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INDICE
ESTRUCTURAS DE YACIMIENTOS Y ROCAS DE ACUMULACIÓN
1.1.- Clasificación de Yacimientos de Petróleo de origen sedimentario en base de origen,
composición mineral y textura de la roca de acumulación
1.1.1.- Yacimientos Granulares: Consolidados y No Consolidados - Sedimentos
Cuarzosos.
1.1.1.1.- Sedimentos de Grauvacas y Arcosas
1.1.2.- Tipos litológicos de las rocas de acumulación de carbonato
1.1.2.1.- Calizas y Dolomitas
1.1.2.2 - Calizas de Agregación o Amontonamiento
1.1.2.3.- Calizas Clásticas
1.1.2.4.- Calizas Químicas
1.1.2.5.- Dolomita
1.1.3.-Tipos de porosidad en los Yacimientos de Carbonato
1.1.3.1.- Porosidad Primaria o Intercristalina
1.1.3.2.- Porosidad Oolítica
1.1.3.3.- Porosidad Intergranular
1.1.3.4.- Porosidad Drusa
1.1.3.5.- Porosidad de Fracturas
1.1.3.6.- Porosidad Fosilífera
1.1.3.7.- Porosidad Arrecífera
1.1.3.8.- Calizas Pedernalinas
1.1.4.- Yacimientos de Lutitas
1.1.5.- Evaporitas
1.1.6.- Yacimientos de Rocas Ígneas y Metamórficas
1.2.- Clasificación de Yacimientos en base de la configuración de las trampas geológicas
1.2.1.- Trampas Estratigráficas
1.2.2.- Trampas Estructurales
1.2.3.- Combinación de Trampas Estructurales y Estratigráficas
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1.3.- Relación entre geología y funcionamiento del Yacimiento
1.3.1.- Empuje Hidrostático
1.3.2.- Empuje por Depleción
1.3.3.- Empuje por Segregación o por Expansión de la capa de gas.
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TEMA 1
ESTRUCTURAS DE YACIMIENTOS Y ROCAS DE ACUMULACIÓN
Los yacimientos de petróleo se pueden investigar desde dos puntos de vistas: en
forma microscópica o en forma megascópica. Al estudiar bajo un microscopio un núcleo o
una muestra de una roca de acumulación (roca reservorio) que contiene petróleo y gas, se
observa que la roca reservorio está compuesta de un esqueleto mineral (rígido o friable) y
de espacios intercomunicados. Estos espacios están entrelazados dentro del esqueleto
mineral y pueden contener petróleo, agua o gas. Por lo tanto, una clasificación de
yacimientos puede basarse en las variaciones de la mineralogía de las rocas de
acumulación. Estas variaciones tienen a la vez un efecto importante en el mecanismo del
funcionamiento durante la vida del yacimiento. Por otra parte, si se considera un campo de
petróleo en general, tanto la extensión superficial de la zona productiva como la de la no
productiva, el estudio hecho será entonces en un aspecto megascópico, o sea desde el
punto de vista de la forma geométrica de la configuración de la trampa. En este caso , la
clasificación de campos de petróleo se basa en las variaciones de la morfología del
yacimiento, y como en el caso anterior, estas variaciones afectan considerablemente el
funcionamiento del yacimiento y a la vez la recuperación de petróleo y gas.
1.1.- CLASIFICACION DE YACIMIENTOS DE PETROLEO DE ORIGEN
SEDIMENTARIO EN BASE DE ORIGEN, COMPOSICIÓN MINERAL Y
TEXTURA DE LA ROCA DE ACUMULACIÓN.
Las rocas de acumulación son generalmente de origen sedimentario; sin embargo, el
petróleo y el gas se encuentran ocasionalmente en roca ígneas. Las rocas sedimentarias que
contienen gas y petróleo pueden dividirse en dos clases principales: detríticas y químicas.
Los sedimentos detríticos o clásicos provienen de la desintegración de las rocas
ígneas y metamórficas o de otras rocas sedimentarias, lo que ocurre por medio de un
proceso de meteorismo, erosión, transporte y precipitación selectiva a una cuenca de
sedimentación.
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Los sedimentos químicos pueden formarse como resultado de dos procesos:
desarrollo orgánico y precipitación, proceso por el cual se han formado la mayoría de los
carbonatos (calizas y dolomitas), o por evaporación del agua de mar en cuencas cerradas, lo
que resulta en la formación de evaporitas, sal, anhidrita y yeso.
P.D. Krynine propuso una clasificación genética de las rocas de acumulación basada
en la composición y textura de las mismas. Esta clasificación ha facilitado los estudios
realizados con la constitución de los sedimentos, también como el estudio del efecto que
dichas propiedades tienen sobre el funcionamiento de un campo de petróleo y de gas.
El concepto de Krynine se
presentará en forma simplificada, indicándose la
relación que existe entre las características sedimentarias de las rocas de acumulación y el
funcionamiento esperado del yacimiento.
A continuación se cita una parte del trabajo original y preliminar de Krynine (1943).
Todas las rocas tienen dos propiedades fundamentales. Estas dos propiedades
básicas son: composición y textura; las rocas consisten de ciertos minerales agregados en
determinada forma. Todas las demás propiedades, como estructura, densidad, color,
propiedades eléctricas, porosidad, permeabilidad, son derivadas de estas dos características
básicas y fundamentales: Composición y textura.
El más importante de todos los minerales sedimentarios es el cuarzo, o mejor dicho
el grupo de los sílicatos. Según la forma en que se origina, existen varios tipos de cuarzo
(ígneo, sedimentario, metamórfico), y dentro de los silicatos hay también las arcillas, las
micas, los feldespatos, que son también minerales importantes. Fuera de estos minerales,
muchos otros se pueden formar durante el proceso de sedimentación: carbonatos, sulfatos y
compuestos de hierro. Finalmente, existe un grupo muy pequeño pero seleccionado de
minerales accesorios, tales como turmalina, circón, granate, etc. Este grupo mineral es
mucho más limitado que el encontrado en las rocas ígneas.
Como resultado, para entender adecuadamente la composición mineral de los
sedimentos, es necesario realizar investigaciones cuidadosas. La situación empeora si se
tiene en cuenta que la
textura y la composición aparente
considerablemente y pueden
de los sedimentos varían
cambiar rápidamente. Como resultado, una clasificación
petrográfica de los sedimentos en forma sistemática es prácticamente imposible.
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Mientras que las rocas ígneas se pueden clasificar fácil y distintivamente en base de
su composición mineral y textural, la clasificación de los sedimentos es de carácter químico
o totalmente textural (conglomerados, areniscas, lutitas, calizas). Aun así, una formación
determinada puede cambiar de una arenisca a una caliza y otra vez a una arenisca en menos
de una milla, sin razón aparente.
Un entendimiento adecuado de los sedimentos debe ser descriptivo y genético; debe
saberse de qué esta compuesto el sedimento, cómo se formó, cómo se acumuló el petróleo
en la roca, y en consecuencia encontrar la mejor forma de producir este petróleo.
La formación de un sedimento requiere la desintegración de una roca más vieja que
más tarde se junta, después de haber sido expuesta a una serie de efectos modificadores
químicos y físicos (meteorización, erosión, transporte, deposición, litificación y
diagénesis). Naturalmente, gran parte de las propiedades del nuevo sedimento dependerá de
la roca original.
La corteza de la tierra, al igual que una cebolla, está compuesta (esquemáticamente)
de varo estratos: una capa superior que consiste de rocas sedimentarias. Una capa
intermedia compuesta de rocas metamórficas (pizarras, filitas, esquistos), y por último en la
parte inferior un basamento cristalino bastante complejo (gneis y granito).
Para poder erosionar las partes más profundas, es necesario aumentar la intensidad y
extensión del levantamiento y deformación de la corteza terrestre. Por consiguiente, el
carácter petrográfico del área proveedora y consecuentemente el carácter mineral que
adquiere el sedimento producido de dicha fuente, están relacionados con el grado de
deformación (diastrofismo) de la corteza terrestre.
Esto permite una división inicial de los minerales de los sedimentos en tres grupos y
sirve de base para una clasificación lógica. Las cuarcitas, grauvacas y arcosas reflejan los
movimientos de la tierra en una escala grande y, por consiguiente, son los tipos
predominantes de sedimentos.
La mayoría de los sedimentos son depositados bajo agua. A medida que la
velocidad de agua disminuye, los granos de arena más grandes transportados en la corriente
comienzan a depositarse. Por consiguiente, las areniscas y lutitas resultan de cambio locales
en la velocidad de la corriente. Al mismo tiempo, los carbonatos o sílices pueden ser
precipitados químicamente del agua del mar.
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Si la rata de precipitaciones química es elevada, la cantidad de cementos químicos
formados (caliza) puede exceder considerablemente la cantidad de granos de arenas
depositados por el proceso mecánico.
La velocidad de las corrientes de agua y las ratas de precipitación química pueden
cambiar rápidamente de un lugar a otro del fondo del mar y producir una mezcla de
sedimentos que aparentemente es confusa. Sin embargo, si los sedimentos se consideran
como mezclas mecánicas de productos finales que consisten de arena, arcilla y cementos
químicos que pueden reemplazarse entre sí en todas las proporciones, de acuerdo con
ciertas leyes simples, estas confusiones desaparecerán. El hecho de que la composición
mineralógica de la fracción de arena siempre permanece igual, permite obtener una idea
sobre la historia diastrófica de la región.
La variación en la intensidad de la deformación no solamente cambia el carácter de
la roca madre, sino también cada etapa de diastrofismo establece en el área original y
(debido a que todas las fuerzas estructurales actúan en pares) en la cuenca de deposición un
tipo de relieve topográfico predominante y una rata predominante de hundimiento.
El significado de estos efectos en términos de los procesos modificadores y del
sedimento producido se puede obtener, comparando las cuarcitas y las arcosas.
El poderoso empuje estructural hacia arriba que expone el granito a la zona de
erosión (lo que como corolario ocasiona el hundimiento rápido de una cuenca sedimentaria)
produce también un relieve muy abrupto, lo que aumenta la erosión y sedimentación
mecánica y reduce considerablemente el tiempo disponible para la descomposición
química, impidiendo prácticamente este proceso, cuyo resultado son arcosas de gran
espesor. Lo contrario ocurre, en el caso de una deformación ligera la cual favorece una
descomposición química de larga duración en superficies planas y la precipitación de
sedimentos químicos y arenas limpias de cuarcita en mares poco profundos.
Haciendo una consideración general, se puede ver que la composición
mineral está directamente relacionada con una estructura y textura predominante, con un
determinado tamaño y tipo de cuerpo sedimentario, y con un cierto tipo de campo de
petróleo.
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1.1.1.- YACIMIENTOS GRANULARES: CONSOLIDADOS Y NO CONSOLIDADOS –
SEDIMENTOS CUARZOSOS.
En el período de quietud orogénica, las llanuras costeras relativamente planas están
bordeadas por mares encerrados pocos profundos (mares internos), parcialmente
encerrados, o en comunicación con el océano (fig.1-1). El efecto de erosión es reducido a
un mínimo, pero la meteorización y descomposición química de las masas de tierra
relativamente planas y que suministran los sedimentos químicos clásticos, alcanzan un
máximo.
Solamente los minerales estables (cuarzo, turmalina, circón, etc.) son transportados
hasta el mar, donde son depositados en la extensa y relativamente plana continental en
forma de delgada y extensas formaciones sedimentarias de espesor relativamente uniforme.
Los granos de este tipo de sedimentos clásticos son bastantes uniformes de tamaño y forma,
así como en composición y redondez. Los granos individuales son generalmente bien
redondeados y muestran alto grado de esfericidad. Es muy raro encontrar fragmentos
originales de la roca madre. Por consiguiente, los sedimentos tienden a presentar una
composición y texturas uniformes sobre áreas de gran extensión. En este caso, tanto las
arenas limpias no consolidadas como las arenas limpias consolidadas, predominan como
rocas de acumulación. Estos sedimentos carecen de matriz y la porosidad está controlada
por la presencia o ausencia de cementos de sílice y de carbonato.
Fig. 1-1. Representación idealizada de las condiciones terrestres y marítimas que dieron origen a la
formación de sedimentación de sedimentos cuarzosos.
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Un pequeño cambio en las condiciones de sedimentación puede resultar en la
deposición de masas de lutitas de considerable espesor las que pueden actuar como rocas
madres de petróleo y gas, y capas retenedoras (capas de cubierta) una vez que los
hidrocarburos se establecen en el yacimiento. Las lutitas son generalmente de la variedad
de arcillas estables. La presencia de lentes y de cuñas marginales no son frecuentes en estos
sedimentos aunque pueden darse a menudo truncamientos y discordancias angulares de
deformaciones posteriores.
Desde el punto de vista de ingeniería de yacimientos, los sedimentos clásticos
presentan propiedades de gran interés. Como primera medida, tanto la permeabilidad
vertical como la horizontal se desarrolla bastante bien. Por otra parte, debido a la extensión
superficial y continuidad lateral de las deformaciones, el tipo de empuje predominante es el
empuje hidrostático. Un empuje por expansión de la capa de gas, también es muy posible
especialmente si ocurre una deformación de la estructura que produce suficiente inclinación
en las deformaciones.
La recuperación de petróleo por métodos primarios de producción, es bastante
efectiva, lo que tiende a limitar el empleo de métodos de recuperación secundaria o
terciaria en una etapa posterior. En la figura 1-2 se presenta un sedimento típico de
cuarzosa en el que se observa que los granos minerales predominantes son cuarzo, algunos
de los cuales exhiben un desarrollo secundario sobre los granos originales de alto grado de
redondez. El cemento químico que llena parcialmente el espacio entre los granos de aren
puede ser sílice amorfa: calcedonia y pedernal, como también cuarzo secundario. Se puede
observar asimismo, que los cristales de dolomita y de calcita ocurren con frecuencia y que
actúan como cemento entre los granos de arena.
La porosidad de estos sedimentos está controlada en gran parte por la presencia o
ausencia de cementos de sílice o de carbonato. Si estos cementos llegasen a ser eliminados
por trabajos de acidificación, el esqueleto sólido de la roca podría desmoronarse, lo que
resultaría en una arenamiento del pozo. En muchos casos, sin embargo, esto no ocurre
debido a que barita, glauconita, pirita y yeso constituyen parte del cemento químico y estos
minerales no son afectados por las soluciones ácidas. La cantidad de cemento puede variar
considerablemente en la direcciones laterales debido a que ocurren durante la deposición
primaria, así como a las deformaciones que ocurren después de la deposición.
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Fig. 1-2. Cuarcita dolomítica de la formación Wilcox, Oklahoma.
(Adoptado de P.D. Krynine)
Las variaciones en la cantidad y la clase de cemento pueden causar variaciones en la
permeabilidad y porosidad de las formaciones, dando lugar a zonas productivas adyacentes
a zonas no productivas (barreras de permeabilidad).
1.1.1.1.- SEDIMENTOS DE GRAUVACAS Y ARCOSAS.
En el período de deformación relativamente moderada de la corteza terrestre
(orogenia geosinclinal), una plataforma continental más corta que el caso anterior separa las
áreas que han sido levantadas moderadamente de las cuencas de sedimentación un poco
más profundas que se encuentran en un continuo aunque no uniforme proceso de
hundimiento (figura 1-3). Como resultado de los ajustes isostáticos, se producen
movimientos de balance diferencial entre la subsidencia del geosinclinal y el terreno
erosionado.
Los agentes de erosión y meteorización atacan a las capas sucesivas más profundas
de la tierra, exponiendo los estratos que pueden haber sufrido poco metamorfismo hacia
esquistos y filitas. Debido a la erosión relativamente rápida de las capas y la corta distancia
de transporte, el efecto de la descomposición química y de la desintegración mecánica no
alcanza a ser lo bastante acentuada para eliminar todos los minerales inestables y
fragmentos de roca de los clásticos transportados.
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La erosión del terreno puede promover sedimentos a una velocidad mayor de que la
cuenca se sumerge; por consiguiente, las aguas no son profundas y pueden existir
condiciones favorables para la formación de una laguna en donde una vegetación abundante
puede proveer más tarde suficiente material para la formación de vetas de carbón.
La parte más profunda de
la cuenca puede oscilar con respecto a sus ejes
principales produciendo una transición lateral de facies marinas a continentales con una
notable interdigitación presente en la línea transitoria (de corta duración).
Fig. 1-3. Representación idealizada de las condiciones terrestres y marítimas que dieron origen a la
formación de sedimentos de grauvaca.
Este proceso produce generalmente lenticularidad en las formaciones sedimentarias
como resultado de la formación de lentes y cuñamientos marginales. El desarrollo de barras
costeras transitorias es también frecuente y algunas de ellas son enterradas en tan breve
plazo como resultado de un rápido cambio en el eje del geosinclinal, barras que
permanecen como testigos fósiles de las condiciones inherentes a la proximidad de la línea
costera. Debido a esta rápida sumersión, no se encuentran calizas con frecuencia y las que
existen son delgadas y de reducida extensión superficial, como, por ejemplo, la caliza Tully
del geosinclinal de los Apalaches y la calizas de la sección Cherokee en Oklahoma y
Kansas. Los miembros individuales de estas series de sedimentos son relativamente
delgados; sin embargo, el espesor total de los sedimentos en el geosinclinal puede alcanzar
25000 pies (8333 metros) o más. Las rocas de acumulación de estas series de sedimentos se
caracterizan por su lenticularidad y similaridad.
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Por consiguiente, existe muy poca diferencia entre la roca de acumulación y la roca
de cubierta en lo que se refiere a la composición mineral, aparte el tamaño de los granos.
Las lutitas arcillosas, características, de este grupo, se encuentran generalmente en la capa
de cubierta, mezclados ligeramente con los sedimentos más arenosos. La roca típica de
estas series es grauvaca, una secuencia arcillosa, que contiene además del cuarzo común
(angular y no muy bien redondeado en este caso) y otros minerales estables, una gran
cantidad de escamas finas de mica y fragmentos de roca aún no descompuestos
provenientes del área original. Estos sedimentos también pueden contener hilita, un mineral
secundario similar a la arcilla.
Durante un período de diastrofismo intenso de la corteza terrestre, cierta áreas
quedaron más pronunciadamente elevadas que otras (lo que es común) o falladas cerca de
depresiones profundas en el mar, ejemplos típicos de sedimentos arcósicos se encuentran
en California y en la región de Amarillo en Texas.
Las Arcosas contienen cantidades notables de granos de feldespatos junto con el
cuarzo. Suelen estar presentes otros minerales (p.ej., las micas), aunque en cantidades
menores. La utilización de este término exclusivamente para las areniscas que contengan
más de un 25% de feldespato (las que tienen menos de un 25% se denominan areniscas
feldespaticas) es un refinamiento.
A las Arcosas se les considera normalmente como indicadoras de una erosión bajo
condiciones áridas y de un rápido enterramiento.
Las rocas arenosas grauvacas y arcosas que forman yacimientos pueden alcanzar
valores altos de porosidad, aunque la permeabilidad es relativamente baja e irregular debido
a la presencia de granos finos entre los mas grandes (la variación en la forma y el tamaño
entre los granos entre sí es considerable).
Debido a la limitación en la extensión lateral de los yacimientos y a la falta de
permeabilidad vertical, no suelen ocurrir con frecuencia, en estos casos, campos de empuje
hidrostático y de drenaje por gravedad. La producción es principalmente por depleción, es
decir, por empuje por gas en solución, y como consecuencia, la recuperación final por los
métodos primarios de producción es baja.
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Por consiguiente, los métodos de recuperación secundaria encuentran gran
aplicación en este tipo de yacimientos, especialmente los de inundación con agua, empuje
externo de gas, y también las operaciones de reciclo (producción de destilado por inyección
y producción continua de gas).
La figura 1-4 presenta un sedimento típico de grauvaca que contiene granos de
cuarzo de origen metamórfico y algunos fragmentos relativamente inestable de mica y
filita. Los minerales arcillosos son abundantes y se encuentran principalmente en forma de
revestimiento sobre los granos de cuarzo. En la misma figura también se ilustra la ilita o
hidrómica obtenida de cuarzo y caolín por sustitución.
La textura y la composición de los yacimientos de grauvaca y de las capas de
cubierta crean ciertas peculiaridades en un empuje hidrostático artificial como también en
estudios de perfiles o registros eléctricos debido a la lata reactividad del revestimiento de
arcilla. Este tema se tratará más adelante.
Ejemplos típicos de yacimientos de grauvaca son la arena Bradford de Pensilvania,
las arenas Mclish y Bartlesville de Oklahoma, y muchos yacimientos de la Costa del Golfo.
Fig. 1-4. Grauvaca del tipo de arena petrolífera (Adoptado por P.D. Krynine)
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1.1.2.- TIPOS LITOLÓGICOS DE LAS ROCAS DE ACUMULACIÓN DE
CARBONATO.
En este párrafo se trataran las rocas de acumulación petrolífera de origen calcáreo,
tomando en cuenta sus características químicas, génesis y factores estructurales.
1.1.2.1.- CALIZAS Y DOLOMITAS.
Durante el período inactivo de orogenia, la erosión y el transporte del material
detrítico disminuyen considerablemente y hasta es posible que ni siquiera lleguen a existir.
Este fenómeno, junto con un hundimiento muy lento y una plataforma continental poco
profunda, reúnen las condiciones apropiadas para un desarrollo abundante de vida
marítima, particularmente conchas marinas (almejas, corales, etc.), cuyas conchas
minerales consisten en aragonita.
Cuando los animales mueren, la concha de aragonita es transformada en calcita.
Entre tanto, las aguas provenientes de las llanuras llevan en solución principalmente sales
de calcio y magnesio, precipitadas en la forma de calcita y dolomita.
El proceso dura mientras la plataforma continental esté cubierta por aguas poco
profundas. Un hundimiento de la plataforma
permite una duración prolongada de la
precipitación de carbonato de origen químico y biogenético, lo que resulta en formaciones
espesas y extensas de caliza y dolomita. Aunque la dolomita puede resultar de un proceso
primario o singenético antes de la consolidación, su origen se atribuye predominantemente
a un proceso de sustitución de calcio por magnesio, proveniente del agua del mar, después
de la etapa de consolidación.
La formación de porosidad y permeabilidad en calizas dolomíticas se explica con
frecuencia en base de la reducción en densidad que ocurre debido al proceso de sustitución
dolomítica. Esta reducción puede alcanzar un 12% por peso. Sin embargo, se duda si la
sustitución molecular puede ser o no responsable por el desarrollo de porosidad como
resultado de la reducción en volumen.
El desarrollo de porosidad en calizas y dolomitas que forman yacimientos de
petróleo se debe principalmente al agrietamiento mecánico y a la lixiviación química. Una
vez consolidada, la caliza es frágil y ofrece relativamente poca resistencia a las fuerzas de
tensión y cizalladura.
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Bajo esfuerzos de tensión, resultantes muchas veces por ligeras deformaciones
estructurales, diaclasas o grietas verticales se forman fácilmente. Esto facilita un medio de
circulación para las aguas meteóricas de disolución o para aguas de diferente origen.
Dichos procesos producen un agrandamiento de fisuras, desarrollo de poros, y aun
cavernas, de clase muy irregular y cuya distribución a través del yacimiento carece de
uniformidad.
1.1.2.2.- CALIZAS DE AGREGACIÓN O AMONTONAMIENTO.
Estas calizas se forman in situ e incluyen arrecifes biohermos y bióstromos y las
calizas pelágicas. Todas consisten en esqueletos calcáreos depositados por organismos
marítimos. Los arrecifes se forman por organismos que viven en el fondo del mar (benthos)
y se acumulan desde el fondo del mar hasta la superficie. Estos organismos son caso en su
totalidad corales o algas calcáreas.
La continuidad horizontal de los arrecifes es, por consiguiente, de limitada
extensión superficial y su continuidad vertical es a menudo interrumpida por zonas no
porosas de continuidad más o menos horizontal.
Las calizas bióstromas resultan de la combinación de condiciones favorables para la
formación de carbonatos en forma de domo (biohermos) y las calizas pelágicas dando
como resultado acumulaciones calcáreas estratificadas cuya estructura no es en la forma de
domo.
1.1.2.3.- CALIZAS CLÁSTICAS.
Estos sedimentos se forman por la precipitación de granos minerales resultantes de
la erosión y meteorización de calizas originalmente depositadas en otro lugar.
El material precipitado puede consistir parcial o totalmente en detritos fósiles,
granos de carbonato, oolitas, junto con granos de arena y partículas de micrita (arcilla
calcárea o calcilutíta).
El espacio poroso es al principio de un tipo de arena intergranular, pero más tarde el
cemento de calcita puede aumentar al área de contacto entre los granos.
Las calizas incluyen los siguientes tipos comunes de rocas: Caliza de coquina, calizas
oolíticas, calizas litográficas, etc.
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1.1.2.4.- CALIZAS QUÍMICAS.
Este tipo de sedimento se forma por la precipitación química directa de los granos
calcíticos de soluciones de carbonato en mares poco profundos. Se producen así depósitos
tales como creta, caliche y travertino.
1.1.2.5.- DOLOMITA.
La caliza dolomítica puede adquirir porosidad primaria por medio de la
precipitación directa, pero es generalmente aceptado que se forma por la sustitución
molecular d calcio por magnesio en la caliza original.
1.1.3.- TIPOS DE POROSIDAD EN LOS YACIMIENTOS DE CARBONATO.
1.1.3.1.- POROSIDAD PRIMARIA O INTERCRISTALINA.
Consiste en los espacios intersticiales existentes entre los granos o cristales
individuales y depende de la distribución de éstos en la roca. El relleno de los espacios
vacíos con cemento y material fino causa que la porosidad primaria tienda a ser
discontinua. Esta clase de porosidad muy rara vez, permite la formación de yacimientos de
petróleo comerciales.
1.1.3.2.- POROSIDAD OOLÍTICA.
Este tipo de porosidad resulta de la empaquetadura de fósiles en forma de esferas de
diámetro casi uniforme. La empaquetadura original es generalmente de tipo hexagonal, con
una porosidad teórica de 26 % aproximadamente. La cementación o la lixiviación posterior,
sin embargo, puede hacer que la porosidad disminuya o aumente. También puede ocurrir el
caso de que los granos clásticos estén mezclados con granos esféricos en diferentes
proporciones y la cementación por cristalización reduzca la porosidad en forma
considerable.
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Dentro de las mismas oolitas también pueden existir espacios interconectados o no
con la pared porosa. La figura 1-5 presenta un caso ideal de formación de porosidad en
calizas oolíticas.
Fig. 1-5. Desarrollo de la porosidad en una caliza oolítica compleja. (Adoptado de P.D. Kryne)
1.1.3.3.- POROSIDAD INTERGRANULAR.
Esta clase de porosidad resulta específicamente del desarrollo de poros en
sedimentos clásticos que han sido empacados en forma heterogénea. Un caso típico de
porosidad intergranular se puede observar en cretas o calcilutíta en donde los granos
constituyen un polvo calcáreo fino.
1.1.3.4.- POROSIDAD DRUSA.
La lixiviación de rocas de carbonato por medio de soluciones o aguas en circulación
produce este tipo de porosidad, caracterizada por canales y grandes aberturas presentes en
las rocas. En la figura 1-6 se ha incluido un dibujo que indica el desarrollo de la porosidad
drusa. Este tipo de porosidad es muy común en la cuenca pérmica del occidente de Texas y
de Nuevo México.
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Fig. 1-6. Formación de la porosidad por lixiviación de una roca de carbonato.
1.1.3.5.- POROSIDAD DE FRACTURAS.
El tipo de porosidad de fracturas que resulta por los movimientos de la tierra, crea
diaclasas y fallas por medio de las cuales las soluciones pueden penetrar muy profundo
dentro de la roca, originalmente compacta (fig.1-7).
Las aguas minerales también pueden circular entre las rocas y causar una sustitución
dolomítica o llenar las cavidades y canales previamente formados. El desarrollo de
porosidad de fracturas está relacionado con la susceptibilidad de la formación a facturación,
con la aplicación de esfuerzos de deformación. La historia estructural de una región puede,
por consiguiente, dar un indicio sobre el grado de desarrollo de porosidad por medio de
fractura.
Fig. 1-7. Formación de la porosidad por fracturación y fisuramiento de una roca de carbonato.
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1.1.3.6.- POROSIDAD FOSILÍFERA.
Esta porosidad se origina por lixiviación, cuando los fósiles presentes en una roca
de carbonato son más solubles que la misma roca.
1.1.3.7.- POROSIDAD ARRECÍFERA.
Este tipo de porosidad fosilífera se encuentra en estructuras compuestas de arrecifes
de algas y corales y resulta por la descomposición de materia orgánica originalmente en las
aberturas de la roca.
1.1.3.8.- POROSIDAD EN CALIZAS PEDERNALINAS.
Muestran con frecuencia desarrollo de porosidad, ya que el fracturamiento es a
menudo responsable de la mineralización de pedernal (SiO2) por aguas en circulación. Las
calizas pedernalinas meteorizadas también pueden tener una porosidad alta como resultado
de la remoción de carbonatos. El efecto final de meteorización puede ser una roca
altamente porosa llamada Trípoli. Ya que el desarrollo de porosidad en yacimientos de
carbonato se debe principalmente a la circulación de aguas, dichas aguas también pueden
llegar a llenar los poros ya existentes con pedernal (SiO2), sales (halita, silvina) y sulfatos
(anhidrita y yeso).
1.1.4.- POROSIDAD EN LUTITAS.
Esta clase de yacimientos no es muy importante comercialmente, pero pueden
encontrarse en todas las series de rocas sedimentarias. El desarrollo de porosidad efectiva
en lutitas ocurre solamente por medio de fracturamiento, lo que presupone la existencia de
deformación orogénica.
1.1.5.- POROSIDAD EN EVAPORITAS.
Las rocas evaporitas son sal, anhidrita y yeso. Depósitos de considerable espesor de
estas sales se forman con frecuencia en cuencas de sedimentación cuando tales cuencas no
tiene un abastecimiento suficiente de clásticos. Un ejemplo de este tipo de roca en proceso
de formación se encuentra en el Mar Caspio.
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La roca de sal, lo mismo que la de yeso, rara vez constituyen rocas de acumulación. Sin
embargo, las formaciones de anhidrita impura pueden llegar a convertirse en formaciones
con buena porosidad como resultado de la lixiviación de anhidrita por el efecto de
circulación de aguas, lo que produce drusas y canales. No obstante, los yacimientos de
anhidrita son pocos frecuentes.
1.1.6.- POROSIDAD EN ROCAS ÍGNEAS Y METAMÓRFICAS.
El medio natural para el petróleo y gas es una roca de baja temperatura. Por lo tanto,
las rocas formadas a temperaturas altas, tales como las rocas ígneas y metamórficas,
raramente sirven a tal propósito. El petróleo que se encuentra en estas rocas debe haber
llegado allí después de que las rocas se enfriaron y se consolidaron. Las rocas ígneas tiene
originalmente una porosidad efectiva muy reducida. No obstante, rocas como lavas poseen
considerablemente porosidad absoluta en la forma de burbujas no conectadas entre sí. Para
que estas rocas se conviertan en yacimientos productivos, deben ser sometidas a un
desarrollo de porosidad secundaria, que bien puede ser debido a fracturamiento y
lixiviación o a la meteorización de los minerales fácilmente descomponibles.
Sin embargo, pocas son las rocas formadas a altas temperaturas que han satisfecho estos
requisitos. Los yacimientos más prolíficos de petróleo y gas consistentes en rocas ígneas
son las masas e rocas intrusivas y lacolitos que existen en los condados de Cadwell y
Brastop en Texas. Un ejemplo venezolano son los yacimientos de Mara – La Paz.
1.2.- CLASIFICACION DE YACIMIENTOS EN BASE DE LA CONFIGURACIÓN DE
LAS TRAMPAS GEOLÓGICAS.
El funcionamiento esperado de un yacimiento de gas y petróleo depende en gran parte
de la configuración geométrica del yacimiento en general, también como de su relación con
las formaciones vecinas.
Es importante que el ingeniero de yacimientos sepa con qué clase de yacimiento está
tratando para que así pueda considerarse las condiciones existentes del subsuelo, lo que le
ayuda a deducir el posible funcionamiento que se puede esperar del campo.
La clasificación de yacimientos en base de la configuración geométrica del
yacimiento, consiste de tres divisiones:
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1) Trampas estratigráficas.
2) Trampas estructurales.
3) Combinación de trampas estratigráficas y estructurales.
1.2.1.- TRAMPAS ESTRATIGRÁFICAS.
El nombre de trampas “estratigráficas” desafortunadamente no es muy
apropiado, ya que este tipo de trampa no resulta necesariamente de un proceso de
estratificación durante la deposición. A menudo es el resultado de un proceso de
concentración y de repetidas erosiones de sedimentos depositados previamente o de
cambios posteriores a la deposición. Ya que en una trampa de esta clase siempre se
encuentran elementos estructurales, se puede definir una trampa estratigráfica como aquella
donde la deformación estructural posterior tiene gran importancia sobre la acumulación,
migración y retención de petróleo y gas (ver figura 1.8 y 1.9).
Figura 1.8.- Ejemplos de entrampamientos estratigráficos de hidrocarburos.
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Figura 1.9.- Trampa petrolífera formada debajo de una discordancia. Las capas porosas ( “A” en el
dibujo), interestratificadas con las capas impermeables “B”, pertenecientes a la formación 1, han sido
plegadas y erosionadas antes de la sedimentación de la formación 2, que comienza con la arcilla “C” , la cual
sirve como roca de cobertura, sellando el yacimiento. La migración del petróleo, se ha producido después de
la sedimentación de la formación 2, ya que caso de haberse producido con anterioridad, habría sido destruido
en la etapa erosiva intermedia. (Explicación: gas en blanco, petróleo en negro y agua en rayado horizontal.)
Las trampas en donde los efectos estructurales posteriores no adquieren
considerable importancia están principalmente asociadas con procesos de líneas de costa.
D. W. Jonson presentó un estudio muy interesante con respecto a este tema, llamado
Procesos de las costas y desarrollo de las líneas de costa.
De acuerdo con este autor, las líneas de costa se pueden clasificar en la siguiente forma:
1) Líneas de costa de emersión o regresivas
2) Líneas de costa de sumersión o transgresivas
3) Líneas de costa de fluctuación
4) Líneas de costa estables
En el proceso normal de sedimentación dentro de un geosinclinal (donde se
encuentran la mayoría de los campos de petróleo y gas), el tipo predominante de línea de
costa es la transgresiva. Por consiguiente, se puede esperar, al menos estadísticamente,
encontrar más campos de petróleo en cuerpos de arenas con una línea de costa transgresiva.
Sin embargo, la mayoría de los yacimientos petrolíferos con líneas de costa han
sido interpretados como si se hubieran formado a lo largo de líneas de costa regresivas.
Debido a la casi total ausencia de características estructurales, el descubrimiento de
campos de esta clase es prácticamente por pura casualidad. Sin embargo, una vez que se
descubren y se define el tipo particular, una reconstrucción de la paleografía regional ayuda
a establecer un método sistemático de exploración para nuevos campos del mismo tipo.
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1.2.2.- TRAMPAS ESTRUCTURALES.
Son las trampas más comunes y tan populares, que han influido a muchos petroleros
y geólogos a creer que todas las acumulaciones comerciales de petróleo se encuentran
primordialmente en trampas estructurales. Un gran número de artículos han sido escritos
tratando de probar que las acumulaciones fueron controladas por estructuras, mientras que
hoy se reconoce que el control fue estratigráfico y litológico. Quizás no sea aventurado
decir que la teoría sobre anticlinales (Fig. 1.10) de I.C. White ha retrasado por muchos años
el desarrollo de la teoría geológica del petróleo y los métodos de descubrimiento. Según
palabras de W. E. Pratt, “Los geólogos se han enamorado tanto de anticlinales que en
realidad han fallado al buscar petróleo”.
Las trampas estructurales son y han sido de gran importancia en el aumento de
reservas de petróleo en el mundo entero. Esta clase de trampas se pueden dividir en cuatro
clases principales, según la deformación, cambios en el buzamiento, fallamiento y
combinación de plegamiento y fallamiento (Fig. 1.11).
Figura 1.10.- Trampa petrolífera en una anticlinal, que muestra la distribución de los distintos fluidos en los
yacimientos petrolíferos, en función de sus densidades relativas: sobre el petróleo (en negro) se sitúa el gas
(punteado) y ambos sobre el agua (rayado horizontal) más densa. Según la situación de los sondeos que están
probando la trampa, con relación al yacimiento, éstos serán productores de petróleo, gas y petróleo, o solo
agua.Obsérvese cómo el yacimiento queda atrapado debajo la cobertera, representada en este caso por arcillas.
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Figura 1.11.- Trampas petrolíferas que combinan anticlinales y fallas. El petróleo queda atrapado, tanto en
las crestas anticlinales como contra las fallas, cuando éstas ponen en contacto los niveles almacén, con
horizontes impermeables que sirven de cobertura.
En la realidad práctica, además de pliegue y fallas
aparecen también lentejones y acuñamientos. (Explicación: gas en blanco, petróleo en negro y agua en rayado
horizontal).
Los procesos de deformación de los estratos pueden ser compresionales, gravitacionales,
intrusionales o por levantamientos rejuvenecidos.
La acumulación dentro de los estratos deformados puede haber
resultado por
cambios en el buzamiento con la formación de terrazas, depresiones estructurales y
anticlinales inclinados.
Los cierres producidos por fallamientos pueden dar origen a un gran número de
estructuras complejas.
Los cierres por combinación de plegamiento y fallamiento , también pueden ser
bastante complejos. La mayoría de los yacimientos estructurales demuestran esta
complejidad en varios grados.
1.2.3.- COMBINACIÓN DE TRAMPAS ESTRUCTURALES Y
ESTRATIGRÁFICAS.
No existe la línea divisoria entre trampas totalmente estructurales y estratigráficas
no definidas. De acuerdo con la opinión personal, puede interpretarse de varias formas, ya
que es muy difícil encontrar una trampa estratigráfica que carezca totalmente de elementos
estructurales (fig.1.11).
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El grupo de trampas estructurales estratigráficas se refiere a yacimientos en donde la
estructura favorece en forma igual a las características estratigráficas y litológicas para el
control de acumulación, migración y retención del petróleo y gas.
Este grupo se divide en dos clases principales según el proceso de operación del
truncamiento, que puede ser erosional o por deformación. En el tipo de campos
relacionados con truncación por erosión se han encontrado algunos de los yacimientos de
mayor producción en el mundo. Debido a que en estos campos la estructura se encuentra
por lo general debajo de discordancias, ha sido posible explorarlos por estudios
estructurales ordinarios, aunque la delineación final de los límites del campo se debe
determinar por un programa de perforaciones de pozos al azar.
Con el término de truncamiento por deformación se clasifican aquellos campos en
donde la deformación plástica, junto con tensión y presionamiento mecánico de las
formaciones del yacimiento a su punto final de ruptura, es de gran importancia en la
deformación del cierre del yacimiento.
Los yacimientos de este tipo son comunes en regiones donde la comprensión
(aunque no tensa) de los sedimentos no consolidados o semiconsolidados (Flysh y Molasse)
causan su deformación plástica, en vez de los esfuerzos de deflexión y cizallamiento.
1.3.- RELACION ENTRE GEOLOGÍA Y FUNCIONAMIENTO DEL YACIMIENTO.
El control de la estructura geológica sobre el funcionamiento de un yacimiento es de
gran importancia para conocer también la influencia de la configuración geológica sobre el
mismo yacimiento.
Como se estudiará más adelante, existen tres procesos principales de producción,
natural y fundamentalmente independiente, por medio de los cuales es posible obtener
petróleo de un yacimiento. Estos son: Empuje hidrostático, agotamiento o empuje por
depletación (empuje por gas en solución) y empuje por segregación.
En las trampas verdaderamente estratigráficas, las propiedades físicas de la roca de
acumulación no presentan continuidad lateral extensa.
Este caso ocurre especialmente en las capas lenticulares donde el cierre es por
interdigitación o a través de cambios de facies (fig. 1.8).
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En tales condiciones no es posible que el petróleo se encuentre en comunicación con
un acuífero de gran magnitud y si llega a existir una intrusión de agua, su influencia será
limitada. Las trampas estratigráficas también están relacionadas generalmente con una
deformación estructural relativamente moderada, y el buzamiento de las deformaciones es
pequeño. Como resultado, la posibilidad para que se establezca una segregación
gravitacional de fluidos del yacimiento es muy reducida.
1.3.1.- UN EMPUJE HIDROSTÁTICO.
Requiere una intrusión de agua hacia dentro del yacimiento en cantidad suficiente
para reemplazar volumétricamente el petróleo y el gas producidos. Dicha intrusión puede
ocurrir en forma de flujo artesiano o también por medio de la expansión volumétrica del
agua debido a la disminución de presión como resultado de la extracción de fluidos del
yacimiento.
Un flujo artesiano requiere que entre suficiente cantidad de agua por un
afloramiento de la roca reservorio (roca de acumulación). La intrusión de agua por
expansión volumétrica del agua del acuífero requiere una considerable extensión superficial
de la roca reservorio para que exista el volumen de agua requerido.
Debido a la baja compresibilidad del agua, el volumen del acuífero debe ser mucho
mayor que el volumen del yacimiento de petróleo. Tales requisitos geológicos se
encuentran en capas estratificadas de rocas cuarzosas, aunque ocasionalmente los
sedimentos de tipo arcósico presentan suficiente continuidad lateral para permitir la
presencia d empujes hidrostáticos. En esta última clase de sedimentos existen generalmente
campos de petróleo con acuíferos de extensión limitada, debido a la presencia de fallas.
1.3.2.- EMPUJE POR DEPLECIÓN.
El proceso de producción más común en trampas estratigráficas es el de depleción,
llamado también empuje por gas en solución, donde el petróleo es expulsado de la roca de
acumulación por la fuerza de expansión de los gas que están en solución.
Este proceso de producción primaria es bastante inefectivo; por consiguiente, este
tipo de trampas es generalmente apropiado para operaciones de recuperación secundaria.
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1.3.3- EMPUJE POR SEGREGACIÓN O POR EXPANSIÓN DE LA CAPA
DE GAS.
Se encuentra principalmente en yacimientos con un alto relieve estructural, ya que
el movimiento efectivo gravitacional buzamiento abajo requiere una inclinación
considerable de la formación. Por consiguiente, los empujes de segregación se encuentran
en trampas estructurales de alto nivel. Las estructuras tales como arrecifes y yacimientos
deltaicos pueden presentar dichos requisitos, pero la presencia de barreras horizontales de
lutita, lentes, o una estratificación cruzada dentro de la roca de acumulación, evitan que
ocurra la segregación. Fuera de esto, el verdadero proceso de segregación requiere
contraflujo de petróleo y gas, y puede funcionar eficazmente sólo cuando existe un
desarrollo eficiente de permeabilidad en la dirección del flujo.
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