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 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 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 SEDIMENTOLÓGICOS 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 (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

2

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


3

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


4

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 sinergís tico 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.


5

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.


6

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 característicos 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


7

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, deformaciones, temperatura y

químicos).


8

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 arenas no

consolidadas. Ver Fig. 6

Fig. 6 Fundamentos del Modelo Geomecánico


9

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.


10

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.


11

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, permeabilidad y saturación.


12

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 futuros 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


13

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.


14

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


15

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.


16

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


17

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

Definir el objetivo

Creación de Base de datos del proyecto

Recopilación de información de yacimientos

Definición de alcance preliminar

Toma de información adicional

CCaarrggaa ddee iinnffoorrmmaacciióónn aa bbaassee ddee ddaattooss ddeell pprrooyyeeccttoo

Definición de alcance final

Informe Técnico

Cronograma de trabajo Microsoft Project

CAPITULO 2

GEOLOGÍA ESTRUCTURAL


19

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


20

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


21

Para la elaboración del Modelo Estructural se utilizan las siguientes

herramientas:

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

- Software (OpenWorks, StratWorks, SeisWorks, Zmap, PetroWorks,

Geoframe, Finder, Interwell, Strata, Stratimagic, Petrel, Irap, Geocad, otros)

- Computadoras personales

- Estaciones de trabajo

Centro de Visualización de Yacimientos

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.

ANÁLISIS Y VALIDACIÓN DE DATA

MARCO REGIONAL / REGIMENES DE ESFUERZOS

REVISIÓN DE MODELOS ESTRUCTURALES PREVIOS

CALIBRACIÓN SISMICA-POZOS

RECONOCIMIENTO DE MARCADORES CRONOESTRATIGRAFICOS, DISCORDANCIAS Y

EVENTOS SISMICOS DISCONTINUOS

MAPAS DE ATRIBUTOS ESTRUCTURALES / VISUALIZACIÓN 3D

MAPAS DE PLANOS DE FALLAS, SECCIONES ESTRUCTURALES

Y MAPAS DE ESPESORES EN TIEMPO

ESTANDARIZACIÓN DE SIMBOLOGÍA

MARCO ESTRUCTURAL PRELIMINAR

MAPAS ESTRUCTURALES EN TIEMPO

CONVERSIÓN A PROFUNDIDAD

CALIBRACIÓN CON POZOS

MAPAS ESTRUCTURALES EN PROFUNDIDAD

MAPAS DE PLANOS DE FALLAS SECCIONES ESTRUCTURALES

MAPAS DE ESPESOR MAPA DE SUBAFLORAMIENTOS

MAPA DE DISCORDANCIA

INTEGRACIÓN CON OTRAS DISCIPLINAS (PRESIONES, ISOPROPIEDADES, DISTRIBUCIÓN

DE FLUIDOS, etc.)

COMPARTAMENTALIZACIÓN ESTRUCTURAL

MODELO GEOLÓGICO ESTRUCTURAL INTEGRADO DE YACIMIENTOS


22

- 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


23

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


24

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

Fig. 13 El espaciamiento de las líneas de contornos es una función de la forma

y pendiente de la superficie contorneada

0 10

2030

40

506070

MAPA DE CONTORNOS ESPACIADO AUMENTANDOS

700

0 102030405060

MAPA DE CONTORNOS ESPACIADO EQUIDISTANTES

100 200 300 400 500 600 700

0

0 10

20

30

40

50

60

70

700

100 200 300 400 500 600

MAPA DE CONTORNOS ESPACIADO AUMENTA

0

0 10

30

40

50

60

20

70

700

MAPA DE CONTORNOS ESPACIADO VARIABLES

0 100 200 300 400 500 600

70

0 10

20

300 4050

60

MAPAS DE CONTORNOS


25

2.2.- ASPECTOS ESTRUCTURALES A NIVEL DE YACIMIENTO

Entre los aspectos estructurales a nivel de yacimiento en este curso trataremos

los siguientes:

- Pliegues.

- Fallas.

- Discordancias.

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.


26

- 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


27

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


28

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. 18


29

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


30

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


31

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


32

- 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.


33

TIPOS DE FALLAS

Fallas verticales - subverticales

Fallas con desplazamiento vertical

Falla con desplazamiento horizontal Fallas de rumbo

Fallas normales Fallas inversas

Normal homotética

Normal antitética

Inversa homotetica

Inversa antitética

sentido sinistral

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.


34

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


35

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


36

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. 24


37

- 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


38

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


39

Fig. 31 Cambio anormal en la desviación del pozo

- Anomalías en el perfil de buzamiento . Ver Fig. 32


40

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. 33


41

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.


42

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).


43

- 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,


44

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


45

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.


46

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


47

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


48

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


49

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.


50

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


51

Fig.41 Bloque diagramático mostrando estructuras geológicas y campos petrolíferos


52

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


53

Fig.43 Bloque Diagramático mostrando las fases evolutivas del relieve.


54

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.


55

- 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)

Fig.45 Riesgo Geológico Estructural

??

PPoozzoo sseeccoo !!

CAPITULO 3

ESTRATIGRAFÍA


57

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.


58

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.


59

PRINCIPIO DE ACTUALISMO: Es un principio de interpretación. Ciencia que

trata del tiempo geológico y tiene como marco de referencia la Datación

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 superposición de capas o estratos.

§ Continuidad: Una misma capa es de la misma edad en todos sus

puntos, lo cuál conlleva 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:

§ Radiométricos: U-Th, K-Ca, Rb-Sr, Carbono 14. Ver Fig. 44

§ Magnetismo: fenómenos volcánicos datados a través del

paleomagnetismo.

§ Otros: Anillos de Crecimiento, etc.


60

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 lito lógicos. Son las unidades prácticas de campo, definidas

en base a una Sección Tipo. Presentan independencia temporal (límites

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 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 que representan un período de


61

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, 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 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


62

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. Ver Fig. 47


63

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 los que podemos citar:


64

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


65

(A)


66

(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


67

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 de depositación y litología.


68

Posteriormente se delimitan las secuencias depositacionales de tercer orden 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 reali za 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.


69

3.-5.- ESTRATIGRAFÍA DE SECUENCIAS EN CARBONATOS Y

SILICICLÁSTICOS

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


70

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 las diferentes unidades, constituye el método más 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:

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


71

Discordancia

Sistema Transgresivo

Sistema Regresivo

Fig. 51 Ejemplo de ciclo 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,


72

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)


73

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


74

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


75

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.


76

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)


77

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,


78

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 correspondientes expresiones

topográficas. Ver Fig. 56 A, B, C.

(A)


79

(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)


80

Estos representan 2 importantes niveles (datum) de tiempo en la historia de

una secuencia. El Límite de Secuencia (SB) representa la 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 de

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


81

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 caracte rización de secuencias


82

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


83

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


84

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:


85

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

CAPITULO 4

ASPECTOS SEDIMENTOLÓGICOS


87

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 fluvio-

deltaicos 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 marina 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


88

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


89

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


90

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

Fig. 63 Abanicos Aluviales

AMBIENTES SEDIMENTARIOS

ABANICO ALUVIAL

FLUVIAL COLADA FANGOSA


91

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


92

Fig. 64 Modelo de canales entrelazados 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


93

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


94

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


95

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


96

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


97

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. 68

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)


98

• 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


99

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

A

RAMPA:

• 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)


100

B

BARRERA DE ARRECIFES:

• 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


101

C

PLATAFORMA AISLADA:

• 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


102

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


103

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.


104

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


105

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 fósiles e icnofósiles así como de estructuras sedimentarias, breve descripción de los ambientes de

sedimentación y fotografías a color de las muestras de núcleos correspondientes.


106

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 través de las electrofacies tomando en consideración que dichas facies y registros han sido calibrados y

validados previamente con data de campo.

CAPITULO 5

DIAGÉNESIS


108

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 CaCO3:

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-


109

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

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:

Clasificación de las Rocas Carbonáticas, DUNHAM, (1962)

Los componentes originales no se enlazaron durante la depositación

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

Contiene lodo (partículas de tamaño arcilla y limo)

No contiene lodo y es soportado por granos

Soportado por lodo Soportado por granos

Menos de 10% de granos

Mas de 10% de granos

Mudstone Lodolita de carbonato

Wackstone Caliza lodosa

Packstone Caliza granular (con lodo)

Grainstone Caliza granular (sin lodo)

Boundstone Biolitita

Textura no reconocible

Caliza Recristalizada

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


110

• 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.


111

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 origen 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 µm (1 mm)


112

• 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


113

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


114

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 Darcys (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


115

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


116

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:

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

Contacto Tangencial

Contacto Longitudinal

Contacto Suturado Contacto Cóncavo-Convexo


117

• 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

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

Fotos de SEM Petrology Atlas, 1984

(1)

120X

0.2 mm


118

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 los 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


119

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.

(1)

25X


120

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

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.

ESTILOLITAS


121

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


122

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.


123

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).


124

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 óxido-

reducción 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 en la corteza terrestre es de

aproximadamente 25–30°C/Km. 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)


125

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 interrumpen 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.


126

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 (reliquia).

• Alomorfismo: una fase vieja es reemplazada con una nueva fase con

una nueva forma cristalina.


127

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 presentan 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. 82 A y B


128

(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).

CAPITULO 6

DOLOMÍAS Y MODELOS DE

DOLOMITIZACIÓN


130

6.- DOLOMITAS Y MODELOS DE DOLIMITIZACIÓN La dolomita o dolomía contiene una mezcla variable de carbonato cálcico y

magnésico cuya fórmula es (CaMg(CO3)2). Su presencia es rara en carbonatos

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).


131

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 dolomita

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


132

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


133

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.

Fig. 87 Reemplazo de dolomita por ftanita (chert). En primera instancia, la

dolomita ha reemplazado a la calcita. Fm. Schisti Galestrini, Cretáceo, Italia

0.08 mm


134

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

Fig. 89 Ambientes de dolomitización

LLAAGGUUNNAA SSUUBBMMAARREEAALL

IISSLLAA DDEE BBAARRRREERRAA

ZZOONNAA BBIIOOTTUURRBBAADDAA

AALLGGAALL MMAATT

YYEESSOO

SSUUPPRRAAMMAARREEAA

ANHIDRI

COSTRA


135

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 (CaSO4-

2H2O) 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 salmuera.

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 (CaCO3) es

reemplazada por dolomita (CaMg (CO3)2). Ver Fig. 90


136

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

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)


137

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.


138

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


139

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.

CAPITULO 7

MODELO GEOLÓGICO DEL

YACIMIENTO


141

7.- MODELO GEOLÓGICO 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 ESTABLECER EL MODELO GEOLÓGICO

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


142

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


143

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


144

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 (ve rticales 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


145

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).


146

- 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


147

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.


148

El proceso de validación del modelo geológico debe realizarse bajo un consenso

técnico, donde se determine la mejor interpretación que se ajuste a los modelos

previamente interpretados y una de las herramientas fundamentales para tal fin

son los paquetes computarizados, los cuales permiten una visualización

tridimensional de la caracterización geológica realizada. Ver Fig. 98

El modelo geológico de un yacimiento debe estar acorde con los comportamientos

de producción de dicho yacimiento y debe dar respuestas a todos los cambios

ocurridos a lo largo de la explotación del mismo. Este será la base para la

construcción del modelo dinámico del yacimiento y la definición de rentables

planes de explotación que permitan el mayor y más eficiente recobro.

Fig.98 Ventajas de la visualización tridimensional del yacimiento. Riesgos Geológicos

muñoz, p. - caracterizacion geologica de un yacimiento petrolero

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