UNIVERSIDAD ESTATAL PENÍNSULA DE SANTA ELENA ÁREA CIENCIAS E INGENIERÍA CARRERA INGENIERIA EN PETRÓLEO ASIGNATURA: GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO PROYECTO: CAMPO HGAWAR GRUPO: LOS DEVORA MUNDOS ESTUDIANTES: BORBOR PANCHANA GERARDO YAGUAL RODRÍGUEZ JOSELYN CATUTO SOLANO PABLO DOCENTE: DRA. ERICA LORENZO GARCÍA LA LIBERTAD-SANTA ELENA III SEMESTRE – 2017
INDICE CAMPO HGAWAR
1. INTRODUCCION ..................................................................................................................................... 3 2. UBICACIÓN GEOGRÁFICA ................................................................................................................. 4 3. CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS .................... ............................... ............................... ................ 5 3.1. TIPO DE CUENCA CAMPO GHAWAR ...................................................................................... 5 Corteza continental ..................................................................................................................... 8 Zonas Metamórficas ................................................................................................................... 9 Cuencas Sedimentarias ............................................................................................................. 9 Clasificación de Cuencas ...................... ............................... ............................... ...................... 9 Límite entre placas .................................................................................................................... 10 Límites divergentes (extensión) o bordes constructivos ............................ ................... 10 Cuenca Interior ..................... ............................... ............................... ............................... .........11 Tema petrolero tuwaiq / hanifa-arab del jurásico .................... ................................ .........12 3.2. TIPO DE ROCA GENERADORA EN EL CAMPO GHAWAR ......................... ...................... 12 Roca madre; roca generadora ............................................................................................... 13 3.3. TIPO DE KERÓGENO EN EL CAMPO GHAWAR .................... .............................. ............... 13 Tipo II Mixto Plantónico: .................... ............................... .............................. ......................... 14 3.4. TIPO DE ROCA RESERVORIO O ALMACÉN EN EL CAMPO GHAWAR .................... .... 14 Roca reservorio o almacén .................... ............................... .............................. .................... 15 3.5. CARACTERÍSTICAS DEL SELLO EN EL CAMPO GHAWAR ...................... ...................... 15 Roca Sello ................................................................................................................................... 15 3.6. TIPO DE TRAMPA EN EL CAMPO GHAWAR ....................................................................... 16 4. MADURACIÓN, GENERACIÓN Y EXPULSIÓN ............................................................................. 16 5. CARACTERÍSTICAS DEL YACIMIENTO ................... ............................... .............................. .........17 6. BIBLIOGRAFÍA ..................................................................................................................................... 20
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CAMPO GHAWAR 1. INTRODUCCION Nuestro grupo “LOS DEVORA MUNDO”, hemos decido presentar para nuestro proyecto de la asignatura Geología del Petróleo, el CAMPO GHAW AR (figura 1), ubicado en Arabia Saudita, En este país se encuentran la mayor cantidad de yacimientos siendo éste el campo más grande. El CAMPO GHAWAR cuenta con una amplia gama de información geológica, la misma que detallamos a continuación desde su ubicación hasta la roca generadora que dió srcen a este súper yacimiento. Conocido como el rey de los campos, fue descubierto en 1948 y tiene 280 kilómetros de largo por 30 kilómetros de ancho. Su producción estimada es de alrededor de 5 millones de barriles diarios. En este campo se produce casi el 6% de todo el petróleo mundial. Los depósitos se estiman en 71 mil millones de barriles. El campo Ghawar es uno de los más grandes y prolíficos a nivel mundial produciendo aceite ligero de 30-31 API de la formación Arab-D.
Figura 1: Refinería de Aramco 3
2. UBICACIÓN GEOGRÁFICA El campo Ghawar es un campo supergigante, ubicado geográficamente Arabia Saudita que es un país islámico de la península Arábiga. Comparte fronteras con Irak y Jordania por el norte y noreste, con Kuwait, Catar y los Emiratos Árabes Unidos por el este, con Omán por el sureste y con Yemen por el sur (figura 2). El Campo Ghawar cubre un área de 5300 Km2 (figura 3). Aunque Ghawar es un solo yacimiento, se subdivide en seis áreas de norte a sur (Figura 4).
Fazran, Ain Dar,
Shedgum,
Uthmaniyah,
Figura 2: Ubicación Geográfica del Campo Ghawar (Tomado de Sorknabi 2010)
Haradh y Hawiyah,
Figura 3: El Campo Ghawar tiene 280 kilómetros de largo por 30 kilómetros de ancho. 4
Figura 4: División del Campo Ghawar
3. CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS 3.1. TIPO DE CUENCA CAMPO GHAWAR El anticlinal en Nala sobre el cual descansa el campo Ghawar, se sitúa en un pilar tectónico (horst) de basamento, el cual se formó por un tectonismo que causó deformación extensional y el levantamiento del bloque durante el Carbonífero-Pérmico (Figura 5). Posteriormente, éste horst de basamento fue sometido a esfuerzos de compresión durante el Cretácico Superior y continuó en el Cenozoico al chocar las placas Arábiga y Asiática. Wender (1998) destacó cuatro etapas de formación de trampas en el campo Ghawar: a) Carbonífero; b) Triásico Inferior; c) Cretácico Superior y d) Cenozoico. En la parte sur del anticlinal se tienen flancos con echados que varían entre 3 y 8 grados; presenta asimetría siendo el flanco oeste más inclinado
Figura 5: Sección estructural del campo Ghawar (Tomado de Sorkhabi, 2010)
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Commented [GB1]:Preguntar sobre el significado
El Campo “Ghawar”, pertenece a u na corteza de tipo continental donde existen rocas de
todo tipo y en las zonas más profundas predominan las zonas metamórficas . Este Campo “Ghawar”, también tiene una larga extensión geográfica y está formado por
un ambiente tectónico extens ional (Di verg ente) donde predominan la existencia de fallas normales. El campo Ghawar es un campo que se encuentra en una cuenca tipo interior, es un tipo de cuenca simple, posee un perfil asimétrico y generalmente se encuentran en antiguas áreas paleozoicas en el interior de los continentes. El ambiente de depositación corresponde con una extensa rampa carbonatada influenciada por tormentas (Lindsay, 2006). Desde la parte continental hacia la cuenca, se tienen las siguientes zonas: a) Rampa interna (zona interior); b) Margen de bancos (zona media); c) Rampa media proximal (zona media); d) Rampa media distal (zona media); y e) Rampa exterior (zona exterior). En seguida se describen las facies para cada porción de la rampa: a. Rampa interna: Facies de laguna constituidos por grainstone y packstone de micro fauna foraminífera. b. Margen de bancos: Facies de grainstone oolítico y esquelético y packstone con alto contenido de lodo (Cantrell, 2006). c. Rampa media proximal: Facies de montículos de estromatopóridos y corales. d. Rampa media distal: Facies por debajo de la línea base de buen tiempo; constituidos por sedimentos del fondo marino, cubiertos por secuencias de tormentas como rudstone y floatstone de rampa interna, margen de bancos y bioclastos de rampa media proximal. e. Rampa exterior: Facies micríticas a facies de grano fino en depósitos con mayor profundidad (figura 6).
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Figura 6: Modelo de Depósito para la rampa carbonatada del yacimiento Arab-D en el campo Ghawar. En color azul aparecen sedimentos transgresivos. En color naranja se tienen depósitos de escombros de rudstone y floatstone de rampa media distal. El verde representa biostromas y montículos de estromatopóridos y corales en la rampa media proximal. Entre las zonas de biostromas y montículos, en color azul se tienen bancos de algas. El rojo corresponde a bancos de grainstone con estratificación cruzada. En morado se señalan sedimentos lagunares de rampa interna y de llanura intermareal (Tomado de Lindsay y Cantrell, 2006)
En la zona media tuvo lugar la depositación de las rocas almacén de mayor calidad, debido a la combinación de elementos como la alta energía en el medio y la disponibilidad de sedimentos carbonatados (Hughes, 2006). En el Jurásico Inferior se inició la formación de tres cuencas someras en la plataforma: Cuenca Gotnia, Cuenca Arábiga y la Cuenca Sureste del Golfo Arábigo. En el fondo se acumularon los restos de organismos marinos, en condiciones de anoxia, convirtiéndose eventualmente en gruesas secuencias generadoras con materia orgánica entre un 4 y 6 por ciento (Voelker, 2004). Así se formaron los horizontes Tuwaiq Mountain y Hanifa, del Jurásico Medio. En la cuenca Arábiga se encuentran las rocas generadoras para el campo Ghawar; posteriormente, se depositaron sedimentos de aguas someras. En el Jurásico Superior ocurrieron cuatro ciclos importantes en el nivel del mar que srcinaron transgresiones, estos ciclos, llegaron a completarse al culminar el depósito de sedimentos de la zona exterior de la plataforma, por encima de la depositación de sabkhas; en algunos sectores solo se tiene una parte del ciclo, el cual está en función de la duración del período transgresivo. Las cuatro transgresiones srcinaron la acumulación de los miembros D, C, B y A de la formación Arab (Keith, 2006). La magnitud de las transgresiones disminuyó sucesivamente, 7
de tal forma que la primera tuvo una mayor duración, y por lo tanto, el miembro D es el yacimiento más productivo. Cada período transgresivo, dió lugar a una importante acumulación de roca almacén asociadas lateralmente a depósitos de plataforma, destacando los de zona media. La disminución de las transgresiones, permitió el desarrollo de un sabkha y la acumulación de la formación Hith (anhidrita). El sello se srcinó por el levantamiento de bloques de basamento, o debido al desplazamiento de domos salinos, dando lugar así a trampas de tipo estructural durante el Cretácico (Mueller, 2006). El campo Ghawar está situado en uno de los ejes del anticlinal En Nala. Corteza continental La corteza continental posee mayor espesor y una estructura más compleja. También es la corteza más antigua. Representa el 40% de la superficie de la Tierra. Está formada de una capa delgada de rocas sedimentarias entre las que destacan las arcillas, las areniscas y las calizas. También tienen rocas ígneas plutónicas ricas en sílice similares al granito. Como curiosidad, en las rocas de la corteza continental es donde se han quedado grabados gran parte de los acontecimientos geológicos que han ocurrido a lo largo de la historia de la tierra. S puede saber ya que las rocas han sufrido muchos cambios físicos y químicos a lo largo de la historia, (figura 7). Por ejemplo, esto se pone de manifiesto en las cordilleras donde podemos encontrar rocas de gran antigüedad que pueden alcanzar hasta los 3.500 millones de años.
Figura 7: Corteza Continental
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Zonas Metamórficas Las zonas metamórficas se distinguen en base de un mineral determinado o de un grupo de minerales. Por ejemplo, la zona de granate se caracteriza por la apariencia de granate y la zona de sillimanita se caracteriza por la apariencia de sillimanita, de las zonas metamórficas desarrolladas alrededor del plutón Fanad, Irlandia. Cuencas Sedimentarias Definición.- Lugar de la superficie terrestre que ha experimentado una prolongada subsidencia, (Allen & Allen, 2005) También se le denomina CUENCA a la depresión y al grueso paquete de sedimentos que lo rellenan. Una cuenca puede tener cualquier forma o tamaño desde cientos de Km2 hasta miles de Km2 de área, así como cientos de metros hasta miles de metros de espesor de sedimentos que rellenan la cuenca. Clasificación de Cuencas
Tipo de corteza que involucran Posición con respecto al límite de placas Tipo de interacción entre placas (figura 8)
Figura 8: Clasificación de la Cuenca del campo Ghawar 9
Límite entre placas Las zonas de contacto entre placas es lo denominamos límites o bordes de placa, según el movimiento de dos placas contiguas, estos límites pueden ser de tres tipos: (figura 9)
Límites divergentes (extensión) o bordes constructivos
Límites convergentes (compresión) o bordes destructivos
Límites transformantes (lateral) o bordes pasivos
Figura 9: Limites entre placas
Límites divergentes (extensión) o bordes constructivos Son zonas de separación de placas litosféricas (por eso los llamamos divergentes) en superficie toman direcciones divergentes; el material que asciende solidifica convirtiéndose en Litosfera y, por tanto, se construye nueva litosfera oceánica, (figura 10) estos límites pueden darse en:
El fondo del océano, dando srcen a las llamadas dorsales oceánicas (ejemplo: dorsal centroatlántica), o
Sobre los continentes constituyendo los rift valley (ejemplo: rift valley africano)
Dorsal oceánica.- Son límites de placas divergentes: dos placas se separan entre sí. En este lugar se crea el fondo oceánico (la corteza oceánica). Presenta una alta actividad sísmica y volcánica, 10
Figura 10: Límites divergentes (extensión) o bordes constructivos
Cuenca Interior Es el tipo de cuenca más simple, posee un perfil asimétrico, ellas generalmente se encuentran en antiguas áreas Paleozoicas en el interior de los continentes, el rango de depósito en estas cuencas es bajo, la génesis de este tipo de cuencas es pobremente conocida, se especula que están asociadas a zonas de rift o a un hot spot (puntos calientes) que introducen material muy denso constituyendo el basamento de la cuenca antes de su desarrollo. Estas cuencas se localizan en la parte central de los continentes, generalmente son rellenadas con una mezcla de sedimentos siliciclasticos o carbonatados. En ellas se recuperan pocos hidrocarburos, aunque llegan a localizarse pocos campos gigantes. Constituyen el 2% de todas las cuencas petroleras existentes en el mundo y menos del 1% de cuencas con contenido de gas. La baja recuperación se atribuye a la poca profundidad de la cuenca, las trampas son principalmente de tipo estratigráfico alrededor de los márgenes de la cuenca, (figura 11)
Figura 11: Cuenca de Williston en EUA 11
Tema petrolero tuwaiq / hanifa-arab del jurásico El área de Ghawar está cubierta por sedimentos continentales pertenecientes al MiocenoPleistoceno, a excepción de algunos reducidos afloramientos del Eoceno. Las rocas del Cenozoico y del Cretácico no presentan acumulaciones de hidrocarburos. El yacimiento del Jurásico Superior Arab-D es uno de los más importantes en el medio Oriente (Sorkhabi, 2010), incluye la parte inferior de la Formación Arab y superior de la Formación Jubaila. Estas formaciones tienen espesores de 186 m y 400 m, respectivamente para la región de Ghawar. En intervalo productor se ha estimado entre 50 y 100 m. (figura 12) muestra la existencia de sincronía, en ella se muestran los elementos y eventos geológicos que caracterizan al Sistema petrolero Tuwaiq/Hanifa-Arab.
Figura 12: Diagrama de sincronía del Campo Ghawar en el sector Tuwaiq/Hanifa-Arab en la subcuenca Arábiga y su distribución en el tiempo geológico (Tomado de Pollastro, 2003).
3.2. TIPO DE ROCA GENERADORA EN EL CAMPO GHAWAR La roca generadora del campo Ghawar contienen rocas carbonatadas con materia orgánica sapropélica. Este tipo de materia orgánica es lo que se obtiene de la descomposición y polimerización de materias orgánicas como algas marinas o plantas que fueron depositadas en condiciones acuáticas con bajo contenido de oxígeno. La roca generadora se cree que es la sierra Tuwaiq una formación montañosa, que subyace al Hanifa, Es del Oxfordiano en edad y alcanza un espesor de más de 300 metros en el área del cuenca entre los campos Ghawar y Khurais. La roca generadora del campo Ghawar se encuentra en un ambiente marino de plataforma, es decir se encontró entre la línea de costa y el piso del nivel del mar, (figura 13). 12
Figura 13: Mapa de isopacas para el espesor de rocas generadoras del Jurásico Superior, Tuwaiq Mountain (Tomado de Pollastro, 2003)
Roca madre; roca generadora Una roca rica en contenido de materia orgánica que, si recibe calor en grado suficiente, generará petróleo o gas. Las rocas generadoras típicas, normalmente lutitas o calizas, contienen aproximadamente un 1% de materia orgánica y al menos 0,5% de carbono orgánico total (COT), si bien una roca generadora rica podría contener hasta 10% de materia orgánica. Las rocas de srcen marino tienden a ser potencialmente petrolíferas, en tanto que las rocas generadoras terrestres (tales como el carbón) tienden a ser potencialmente gasíferas. La preservación de la materia orgánica sin degradación es crucial para la formación de una buena roca generadora y resulta necesaria para que exista un sistema petrolero completo. En las condiciones adecuadas, las rocas generadoras también pueden ser rocas yacimiento, como sucede en el caso de los yacimientos de gas de lutita, (figura 15). 3.3. TIPO DE KERÓGENO EN EL CAMPO GHAWAR El campo Ghawar está compuesto por uno de los cuatro tipos de Kerógeno conocidos y corresponde al Kerógeno tipo ll. Éste se caracteriza por tener un gran potencial para generar hidrocarburos líquidos y gases. Se asocia a sedimentos marinos de ambientes reductores y tiene diversas fuentes como algas marinas, polen, esporas, ceras de hojas y resinas fósiles. Esta roca generó aceite ligero y gas con un API de 33° que fue producido en el jurásico superior. 13
Tipo II Mixto Plantónico: Procede de una mezcla de fitoplancton, zooplancton y bacterias sedimentadas en un ambiente reductor. Disminuye la relación H/C, así como su potencial generador de petróleo y gas.
Hidrógeno: relación de carbono <1,25
Oxígeno: relación de carbono 0,03 hasta 0,18
Tienden a producir una mezcla de gas y petróleo, (Figura 14).
Figura 14: Clasificación de los Kerógeno
3.4. TIPO DE ROCA RESERVORIO O ALMACÉN EN EL CAMPO GHAWAR El tipo de roca almacén que contiene a los hidrocarburos de este campo es esencialmente Limestone; contiene presencia de rocas sedimentarias carbonatadas y en algunas partes Mudstone; que son rocas de arcillas que tienen granos finos constituidos por lodos. Cuenta con un ambiente marino en plataforma sublitoral en la zona nerítica del jurásico que es la zona marítima que se encuentra cercana a la costa pero que no tiene contacto directo con el litoral. Cuenta con una porosidad tanto primaria como secundaria que va desde 14% hasta 19% y una permeabilidad que va de 52 a 639 mD. 14
La roca almacén de este campo se encontró en la edad del Oxfordiano y formadas principalmente por carbonatos de calcio. Roca reservorio o almacén Es la roca donde se aloja el petróleo, con la característica fundamental que es porosa y permeable, tales como las areniscas, aunque también pueden ser los carbonatos, especialmente por sus fracturas y zonas de disolución. Los mayores reservorios son los de grano medio a grueso y con alto grado de escogimiento. La permeabilidad se mide en unidades llamadas Darcy, aunque la mayoría de los yacimientos solamente tienen permeabilidades en rango de milidarcy con promedios entre 50 y 600 milydarcys. La porosidad que es el volumen de espacios vacíos que hay en las rocas, se mide en porcentajes de volumen total de la roca y con promedios entre el 10 y 20%. Las areniscas usualmente tienen porosidad primaria, la cual es el espacio vacio entre granos que con la diagenesis es disminuida. En los carbonatos la diagenesis es temprana por lo que la porosidad primaria es bajísima, pero estas poseen porosidad secundaría, la cual es producida por fracturas, disolución, espacios intercristalinos, etc, (figura 15). 3.5. CARACTERÍSTICAS DEL SELLO EN EL CAMPO GHAWAR La presencia de la roca sello, determina la extensión geográfica del sistema petrolero y en este campo el sello es un paquete de rocas evaporíticas, incluyendo anhidrita impermeable. Está compuesto de evaporitas de sabkha y subacuática, evaporita con fina interestratificación de carbonato que puede atribuirse a varios cientos de kilómetros. El espesor varía de 30 a 100 metros. El sello del campo Ghawar se encuentra depositado en edad del Jurásico Superior Kimmeridgiano con alta presencia de anhidritas principalmente. Roca Sello Una roca relativamente impermeable, normalmente lutita, anhidrita o sal, que forma una barrera o una cubierta sobre y alrededor de la roca yacimiento, de manera que los fluidos no pueden migrar más allá del yacimiento. Un sello es un componente crítico de un sistema petrolero completo. La permeabilidad de un sello capaz de retener los fluidos a través del tiempo geológico oscila entre ~ 10-6 y 10-8 darcies, (figura 15) 15
3.6. TIPO DE TRAMPA EN EL CAMPO GHAWAR La trampa que rige en el campo Ghawar es estructural, un anticlinal por encima de una tectónica extensional dominada por fallas normales de basamento que data del carbonífero, hace 320 millones de años. Las características principales de la trampa yacen en la roca almacén y su sello, (figura 15)
Figura 15: Roca madrea, almacén, sello y trampa
4. MADURACIÓN, GENERACIÓN Y EXPULSIÓN Cole y Carrigan (1994) desarrollaron un modelo para describir la madurez de las rocas generadoras, en el que consideran que la etapa principal de generación del aceite inició durante el Cretácico (Campaniano) hace 75 millones de años en aquellas rocas generadoras con un porcentaje en peso mayor a 1 de contenido orgánico total. Dicha etapa, se extendió hacia el sur de Kuwait, en dirección al suroeste del campo Abu Hadriya, en una porción central delgada en las cercanías del campo Damman y hacia el noreste del campo Ghawar hasta los límites con el Golfo Pérsico. La finalización de la etapa de expulsión del aceite ocurrió durante el Oligoceno (25 Ma) en las proximidades del campo Safaniya, al suroeste de Kuwait; así como en la parte sur de Arabia Saudita, hacia el Sureste del campo Ghawar (Pollastro, 2003). La Figura 16 muestra la evolución de la generación y expulsión del aceite en las rocas del Jurásico en la parte centro oriental de la península Arábiga.
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Figura 16: Mapa de la región central de Arabia Saudita mostrando la maduración, generación y expulsión de aceite en rocas del Jurásico para 75 Ma, 50 Ma, 25 Ma y la actualidad. También se observan las isopacas de espesor para la Formación Hanifa con un COT mayor a 1 %( Tomado de Cole y Carrigan, 1994).
5. CARACTERÍSTICAS DEL YACIMIENTO Las variaciones del nivel del mar durante el Jurásico Superior (Tithoniano) en la plataforma Arábiga, propiciaron la depositación de ciclos de carbonatos y anhidritas, las cua les constituyen las rocas almacén de hidrocarburos, así como las rocas sello. La gran extensión de las evaporitas, dio lugar sólo a una migración de tipo vertical.
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Los yacimientos tienen entre 10 y 30 m de espesor de grainstones de la Formación Arab (miembros A, B, C y D); el miembro D es uno de los más importantes productores, se encuentra entrampado por encima de las rocas generadoras Tuwaiq y Hanifa, y tiene como sello a formaciones de anhidrita; su porosidad promedio es de 25 por ciento. Es el principal yacimiento en el campo Gigante Ghawar, está formado por calizas con intercalaciones de dolomías del Jurásico y Kimmeridgiano, tiene un espesor promedio de 60 m y una permeabilidad de varios darcies. En éste campo Cantrell (2001) identificó 5 tipos diferentes de dolomías en el miembro Arab D. En el campo Harmaliyah, el yacimiento de la Formación Arab D se caracteriza por tener una alta porosidad primaria, debido a la diagénesis previa al sepultamiento. La Figura 17 representa el modelo de generación de hidrocarburos y el sepultamiento en las formaciones Tuwaiq y Hanifa.
Figura 17 Modelo del sepultamiento de las rocas generadoras Tuwaiq/Hanifa en las cercanías del Campo Safaniya (Tomado de Cole y Carrigan, 1994).
En el área de Qatar y Bahrain la Formación Arab llega a tener espesores de 150-210 m. Los aceites se srcinaron a partir de la maduración térmica de carbonatos con alto contenido 18
de materia orgánica del Jurásico (formaciones Hanifa y Tuwaiq), y que posteriormente migraron hacia rocas carbonatadas con buena porosidad y permeabilidad (miembro ArabD y la parte superior de la Formación Jubaila), en amplias trampas estructurales (Pollastro, 2003). Sobreyaciendo a éstas formaciones se encuentran eficientes sellos evaporíticos, anhidritas de los miembros C y D de la Formación Arab y de la Formación Hith (Figura 18). Con base en las características petrofísicas del yacimiento, en una escala de lo más alto a más bajo, se ubican las litofacies siguientes: 1.- Grainstone oolítico-esquelético, packstone rico en lodo 2.- Rudstone y floatstone de estromatopóridos y algas 3.- Rudstone y floatstone algáceo (Cladophoropsis) 4.- Dolomitas porosas 5.- Intraclastos de rudstone y floatstone recubiertos por bivalvos 6.- Depósitos de grano fino (micríticos) (Russell, 2006).
Figura 18: Columna estratigráfica y litología para el Sistema Petrolero del Jurásico en el Campo Ghawar (Tomado de Sorkhabi, 2010). 19
6. BIBLIOGRAFÍA
Sorkhabi, R.; 2010; “Ghawar, Saudi Arabia:The king of Giant Fields”, GeoExpro volume
Lindsay, R.F.; Cantrell, D.L.; Hughes, G.W.; Keith, T.H.; Mueller, H.W.; Russell,
7, Geopublishing ltd. S.D.;2006; “Ghawar Arab -D Reservoir: Widespread Porosity in Shoaling-upward Carbonate Cycles, Saudi Arabia”, AAPG Memoir 88: Giant Hydrocarbon Reservoirs of
the World from Rocks to Reservoir Characterization and Modeling.
Voelker, J.; 2004; “A reservoir Characterization of Arab -D Super-K as a discrete fracture network flow system, Ghawar Field, Saudi Arabia”, A dissertation submitted to the
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Pollastro, R.M.; 2003; “Total Petroleum Systems of the Paleozoic and Jurassic, Greater
Ghawar Uplift and Adjoining Provinces of Central Saudi Arabia and Northern ArabianPersian Gulf”, U.S. Geological Survey Bulletin 2202 -H.
Cole, G.A.; Abu-Ali, M.A.; Aoudeh, S.M.; Carrigan, M.J.; Chen, H.H.; Colling, E.L.;Gwathney, W.J.; Al-Hajii, A.A.; Halpern, H.I.; Jones, P.J.; Al-Sharidi, S.H.; y Tobey, M.H., 1994; “Organic Geochemistry of the Paleozoic petroleum system of Saudi Arabia”,
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http://usuarios.geofisica.unam.mx/cecilia/cursos/21-TectoC2.pdf
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