempo y se multiplica por el modelo de velocidad correspondiente para convertirlo a profundidad.

12. Se ajustan los mapas estructurales en profundidad con los topes geológicos y elementos estructurales definidos en los pozos en el modelo estratigráfico, así como la información de datos de fluidos, producción y presión de los

48


pozos, como insumo de las actividades correspondientes al proceso análisis convencional de yacimientos y elaboración del modelo petrofísico, con la finalidad de definir la compartamentalización del yacimiento. 13. Posteriormente, se deben humanizar todos los mapas generados.

2.5.- DIAGRAMA ESTRUCTURALES Los diagramas estructurales son elaborados para visualizar, especificar, construir y documentar los aspectos resaltantes del modelo estructural. Los diagramas estructurales están constituidos por los aspectos estructurales que se encontraron cuando se estaba interpretando el modelo estructural. Ver Figs. 39, 40, 41, 42, 43 y 44.

Fig.39 Bloques diagramáticos representando la topografía del terreno y el subsuelo.

49


Fig.40 Bloque diagramático mostrando el salto de los bloques, unidades estratigráficas y diferentes tipos de ambientes de depositación.

50


Fig.41 Bloque diagramático mostrando estructuras geológicas y campos petrolíferos

51


Fig.42 Bloque diagramático mostrando una secuencia erosiva en el tiempo geológico.

52


Fig.43 Bloque Diagramático mostrando las fases evolutivas del r elieve.

53


Fig.44 Bloque diagramático mostrando la interpretación del mapa estructural en 3 Dimensiones

RIESGOS GEOLÓGICOS DERIVADOS DE LA GEOLOGÍA ESTRUCTURAL Uno de los usos del Modelo Estructural es la de ayudar a la detección y control del riesgo geológico de índole estructural (Fallas y Pliegues), para la planificación de perforación de pozos.

-

Fallas: Un riesgo de perforar en zonas de fallas, se deriva de que estas son planos de fracturas por donde pueden desplazarse los fluidos de perforación. Si esta situación no se puede controlar es posible la pérdida del pozo. Cuando una falla constituye un limite de yacimiento, el riesgo adicional el perder el objetivo. En casos esporádicos la perforación de un pozo puede seguir el plano de falla, con perdidas completa de información de registros en el intervalo donde esto ocurra.

54


-

Pliegues: La distribución de los fluidos es una función directa de sus densidades relativas, el gas se emplaza hacia las zonas más altas pudiendo generar problemas durante la perforación. Los mapas muestran los contactos del petróleo con el agua y/o con el gas. Con base a la experiencia en el área, se decidirá el rango de riesgo de las zonas de cuña de agua y gas en cuanto a perforación.

Evidentemente,

muchos

factores

de

riesgos

geológicos

son

impredecibles, pero el mayor riesgo, es no considerar las posibles advertencias implícitas en la interpretación del Modelo Geológico. (Ver Fig. 45)

Poz o seco !

?

Fig.45 Riesgo Geológico Estructural

55

CAPITULO 3 ESTRATIGRAFÍA


3.- ESTRATIGRAFÍA La estratigrafía es el estudio científico de las relaciones laterales y verticales de los estratos o, como lo definió Grabau en su obra Principles of Stratigraphy (1913), “…la parte inorgánica de la geología histórica, o sea el desarrollo, a través de sucesivas edades geológicas, de la litosfera, o armazón rocosa de la Tierra”. La estratigrafía trata no sólo de la sucesión y relaciones cronológicas originales de los estratos, sino también de su forma, distribución, composición litológica, contenido fósil, propiedades geoquímicas y geofísicas, interpretación de su ambiente de formación o modo de origen y de su historia geológica. La estratigrafía es por sí misma una ciencia, no una herramienta de la Geología, como inicialmente se conceptuó. Su campo de acción está, sin embargo, muy vinculado con la Geología y sus disciplinas. Disciplinas afines a la estratigrafía: §

Geología Histórica

§

Estratigrafía Sísmica

§

Sedimentología

§

Paleontología

§

Palinología/Bioestratigrafía

Como una ciencia que es, y de manera similar a otras ciencias, la Estratigrafía se basa en un conjunto de leyes o reglas que constituyen los principios que le dan consistencia. Estos principios que rigen la estratigrafía son: Ley de superposición de los estratos Ley de la sucesión faunística Ley del actualismo (uniformitarismo) Según las características que se estudie en las rocas al hacer uso de la Estratigrafía,

se

conocen

distintas

modalidades

de

esta

ciencia:

Litoestratigrafía, Bioestratigrafía y Cronoestratigrafía . Otras categorías afines son la Mineralogía, Sísmica, Ambiental, Minerales Pesados, etc.

57


Actualmente existen dos tendencias: 1. ESTUDIO DE LA SUCESIÓN DE CAPAS EN EL TIEMPO : Establecimiento de una Cronología 2. ESTUDIO DE LA SUCESIÓN DE CAPAS EN EL ESPACIO : •

•

Reconstrucción Paleogeográfica

Los objetivos del trabajo de un estratígrafo son el establecimiento de la sucesión de rocas sedimentarias o sea, establecer la columna estratigráfica, subdividir la columna en el tiempo en unidades útiles y relacionar las unidades con los acontecimientos en la evolución del planeta Tierra. La estratigrafía se considera Clásica / Física ya que su énfasis es descriptivo y Moderna o Genética ya que se basa en los preceptos de la Ley de Walther que establece que “Los depósitos de una misma área de facies, se forman unos al lado de otros en el espacio, y en un corte, los vemos reposando unos sobre otros”. De esta manera la Estratigrafía Física comprende la descripción litológica, textura, mineralogía, etc., el levantamiento de perfiles y secciones transversales, la construcción de perfiles en capas superpuestas y la superposición de los estratos. Por su parte, la Estratigrafía Genética se basa en el análisis de facies, el cual se sustenta en los conceptos del Actualismo.

3.1.- CONCEPTOS BÁSICOS QUE ES UNA FACIES? Es un conjunto de características litológicas y faunísticas de una unidad estratigráfica que permite distinguirla de las unidades adyacentes (Gressly, 1838). Selley (1970) las define como un conjunto de rocas sedimentarias que pueden ser definidos y separados de otros por su geometría, litología, estructuras sedimentarias, distribución de paleocorrientes y contenido de fósiles. Consecuentemente, las rocas sedimentarias se pueden agrupar en TIPOS, según: su composición, geometría, contenido fosilífero y otras características.

58


PRINCIPIO DE ACTUALISMO: Es un principio de interpretación. Ciencia que trata del tiempo geológico y tiene como marco de referencia la Datación Relativa Relativa y la Datación Absoluta.

LA DATACIÓN RELATIVA: Permite situar los acontecimientos geológicos en orden secuencial, determinando su posición en el registro geológico. No nos indica hace cuanto tiempo ocurrió, sino que suceso precedió a otro. Se funda en principios tales como la superposición, la continuidad y la identidad paleontológica.

§

Superposición: Implica Implica superposición de capas o estratos. Continuidad: Una misma capa es de la misma edad en todos sus

§

puntos, lo cuál conlle conlleva va a la noción de formación litológica. Series: Cuando los estratos se presentan sin interrupción. Si faltan

§

estratos existe entonces Laguna o Discontinuidad. Causas: Emersión§

Erosión, Transgresión-Regresión. Ciclos: Ciclo Sedimentario: Transgresión, Sedimentación, Regresión.

LA DATACIÓN ABSOLUTA: Asigna fechas específicas para unidades de rocas, expresados en años antes del presente.

MÉTODOS UTILIZADOS:

§

Rb -Sr, Carbono 14. Ver Fig. 44 Radiométricos: U-Th, K-Ca, Rb-Sr, Magnetismo: fenómenos volcánicos datados a través

§

paleomagnetismo. Otros: Anillos de Crecimiento, etc.

§

59

del


FIG. 44 Esquema diagramático que explica el proceso de datación radiométrica UNIDADES LITOESTRATIGRÁFICAS: Son reconocidas y definidas por sus caracteres litológicos. Están limitadas por contactos o por zonas de gradación, dadas por cambios litológicos. Son las unidades prácticas de campo, definidas en base a una Sección Tipo. Presentan independencia temporal (límites isocronos isocronos o no) y una distribución superficial.

FORMACIÓN: Se define como la unidad fundamental de la Litoestratigrafía. Un volumen de roca que es lo suficientemente distintivo y continuo como para poder ser cartografiado. En estratigrafía, una formación es un conjunto de estratos constituido predominantemente por un tipo o la combinación de varios tipos litológicos. Varias formaciones forman un Grupo y a sus subdivisiones se les denomina Miembros.

COLUMNA CRONOESTRATIGRÁFICA: Son secciones de rocas ordenadas en el tiempo. Una unidad de tiempo tiempo se mide en millones de años.

DISCORDANCIAS: Las Discordancias o Disconformidades se forman por el conjunto de procesos geológicos de sedimentación - fuerzas tectónicas erosión. Los estratos normalmente representan de manera ascendente una cronología temporal donde los estratos inferiores son más antiguos que los estratos superiores. Por lo tanto, las discordancias separan estratos más jóvenes de estratos más viejos. Son superficies superficies que representan representan un período de

60


erosión o no depositación en una secuencia de estratos. En todo caso, representa un período entre la depositación o formación de las rocas más jóvenes, jóvenes, durante el cual no había sedimentación sedimentación o formación formación de rocas. Las discordancias se originan cuando una región negativa o cuenca de sedimentación, deja de recibir sedimentos o es levantada y queda sometida a procesos de erosión. Una superficie de erosión, es el producto de la acción de agentes naturales (agua, viento) sobre determinado tipo de roca. Cuando una roca o estrato es erosionada parcialmente se dice que está truncada, originando una superficie de truncamiento. Esta superficie constituye las discordancias las cuales pueden ser de varios tipos:

ANGULAR: Se produce cuando estratos más antiguos buzan con ángulo diferente al de los más jóvenes. Ver Fig. 45

Fig. 45 Discordancia Angular

PARALELA: Se produce cuando los estratos son paralelos supra e infrayacente a la superficie de erosión. Ver Fig. 46

61


Fig. 46 Discordancia Paralela Inconformidad: Se produce cuando rocas ígneas o metamórficas son parcialmente erosionadas.

Diastema: Se produce cuando los estratos son paralelos a ambos lados, pero hay una interrupción breve de la sedimentación sin erosión.

CORRELACIÓN: Es el establecimiento de equivalencias cronológicas entre las unidades rocosas en zonas diferentes en base a: seguimiento lateral, semejanzas litológicas, posición en la secuencia estratigráfica y contenido de fósiles guías. guías. Ver Fig. 47

62


FIG. 47 Representación esquemática del proceso básico de correlación estratigráfica basada en litología, contenido fósil y superposición de estratos. CUENCA SEDIMENTARIA: Área de depositación de los sedimentos, lugar de la superficie donde se da la sedimentación. No es necesariamente una depresión. a) Pericratónicas, Intracratónicas b) Activas y Pasivas.

CONCEPTO DE BARRELL: Concepto de NIVEL DE BASE , o sea, Nivel de Equilibrio en el cual no hay erosión y no hay depositación.

EROSIÓN Y DEPOSITACIÓN: La ocurrencia de estos procesos sedimentarios depende del cambio del nivel de base. Por lo tanto, por debajo del nivel de base habrá depositación de sedimentos hasta que se alcance dicho nivel. Mientras que por encima del nivel de base ocurrirá erosión o arrastre de los sedimentos. El proceso de depositación también implica pérdida de energía del medio o agente de transporte.

AMBIENTES SEDIMENTARIOS: Las características de una roca sedimentaria dependen

de

varios

factores,

entre

63

los

que

podemos

citar:


naturaleza de la roca, área y relieve de la zona de origen, tectónica, agentes geológicos y los sistemas de medios en el área de depósito.

CLASIFICACIÓN DE AMBIENTES SEDIMENTARIOS: 1. Continentales 2. Transicionales 3. Marinos

3.2.- ESTRATIGRAFÍA A NIVEL DE POZO / YACIMIENTO A nivel del pozo se determina la presencia en la columna estratigráfica de diferentes tipos de formaciones litológicas apiladas unas sobre otras en el subsuelo. Estas formaciones tienen características tales como su contenido de fluidos, composición litológica, etc. las cuales pueden ser asociadas directamente a los procesos naturales que las crearon. Por lo tanto, pueden ser identificadas a través del análisis comparativo de los registros o perfiles eléctricos corridos en los pozos. Entre ellos se encuentran los registros de Rayos Gamma (GR), Potencial Espontáneo (SP) y Resistividad (LLS). A través de estos perfiles se pueden determinar diferencias en litologías dependiendo de su naturaleza sedimentaria (clástica, carbonática) o no sedimentaria (volcánica) sentando las bases para establecer correlaciones de mayor extensión. De manera similar, un perfil litológico muestra la relación estratigráfica o apilamiento de las unidades litológicas presentes en un afloramiento determinado. Ver Fig. 48 A y B

64


(A)

65


(B) Fig. 48 Ejemplos de un perfil o registro eléctrico corrido en un pozo petrolero (A) y de un perfil litológico típico de un afloramiento rocoso (B) y la información asociada.

3.3.- SECCIONES TRANSVERSALES ESTRATIGRÁFICAS Una vez establecida la secuencia estratigráfica característica de un área en uno o más pozos, la misma puede ser extrapolada a otras áreas vecinas a través de la elaboración de secciones transversales que abarcan áreas de de decenas a centenares de metros y kilómetros de extensión. Estas secciones permiten establecer un patrón de correlación estratigráfico y de esa manera definir la geometría interna de los yacimientos así como su continuidad lateral y otras características asociadas. Ver Fig. 49

66


Fig.49 Ejemplo de diagrama tipo panel basado en información de pozos y análisis de muestras de núcleos donde se puede observar la continuidad lateral, la coalescencia de los cuerpos arenosos y adelgazamientos (pinch outs) de algunos estratos en el área de estudio

3.4.- ESTRATIGRAFÍA A NIVEL DE YACIMIENTO Breve

metodología

para

modelaje

estratigráfico

de

yacimientos

petrolíferos Para elaborar un modelo estratigráfico se debe identificar e interpretar las unidades cronoestratigráficas, ciclos de sedimentación, extensión areal de los estratos y los marcadores estratigráficos que permiten definir la geometría interna de los yacimientos y su incidencia en la caracterización de los mismos. Dichos marcadores constituyen eventos cronológicos que permiten establecer las secuencias de depositación de las rocas que conforman el yacimiento. Está basado en el análisis de núcleos, bioestratigrafía, perfiles de pozos así como del análisis sismoestratigrafico. Este consiste en el análisis de patrones de las reflexiones sísmicas (continuidad, amplitud y frecuencia), mediante la interpretación estratigráfica a partir de los datos sísmicos, generándose los mapas de facies sísmicas, los cuales al ser integrados con la información de afloramientos, núcleos y data petrofisica o de registros, permiten definir ambientes

depositacionales,

procesos

67

de

depositación

y

litología.


Posteriormente se delimitan las secuencias depositacionales de tercer or den en los pozos claves, con base en los marcadores ya definidos, y se procede a extrapolar las correlaciones al resto de los pozos del área. En consecuencia, se identifican y correlacionan los sistemas encadenados (LST, TST, HST) que son los patrones de apilamiento que están directamente relacionados con los procesos sedimentarios y controlados por los cambios relativos del nivel del mar. Esta tarea se realiza mediante la identificación de tres tipos de sedimentación: Agradante, Progradante y Retrogradante. Seguidamente, se identifican las secuencias de cuarto y quinto orden, o sea las tendencias principales de las parasecuencias, identificando los patrones de afinamiento y engrosamiento de los granos. Estos a su vez se correlacionan con la finalidad de determinar la geometría y arquitectura interna del yacimiento estableciendo así el modelo estratigráfico del yacimiento. Ver Fig. 50

Fig. 50 Flujograma recomendado para elaborar un modelo estratigráfico de yacimientos petrolíferos. Adicionalmente, se sugieren las herramientas computarizadas que son aplicables a cada etapa del proceso.

68


3.-5.- ESTRATIGRAFÍA SILICICLÁSTICOS

DE

SECUENCIAS

EN

CARBONATOS

Y

La Estratigrafía Secuencial es el estudio de las relaciones de las rocas sedimentarias dentro de un marco cronoestratigráfico de superficies de estratos, discordancias regionales y sus conformidades correlativas. Esas relaciones incluyen la distribución de ambientes depositacionales y litofacies dentro de este marco establecido. El análisis estratigráfico secuencial puede aplicarse a pozos, afloramientos y data sísmica e idealmente envuelve la interpretación integrada de toda esta data. Los procesos sedimentológicos que afectan la organización de los sedimentos y patrones de estratificación pueden ser agrupados en 4 parámetros básicos: •

La fuente de sedimentos

•

La acción de la energía costera

•

La acomodación de los sedimentos

•

El perfil de equilibrio fluvial o nivel de base

Por lo tanto, para aplicar los conceptos de estratigrafía secuencial se requiere de un claro entendimiento de estos mecanismos básicos. Existen dos preceptos básicos en estratigrafía secuencial: •

Las superficies estratigráficas corresponden a líneas de tiempo geológico

•

Las reflexiones sísmicas corresponden a superficies estratigráficas y representan líneas de tiempo geológico dentro de los límites de la resolución sísmica.

El estudio de secuencia de unidades relacionadas genéticamente entre superficies

cronoestratigráficas

significativas,

denominado

Estratigrafía

Secuencial, se ha convertido en un método extremadamente útil para determinar la correlación de facies y de líneas de tiempo, tanto a partir de

69


registros o perfiles petrofísicos de pozos, como de datos de núcleos y de afloramientos, además de reflexiones sísmicas. La jerarquía de las unidades en estratigrafía secuencial es la siguiente: Megasecuencia

à

Parasecuencias

à

Estratos

à

Lámina. La integración de

todos estos datos para la interpretación de secuencias estratigráficas, jerarquizando jerarquizando las diferentes unidades, constituye el método más avanzado avanzado y moderno en la investigación de yacimientos tanto a escala regional, como a escala de yacimiento.

ASOCIACIONES DE SECUENCIAS: Son conjuntos de secuencias que se encuentran agrupados por asociaciones de sistemas depositacionales contemporáneos, lo que imprime un elevado poder de predicción en el estudio de los yacimientos.

CICLOS DE TRANSGRESIÓN Y REGRESIÓN REGRESIÓN:: Simultáneamente, se ha avanzado en el estudio del apilamiento de secuencias, en especial, las que reflejan progradación o disminución de profundidad del agua. Ver Fig. 51

70


Sistema Sistema Regresiv Regresivo o

Discordancia

Sistema Transg Transgresivo resivo

Fig. 51 Ejemplo de ciclo transgresivo transgresivo -regresivo asociado a una discordancia Parasecuencia (PS): Es una sección de capas o conjunto de capas concordantes y genéticamente relacionadas, limitadas por superficies de inundación marina. Las parasecuencias son progradacionales. Por lo tanto, las capas dentro de una parasecuencia tienden a ser de ambientes más someros hacia el tope. Un ciclo individual transgresivo-regresivo es conocido como una parasecuencia.

Superficie de inundación (FS): Es la superficie que separa estratos más jóvenes de estratos más viejos y a través del cual hay evidencia de un incremento abrupto de profundidad de las aguas. Puede haber o no erosión submarina.

Set de parasecuencias: Es la sucesión de secuencias genéticamente relacionadas que conforman un patrón de empaquetamiento distintivo y que es limitado,

71


en muchos casos, por superficies de inundación marinas mayores y sus superficies correlativas.

PARASECUENCIAS: Cada parasecuencia puede ser seccionada en una componente regresiva y una componente transgresiva. Este pequeño ciclo está puntuado por 3 tipos de discontinuidades: La superficie de progradación à PS La superficie de inundación

à

FS

La superficie de emersión

à

ES

Una superficie de inundación es equivalente a una elevación relativa del nivel del mar. Esto crea espacio que da origen a 3 tipos de patrones de apilamiento Ver Fig. 52. •

PROGRADACIONALES (REGRESIVOS)

•

AGRADACIONALES

•

RETROGRADACIONALES (TRANSGRESIVOS)

72


Fig. 52 Ciclos regresivo-transgresivo asociado a superficie de máxima inundación Esto lleva a la identificación a gran escala de ciclos sedimentarios. Cuando la superficie de inundación alcanza su máximo nivel se habla de Superficie de

Máxima Inundación (MFS), a partir de la cual las arenas comienzan a progradar nuevamente. Un CICLO, es un conjunto de parasecuencias limitados por 2 superficies de máxima inundación (Galloway) Ver Fig. 53

73


Fig. 53 Mosaico que muestra las relaciones estratigráficas y litológicas en afloramientos rocosos desde el punto de vista de la estratigrafía secuencial. Relación con la presencia de discordancias versus Superficies de Máxima de Inundación (MFS) y su expresión en un perfil litológico. Se llama ONLAP COSTERO a la superficie en la cual la sedimentación activa está ocurriendo a nivel de la costa y constituirá una discordancia estratigráfica en el récord sedimentario. Puede migrar hacia el continente à Subida del nivel del mar Puede migrar en dirección a la cuenca à Caída relativa del nivel del mar La curva de onlap costero es una curva que ilustra el hecho de que durante elevaciones del nivel del mar, el onlap costero migra hacia la costa o continente, y durante caídas del nivel del mar, migra costa afuera hacia la

74


cuenca. Las discordancias regionales se mostrarán en la plataforma como superficies de onlap. Las fluctuaciones del nivel del mar ocurren a diferentes escalas de tiempo y pueden ser Eustáticas y Tectónicas. Una variación eustática del nivel del mar es una variación de la superficie del océano con respecto al centro de la tierra y son globalmente sincrónicas. El Tectonismo juega un rol importante en cambios relativos del nivel del mar ya sea por Subsidencia o por Levantamiento. La subsidencia tectónica crea la mayor parte del espacio disponible para la sedimentación. La organización de todas las cuencas sedimentarias resulta de la interacción entre cambios de nivel eustático del mar (ESL) y subsidencia. La combinación de estos efectos determina los cambios relativos del nivel del mar (RSL). La figura más importante de los ciclos del nivel de mar es la presencia o ausencia de caídas relativas del nivel del mar. Los dos períodos más críticos en ciclos eustáticos del nivel del mar son la máxima tasa de caída del ESL y la máxima tasa de elevación de ESL. Ver Fig. 54.

Fig. 54 Expresión en términos de facies de los límites de secuencia SB y correspondientes superficies de máxima inundación en los sistemas encadenados de sedimentación.

75


SECUENCIA: es una sucesión conformable de estratos geológicamente relacionados limitados a su tope y a su base por discordancias, o sus conformidades correlativas. Está compuesta de una sucesión de sistemas encadenados y es interpretada como depositada entre dos puntos de caída de inflexión eustática (Van Wagoner et. al., 1989). En términos prácticos, se llama SECUENCIA DEPOSITACIONAL a los sedimentos depositados entre dos sucesivas caídas (ESL) eustáticas del nivel del mar. Una secuencia depositacional está formada por diferentes asociaciones de facies sedimentarias llamadas Sistemas Encadenados. Una característica importante de una secuencia es si está limitada o no por una discordancia plataformal erosiva, resultante de una caída del nivel del mar. De acuerdo a esto, 2 tipos de secuencias y límites de secuencias pueden definirse:

SECUENCIA TIPO I y Discordancia Tipo I.- cuando la caída relativa del nivel del mar es por debajo del quiebre continental de la plataforma. SECUENCIA TIPO II definida cuando la caída relativa del nivel del mar no alcanza el quiebre de plataforma modificándola posteriormente para referir la caída relativa del nivel del mar a la línea de costa. Definición moderna de secuencia depositacional: P. Vail y sus colegas (1991) usan el término de secuencia depositacional solo para una específica escala de tiempo correspondiente a los llamados ciclos eustáticos o secuencias de tercer orden, que ocurren con una periodicidad de 0.5 a 5 Ma (Susceptible a datación bioestratigráfica). Las secuencias con períodos de 0.01 a 0.5 Ma (correspondientes a ciclos de 4to y 5to orden) son llamadas secuencias simples. Una secuencia depositacional, sobre la plataforma es puntuada por dos discontinuidades mayores: 1. Una discordancia erosional creada por una caída relativa del nivel del mar en un punto de inflexión de caída del ESL (SB)

76


2. Una superficie de máxima transgresión formada en el punto de inflexión de elevación de la curva de ESL (MFS) El reconocimiento de estas 2 discontinuidades estratigráficas y el análisis del patrón de sedimentos entre ellos es la base de la Estratigrafía Secuencial (Allen, G.P., 1991). Ver Fig. 55

FIG.55 Relación estratigráfica secuencial de los ciclos de transgresión y regresión enmarcados entre dos superficies discordantes y su correspondiente superficie de máxima inundación. Los patrones de sedimentación durante un ciclo relativo del nivel del mar, están controlados por: a) Cambios relativos del nivel del mar (RSLC) b) Variaciones en la tasa de acomodación y fuente de sedimentos Estos parámetros determinan donde se acumulan los sedimentos y si lo hacen bajo condiciones de regresión o transgresión. Basado en estos parámetros,

77


una secuencia se divide en 3 unidades llamadas SISTEMAS ENCADENADOS y se le denomina de la siguiente manera: Sistema Encadenado de Bajo Nivel ( LST ) Sistema Encadenado Transgresivo ( TST ) Sistema Encadenado Alto Nivel ( HST ) Cada sistema encadenado representa la sedimentación durante una fase particular del ciclo relativo del nivel del mar y juntas, dichas secuencias forman un ciclo sedimentario regresivo-transgresivo-regresivo dentro de una secuencia.

A continuación se presentan esquemas diagramáticos que

describen dichos sistemas encadenados. También se muestran las facies y depósitos

litológicos

asociados

y

sus

topográficas. Ver Fig. 56 A, B, C.

(A)

78

correspondientes

expresiones


(B)

(C) Figs. 56 A, B, C Diagramas que muestran los sistemas encadenados LST, TST y HST Los horizontes primarios utilizados en estratigrafía secuencial son: •

El Límite de Secuencia ( SB )

•

La Superficie de Máxima Inundación (MFS)

79


Estos representan 2 importantes niveles (datum) de tiempo en la historia de una secuencia. El Límite de Secuencia (SB) representa al relativa máxima caída del nivel del mar. El SB es una discordancia que se extiende lateralmente a relativas conformidades. La superficie de máxima inundación (MFS) es definida como la máxima incursión hacia tierra firme del onlap costero o cobertura de estratos marinos y representa la elevación máxima del nivel del mar. SB y MFS son utilizados para correlación regional y subdivisión de secuencias depositacionales tal como son observadas en la data sísmica.

LA SECCIÓN CONDENSADA (CS): Es un conjunto de facies consistentes en delgadas capas marinas de sedimentos pelágicos o hemipelágicos que llegan a aguas profundas y son depositados a una tasa de sedimentación muy baja.

Las secciones

condensadas son más extensivas durante el tiempo de transgresión regional d e la línea de costa. La superficie de máxima inundación es cubierta, creando un downlap, por estratos suprayacentes progradacionales.

La superficie de

máxima inundación (MFS) representa la máxima transgresión marina y generalmente puede ser trazada en dirección a la cuenca, donde ocurre dentro de una capa lateralmente continua de sedimentos depositada por procesos pelágicos y hemipelágicos habiendo dejado a la mayoría de los depósitos provenientes del continente, atrapados cerca de la costa. Cuando esas áreas se llenan, los sedimentos comienzan a progradar hacia la cuenca y forman una cubierta (downlap) sobre la superficie de máxima inundación o en áreas más profundas (basinales). Son parte de la superficie superior de la sección condensada dentro de la cual, la superficie de máxima inundación ocurre. Es bueno recalcar que las secciones estratigráficas con intervalos de tiempo faltantes debido a la erosión o a la no depositación, son consideradas discordancias, no secciones condensadas. Las razones para escoger la sección condensada como datum o nivel de correlación son las siguientes: 1. Son fácilmente reconocibles en secciones sísmicas por lo que regionalmente constituyen un reflector de alta amplitud

80


2. Son depósitos de alto nivel con fauna dominante de foraminíferos, que eventualmente resultan en una alta impedancia y en una superficie de depositación de gran extensión 3. Es un datum usado en la mayoría de los análisis estructurales 4. Es un evento fácilmente datable debido a la abundancia de fósiles calcáreos que contiene. Ver Fig. 57

Fig. 57 Marco estratigráfico secuencial de dos secciones litológicas adyacentes basado en registros eléctricos de pozos. Se muestran los correspondientes ciclos transgresivos y regresivos de sedimentación separados por una superficie de máxima inundación MFS (línea segmentada). La BIOESTRATIGRAFÍA es la otra herramienta con gran influencia para la elaboración del análisis secuencial ya que provee el patrón estratigráfico primario al relacionar cambios en los conjuntos de los microfósiles con unidades estratigráficas y limitando las discontinuidades. Funcionalmente, estas señales bióticas pueden dividirse en tres aplicaciones principales: 1. Determinaciones de edades 2. Modelos de correlación 3. Reconocimiento y caracterización de secuencias

81


La mayoría de las rocas se correlacionan en base a su contenido fosilífero debido a que los fósiles son más comunes que los minerales datados isotópicamente. Por esta razón, es que los microfósiles han sido y son la herramienta cronoestratigráfica más usada en todo el mundo. Para datación en el campo petrolero, los organismos más comunes utilizados son los foraminíferos (planctónicos, bénticos y grandes), el nannoplancton calcáreo, los dinoflagelados y los palinomorfos (polen y esporas). La datación bioestratigráfica está basada en la primera y última ocurrencia de especies individuales o en la ocurrencia de varias especies con rango que se superponen y que indican un intervalo de tiempo específico.

DATUM DE ÚLTIMA OCURRENCIA: Se refiere a la última ocurrencia en el tiempo (extinción evolutiva) de una especie. Está basado en el registro global para esa especie. Exterminaciones locales pueden ocurrir antes de la extinción global por cambios en los parámetros que conforman el hábitat haciéndolo inhóspito.

DATUM DE PRIMERA OCURRENCIA: Se refiere a la primera ocurrencia en el tiempo (origen evolutivo de una especie basado en el registro global para esa especie).

PRIMERA APARICIÓN DE CARÁCTER LOCAL: Las primeras apariciones de carácter local pueden ocurrir un tiempo después del origen evolutivo de una especie, ya que se requiere determinado tiempo para su dispersión. También, puede ocurrir que, debido a ambientes inicialmente hostiles, una especie no pueda ocupar un área hasta mucho después de su origen evolutivo. Cómo se interpreta la ocurrencia global de fósiles en una columna dada? A través de la CARTA DE DISTRIBUCIÓN FAUNAL . Esta carta de distribución de fósiles es una representación gráfica de la ocurrencia de los fósiles y su abundancia en una secuencia sedimentológica dada. El gráfico permite ver las

82


primeras y últimas ocurrencias de las especies, así como las asociaciones correspondientes y sus cambios en el tiempo.

Estas cartas facilitan al

paleontólogo las interpretaciones de edades, hiatos y ambientes de sedimentación con sus variaciones a través de la columna geológica al proporcionar una visión global de todas las ocurrencias fósiles. Ver Fig. 58

FIG. 58 Los patrones de abundancia y diversidad faunal, combinados con la data bioestratigráfica y paleoecológica pueden ser utilizados para localizar Superficies de Máxima Transgresión

3.6.- PLANOS Y DIAGRAMAS ESTRATIGRÁFICOS Cartas o Mapas: Las cartas o mapas, son elementos de representación gráfica, de elementos del medio físico, en un soporte trabajable. El término carta se refiere a los documentos cartográficos que reúnen la información pertinente a uno o más aspectos del medio ambiente sea este físico, biótico o antrópico (ABGE.-Geología de Ingeniería , 1998). Es el resultado de proyectar sobre un plano, normalmente topográfico y/o de subsuelo los valores asociados al motivo de cartografiado o mapeo. Como se genera un documento cartográfico? Una vez elegido el tema, el área o nivel estratigráfico a cartografiar, se debe realizar una serie de pasos tomando en consideración que algunos serán elaborados en el ambiente de la

83


oficina y otros en el ambiente de campo. En la oficina se debe seleccionar la escala y determinar la información relevante mientras que en el campo se debe realizar el relevamiento de los datos aplicables, las referencias geográficas, caminerías, puntos de afloramientos, etc., así como la interpretación de información de campo.

ELEMENTOS GENERALES: En el caso de un mapa geológico de superficie: Ver Fig. 59 a) Distribución areal de los distintos materiales a cartografiar. b) Relaciones geológicas entre los diferentes materiales.

Fig.59 Ejemplo de un mapa geológico mostrando el correspondiente perfil asociado y la relación entre las capas geológicas. Estos datos han sido previamente identificados en el terreno mediante reconocimiento, prospección y estudios diversos. Los mapas deben contemplar:

84


1. Base de representación y escala 2. Agrupaciones de los materiales 3. Características físicas del terreno (fotointerpretación y campo) 4. Trama proyectiva de los diferentes materiales 5. Leyendas 6. Cortes / Secciones Ver Fig. 60

Fig.60 Información relevante que debe aparecer en un mapa geológico

85

CAPITULO 4 ASPECTOS SEDIMENTOLÓGICOS


4.- ASPECTOS SEDIMENTOLOGICOS 4.1.- MEDIOS AMBIENTES DE SEDIMENTACIÓN “El Presente es la clave del Pasado”.

El contenido de esta frase nos lleva

directamente a establecer que el estudio y comprensión de los procesos geológicos actuales, constituyen la base para definir e identificar los diferentes tipos de ambientes sedimentarios, investigando su forma de ocurrencia, se puede inferir lo sucedido en el pasado. De los ambientes sedimentarios continentales se tratarán en este curso solamente los ambientes fluviodeltaicos ya que en los mismos se encuentra el mayor porcentaje de yacimientos petrolíferos que le son de interés al geocientista e ingeniero de petróleo en la industria petrolera. Algunos de estos ambientes son los siguientes: Abanicos Aluviales, Corrientes Entrelazadas, Barras de Meandro, Barras de Desembocadura, etc. En lo que respecta al ambiente marino, tanto en la plataforma como el talud y en la cuenca mari na profunda se forman depósitos sedimentarios que pueden servir como rocas almacenadoras y/o generadoras de hidrocarburos. Este curso se acotará a los ambientes y aspectos relevantes asociados a las rocas carbonáticas. Ver Fig. 61

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Fig. 61 Vista “Ojo de Pájaro” de los Medios Ambientes Sedimentarios 4.2.- AMBIENTES SEDIMENTARIOS IMPORTANTES PARA EL INGENIERO PETROLERO AMBIENTES SEDIMENTARIOS Una facies sedimentaria es la totalidad de las características litológicas y biológicas de un volumen de roca que representan el resultado de un proceso sedimentario específico.

Cada ambiente sedimentario en particular posee

diferentes tipos de facies cuya identificación es de gran ayuda para los estudios geológicos de yacimientos. Algunas facies constituyen las rocas recipientes y otras facies las rocas sellantes. Una unidad sedimentaria es un conjunto de depósitos de rocas que representan un evento sedimentario particular y puede estar constituida por una o más facies. A continuación se presenta un resumen

88


de las facies sedimentarias representativas de los ambientes fluviales y deltaicos más importantes para el ingeniero en la industria petrolera.

FACIES DE AMBIENTES FLUVIALES Los sistemas fluviales se organizan en redes que convergen hacia el mar, la geometría de los cuales se dispone en tres tipos morfológicos: rectilíneos, entrelazados y meandriformes aunque en la naturaleza lo que existe es una gama de combinaciones entre estos tipos. Las facies típicas de estos ambientes fluviales están representadas por depósitos de abanicos aluviales, ríos entrelazados y meandriformes. Ver Fig. 62

Fig. 62 Modelo ambiente de canales meandriformes

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ABANICOS ALUVIALES: Un abanico aluvial tiene forma triangular con el ápice ubicado en la parte de mayor pendiente (las laderas de la montaña) mientras que sus puntas o lados están ubicadas en las zonas de menor pendiente o pie de montaña. La sedimentación por lo tanto, está influenciada por una fuerte pendiente y por el régimen de crecidas fluviales, el transporte de sedimentos es por coladas fangosas que son una mezcla de agua, arcilla, grava y arena, las cuales se acumulan en la parte alta de los abanicos y por los cauces entrelazados. En estos cauces durante las crecientes fuertes, el proceso de erosión toma lugar cerca de su ápice mientras que el proceso de depositación comienza cuando el nivel de agua baja y luego, cuando se produce otra creciente, el material que ya había sido depositado vuelve a ser levantado y redepositado más cerca de las puntas del abanico. La distribución de los sedimentos en un abanico aluvial se divide en tres partes principales: Río Arriba dominada principalmente por conglomerados en las coladas fangosas (AP), Parte Media con conglomerados y arenas (AM), y Río Abajo con arenas y sedimentos más finos estratificados (AD). Ver Fig. 63

ABANICO ALUVIAL

FLUVIAL COLADA FANGOSA

Fig. 63 Abanicos Aluviales

90

AMBIENTES


CORRIENTES ENTRELAZADAS: Estas son el resultado de la alternancia de las etapas de socavación por inundación y posterior relleno de múltiples canales interconectados, dentro de los límites del valle de un río.

Se forman en las partes del río donde las corrientes tienen pendientes relativamente altas, con fluctuaciones en su flujo e intermitencia en el aporte de sedimentos. Estos depósitos son muy porosos y permeables y la existencia de barras de permeabilidad o de restricción al flujo de fluido en las rocas sedimentarias resultantes es mínima.

En general están constituidos por depósitos de canales y de barras. Los fenómenos de transporte y sedimentación toman lugar durante las crecidas fluviales, los sedimentos más gruesos (arenas y gravas) son transportados por tracción y depositados en el fondo de los canales, los sedimentos finos (arenas finas, limos y arcillas), son llevados en suspensión y son los causantes de la sedimentación de las barras por efectos de decantación o agradación. Durante cada crecida se origina un nuevo ciclo que erosiona el anterior y crea otro depósito. De esta manera se da origen a una superposición vertical de secuencias de canal, erosivas con conglomerados en su base y con arenas y sedimentos más finos depositados hacia su parte superior. Ver Fig. 64

91


Fig. 64 Modelo de canales entrela zados BARRAS DE MEANDRO: Estos depósitos son el resultado de la divagación de un río bien sea en el valle aluvial o en la llanura deltaica. Los sedimentos que se depositan son de grano grueso arrastrados en la parte profunda del canal y de grano fino suspendidos que se depositan sobre la superficie de la barra en los períodos de bajo nivel de un río. Esta característica permite identificar una secuencia vertical en la que el tamaño del grano decrece hacia el tope. La erosión del lado donde incide la corriente y simultáneamente la formación de barras en el lado opuesto, produce una migración lateral del meandro y acreción lateral de las barras.

La morfología de estos ríos se caracteriza por la existencia de un solo canal sinuoso. Los ríos meandriformes presentan las siguientes características: §

La llanura de inundación

§

El dique natural

§

El abanico de rotura

§

La barra de meandro

92


A medida que el canal migra puede provocar el abandono del mismo. Con este juego, el río construye un cinturón arenoso compuesto por un enredo de meandros activos y abandonados. El relleno sedimentario de un canal abandonado es similar al de una barra de meandro hasta tanto el canal estuvo activo, pero desde el momento de su abandono el material sedimentario puede llegar hasta el solamente durante las inundaciones, por lo cual el resto de la sucesión estará constituido por limo y arcilla.

Su expresión en un perfil de

rayos gamma será similar a un depósito de barra de meandro en la parte basal de la sección (cilíndrica o acampanada), con una sección arcillosa importante hacia la parte superior. Este intervalo arcilloso de los canales de meandro abandonado recibe el nombre de tapón de arcilla. El meandro puede migrar varios kilómetros o decenas de kilómetros, por efectos de subsidencia o elevaciones del nivel del mar. Cuando esto sucede, se produce un proceso denominado avulsión, el cual cada vez que se repite creará un nuevo cinturón de meandros. Por lo tanto, a mayor subsidencia, se obtendrán canales de meandro aislados, mientras que a menor subsidencia los canales de meandro serán coalescentes. Las crecidas determinan los períodos de máximo aporte de sedimentos, lo que provoca el desbordamiento del canal y la formación de diques a ambos lados del mismo, estos diques pueden evitar la migración lateral. En crecidas subsiguientes los diques pueden ser erosionados, lo que trae como consecuencia el desarrollo de la facies de abanico de rotura en la llanura de inundación. Ver Fig. 65

93


Fig. 65 Sección esquemática de depósitos de barras y canales FACIES DE AMBIENTES DELTAICOS: Los sistemas fluviales son los responsables de la depositación de numerosas y extensas masas deltaicas las cuales son importantes contribuyentes en el proceso de relleno de cuencas. En un delta existen tres ambientes principales de acumulación. §

Prodelta

§

Frente Deltaico

§

Llanura Deltaica

El Prodelta es donde se deposita normalmente la carga en suspensión de un río (costa afuera). El frente deltaico esta constituido por el área subacuatica cercana a los brazos del delta donde se deposita en primera instancia la carga basal del cauce del río. La llanura deltaica esta constituida por la zona subaerea donde ocurre la depositación de granos finos. Ver Fig. 66

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Fig. 66 Modelo de ambiente deltaico A medida que el delta prograda, los depósitos de estos tres ambientes se superponen verticalmente formando una secuencia regresiva.

La morfología de los deltas dependerá de la acción del oleaje, las mareas y la acción fluvial, o una combinación de ellos. Las barras de desembocadura están compuestas por depósitos asociados a la fase de progradación del delta, donde las arenas de la carga del fondo se acumulan principalmente sobre las barras subacuaticas en la desembocadura de los canales distributarios. Este tipo de depósito depende de la energía de la corriente, las corrientes litorales y las fluctuaciones de las mareas.

Las barras de desembocadura pertenecen al

frente deltaico.

FACIES DE AMBIENTES PROXIMO COSTEROS: Cuando la costa no está directamente sometida a aportes fluviales importantes, la morfología costera se establecerá en función de la relación oleaje/mareas. En costas con predominio de oleaje y marea débil, las arenas de playa e isla de barrera son muy típicas, estas últimas se definen como cuerpos de arenas

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alargadas y angostas con un rumbo generalmente paralelo al margen de la cuenca. Se forman debido a la acrecion hacia el mar, producto de las corrientes litorales; la progradacion hacia el mar termina cuando cambia la corriente litoral o cesa el aporte de sedimentos. Ver Fig. 67

Fig. 67 Modelo de isla de barrera Las playas son muy difíciles de preservar puesto que son retrabajadas continuamente por las olas. En costas mixtas, es decir, con oleaje y mareas, se desarrollan canales que cortan las barras litorales formando los canales de mareas, que luego son rellenados por la acción de las corrientes.

Esta

interacción de las corrientes litorales con las mareas, desarrollan los denominados deltas de mareas. La laguna que se forma detrás de las barras litorales constituye la llanura de mareas.

FACIES DE AMBIENTES CARBONÁTICOS O CALCAREOS: Las rocas carbonáticas o calcáreas están constituidas preponderantemente por el mineral calcita. Si se le agrega arcilla se forma la caliza marga, con arena de cuarzo se forma la arenisca caliza, con sílice se forma la caliza silícica, con

96


restos orgánicos se forma la caliza bituminosa y con dolomita se forma la caliza dolomítica.

CONDICIONES DE DEPOSITACIÓN: Sin la influencia de seres vivos la precipitación del mineral de calcita está limitada a los 100 a 200 m superiores de los mares, puesto que solo en esta región el agua de mar está saturada de calcita. Pero la precipitación puramente química de la calcita en los 100 a 200 m superiores del mar no es muy frecuente. Normalmente las calizas marinas se producen a partir de diminutos esqueletos de seres vivos, que viven en las capas acuáticas superiores y que al morir caen al fondo de mar, donde constituyen los lodos de calcita o micrita. Debido a que la fuente es principalmente biológica, las condiciones ambientales juegan un papel muy importante en la formación de las rocas carbonáticas, así tenemos que las restricciones de luz y temperatura imperantes entre las latitudes norte 40 y sur 40 limitan la existencia de las rocas carbonáticas en el planeta. Adicionalmente, el nivel del mar y la tasa de sedimentación también son muy importantes factores en la acumulación de carbonatos. Ver Fig. 6 8

FIG.68 Diagrama esquemático que muestra los aspectos asociados a la depositación, precipitación y disolución de sedimentos carbonáticos. Estos factores son: ubicación en el ambiente marino, concentración de CO2 en el agua, temperatura y presión. Características principales de los ambientes calcáreos: •

Distribución bimodal del tamaño de grano (tamaño arena y arcilla)

97


•

Los organismos son los principales, esenciales, fuentes de las calizas

•

Las rocas carbonáticas modernas y por analogía , la mayoría de los carbonatos antiguos, son principalmente depósitos de plataformas en aguas someras (<10-40 m) porque:

•

Se encuentran en arrecifes, bancos y montículos

•

La relación existente entre los carbonatos y los sedimentos siliciclásticos es totalmente antagónica, ya que al tener alta tasa de sedimentación se incrementa la turbidez, la cual inhibe la fotosíntesis de organismos bentónicos, impide la respiración branquial y hace que los organismos mueran. Ver Fig. 69

FIG.69 Diagrama esquemático que muestra la interrelación de los ambientes marinos de depositación Breve Resumen: Los sedimentos Carbonáticos o Calcáreos ocurren principalmente en ambientes someros tropicales. La mayoría de los sedimentos son de ambientes marinos donde el tamaño de grano depende del tamaño del esqueleto del organismo y sus partes duras tales como conchas, etc. El lodo calcáreo indica presencia y crecimiento de organismos los cuales tenían partes duras formada por cristales tamaño arcilla. En aguas someras, los cuerpos calcáreos tamaño arena son el resultado de reacciones químicas. Los ambientes sedimentarios calcáreos pueden cambiar sin cambios en el régimen hidráulico. Los sedimentos son cementados en el suelo oceánico. La exposición periódica de

98


sedimentos durante la depositación causará diagénesis. Las señales de facies sedimentarias son destruidas durante el metamorfismo de baja grado.

ESQUEMAS DE AMBIENTES CARBONÁTICOS Y SUS CARACTERÍSTICAS

RAMPA:

A

•

Plataforma de pendiente baja (<1°)

•

Podría existir un cambio de pendiente en el talud

•

No tiene tendencia pronunciada de arrecifes

•

Zonas discontinuas de arenas calcáreas pueden estar presentes

•

Puede tener zonas con depósitos de playa de alta energía (oolitas, arena esqueletal, otros)

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BARRERA DE ARRECIFES:

B

•

Cambio de pendiente pronunciado

•

Presencia de una barrera casi continua a lo largo del margen de la plataforma

•

La barrera consiste de una estructura resistente al embate de las olas

•

Constituida por material del arrecife, arena esqueletal y depósitos de arenas oolíticas

•

Hacia la costa, se ubica un ambiente de laguna de baja energía con circulación restringida del agua

•

El área de laguna comúnmente de paso a una llanura de mareas en dirección de la costa

100


PLATAFORMA AISLADA: •

C

Conocido como “Tipo Bahamas" debido al ambiente análogo a la plataforma de las Bahamas

•

Plataforma somera de 10's a 100's kms de ancho, ubicada costa afuera de plataformas continentales someras

•

Rodeada por aguas profundas (varios 100's de metros a algunos kms)

•

Puede presentar un margen de pendiente suave o de pendiente fuerte

FIG. 70 A, B, C. Bloques diagramáticos mostrando los tres fundamentales ambientes sedimentarios carbonáticos: de Rampa (A), de Barrera de Arrecifes (B) y de Plataforma Aislada (C) y sus características principales

101


4.3.- DETERMINACIÓN DE AMBIENTES SEDIMENTARIOS BREVE METODOLOGÍA PARA MODELAJE SEDIMENTOLÓGICO Para elaborar un modelo sedimentológico, se requiere definir el ambiente sedimentario a través de la determinación de las facies depositadas y sus asociaciones, su geometría interna y su extensión, la orientación, distribución y calidad de los depósitos de las unidades de flujo, sus limites laterales y barreras verticales, tomando en cuenta la litología estudiada a partir de la correlación núcleo / perfil y el análisis de las muestras de canal y de pared. La interpretación del ambiente sedimentario se realiza a partir del estudio de los resultados del análisis de facies y unidades sedimentarias, de su evolución vertical (secuencias sedimentarias) y de la información bioestratigráfica disponible. Todos estos datos son posteriormente comparados con los modelos conceptuales obtenidos en ambientes recientes, lo que permite establecer las analogías y por tanto descifrar el ambiente sedimentario responsable del origen de la secuencia bajo estudio. Se requiere así mismo, definir la extensión areal de las unidades sedimentarias y de las unidades de flujo, en base a criterios sedimentológicos,

bioestratigráficos,

petrofísicos,

de

yacimientos

y

de

geoquímica. La geometría externa de los depósitos sedimentarios, bien sean de facies, unidades sedimentarias o unidades de flujo, así como su orientación y distribución se determina a partir de los mapas sedimentológicos. Estos reflejan los procesos sedimentarios, la distribución y orientación de los cuerpos sedimentarios que permiten por una parte la validación de la correlación y por otra, la predicción de las áreas de mayor desarrollo de los cuerpos porosos. Posteriormente se deben identificar aquellos volúmenes de rocas con propiedades geológicas (textura, mineralogía, estructuras sedimentarias, contactos, etc.) y petrofísicas (porosidad, permeabilidad, presión capilar y saturación de fluidos) internamente consistentes y que afectan al movimiento de los fluidos. Las unidades de flujo son, por lo tanto, las vías de circulación de los hidrocarburos y el camino preferencial que seguirán los fluidos durante los procesos de recuperación. Por otro lado, la identificación de las unidades de flujo proveerá al ingeniero de yacimientos de simulación matemática, así como para la determinación de la arquitectura interna del yacimiento. Ver Fig. 71

102


Fig. 71 Flujograma recomendado para la elaboración de un modelo sedimentológico de yacimientos petrolíferos. Adicionalmente, se sugieren las herramientas computarizadas que son aplicables a cada etapa del proceso.

103


4.4.- PLANOS Y DIAGRAMAS SEDIMENTARIOS. Ver Figs. 72, 73, 74

Fig. 72 Representación gráfica de ambiente sedimentario de canales a través del mapa de arena neta total

104


Fig.73 Sección de una hoja de descripción sedimentológica ilustrando parte de la diagramación correspondiente a la descripción macroscópica de núcleos (testigos) de pozos. Se observa la simbología y numeración asociada a la profundidad en pies, facies litológicas, contenido de f ósiles e icnofósiles así como de estructuras sedimentarias, breve descripción de los ambientes de sedimentación y fotografías a color de las muestras de núcleos correspondientes.

105


Fig.74 Tabla esquemática que muestra las diferentes curvas o perfiles del registro GR / SP y su comportamiento típico directamente asociado a las facies de sedimentos clásticos encontrados en los pozos petrolíferos. Esta es la base del proceso de interpretación de ambientes a tr avés de las electrofacies tomando en consideración que dichas facies y registros han sido calibrados y validados previamente con data de campo.

106

CAPITULO 5 DIAGÉNESIS


5.- DIAGENESIS 5.1.- MINERALES DE CARBONATOS:

Los carbonatos se constituyen básicamente de calcita (caliza), aragonita y dolomita (dolomía), subordinadamente pueden participar cuarzo, feldespato alcalino y minerales arcillosos. Los carbonatos de siderita son más escasos, incluso económicamente interesantes. Los procesos de la formación de carbonatos son del tipo marino anorgánico, del tipo bioquímico y del tipo terrestre.

CONDICIONES DE PRECIPITACIÓN Y DISOLUCIÓN DE CaCO 3:

La base química de la sedimentación de carbonatos es la abundancia relativamente alta de los iones de calcio Ca2+ y del bicarbonato (H2CO3) o de los iones de bicarbonato (HCO3-) respectivamente. En el agua del mar por ejemplo, un ion de calcio y un ion de HCO3- se unen formando la calcita y un ion de hidrógeno: Ca2+ + HCO3- à CaCO3 + H+ . En el equilibrio los iones de calcio y de HCO3- son disueltos. La precipitación se inicia cuando hay cantidades mayores del ion de calcio o del ion de bicarbonato o cuando hay cantidades iguales de estos dos iones y su producto sobrepasa el valor determinante para la saturación. La disolución de un sedimento calcáreo o de una caliza en un agua con un cierto contenido en CO2 se puede describir por las reacciones siguientes:

H2O + CO2

à

H2CO3

CaCO3 + H2CO3

à

Ca2+ + 2HCO3-

108


Estas reacciones describen la meteorización química de los carbonatos y la disolución de sedimentitas calcáreas formando una caverna o una cueva.

Las rocas carbonáticas se clasifican de acuerdo a varios esquemas de los cuales el más reconocido es la clasificación creada por Dunham (1962) Ver Fig. 75 Clasificación de las Rocas Carbonáticas, DUNHAM, (1962) Los componentes originales no se enlazaron durante la depositación Contiene lodo (partículas de tamaño arcilla y limo)

Soportado por lodo Menos de 10% de granos

Mudstone

No contiene lodo y es soportado por granos

Soportado por granos

Mas de 10% de granos

Wackstone

Lodolita de Caliza carbonato lodosa

Los componentes originales se enlazaron durante la depositación como lo demuestra: - Intercrecimiento de material esqueletal. - Laminación contraria a la gravedad. - Cavidades parcialmente llenas con sedimentos y tapado por materia orgánica y que son demasiado grandes para llamarlas intersticios

Packstone

Grainstone

Boundstone

Caliza granular (con lodo )

Caliza granular (sin lodo)

Biolitita

Textura no reconocible

Caliza Recristalizada

Se subdivide de acuerdo a clasificaciones que fueron diseñadas para basarse en textura, física y diagénesis

Fig.75 Clasificación de Rocas Carbonáticas, Según Dunham, 1962 La diagénesis ocurre cuando la mineralogía de la roca comienza a ser inestable, como resultado de los cambios en las condiciones o la química del ambiente de depositación. La inestabilidad usualmente ocurre en los contactos de granos y en el espacio poroso entre los granos. Los cambios en la presión y temperatura generan nuevos minerales o los minerales preexistentes comienzan a ser modificados mientras el sedimento (roca) se ajusta a las nuevas condiciones de equilibrio.

La diagénesis no es un evento simple y

puede continuar por diferentes estadios, extendiéndose por millones de años, siempre y cuando no ocurra metamorfismo. Los parámetros, que influyen en la disolución y la precipitación de CaCO3 son los siguientes:

109


•

El contenido en dióxido de carbono (CO2): Cada proceso, que aumenta el contenido en CO2 , apoya la disolución de CaCO3, la disminución de la cantidad de CO2 favorece la precipitación de CaCO3.

•

El potencial de hidrógeno (pH): Un valor bajo de pH favorece la disolución de CaCO3, un valor alto de pH favorece la precipitación de CaCO3.

•

La temperatura: La disolución de CaCO3 en agua pura disminuye, con el aumento de la temperatura. Las aguas tibias superficiales de las áreas tropicales están supersaturadas con carbonato de calcio, ahí se forman calizas por precipitación. El agua de mar de temperaturas moderadas casi está saturada con carbonato de calcio, es decir ahí existe un equilibrio entre la precipitación y la disolución de carbonato.

•

La presión: El aumento de la presión apoya levemente la disolución de CaCO3. La influencia de la presión se nota a grandes profundidades. En el mar profundo, desde la llamativa profundidad de compensación de carbonato de aproximadamente 4500 - 5000m el carbonato se disuelve completamente. Ver Fig.76

Fig. 76 Diagrama esquemático que muestra los aspectos asociados a la depositación, precipitación y disolución de sedimentos carbonáticos.

110


5.2.- POROSIDADES DEPOSITACIONALES La porosidad es una medida de la cantidad de espacios vacíos que tiene una roca y dependiendo de la interconexión entre ellos, se obtiene porosidad absoluta y porosidad efectiva. De éstas, la más importante es la porosidad efectiva ya que está directamente relacionada con los poros interconectados de la roca.

La porosidad se clasifica en:

Primaria: Originada durante la depositación de los sedimentos Secundaria: Originada por procesos posteriores a la depositación Así mismo, diversos autores reconocen que la porosidad secundaria puede originarse por: •

Fracturamiento (por efecto de compactación o de ori gen tectónico)

•

Encogimiento

•

Disolución

CLASIFICACIÓN DEL SISTEMA POROSO Primaria: •

Intergranular, muy común y como su nombre lo indica, sucede entre los granos en el momento de la depositación.

•

Intragranular, rara, se puede dar dentro de fragmentos de rocas y fósiles.

Secundaria: •

Disolución de granos detríticos, común, especialmente en granos de feldespatos, fragmentos de rocas carbonáticas, fósiles.

•

Disolución de cemento autigénico, muy común en los cementos de calcita, dolomita y siderita.

•

Fracturamiento, menos común, excepto localmente.

CLASIFICACIÓN SEGÚN EL TAMAÑO DEL PORO Se clasifican en: •

Megaporo: Garganta de poro > 1.000 µ m (1 mm)

111


•

Mesoporo: Garganta de poro entre 0.5 y 1.000 µm (1 mm)

•

Microporo: Garganta de poro < 0.5 µm

5.3.- DISOLUCIÓN (CORROSIÓN) El proceso de disolución es sin duda el más común y el que más impacto causa sobre la generación de poros secundarios a partir de la disolución de los minerales que conforman el esqueleto de la roca (framework grains), los cementos y/o los minerales autigénicos. La disolución es principalmente generada cuando un fluido pasa a través del sedimento y los constituyentes inestables se disuelven y son transportados lejos o precipitados en los poros cercanos donde las condiciones sean diferentes al sitio de disolución.

Otra

manera que se genera disolución es a través de la presión-solución, ya que éste es un proceso que ocurre cuando la presión es concentrada en un punto de contacto entre dos granos en el sedimento. Esto causa solución y subsiguiente migración de iones o moléculas lejos del punto de contacto, hacia un área de más baja presión donde la fase disuelta pueda precipitar. Por lo tanto el proceso de disolución es importante, tanto por generar porosidad secundaria así como por contribuir con los iones, productos de la disolución, que pueden posteriormente precipitar y generar minerales autigénicos. También es importante notar que como la disolución actúa sobre cualquier material, puede ocurrir a lo largo del tiempo que dure el proceso de la diagénesis.

El reconocimiento de los diferentes tipos de porosidad secundaria está basado en los criterios petrográficos sugeridos por Schmidt, McDonald (1977) y posteriormente modificados por Platt (1977).

Estos autores indicaron la

necesidad de basarse en un conjunto de evidencias entre las cuales está el hecho que, por lo general, los poros secundarios son de mayor tamaño, de forma más irregular y de distribución más aleatoria que los poros primarios. Ver Fig. 77

112


Fig.77 Tabla mostrando los diferentes tipos de porosidad secundaria basados en criterios de análisis petrográficos (Modificado de Schmidt, McDonald, y Platt, 1977)

IMPORTANCIA E IMPACTO EN LA CALIDAD DEL YACIMIENTO En general, se puede decir que la mayoría de la porosidad secundaria generada es el resultado de la disolución de materiales carbonáticos (cemento, matriz y/o granos), feldespatos y fragmentos de roca, siendo el CO2 originado por las reacciones de maduración de la materia orgánica, el principal agente responsable. Otros mecanismos que colaboran son el proceso de alteración de los minerales de arcilla, la liberación de CO2 de rocas carbonáticas por reacciones con minerales de arcillas y a través de la circulación de aguas meteóricas subsaturadas en ciertos componentes mineralógicos. El proceso de disolución es el proceso diagenético constructivo más importante debido a la amplia gama de materiales que afecta y su persistencia en el tiempo geológico

113


generando el espacio necesario para almacenar el hidrocarburo generado en las rocas adyacentes.

5.4.- COMPACTACIÓN MECÁNICA La compactación es producto del aumento de presión o carga sedimentaria al incrementarse la profundidad de soterramiento y generalmente se expresa como una disminución del volumen del sedimento, debido a la disminución de su porosidad original, expulsión del fluido intersticial, empaquetamiento más apretado y por deformación y fracturamiento de los mismos. Un sedimento cuando es depositado por cualquiera de los agentes de transporte (agua o viento), presenta por lo general valores de porosidad aproximada de 35 a 45% y valores de permeabilidad en el orden de varios D arcys (d).

Para estimar la porosidad asociada a la compactación se utiliza la siguiente fórmula:

φ Perdida por Compactación = φ Inicial – ( φ Presente + % Cemento)

Donde la porosidad inicial es asumida arbitrariamente a partir que, para arenas limpias de ambientes de playas, dunas y barras, dicha porosidad tiene un valor aproximado de 45%. La porosidad presente es la determinada por análisis convencionales o conteo de puntos de cada sección fina y el % de cemento es obtenido por conteo de puntos.

El grado de compactación depende de varios parámetros, entre los cuales se encuentran las características texturales, la composición mineralógica, profundidad de soterramiento y tiempo geológico.

CARACTERÍSTICAS TEXTURALES §

Tamaño de las Partículas: Los sedimentos más finos serán más rápidamente comprimidos que los sedimentos de mayor tamaño

114


especialmente en los primeros estados de soterramiento (profundidades < 500 m). §

Escogimiento y Grado de Redondez: Arenas bien escogidas, mayor porosidad, esta relación se mantiene durante las primeras etapas de compactación y soterramiento. Partículas angulares tienen mayor porosidad inicial, pero son más propensas a los efectos de la compactación, por fracturamiento o trituración de bordes.

§

Madurez Textural: La ausencia de material fino o no, proporcionará más resistencia a la compresión, por lo tanto las arenas inmaduras presentan mayor grado de compactación que las arenas maduras, a las mismas condiciones de profundidad y presión.

COMPOSICIÓN MINERALÓGICA La proporción de partículas dúctiles incide directamente en la mayor o menor influencia de la compactación, así como en la pérdida de porosidad por formación de pseudomatriz o matriz diagenética.

PROFUNDIDAD DE SOTERRAMIENTO Taylor (1950) determinó que a medida que aumenta la profundidad de soterramiento en sedimentos poco o nada cementados, se incrementan los efectos de compactación ya que dichos sedimentos tienden a reorganizarse y a adquirir un empaquetamiento mucho más apretado, evidenciado por el aumento en el número y tipo de contactos entre ellos. Ver Fig. 78

115


Contacto Tangencial

Cont acto Longit udinal

Cont act o CóncavoConvexo

Cont acto Sut urado

Modificado de w w w .usask.ca/ geology/ classes/ geol243/

Fig.78 Diferentes tipos de contactos entre granos, ocasionados por la compactación.

EFECTOS DEL TIEMPO GEOLÓGICO Arenas con las mismas características texturales y mineralógicas, presentan mayores valores de porosidad y menor grado de compactación en secciones estratigráficas más jóvenes que aquellas de edades más antiguas a la misma profundidad de soterramiento. La pérdida de la porosidad original se observa en los diferentes tipos de contactos que puede presentar la muestra. De esta manera, cuando los granos no presentan ningún tipo de contactos entre ellos, se denomina contacto Flotante. Los contactos Tangenciales ocurren cuando el contacto en los granos es puntual. Los contactos Longitudinales son por lo general producto del empaquetamiento original.

Los principales cambios que ocurren debido a la compactación son los siguientes:

116


•

Disminución de la porosidad y permeabilidad primarias.

•

Pérdida o expulsión del fluido de poro.

•

Empaquetamiento más apretado

5.5.- CEMENTACIÓN La cementación es el proceso en el cual precipitados químicos (en forma de nuevos cristales) se forman como sobrecrecimientos en continuidad óptica, envoltorios o sobrecrecimientos sin continuidad óptica y como relleno de poros. Algunos geocientistas utilizan el término cementación sólo para aquellos precipitados que litifícan la roca; pero también se puede encontrar que se llama cemento a las arcillas autigénicas, las cuales no son comúnmente factores litificadores de roca.

La cementación es una precipitación que tiene lugar

debido a la sobresaturación de soluciones contenidas en los poros, dando como resultado la formación de materiales de diversa composición química.

La autigénesis es la generación de un mineral nuevo lo cual engloba tanto la cementación (todo cemento es autigénico y es un precipitado) como la recristalización, el reemplazo y la alteración. La autigénesis es un concepto que se sobrepone a varios procesos diagenéticos. Ver Fig. 79 Fot os de SEM Petrol ogy Atl as, 1984

120X

1

0.2 mm

Fig. 79 Foto micrografía de minerales de calcita (C) y dolomita (D)

117


Algunos cementos comunes son el cuarzo y la calcita, siendo además estos minerales los que tienen mayor importancia desde el punto de vista volumétrico. La fuente principal de estas sustancias puede proceder de la misma roca o puede ser infiltrada de rocas o lugares adyacentes.

Los

principales

factores

que

influyen

en

el

proceso

de

cementación/precipitación son: •

Las características del ambiente depositacional

•

La composición mineralógica

•

Aumento de la temperatura, presión y cambios en el pH

La calcita es uno de o l s cementos más comunes en las areniscas, con un rango de formas cristalinas incluyendo mosaicos de espato tipo drusa (donde los cristales crecen hacia el centro de los poros) y como cristales poikilotópicos donde dichos cristales sencillos grandes encierran muchos granos. El cemento de calcita puede encontrarse en proporciones que oscilan desde trazas hasta 37% de la porosidad post-compactación.

La tendencia geológica es a tener cementos carbonáticos en las rocas más jóvenes y cementos silíceos en las más antiguas, probablemente debido a la capacidad de preservación. Adicionalmente, existe una tendencia en la calcita a transformarse a medida que se profundiza el soterramiento y aumenta el tiempo geológico de acuerdo a la secuencia siguiente:

Calcita baja en Mg à Calcita Ferromagnesiana à Dolomita

Con respecto a la cementación con dolomita, esta varía desde rombos que rellenan

poros

a

mosaicos

grandes

anhedrales

y

grandes

cristales

poikilotópicos. Cuando la dolomita es rica en hierro se le denomina ankerita. Ver Fig. 80

118


25 X

1

Fig. 80 Foto micrografía de una caliza con cemento dolomítico En cuanto al cemento de siderita (Carbonato de Hierro; FeCO2) se puede presentar como una variedad de cristales muy finos, equigranulares y de pocas micras de diámetro y como grandes cristales hasta de varios milímetros semejantes a la calcita o como esferulitas.

GENERALIDADES

•

Hay que mantener presente, que los procesos diagenéticos culminan al obtenerse el equilibrio químico y la estabilidad de los componentes minerales y estos procesos afectan a la mayoría de las rocas sedimentarias.

•

Durante la diagénesis profunda se obtiene dolomita y carbonato rico en hierro en forma de parches, que rara vez rellenan toda la porosidad disponible.

•

La porosidad perdida por cementación puede regenerarse durante los episodios de desarrollo de porosidad secundaria, pero la porosidad perdida por compactación (que varía entre 5 a 45%) no puede ser regenerada.

•

Las rocas más viejas tienen más sílice diagenética.

•

Las rocas más jóvenes tienen más calcita diagenética.

119


5.6.- DISOLUCIÓN POR PRESIÓN Es el proceso de disolución de los minerales debido al aumento de la presión de soterramiento y ocurre en los puntos de contacto entre granos los cuales son cóncavo-convexos, suturados y estilolíticos. La estilolita está compuesta de material insoluble (frecuentemente materia orgánica, arcilla y minerales pesados) que comienza a concentrarse a lo largo de los bordes en la zona de disolución de la roca. Las estilolitas son más comunes en las rocas calcáreas que en las rocas clásticas. Ver Fig. 81

ESTI LOLI TAS

Fig. 81 Reducción de volumen de roca por efecto de estilolitización El proceso de presión-solución es común en estados diagenéticos avanzados y es considerado de gran importancia como proceso modificador de las características originales de las rocas. En rocas calizas la presión de sobrecarga causa que la calcita se disuelva ocasionando disminución en la porosidad y permeabilidad.

120


FACTORES QUE CONTROLAN LA PRESIÓN-SOLUCIÓN Los principales factores que controlan la presión-solución son: •

Tamaño y Morfología de las Partículas

•

Grado de Solubilidad

•

Contenido de Arcilla

•

Profundidad de Soterramiento

•

Temperatura

Tamaño y Morfología de las Partículas: Se ha demostrado que existe una relación lineal entre el tamaño de grano y el volumen de cuarzo disuelto. Bajo las mismas condiciones de temperatura, a medida que el tamaño de grano disminuye, el volumen de cuarzo o calcita disuelto por presión-solución aumenta con respecto a las rocas sedimentarias de granos más grueso. En cuanto a la morfología se tiene que mientras las partículas sean más angulares, mayor será el efecto de presión-solución.

Grado de Solubilidad: Cuando dos o más partículas, de diferente solubilidad entran en el proceso de presión-solución, el grano más soluble será penetrado por el menos soluble, formando inicialmente un contacto cóncavo -convexo.

Contenido de Arcilla: La presencia de arcilla es muy importante, así como también el tipo de arcilla presente. Así la presencia de algunos tipos de arcillas (ilita), tiene mayor influencia en el desarrollo del proceso de presión-solución entre los granos de cuarzo en rocas clásticas.

Profundidad de Soterramiento: A medida que aumenta la profundidad, se incrementan los tipos y la cantidad de contactos de granos debido al aumento de la presión litostática.

Temperatura: En general el volumen de material disuelto por presión-solución es mayor en rocas sedimentarias de mayor madurez térmica (mayor T). En el caso del cuarzo, Pittman (1979), sugiere que la velocidad de reducción de la

121


porosidad por efectos de la presión-solución, depende de la solubilidad del cuarzo, que está determinada a su vez por la presión de poro y la temperatura.

5.7.- AMBIENTE DIAGENÉTICO Los principales resultados de la diagénesis, que afectan la calidad del yacimiento, son: •

Litificación (conversión de sedimentos no consolidados en roca).

•

Reducción de la porosidad primaria.

•

Producción de porosidad secundaria.

Algunos procesos diagenéticos comienzan temprano entre 100 y 10.000 años y a profundidades someras (<1-100 m). Otros procesos diagenéticos toman lugar a grandes profundidades a lo largo del tiempo geológico (diagénesis de soterramiento).

La importancia del estudio de los procesos diagenéticos, desde el punto de vista de la Geología del Petróleo, es que cada rasgo diagenético producido durante el soterramiento y levantamiento de un sedimento originalmente poroso y permeable, afecta su calidad como yacimiento. La destrucción, formación, naturaleza y distribución de las porosidades y permeabilidades, influyen en la acumulación, extracción y recuperación de los hidrocarburos y estos a su vez están controlados por los procesos diagenéticos en el subsuelo.

FACTORES QUE CONTROLAN LOS PROCESOS DIAGENÉTICOS Los procesos diagenéticos son controlados por varios factores: •

Características intrínsecas del material o sedimento.

•

Características del fluido de poro.

•

Condiciones físicas y químicas del medio o ambiente diagenético.

•

Tiempo geológico.

122


Características Intrínsecas del Sedimento Estas características son controladas a su vez por el ambiente de depositación y el ambiente tectónico pre-depositacional. §

Ambiente de Depositación: Los aspectos tales como la velocidad y constancia del agente de transporte, grado de turbulencia, variación de los niveles y aporte de material sedimentario serán determinantes en el tamaño de las partículas, escogimiento, fábrica y morfología de la roca sedimentaria resultante.

§

Ambiente Tectónico: Las

características

tectónicas

asociadas

a

los

ambientes

extensivos y compresivos presentes durante la depositación de los sedimentos (calcáreos y clásticos) tendrán un efecto significativo en los procesos diagenéticos de los sedimentos y material rocoso.

Características del Fluido de Poro El fluido inicial asociado a los sedimentos recién depositados puede ser aire, agua fresca o agua de mar. Los cambios que sufra este fluido inicial debido a los procesos diagenéticos permitirán cambios en el equilibrio químico entre los minerales de la roca y el fluido de poro. Durante la etapa inicial de soterramiento, las lutitas pierden hasta 70% del agua intersticial y a través de las areniscas circula agua y otros fluidos. Dichos fluidos permiten la redistribución de sustancias dentro de la cuenca para la disolución, alteración y/o precipitación.

Condiciones Físicas y Químicas del Ambiente Diagenético Los principales factores de carácter químico son: el potencial del ion hidrógeno (pH ) y el potencial de óxido- reducción (Eh ).

123


Los principales factores de carácter físico son: la temperatura (T) o gradiente geotérmico y la presión (P).

El pH •

Es un parámetro importante especialmente en los procesos de disolución y precipitación de los minerales. Si el pH es ácido se dice que la concentración de hidrógeno es menor a 10-7, sí el pH es básico o alcalino la concentración de hidrógeno es mayor a 10 -7. También se ha determinado que a mayor temperatura el pH tiende a disminuir.

Potencial de Oxido-Reducción (Eh) Se denomina oxidación cuando ocurre una pérdida de electrones de la especie química y reducción, el caso contrario, ganancia de electrones. No es necesaria la presencia del oxígeno para la oxidación. Las reacciones de óxidoreducción se pueden clasificar según su potencial RedOx (Eh) en positivo o negativo y mientras menor sea el potencial, mayor será el poder reductor de ese elemento.

Temperatura (T) El

gradiente

geotérmico

promedio

aproximadamente 25–30°C/Km.

en

la

corteza

terrestre

es

de

La influencia de la temperatura en los

procesos diagenéticos se debe a que: a.- Influye en el grado de solubilidad de los minerales, lo que controlará en parte procesos como la disolución y precipitación. b.- Contribuye con la deformación plástica de aquellos minerales rígidos (cuarzo, etc.). c.- Generalmente aceleran las reacciones o procesos diagenéticos de carácter químico.

Presión (P)

124


A medida que los sedimentos son soterrados, las presiones que actúan en el subsuelo sobre estos pueden ser de dos tipos: hidrostáticas (Ph, también llamada presión de poro) y litostáticas (PL) o producto de la carga sedimentaria (Blatt, 1979, 1982). •

La presión de poro o hidrostática, puede definirse como la presión ejercida dentro de los poros o intersticios por el fluido presente en ellos debido a la carga o peso de la columna de agua, en una unidad de área o capa.

•

La presión litostática es la presión vertical que se ejerce en los sedimentos, la cual a su vez es mayor que la presión horizontal o confinante (Ph).

•

La relación entre estos dos tipos de presiones es la siguiente: PL = 2.65 Ph.

Tiempo Geológico El tiempo geológico se puede observar en los procesos diagenéticos de manera cualitativa. Por regla general, las rocas más antiguas presentan efectos diagenéticos mayores bajo las mismas condiciones de presión (P) y temperatura (T) que las rocas más jóvenes.

El tiempo de duración de los

procesos diagenéticos operando sobre los sedimentos dependerá de la velocidad de subsidencia y movimientos tectónicos verticales (orogénesis). Los procesos diagenéticos se interrumpe n por: •

Levantamiento y exposición de la roca

•

Soterramiento en una zona con influjo de agua meteórica

•

Por soterramiento profundo (metamorfismo)

•

La variación del tiempo para los cambios post-depositacionales depende del ambiente tectónico y las condiciones del medio diagenético.

125


5.8.- EVOLUCIÓN DE LA POROSIDAD Disolución El proceso de disolución ocurre a lo largo del tiempo geológico en que transcurre la diagénesis, ya que desde la etapa temprana, el proceso de disolución puede iniciar su efecto sobre el material de la roca. El desarrollo de porosidades secundarias puede ocurrir: •

A través de circulación de aguas meteóricas – Diagénesis Temprana.

•

Por generación de CO2, a partir de la maduración de la materia orgánica – A cualquier profundidad.

•

Por disolución de materiales carbonáticos - A cualquier profundidad.

•

Por

disolución

de

alúmino -silicatos

(Feldespatos

potásicos

y

plagioclasas) - A cualquier profundidad. •

Por disolución de sílice y fragmentos de rocas - A cualquier profundidad.

•

A través de reacciones de los minerales de arcillas - A cualquier profundidad.

•

Mediante la generación de CO2 inorgánico - Diagénesis

Reemplazo El reemplazo ocurre cuando un mineral recién formado reemplaza a uno preexistente in situ . Hay que considerar que si el mineral huésped se disuelve completamente antes que el mineral secundario precipite, se está en presencia de un proceso de disolución y posterior precipitación. El reemplazo puede ser por: •

Neomorfismo: donde el grano nuevo está en la misma fase que el grano viejo, o es un polimorfo del mismo (ejemplo, albitización: se reemplaza un grano dado por un grano de plagioclasa más rico en Na).

•

Pseudomorfismo: donde el grano viejo es reemplazado por un mineral nuevo pero conserva la forma del cristal (reli quia).

•

Alomorfismo: una fase vieja es reemplazada con una nueva fase con una nueva forma cristalina.

126


Según Pettijohn (1975) los criterios más importantes para reconocer el proceso de reemplazo son la presencia de: •

Cristales

idiomórficos,

los

cuales

cortan

estructuras

tempranas

(primarias), tales como estratificación, fósiles y oolitas. •

Inclusiones de los materiales reemplazados.

•

Contactos envolventes.

•

Pseudomorfismo.

En los carbonatos, la Calcita reemplaza a la Aragonita. También puede ocurrir el reemplazo local de carbonatos por Ftanita (Chert). La calcita y la aragonita son polimorfos de CaCO3. La calcita es más estable a condiciones de ambiente en la superficie del planeta, sin embargo algunos organismos elaboran sus partes duras o caparazones del mineral aragonita. Por lo tanto, la exposición de la aragonita a cantidades de agua fresca (dulce) en contraste al agua de mar (salada), hace que se acelere la conversión de la aragonita a calcita. Las rocas carbonáticas de edad Paleozoica no contienen ninguna aragonita en su composición química. De la misma manera, el proceso de reemplazo de la caliza por dolomita se llama dolomitizacion.

A manera de resumen se presenta n a continuación dos tablas con los tiempos relativos de paragénesis de los sedimentos clásticos y calcáreos en términos de los procesos diagenéticos y los tipos de diagénesis (Somera, Intermedia y Profunda) que los afectan a través de su historia geológica. Ver Fig. 8 2 A y B

127


(A)

(B) Fig. 82 (A y B) Tiempos relativos de paragénesis de los sedimentos calcáreos y clásticos a lo largo de su historia geológica. (Modificado de Malavé, M. y Muñoz, P. 2003).

128

CAPITULO 6 DOLOMÍAS Y MODELOS DE DOLOMITIZACIÓN


6.- DOLOMITAS Y MODELOS DE DOLIMITIZACIÓN dolomita o dolomía contiene una mezcla variable de carbonato cálcico y magnésico cuya fórmula es (CaMg(CO3)2). Su presencia es rara en carbonatos La

modernos. De esta manera la dolomita constituye cerca de un 1/4 de los carbonatos de edad Paleozoica y cerca de 3/4 de los carbonatos de edad Precámbrica en el mundo.

Se estima que la creación del mineral de dolomita o dolomía es un proceso muy complicado, delicado y lento debido a la manera como se ordenan en su estructura mineralógica, los iones de mineral Magnesio (Mg2+) y Calcio (Ca2+) para formar los cristales de dolomita. Por lo tanto, la estructura de una dolomita ideal consiste en hojas de carbonatos compuestos enteramente de átomos de calcio alternadas con hojas similares compuestas de átomos de magnesio.

La dolomicrita es considerada un tipo de dolomita cuyo origen es cuasi-primario acumulada directamente como un lodo calcáreo con alto contenido de iones de magnesio. Ver Fig. 83

Fig. 83 Bloque diagramático mostrando la relación litológica y estratigráfica de las dolomitas, calizas y procesos de dolomitizacion en los carbonatos (reemplazo).

130


6.1.- REEMPLAZAMIENTO DE LA DOLOMITA Muchos estudiosos e investigadores están de acuerdo que la gran mayoría de las dolomitas antiguas ocurrieron como resultado de procesos secundarios como el reemplazo y que muy pocas dolomitas se deben a procesos primarios verdaderos (precipitación justo por encima o a nivel de la interfase agua-sedimento). Por consiguiente, casi todos los tipos de dolomitas se forman como reemplazo de carbonatos preexistentes. Se estima que este proceso ocurre mientras el sedimento calcáreo esta todavía suave y no ha sido soterrado muy profundamente (Folk, 1974). Por otra parte, también parece haber consenso que el proceso de dolomitización es un fenómeno conjunto de disolución-precipitación lo cuál refleja la necesidad de mucha más investigación en relación a este tema.

En el proceso de reemplazo tenemos que los cristales rómbicos de dolomi ta cortan a los minerales aloquímicos (calcita) de la roca prexistente así como a las laminaciones previas. De esta manera dichos cristales tienden a deformar las estructuras más finas encontradas en el lodo calcáreo o micrita. Por lo tanto, la textura granulométrica de las dolomitas tiende a ser de grano grueso (0.03 mm) lo cual es un seguro indicativo del proceso de reemplazo de la calcita por la dolomita.

El fenómeno de reemplazo es de suma importancia ya que resulta en la generación de mayor porosidad efectiva de la roca. El reemplazo puede ser total o parcial, puede ocurrir como granos o cristales aislados o seguir áreas irregulares que reflejan zonas de la roca carbonática de mayor permeabilidad. Ver Fig. 84

131


Fig. 84 Foto micrografía de mineral dolomítico de reemplazo rellenando poros así como creando porosidad.

6.2.- CEMENTOS DE DOLOMITA Los cementos dolomíticos son muy variados debidos en gran medida a la relativa facilidad con que los cristales de dolomita tienden a reemplazar a otros minerales en particular aquellos tales como calcita, aragonita, arcillas de diversos tipos, cuarzo, yeso, etc. A continuación se muestran algunos ejemplos. Ver Fig. 85, 86, 87 y 88.

Fig. 85 Microfacies de dolomitas mostrando el desarrollo de porosidad secundaria

132


Fig. 86 Microfacies de dolomitas mostrando el desarrollo de cemento dolomítico. El color marrón en los cristales de dolomitas está asociado a impregnación de hidrocarburos.

0.08 mm Fig. 87 Reemplazo de dolomita por ftanita (chert). En primera instancia, la dolomita ha reemplazado a la calcita. Fm. Schisti Galestrini, Cretáceo, Italia

133


Fig. 88 Fotografía SEM que muestra cristales de dolomita y arcillas rellenando los poros en una arenisca. Formación Bell Canyon, Pérmico, Texas

6.3.- AMBIENTES DE DOLOMITIZACIÓN Los

diferentes

ambientes

sedimentarios

en

los

que

se

produce

la

dolomitización incluyen la zona submareal bajo el nivel del agua (laguna submareal), la zona intermareal (donde se produce yeso) y la zona supramareal sobre el nivel del agua (donde se produce la anhidrita). Ver Fig. 89

ANHIDRI

SU PRA M A REA Y ESO Z ON A

A L GA L

B I OT U R B A D A MA T

L A GU N A SU B M A R E A L COSTRA I SL A D E B A R R ER A

Fig. 89 Ambientes de dolomitización

134


6.4.- MECANISMOS DE DOLOMITIZACIÓN Existen dos mecanismos distintos para la generación de dolomitas por lo que se han propuesto dos modelos principales de dolimitización: •

Reflujo Evaporítico

•

Mezcla de Aguas de Diferentes Salinidades.

REFLUJO EVAPORÍTICO: Este proceso requiere de un anegamiento rápido y periódico de agua de mar (salada) en una superficie de mareas expuesta (sabkha) o una laguna de aguas someras inundadle por las mareas donde la salinidad del agua fluctúa rápidamente entre condiciones de hiper e hipo salinidad.

Este modelo aparece dentro de la cuenca de depositación, sólo a unos cuantos decímetros o centímetros por debajo de la superficie e inmediatamente después de la depositación del sedimento calcáreo o la caliza. Este es el proceso asociado a la formación de las evaporitas. En este caso, se produce una dolomita de grano mas fino.

La evaporación ocasiona la precipitación de minerales como el Yeso (CaSO42H2O) y tiene dos efectos importantes: 1.- El incremento en la densidad de la salmuera (brine) haciendo que la misma se filtre a través de la caliza 2.- El incremento en la tasa de Mg/Ca de la salmuer a.

A medida que la salmuera se mueve a través del carbonato y se encuentra depletada en relación a su contenido de iones de Calcio, la calcita (CaCO 3) es reemplazada por dolomita (CaMg (CO3 )2). Ver Fig. 90

135


Mecanismo de dolomitización por Reflujo Evaporítico: a medida que la salmuera con bajo contenido de Ca (CaCO3) se mueve a través de la roca caliza, la calcita es reemplazada por dolomita (CaMg (CO3)2)

Fig. 90 Mecanismo de dolomitizacion por Reflujo Evaporítico MEZCLA DE AGUAS DE DIFERENTES SALINIDADES (DORAG): Este modelo se basa en la mezcla de aguas de diferentes salinidades o mezcla de agua fresca y marina. Este segundo modelo de dolimitización tiene lugar a mayor profundidad y mucho tiempo después de la depositación del sedimento calcáreo o caliza. En este caso, se produce una dolomita de grano grueso, no se producen evaporitas y el proceso de sustitución está causado por soluciones ricas en magnesio que se filtran a través de la caliza.

Una mezcla de aguas marinas con saturaciones entre ~5% y ~70% estaría subsaturada

con

respecto

a

Calcita

la

cual

tiende

a

disolverse.

Simultáneamente, dicha mezcla estaría supersaturada con respecto a Dolomita la cual tiende a precipitarse. La dolomita se puede formar a raíz de cualquier solución acuosa, provisto que la salinidad de la misma representada por la tasa de Mg/Ca esté cercana a un valor teórico igual a 1:1. Ver Fig. 91 y 92

136


Fig. 91 Modelo esquemático de saturación de Calcita con respecto a Dolomita en agua de mar mostrando el proceso de mezcla de sus salinidades relativas

Fig. 92 Bloque esquemático mostrando mecanismo de dolomitización por Mezcla de Aguas de Diferentes Salinidades (Dorag), Mississippian Ste. Genevieve Limestone, Illinois Basin, USA.

137


En ambos modelos, el magnesio es suplido por el agua salina, pero la precipitación está permitida solo a través de la disolución con agua fresca o meteórica.

FACTORES INFLUYENTES EN LA FORMACIÓN DE DOLOMITAS: Entre los factores que más influyen en la formación de dolomitas se encuentran: §

Temperatura

§

Solución

§

Composición y Concentración

§

Tasa de Cristalización

§

Presencia y concentración de ciertos compuestos orgánicos

Como se mencionó con anterioridad en este capítulo, se estima que la creación del mineral de dolomita es un proceso muy difícil debido a la manera como se ordenan los iones de Mg2+ y Ca2+ para formar los cristales de dolomita (CaMg(CO3)2). Una dolomita ideal consiste de hojas de carbonatos compuestos enteramente de átomos de calcio alternadas con hojas similares compuestas de átomos de magnesio. Por consiguiente, se sugiere que el proceso de cristalización de dolomita requiere de mucho tiempo para lograr el correcto ordenamiento de átomos requerido.

La importancia primordial de la dolimitización se basa en que el mismo ocurre mayormente a través del proceso de reemplazo de la calcita (CaCO3) por la dolomita (CaMg (CO3)2). Es este proceso el que genera la porosidad secundaria característica en este tipo de roca calcárea.

A continuación se presenta un ejemplo de facies carbonáticas y dolomíticas en el record geológico constituido por facies fosilíferas de laguna, evaporitas y capas rojas, facies fosilíferas de arrecife y depósitos de rampa carbonática compuesto por material carbonático y dolomítico. Ver Fig. 93

138


Fig. 93 Vista aérea mostrando la reconstrucción paleo ambiental de la cara oeste de las Montañas Guadalupe, Complejo Arrecifal Pérmico en Texas y Nuevo México, USA que está compuesto por cuatro facies carbonáticas dominantes: facies de laguna con alto contenido fosilífero, evaporitas y capas rojas, complejo arrecifal y depósitos de rampa carbonática constituido por material carbonático y dolomítico.

139

CAPITULO 7 MODELO GEOLÓGICO DEL YACIMIENTO


7 .- MODELO MODELO GEOLÓ GEOL ÓGICO DEL SUBSUELO El modelo geológico de yacimientos o caracterización geológica integrada es el resultado de sumar los aspectos estructurales, estratigráficos, petrofisicos, sedimentarios así como la información básica de yacimiento de un área para interpretar la distribución y las variaciones espaciales de los yacimientos así como las relaciones entre ellos. En algunos casos es necesaria la elaboración e inclusión en la caracterización geológica de otros modelos tales como Estocástico, Geomecánico, etc.

7.1 METODOLOGÍA PARA PARA ESTABLECER EL MODELO GEOLÓGICO GEOL ÓGICO La realización de un modelo geológico comienza con la correlación estratigráfica mediante la cual se individualizan intervalos litológicos en los registros y utilizando un mallado adecuado de secciones se determina la distribución lateral de los mismos.

Complementando la información proveniente de los registros con los resultados de análisis de núcleos y otras muestras litológicas, se definen las facies sedimentarias presentes y su distribución areal y vertical en los pozos. El conjunto de facies en el área bajo estudio permite la identificación de los ambientes sedimentarios. Esto es importante ya que otorga cierta capacidad de predicción o extrapolación en cuanto a variaciones a esperarse en zonas menos perforadas, dar explicación a problemas de producción derivados de la geología o intuir su probable ocurrencia a futuro. Conocer el ambiente sedimentario, permite entender variaciones

en

cuanto

a

porosidad

o

permeabilidad,

lenticularidades,

heterogeneidades, tendencia al anegamiento, ubicación y extensión de las unidades de flujo, sellos, etc. Ver Fig. 94

141


El marco estructural se obtiene mediante el análisis de la información sísmica y de pozos perforados en el área con lo cual se construyen los mapas de tope y base de la unidad-yacimiento ubicando en los mismos las fallas geológicas y el buzamiento de las capas estratigráficas. Posteriormente, es posible incluir datos tales como anomalías detectadas en cuanto a presiones, variaciones en la gravedad API de crudos, presencia de acuíferos y otros datos de producción que contribuyan a mejorar la interpretación.

Los contajes de espesor de arena neta (AN) y de arena neta petrolífera (ANP) a partir de los registros de pozos, permitirán la construcción de los respectivos mapas isópacos tales como: de AN donde se visualiza la distribución areal de las facies sedimentarias o de ANP o de distribución areal de hidrocarburos en las mencionadas facies.

Del mapa estructural, se llevan al mapa isópaco las curvas correspondientes a profundidades del contacto agua -petróleo (CAP), del contacto gas-petróleo (CGP) así como otros factores estructurales que permitan delimitar el o los yacimientos. Ver Fig. 94

Posteriormente, se procede a completar la evaluación petrofísica para obtener los valores que afinan la caracterización litológica y distribución de los fluidos. Algunos de estos datos son los siguientes: Saturación de Agua (Sw), Permeabilidad (K), Porosidad (Ø), Volumen de Arcilla (Vsh), etc. Estos datos permiten la elaboración de mapas de: •

Variación de porcentaje de agua en las facies arenosas

•

Distribución de porosidad

•

Variaciones laterales de permeabilidad

•

Variaciones laterales de calidad de arena

142


Con el modelo geológico definido y los valores petrofísicos determinados, se procede al planimetreo de los mapas y el correspondiente cálculo volumétrico para cuantificar las reservas. Ver Fig.94

Fig.94 Modelos que Integran una Caracterización Geológica de un Yacimiento Petrolero.

7.2.-

REPRESENTACIONES

GRÁFICAS

DE

LA

CARACTERIZACIÓN

GEOLÓGICA Las representaciones gráficas del modelo Geológico, vienen dadas por los distintos productos que se generan en cada uno de los modelos (Estratigráfico, Estructural, Sedimentológico y Petrofísico) de la caracterización geológica. A

143


continuación se mencionan las diferentes representaciones gráficas productos de cada uno de los Modelos:

MODELO ESTRATIGRÁFICO: - Mapas o cartas de ubicación de secciones estratigráficas, núcleos y muestras de canal. - Mapas de espesor total, % de arena y relación arena/lutita. - Secciones estratigráficas, bioestratigrafía y cualquier otra representación gráfica que contribuya a visualizar este modelo. - Tablas: de topes geológicos (SB, MFS, FS) y de espesor total y cualquier otra tabla que ayude a visualizar el modelo estratigráfico. Ver Fig. 95

MODELO ESTRUCTURAL: El informe del modelo estructural estará acompañado de: - Mapas de ubicación (del área de estudio, de levantamientos sísmicos, de secciones estructurales y sísmicas). - Mapas estructurales en tiempo y profundidad, de atributos, de velocidad, de plano de fallas. - Secciones sísmicas (verticales y horizontales) y estructurales. - Sismogramas sintéticos. - Registros especiales (sónico, check shot, VSP). - Elipsoide de esfuerzos, entre otros. - Tablas: función tiempo - profundidad, de pozos fallados (profundidad de corte de la falla, secciones omitidas y/o repetidas), con registros especiales. Ver Fig. 95

144


Fig.95 Productos de los Modelos Estratigráfico y Estructural MODELO SEDIMENTOLÓGICO: - Mapas de AN, tendencias de AN, residuales, mapa de ubicación de secciones estratigráficas de detalle, secciones estratigráficas detalladas (estas secciones deben reflejar vertical y lateralmente las unidades sedimentarias presentes, interpretación ambiental y deben ser consistentes con los mapas de facies de dichas unidades), mapas de ubicación de núcleos y muestras de canal, datos bioestratigráficos, hoja sedimentológica, visualización del modelo en 3D y cualquier otra representación gráfica que contribuya a visualizar este modelo (fotos de facies sedimentarias, de análisis petrográficos entre otras).

145


- Tablas: de topes unidades sedimentarias y/o de flujo, descripciones petrográficas. Ver Fig. 96

Fig.96 Productos del Modelo Sedimentológico MODELO PETROFÍSICO: Se realiza la documentación, que describa el modelo petrofísico, detallando la metodología utilizada, las principales consideraciones petrofísicas, modelos de evaluación

utilizados

y

resultados

obtenidos,

incluyendo

mapas

de

isopropiedades, correlaciones núcleo-perfil y cualquier otra representación gráfica que contribuya a visualizar el modelo;

tablas, bibliografía y ubicación de los

archivos digitales generados en el modelo. Esta información formará parte del informe final del modelo estático y como insumo a las Fases III y IV del proyecto. Ver Fig. 97

146


Fig.97 Productos del Modelo Petrofísico 7.3.- VALIDACIÓN DEL MODELO GEOL ÓGICO La validación del Modelo Geológico es muy dinámica, a medida que se realizan cada uno de los modelos (Estratigráfico, Estructural, Sedimentológico y Petrofísico) que integran una caracterización geológica de yacimiento. El hecho de mantener una sinergia constante durante la interpretación de cada modelo, permite realizar los ajustes necesarios, que garanticen la solidez del modelo geológico y de esta manera disminuir el riesgo asociado al mismo.

147

Muñoz, P. - Caracterizacion Geologica de un Yacimiento Petrolero

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