efectos diagenÉticos y mineralÓgicos …00:40z-6435/publico/... · trabajo, a mi esposa por ser...
TRANSCRIPT
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA
DIVISIÓN DE ESTUDIOS PARA GRADUADOS PROGRAMA DE POSTGRADO EN GEOLOGÍA PETROLERA
EFECTOS DIAGENÉTICOS Y MINERALÓGICOS SOBRE LA CALIDAD DE LAS ROCAS ALMACENADORAS DE PETRÓLEO DEL EOCENO ALTO DE CEUTA
Trabajo de Grado presentado ante la
Ilustre Universidad del Zulia para optar al Grado Académico de:
MAGISTER SCIENTIARUM EN GEOLOGÍA PETROLERA
Autor: Ing. Johanny Melanio Chacón Medina
Tutor: Dr. José Zabala
Maracaibo, diciembre de 2014
Chacón Medina, Johanny Melanio. Efectos Diagenéticos y Mineralógicos sobre la Calidad de las Rocas Almacenadoras de Petróleo del Eoceno Alto De Ceuta (2014). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. División de Estudiantes para Graduados. Facultad de Ingeniería. Maracaibo, Venezuela, 168p, Tutor: Prof. José Zabala.
RESUMEN Los efectos diagenéticos y mineralógicos sobre la calidad de las rocas almacenadoras de petróleo del Eoceno B Inferior de la Cuenca petrolífera del Lago de Maracaibo, se determinaron en base a los análisis de secciones finas, difracción de rayos X, microscopia de barrido electrónico y energía dispersiva. Se realizó una integración entre los datos petrofísicos básicos de porosidad y permeabilidad para determinar el impacto que dichos efectos causan en la capacidad de almacenamiento y capacidad de flujo de las rocas. En este sentido, el análisis petrográfico permitió identificar los efectos diagenéticos positivos y negativos que actúan sobre las rocas almacenadoras de petróleo del Eoceno B Inferior; entre los que se destaca el efecto diagenético de disolución como la principal característica favorable para la calidad de roca y el efecto diagenético de compactación, como el efecto que causa mayor disminución en la calidad de roca como reservorio. A través del análisis de difracción de rayos X, se determinó la composición mineralógica de las rocas, principalmente las arcillas como la caolinita, que es la más predominante, la illita y la clorita. El análisis de microscopía de barrido y energía dispersiva se utilizó para conocer la distribución de los minerales de arcilla dentro de la estructura de la roca y en el espacio poral. Posteriormente, se muestra una tabla en la que se resume los efectos y los estados diagenéticos que favorecen y perjudican a las rocas almacenadoras de petróleo del Eoceno B Inferior del Alto de Ceuta. Con el fin de conocer la distribución espacial de los minerales de arcilla en el área de estudio, se aplicaron metodologías de análisis multimineral y cluster análisis, para generar mapas de tendencias de cada uno de los minerales de arcilla a través de métodos estadísticos de interpolación. Dichas tendencias se asociaron a los cuerpos sedimentarios almacenadores de petróleo en cada una de las subunidades estratigráficas y se cotejaron con los pozos que fueron estimulados con tratamientos ácidos destinados a eliminar la migración de finos de arcillas, el cual es un problema común en el área. Con este estudio se logró identificar los efectos diageneticos que afectan y favorecen a las rocas almacenadoras de petróleo en el Eoceno B Inferior, así como los minerales de arcilla que afectan a la producción de los pozos y la distribución espacial de estos en el área de estudio, lo cual era desconocida hasta ahora.
Palabras Clave: Mineralogía, arcillosidad, diagenético, tendencias.
E-mail del Autor: [email protected]
Chacón Medina, Johanny Melanio. Mineralogical and diagenetic effects on the quality of the Rocks Oil Almacenadoras Eocene Alto De Ceuta (2014). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. División de Estudiantes para Graduados. Facultad de Ingeniería. Maracaibo, Venezuela, 168p, Tutor: Prof. José Zabala.
ABSTRACT Diagenetic effects and mineralogical Lower Eocene B is determined based on the thin section analysis, X-ray diffraction, scanning electron microscopy and energy dispersive. We proceeded to perform a basic integration with petrophysical data of porosity and permeability. The petrography identified the positive and negative effects acting on the rocks of the Upper Eocene of Ceuta, including the dissolution as the main favorable characteristic and compaction as the effect caused greater decrease in the quality of rock stresses. The X-ray diffraction, yielded information on the mineralogical composition of the rocks, mainly clays present as kaolinite, which is the most predominant followed by illite and chlorite. Clays are present creating mixed together and in diagenetic stages of transformation and dissolution. Scanning microscopy and energy dispersive analysis was used to determine the location of clay minerals within the pore space, also through these analyzes were able to identify areas of mixed clays and their composition. A table of the diagenetic effects of B Lower Upper Eocene of Ceuta in conjunction with diagenetic states identified from the detailed microscopic techniques are built. Applying method of analysis and cluster analysis multimin proceeded to generate maps each predominant clay trends in each of the stratigraphic subunits. These tendencies of clay minerals associated with sedimentary bodies of each of the stratigraphic subunits and compared them with the wells that were stimulated with acid treatments, which aimed to eliminate the migration of fine clay, so it was possible to demonstrate that trends minerals displayed on the maps correspond to the well was stimulated.
Key words: Mineralogy, shale, diagenetic, trends.
E-mail del Autor: [email protected]
DEDICATORIA
A Dios Todopoderoso por
inspirarme a realizar el presente
trabajo, a mi esposa por ser mi
gran apoyo y enseñarme que la
paciencia y la perseverancia te
lleva al logro de tus objetivos, a
mi hijo que viene en camino a la
vida y su nacimiento es el regalo
más maravilloso de este éxito
profesional y a todos mis seres
queridos.
.
Johanny Chacón Medina
AGRADECIMIENTO
A Dios Todopoderoso y a todos
los que hicieron posible llevar a
cabo este trabajo.
A todos mis compañeros del
Proyecto Eoceno Alto de Ceuta.
A mi Tutor Industrial Dra.
Dayveni Suárez.
A mi Tutor Académico Dr. José
Zabala.
A todos, Gracias.
Johanny Chacón Medina
TABLA DE CONTENIDO
RESUMEN ..................................................................................................... 3
ABSTRACT .................................................................................................... 4
DEDICATORIA ............................................................................................... 5
AGRADECIMIENTO ......................................................................................... 6
TABLA DE CONTENIDO ................................................................................... 7
LISTA DE TABLAS ......................................................................................... 11
LISTA DE FIGURAS ....................................................................................... 12
INTRODUCCIÓN ........................................................................................... 16
CAPÍTULO I: PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1. Planteamiento del Problema .................................................................... 19
1.2. Objetivos de la Investigación ................................................................... 19
1.2.1. Objetivo General ................................................................................. 19
1.2.2. Objetivos Específicos ........................................................................... 19
1.3. Justificación de la Investigación ............................................................... 20
1.4. Hipótesis de la Investigación .................................................................... 21
1.5. Estudios Previos Realizados en el Área ...................................................... 21
1.6. Ubicación del Área de Estudio .................................................................. 22
1.7. Datos Básicos Oficiales del Yacimiento ...................................................... 27
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
2.1. Arcillas ................................................................................................. 30
2.1.1. Tipos De Arcillas .................................................................................. 30
2.1.1.1. Caolinita (Al4(Si4O10)(OH)8) ................................................................ 30
2.1.1.2. Clorita (Fe,Mg,Al)3(Al,Si)4O10(OH)2*(Fe,Mg,Al)3(OH)6 ............................. 31
2.1.1.3. Illita (KAl2(AlSi3O10)(OH)2 ) ................................................................ 32
2.1.1.4. Esméctica ((Al,Mg)8(Si4O10)3(OH)10*12H2O ) ......................................... 32
2.1.1.5. Arcillas de Capas Mixtas Illita/Esméctica .............................................. 32
2.1.2. Modo de Ocurrencia de los Minerales de Arcillas en las Areniscas................ 32
2.1.2.1. Arcillas Alogénicas ............................................................................ 33
2.1.2.2. Arcillas Alogénicas Sindepositacionales ................................................ 33
2.1.2.3. Arcillas alogénicas introducidas ........................................................... 33
Página
2.1.2.4. Arcillas Autigénicas ........................................................................... 33
2.2. Diagénesis de las Rocas .......................................................................... 34
2.2.1 Procesos Diagenéticos ........................................................................... 35
2.2.1.1. La Compactación .............................................................................. 36
2.2.1.2. La Cementación ............................................................................... 36
2.2.1.3. La Disolución ................................................................................... 36
2.2.1.4. El Reemplazo ................................................................................... 37
2.2.1.5. La Alteración .................................................................................... 37
2.2.1.6. La Recristalización ............................................................................ 37
2.2.1.7. La Presión-Solución .......................................................................... 38
2.2.2. Importancia del Estudio de la Diagénesis en las Areniscas ......................... 38
2.2.3. Cambios en la Composición Mineralógica ................................................ 39
2.2.4. Cambios en las Propiedades Físicas ........................................................ 40
2.2.5. Cambios en las Propiedades Químicas .................................................... 41
2.3. Métodos de Estudio Mineralógicos y Diagenéticos ....................................... 42
2.3.1. Análisis Petrográficos en Secciones Finas ................................................ 42
2.3.2. Análisis por Difracción de Rayos X (DRX) ................................................ 43
2.3.3. Análisis a través de Microscopia Electrónica (SEM) ................................... 43
2.4. Control de la Diagénesis Sobre la Calidad de las Areniscas como Reservorios .. 44
2.5. Factores que Determinan la Calidad de un Reservorio ................................. 45
2.6. Procesos que Destruyen la Calidad de las Areniscas Como Reservorios .......... 51
2.6.1. Cementación ...................................................................................... 51
2.6.2. La Compactación y la Presión-Solución ................................................... 52
2.6.3. Minerales de Arcillas, como Principales Causantes de la Reducción de la
Calidad de las Areniscas como Reservorios .............................................. 52
2.7. Procesos Diagenéticos que favorecen el Desarrollo de Buenos Reservorios ..... 57
2.8. Ingeniería del Reservorio ........................................................................ 61
2.8.1. Grupo de la Caolinita ........................................................................... 63
2.8.2. Grupo Esméctica y Arcillas Mixtas Illita/Esméctica .................................... 64
2.8.3. Grupo illita ......................................................................................... 65
2.8.4. Grupo Clorita ...................................................................................... 65
2.9. Análisis de conglomerados (cluster analysis) .............................................. 66
2.10. Modelo Multimineral .............................................................................. 67
2.11. Modelo Facimage.................................................................................. 67
Página
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
3.1. Recopilación y Validación de la Información Existente .................................. 69
3.2. Creación de Base de Datos ...................................................................... 70
3.2.1. Registros de Pozos .............................................................................. 70
3.2.2. Información del Cabezal de Registros de Pozos ........................................ 71
3.2.3. Análisis Convencionales de Núcleos (Propiedades Básicas de la Roca) ......... 72
3.2.4. Difracción de Rayos X (XRD) ................................................................. 73
3.2.5. Análisis Petrográfico ............................................................................ 74
3.2.6. Análisis de Microscopía Electrónica de Barrido (MEB) y Análisis de Energía
Dispersiva (EDX) ................................................................................. 75
3.3. Manejo de los Datos ............................................................................... 76
3.3.1. Análisis Convencionales de Núcleos (Propiedades Básicas de la Roca) ......... 76
3.3.2. Difracción de Rayos X (XRD) ................................................................. 77
3.3.3. Análisis Petrográfico ............................................................................ 79
3.3.4. Análisis de Microscopía Electrónica de Barrido (MEB) y Análisis de Energía
Dispersiva (EDX) ................................................................................. 80
3.4. Integración de los Datos ......................................................................... 82
3.5. Elaboración de Mapas de Tendencias de Arcillas a través de Modelos
Multimineral y Clustter Analysis ................................................................ 83
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE LOS DATOS
4.1. Recopilación y Validación de la Información Existente .................................. 85
4.2. Creación de Base de Datos ...................................................................... 85
4.2.1. Registros de Pozos .............................................................................. 86
4.2.2. Información del Cabezal de Registros de Pozos ........................................ 87
4.2.3. Análisis Convencionales de Núcleos (Propiedades Básicas de la Roca) ......... 88
4.2.4. Difracción de Rayos X (XRD) ................................................................. 90
4.2.5. Análisis Petrográfico ............................................................................ 92
4.2.6. Análisis de Microscopía Electrónica de Barrido (MEB) y Análisis de Energía
Dispersiva (EDX) ................................................................................. 94
4.3. Manejo de Datos .................................................................................... 95
4.3.1. Análisis Convencionales de Núcleos (Propiedades Básicas de la Roca) ......... 95
4.3.2. Difracción de Rayos X (XRD) ................................................................. 99
Página
4.3.3. Análisis Petrográfico .......................................................................... 102
4.3.4. Análisis de Microscopía Electrónica de Barrido (MEB) y Análisis de Energía
Dispersiva (EDX) ............................................................................... 104
4.4. Integración de los Datos ....................................................................... 105
4.4.1. Evaluación Diagenética a partir de los Análisis Petrográficos .................... 105
4.4.1.1. Proceso de Bioturbación .................................................................. 106
4.4.1.2. Proceso de Disolución y Creación de Porosidad .................................... 107
4.4.1.3. Proceso de Compactación ................................................................ 109
4.4.1.4. Proceso de Compactación Química: Disolución por Presión .................... 111
4.4.1.5. Proceso de Cementación .................................................................. 113
4.4.2. Estados Diagenéticos ......................................................................... 116
4.4.2.1. Diagénesis Temprana ...................................................................... 116
4.4.2.2. Diagénesis Intermedia ..................................................................... 119
4.4.2.3. Diagénesis Tardía ........................................................................... 122
4.5. Elaboración de Mapas de Tendencias de Arcillas a través de Modelos
Multimineral y Cluster Analysis ............................................................... 129
4.5.1. Generación del Pre-cálculo .................................................................. 129
4.5.2. Generación del Modelo Multimineral ..................................................... 130
4.5.3. Generación del Modelo Facimage (Análisis Cluster – MRGC) ..................... 139
CONCLUSIONES ......................................................................................... 164 RECOMENDACIONES ................................................................................... 166 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................... 167
Página
LISTA DE TABLAS
1. Datos Básicos Oficiales del Yacimiento B-Inferior ........................................... 27
2. Formato de Distribución de Registros de Pozos Disponibles ............................. 72
3. Formato de datos del Cabezal disponible en Registros de Resistividad...............72
4. Formato de Datos de las Propiedades Básicas de los Núcleos medidas en el
Laboratorio .............................................................................................. 73
5. Formato de Distribución Mineralógica por Difracción de Rayos X, Roca Total ...... 73
6. Formato de data para cálculo de volumen de arcilla-XRD ................................ 74
7. Formato de Datos de los Análisis Petrográficos (Textura) ................................ 75
8. Formato de Datos de los Análisis de Microscopía Electrónica de Barrido ............ 75
9. Formato con data de Pozos Estimulados y Arenados ...................................... 84
10. Análisis Disponibles en el Estudio .............................................................. 85
11. Registros Petrofísicos Disponibles por pozo en el Estudio .............................. 86
12. Data del Cabezal disponible en Registros de Resistividad .............................. 87
13. Propiedades Básicas de la Roca. Pozo VLG-3716 .......................................... 89
14. Propiedades Básicas de la Roca. Pozo VLG-3781 .......................................... 90
15. Análisis Difracción de Rayos X. Pozo VLG-3716 y VLG-3781 .......................... 91
16. Cálculo de volumen de arcilla-XRD VLG-3716 .............................................. 92
17. Cálculo de volumen de arcilla-XRD VLG-3781 .............................................. 92
18. Análisis Petrográfico. Arena B-6. Pozo VLG-3716 (13840´-14100’75’’) ............ 93
19. Análisis Petrográfico. Arena B-6 (14020’ -14100’8’’). Pozo VLG-3781 .............. 93
20. Distribución de Muestras para el Análisis de Microscopía Electrónica de
Barrido. Pozos VLG-3716 y VLG-3781 ........................................................ 94
21. Análisis de Energía Dispersiva. Pozos VLG-3716 y VLG-3781 ......................... 95
22. Data de Cabezales de Registros de Pozo ................................................... 129
23. Facies de arcillas discretizadas por volumen y color – Modelo Facimage ........ 142
24. Pozos estimulados con tratamientos aplicados ........................................... 154
Página Tabla
LISTA DE FIGURAS
1. Mapa de Ubicación, Bloque VII, Campo Ceuta ............................................... 23
2. Columna Estratigráfica del área en estudio ................................................... 25
3. Registro tipo del área en estudio. Pozo VLG-3911 .......................................... 26
4. Vista 3D a nivel del B-Inferior ..................................................................... 29
5. Mapa estructural a nivel del B-Inferior ......................................................... 29
6. Ventana (vacia) donde se ingresa data de Entrada y Salida para el Precálculo
del Modelo Multimin ................................................................................... 72
7. Formato de relación Permeabilidad – porosidad vs. Profundidad ...................... 77
8. Formato de Distribución Porcentual de Minerales Roca Total a partir del
Análisis XRD ............................................................................................. 78
9. Formato de Distribución de Minerales de arcilla a partir del Análisis XRD .......... 79
10. Formato de Distribución de Minerales a partir del Análisis Petrográfico ............ 80
11. Espectro de Composición Mineral ............................................................... 82
12. Esquema Metodológico Aplicado en la Investigación ..................................... 83
13. Ventada con data de Entrada y Salida para el Precálculo del Modelo Multimin .. 88
14. Mapa de ubicación de Efectos diagenéticos en B-Inferior VLG-3716 ................ 97
15. Mapa de ubicación de Efectos diagenéticos en B-Inferior VLG-3781 ................ 99
16. Gráfico de relación porosidad / permeabilidad vs profundidad con las litofacies
sedimentarias ....................................................................................... 100
17. Gráfico de Proporción de Arcillas. Pozo VLG-3716 ...................................... 102
18. Gráfico de Proporción de Arcillas. Pozo VLG-3781 ...................................... 103
19. Espectro de Composición Mineral. Pirita Framboidal ................................... 105
20. Espectro de Composición Mineral. Placas Pseudohexagonales ...................... 106
21. Núcleo VLG-3716 (13845'-13846'). Proceso de bioturbación ........................ 108
22. Proceso de Disolución y Creación de Porosidad. Pozo VLG-3716 (13840’-A) y
VLG-3781 (10811.42’-B) ........................................................................ 110
23. Disolución de la Caolinita. Pozo VLG-3781 (10900.17'- A) y VLG-3716
(14091'-B) ........................................................................................... 110
24. Disolución de partículas de feldespato (albita). Pozo VLG-3716 (14079'- A) y
VLG-3781 (14908'4''-B) ......................................................................... 111
25. Proceso de Compactación. (VLG-3781-10837'3''- A; VLG-3781-10897'4'- B;
VLG-3716-13893'- C; VLG-3781-10815'2'- D) ........................................... 112
Página Figura
26. Contactos de tipo cóncavo-convexo. VLG-3781-10811'5'-A, 10842'8''-B ........ 113
27. Estilolámina VLG-3781-10913.5' ............................................................. 114
28. Sobrecrecimiento secundario de cuarzo VLG-3781-10811'5'' ....................... 115
29. Planos de sobrecrecimiento y formas euhedrales. VLG-3716 (13893') ........... 115
30. Presencia de Chert, VLG-3781-10800’ ...................................................... 116
31. Cementación por cuarzo secundario. Pozo VLG-3781 (10887') ..................... 117
32. Cementación por calcita. Pozo VLG-3781 (10925'10'') ................................ 117
33. Cementación por caolinita. Pozo VLG-3781 (10800'-A) y VLG-3716 (13890'-
B)................ ....................................................................................... 117
34. Procesos de Compactación mecánica ....................................................... 118
35. Reemplazo de cuarzo por calcita. VLG-3781-10925’10’’ .............................. 118
36. Recristalización de la matriz arcillosa ....................................................... 119
37. Alteración de plagioclasa ........................................................................ 119
38. Disolución de fragmentos líticos y matriz arcillosa ...................................... 119
39. Alteración de feldespatos ....................................................................... 120
40. Precipitación de Cemento (A) y (Arreglo en libros (B) VLG-3716 (13890’) .... 121
41. Precipitación de Cemento (A) y Arreglo en libros (B) VLG-3781 (10800’) ...... 121
42. Contactos longitudinales entre los granos con tendencia al suturamiento VLG-
3781 – 10797’3” (A) – 10829’5” (B) ........................................................ 122
43. Contactos longitudinales y cóncavos-convexos VLG-3716 – 13874’ (A) –
Contactos que ocurren entre las caras o remates planos de los
sobrecrecimientos VLG-3716 - 10893’ (B) ................................................ 122
44. Efectos de inestabilidad y microfracturamiento interparticular VLG-3781 –
13897’4” (A) – 10815’2” (B) ................................................................... 123
45. Formación de muscovita ........................................................................ 124
46. Alteración de feldespatos a caolinita ........................................................ 124
47. Formación de otros minerales de arcilla .................................................... 124
48. Presencia de pirita asociada al posible hidrocarburo residual ....................... 125
49. Secuencia de eventos Diagenéticos .......................................................... 126
50. Efectos diagenéticos positivos y negativos B-Inferior .................................. 127
51. Mapa de ubicación de Efectos diagenéticos en B-Inferior ............................. 128
52. Ventana con data de Entrada y Salida del Precalc del Modelo Multimin .......... 130
53. Ventana donde se muestra la Construcción del Modelo Multimin .................. 131
54. Proporción de Minerales de Arcilla – Pozo VLG-3716 .................................. 132
Página Figura
55. Gráfico de Correlación – Pozo VLG-3716 .................................................. 133
56. Ventana con los minerales a determinar en el Modelo Multimin .................... 134
57. Plantilla Petrofísica con los resultados del Modelo Multimin – Pozo VLG-3716 .135
58. Histograma de la Curva Control de Calidad del Modelo Multimin. Pozo VLG-
3716 ................................................................................................... 136
59. Gráficos de Correlación entre curvas originales (GR_COR, RHO_COR,
TNPH_COR) y las curvas predictivas de salida obtenidas por la aplicación del
modelo multimineral (GR_COR_PRED, RHO_COR-PRED, TNPH_COR_PRED .... 136
60. Curvas obtenidas para cada tipo de arcilla en el modelo multimin para el pozo
VLG-3716 (A) y VLG-3692ST (B) ............................................................. 138
61. Gráficos de Correlación entre el volumen de arcilla determinado obtenido a
partir de los análisis de XRD y el modelo multimineral. VLG-3716 (A) y VLG-
3781 (B) ............................................................................................. 139
62. Ventana con datos de entrada – Modelo Facimage ..................................... 140
63. Ventana con datos de entrada y registro del Volumen de Arcilla obtenido en el
Modelo Multimin – Modelo Facimage ........................................................ 141
64. Ventana con agrupamiento de las facies con su respectivo código y color –
Modelo Facimage .................................................................................. 142
65. Plantilla Petrofísicas con curvas obtenidas a partir del Modelo Multimineral y
Facimage ............................................................................................. 143
66. Plantilla Petrofísicas con los las curvas discretos cargados en la aplicación
PETREL ................................................................................................ 144
67. Mapas de tendencias para B6S por tipo de arcilla y volumen expresado en
porcentaje ........................................................................................... 146
68. Mapas de tendencias para B6S por tipo de arcilla y volumen expresado en
porcentaje asociados a cuerpos sedimentarios .......................................... 147
69. Mapas de tendencias para B6MS por tipo de arcilla y volumen expresado en
porcentaje ........................................................................................... 148
70. Mapas de tendencias para B6MS por tipo de arcilla y volumen expresado en
porcentaje asociados a cuerpos. sedimentarios ......................................... 149
71. Mapas de tendencias para B6MI por tipo de arcilla y volumen expresado en
porcentaje ........................................................................................... 150
72. Mapas de tendencias para B6MI por tipo de arcilla y volumen expresado en
porcentaje asociados a cuerpos sedimentarios .......................................... 151
Página Figura
73. Mapas de tendencias para B6I por tipo de arcilla y volumen expresado en
porcentaje ........................................................................................... 152
74. Mapas de tendencias para B6I por tipo de arcilla y volumen expresado en
porcentaje asociados a cuerpos sedimentarios .......................................... 153
75. Mapas de tendencias para B6S con pozos estimulados – Caolinita ................ 156
76. Mapas de tendencias para B6S con pozos estimulados – Illita, Clorita ........... 157
77. Mapas de tendencias para B6MS con pozos estimulados – Caolinita .............. 158
78. Mapas de tendencias para B6MS con pozos estimulados – illita, Clorita ......... 159
79. Mapas de tendencias para B6MI con pozos estimulados – Caolinita .............. 160
80. Mapas de tendencias para B6MI con pozos estimulados Illita, Clorita ........... 161
81. Mapas de tendencias para B6I con pozos estimulados – Caolinita ................. 162
82. Mapas de tendencias para B6I con pozos estimulados – Illita, Clorita. ........... 163
Página Figura
INTRODUCCIÓN
La presente investigación muestra las diferentes metodologías de análisis
mineralógico empleadas para determinar los efectos diagenéticos y mineralógicos
que impactan sobre la calidad de las rocas almacenadoras de petróleo del Eoceno
Alto de Ceuta. Los análisis petrográficos realizados sobre las secciones finas de los
dos núcleos tomados en el área del Eoceno del Alto de Ceuta a nivel de B Inferior,
permiten identificar los efectos diagenéticos negativos y positivos que actúan sobre
la calidad de roca, siendo el efecto diagenético de compactación el que impacta
directamente sobre la porosidad de las rocas y el efecto de disolución
especialmente en arcillas que crea porosidad secundaria favorable para el
almacenamiento de hidrocarburo.
La identificación de los minerales a través de la técnica petrográfica se
complementó con un análisis semicuantitativo de Difracción de Rayos X que
determina la composición y cantidad de cada uno de los minerales que conforman
la roca reservorio. Los resultados muestran que el cuarzo es el mineral más
abundante en las rocas y se encuentra por el orden del 80% en promedio, seguido
por las arcillas y feldespatos. Las arcillas totales según el análisis de Difracción de
Rayos X, están constituidas principalmente por caolinita, illita y clorita. Siendo la
caolinita la arcilla más predominante con un promedio de 10%, seguida de la illita
5% y la clorita 4%.
Algunas veces se presentan cantidades superiores al 5% de arcillas mixtas y
estas son de difícil reconocimiento siendo necesario realizar otro análisis con mayor
detalle llamado Microscopia de Barrido Electrónico en conjunto con energía
dispersiva, ya que permite analizar desde el punto de vista morfológico y elemental
estos agregados dispuestos en mezclas y agregados. En este sentido, las arcillas se
presentan dentro del esqueleto de la roca taponando la porosidad y creando
puentes a través de las gargantas porales, lo cual afecta la calidad de la roca y la
producción de los pozos, ya que crea disminución de la porosidad y tendencia a la
migración de finos.
Las arcillas mixtas generalmente se presentan creando una especie de
recubrimiento sobre los granos de cuarzo, creando tres efectos; permanencia de
porosidad, por la inhibición de los sobrecrecimientos responsables de la disminución
de la porosidad, baja cohesividad entre los granos de cuarzo y tendencia a la
ruptura de los granos, lo cual genera taponamiento y disminución de porosidad. Los
efectos diagenéticos y la mineralogía se asociaron a las propiedades petrofísicas de
porosidad, permeabilidad y calidad de roca (RQI) para cada uno de los ambientes
sedimentarios. Se crearon gráficos donde se identificaron zonas en las cuales la
diagénesis y los minerales arcillosos afectan las propiedades petrofísicas de la roca,
así como también el ambiente sedimentario que presenta mayor impacto; siendo el
marino y el delta de cabecera de plano medio a bajo los más afectados, ya que los
niveles de arcillosidad son mayores debido al predominio de secuencias
heterolíticas de lutitas y arcillas intercaladas con los cuerpos de arenas.
Una vez identificados los efectos diagenéticos y mineralógicos que afectan las
propiedades de la rocas y los ambientes sedimentarios del área en estudio, se
procedió a generar una metodología estadística que permita generar mapas de
tendencia para cada uno de los minerales arcillosos. Para ello, se utilizó el análisis
multimineral y el análisis cluster con la finalidad de propagar la información de los
pozos control a los demás pozos que no poseen información mineralógica de
arcillas.
El desarrollo la investigación se dividió en cuatro capítulos. Un primer capítulo
que trata sobre el planteamiento del problema donde se hace énfasis en la
importancia que tiene el estudio de metodologías detalladas para identificar los
problemas generan los cambios post-depositacionales y mineralógicos sobre la
calidad de la roca almacenadora de petróleo. En el segundo capítulo se encuentra el
marco teórico, allí se contemplan las bases teóricas que son de vital importancia
para nutrir el desarrollo del mismo, así como la definición de términos básicos.
18
El tercer capítulo, presenta la metodología y la implementación de diversas técnicas
mineralógicas comúnmente usadas para el análisis de rocas sedimentarias y la
aplicación de cada una de ellas en la evaluación de yacimientos. Del mismo modo,
se describen las metodologías empleadas para la generación de los mapas de
distribución de arcillas y el cotejo que se realiza con los pozos estimulados en el
área.
Por último, el cuarto capítulo corresponde al análisis e interpretación de los
resultados obtenidos durante el desarrollo de la investigación, a través de los
cuales se identifican y evalúan los efectos post-depositacionales y mineralógicos
que afectan la calidad de las rocas en el Eoceno B Inferior del Alto de Ceuta.
CAPÍTULO I
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1.1. Planteamiento del Problema El Campo Ceuta se ha caracterizado por ser un gran productor de crudo con una
producción promedio actual de 800 barriles diarios, mientras que los pozos superan
los 15000 pies de profundidad. Sin embargo, algunos de ellos durante la vida
productiva presentan declinaciones posiblemente asociadas a problemas texturales
de la roca como diagénesis, migración de finos, arenamiento, inestabilidad de
partículas, entre otros.
A través de la presente investigación se utilizaron metodologías detalladas para
estimar como los componentes intrínsecos de la roca pueden estar incidiendo en la
calidad de la misma, afectando de manera directa la productividad de los pozos.
Para ello, se relacionarán los componentes minerales y cambios post-
depositacionales con las capacidades de almacenamiento y de flujo. Así como, su
afectación sobre la estructura interna de las rocas reservorio, su posible asociación
al ambiente sedimentario, asociación de facies, cementación de la roca, la posible
propagación y distribución areal de los componentes minerales arcillosos en el área
sujeta a estudio.
1.2. Objetivos de la Investigación 1.2.1. Objetivo General
Analizar los efectos diagenéticos y mineralógicos que impactan sobre la calidad
de roca del Eoceno Alto de Ceuta.
1.2.2. Objetivos Específicos
a) Evaluar los diferentes efectos diagenéticos que actúan sobre las rocas del Eoceno
Alto de Ceuta a través del análisis petrográfico.
20
b) Determinar la composición mineralógica de las rocas a través de la técnica de
Difracción de Rayos X, análisis de Microscopía Electrónica de Barrido y Energía
Dispersiva.
c) Establecer la relación entre los efectos diagenéticos actuantes y los minerales
que constituyen las rocas.
d) Definir la relación entre la diagénesis y mineralogía de la roca con las
propiedades petrofísicas, facies y ambientes sedimentarios.
e) Construir mapas de tendencias mineralógicas y diagenéticas.
1.3. Justificación de la Investigación La implementación de nuevas metodologías y la importancia que se debe dar a
la caracterización mineralógica y diagenética en el Alto de Ceuta, permitirá
establecer correlaciones entre las propiedades básicas de roca, ambientes
sedimentarios, características mineralógicas, diagenéticas y depositacionales, para
detectar los problemas que estos efectos causan en las rocas almacenadoras de
petroleo del B Inferior del Alto de Ceuta. Esta investigación surge también de la
necesidad de dar respuesta a las disciplinas de Estudios Integrados de Yacimientos,
Desarrollo de Yacimientos, Operaciones de Perforación y Servicios a Pozos.
El trabajo se enmarca en tres puntos de vista; el primero, desde el punto de
vista local, el conocimiento y la correcta interpretación de los datos mineralógicos y
su relación con las demás propiedades del yacimiento es útil a la hora de generar
modelos petrofísicos y geológicos, ayudando en el diseño de fluidos de perforación,
completación y estimulación de pozos. Del mismo modo, permite identificar las
secuencias verticales con tendencia a baja calidad de roca ocasionada por
fenómenos diagenéticos y mineralógicos.
Desde el punto de vista regional, esta metodología implementada se podrá
multiplicar a otras áreas de la Cuenca del Lago de Maracaibo. Así como, esta
investigación se justifica, porque brinda una alternativa y experiencias que pueden
21
contribuir para el desarrollo de estudios futuros relacionados en esta área de
investigación o en otras similares.
1.4. Hipótesis de la Investigación
Los problemas que se presentan en la calidad de roca y la declinación en la
productividad de los pozos en el yacimiento B-Inferior del campo Ceuta se debe
probablemente a los efectos que causa la diagénesis y la mineralogía presente en
las rocas almacenadoras de petróleo del Eoceno Alto de Ceuta.
1.5. Estudios Previos Realizados en el Área
Con la finalidad de identificar los efectos diagenéticos y mineralógicos que
inciden sobre las propiedades de la roca como reservorio; se efectuó una revisión
exhaustiva de diferentes documentos que se detallan a continuación:
- Chacón, Johanny y otros (2013). PDVSA. Estudio Integrado de los Yacimientos de
B-Inferior Eoceno Alto de Ceuta. Código del documento: IT-OC-2013-1853. Este
estudio presenta la caracterización Geofísica, Geológica (estructural, estratigráfica y
sedimentológica), Petrofísica y de Reservorio. Desde el punto de vista
sedimentológico, se generaron descripciones sedimentológicas sobre los núcleos del
área, así como también la interpretación paleoambiental basada en el marco
regional. De igual manera, se realizaron análisis mineralógicos de difracción de
rayos X, microscopía de barrido, energía dispersiva y petrografía, los cuales
sirvieron de base para generar el modelo diagénetico y mineralógico del área.
También se realizó la integración con las demás disciplinas especialmente con
petrofísica.
- Chacón, Johanny (2007). PDVSA. Estudio Petrográfico del Yacimiento VLG-3676,
basado en los Núcleos VLG-3743 y VLG-3738. Código del Documento: IT-OC-2007-
857, DT. En este estudio se realizó una integración con los análisis petrográficos,
microscopía de barrido, difracción de rayos X, energía dispersiva y los análisis de
presión capilar por plato poroso. De igual manera, se realizó el cotejo con el modelo
sedimentológico realizado en el Estudio Integrado del 2007, el cual sirvió para
reconocer a detalle los tipos de arcillas predominantes y su hábitat dentro de la
estructura interna de la roca, compuestos por arcillas mixtas, Illita – Esmectita,
Caolinita y puntuales zonas con arcillas férricas.
22
- Sánchez, Juan y García, Lucidio (2000). PDVSA. Modelo Diagenético y
Sedimentológico de las arenas C2, C3 y C4 de la Formación Misoa en el Campo
Ceuta. Código del documento: INT-07981,2000. En el estudio se determinó que los
procesos diagenéticos que impactan de forma negativa en la calidad del yacimiento
son la compactación mecánica, la precipitación temprana de carbonatos (siderita),
la alteración de micas a minerales de arcillas, la precipitación tardía de carbonatos,
la transformación de esmectita a illita y la formación de clorita autigénica. Además,
se concluyó que todos los procesos anteriormente mencionados van hacia la
formación de minerales de arcillas que podrían afectar la permeabilidad en forma
más dramática que a la porosidad. Los procesos que generan porosidad secundaria
y que incrementan la calidad de roca yacimiento son: disolución de feldespatos y
disolución tardía de cementos carbonáticos. La secuencia de eventos diagenéticos
indica para las Areniscas C2 a C4 una diagénesis tardía.
1.6. Ubicación del Área de Estudio
El Alto de Ceuta se encuentra ubicado en el Bloque VII del Lago de Maracaibo,
Campo Ceuta, a 12 Km del Puerto de La Ceiba, Estado Trujillo, dentro del área
operacional de la Unidad de Producción Ceuta, Distrito Lago Sur, División Lago, tal
como se muestra en la Figura N° 1.
23
Figura 1. Mapa de Ubicación, Bloque VII, Campo Ceuta.
El área de estudio se extiende en las siguientes coordenadas UTM 19, datum La
Canoa: de norte (N) a sur (S) desde N–1.070.000 m hasta N–1.056.000 m (14
Kms); y de oeste (O) a este (E) desde E–257.000 m hasta E–267.000 m (10 Kms).
La columna estratigráfica del Campo Ceuta está conformada por rocas de edad
Cretácico, Paleoceno, Eoceno, Mioceno y Post-Mioceno (Léxico Estratigráfico de
Venezuela, 1997), las cuales se encuentran suprayacente al basamento
igneometamórfico y metasedimentario de edad Paleozoico (Bellizia, 1990; Pinto y
otros 2008). La datación y características de las diferentes unidades sedimentarias
han sido determinadas mediante diferentes análisis geológicos de muestras
obtenidas de los pozos perforados en dicho campo.
Las unidades estratigráficas que han sido identificadas en el área de estudio
desde el tope hacia la base son: la Formación El Milagro de edad Pleistoceno,
compuesta por sedimentos de ambientes continental – paludal; la Formación Onia
de edad Plioceno, conformada por depósitos de ambiente continental – lacustre; la
Formación La Puerta de edad Mioceno Tardío, conformada por depósitos de
ambiente continental – fluvial; la Formación Lagunillas de edad Mioceno Medio,
24
conformada por depósitos que varían de ambiente marino somero a fluvial; y la
Formación La Rosa de edad Mioceno Temprano, conformada por sedimentos de
ambiente marino en el tope y fluvial en la base, suprayaciendo a la Discordancia del
Eoceno. Infrayacente y de manera discordante se encuentra la Formación Misoa de
edad Eoceno Inferior a Medio. En esta región no se encuentra la Formación Paují
(completamente erosionada), ya que la Discordancia del Eoceno trunca el B-
Superior de la Formación Misoa. Por debajo de la Formación Misoa se ubica de
manera discordante la Formación Guasare del Paleoceno, de ambiente marino
somero a paludal.
Infrayacente a la Formación Guasare y de manera concordante se presentan las
formaciones del Cretácico: Formación Colón de edad Maastrichtiense, Formación La
Luna, el Grupo Cogollo conformado por Maraca, Lisure y Apón, de edad Albiense y la
Formación Río Negro de edad Barremiense, sobre el basamento de la Cuenca de
Maracaibo, el cual, en el área de estudio está conformado por rocas
metasedimentarias de edad Paleozoico (Pinto y otros, 2008).
La columna estratigráfica generalizada de los campos Ceuta, Lagotreco y Centro
Lago se muestra en la Figura 2, y fue elaborada basada en el Léxico Estratigráfico
de Venezuela (1997), y los estudios de González de Juana y otros (1980), Lugo
(1991), Audemard F.E. (1991), Gohsh y otros (ESTEX, 1992), Lugo y Mann (1995),
Parnaud y otros (1994), De Toni y otros (1994) y la Geological Society of America
(2009).
Las edades de las unidades perforadas en el área de estudio han sido
determinadas mediante los trabajos de H.H. Renz (1957), Fuenmayor (1982, 1989),
Pitelli, Di Giacomo y Velásquez (1990), Rull y otros (1993c, 1997, 1999), Di
Giacomo (2000), Contreras y otros (2006) y Medina (2010, 2012).
25
Figura 2. Columna Estratigráfica del área en estudio.
Verticalmente, las unidades estratigráficas en las cuales se enfocará el presente
informe corresponden al Miembro Informal Arenas "B" (Eoceno "B"),
específicamente en el intervalo B-Inferior (B6 y B7) de la Formación Misoa de la
Cuenca de Maracaibo, según el Léxico Estratigráfico de Venezuela (1997), según se
muestra en el registro de pozo de la Figura 3.
26
Figura 3. Registro tipo del área en estudio. Pozo VLG-3911.
1.7. Datos Básicos Oficiales del Yacimiento
El Yacimiento B-Inferior pertenece a la Formación Misoa de edad Eoceno,
conformado por arenas petrolíferas consolidadas con alternancia de areniscas y
lutitas intercaladas depositadas en un ambiente estuarino, en el cual hacia el tope
de la secuencia se observa el incremento de heterogeneidad. El área tiene
presiones actuales alrededor de 4000 lpc; los valores de presión están referidos al
datum del campo el cual se encuentra a 13500 pies. Este Yacimiento se extiende
sobre una superficie aproximada de 3620 acres, con un POES oficial de 271
MMBNP, factor de recobro de 22% y Reservas Recuperables de 103,52 MMBNP.
27
Año de Descubrimiento: 1965
POES: 271 MMBN
Factor de Recobro Primario: 22%
Reservas: 103,519 MMBN
Np: 63 MMBN
Reservas Remanentes: 40,517 MMBN
Mecanismo de Producción: Empuje por Gas en
solución
API del Crudo: 37,5°
Factor Volumétrico (Boi): 1,78
Presión Inicial: 6.405 Lpc
Estratigráficamente, el Yacimiento B-Inferior comprende las unidades de B-6 y
B-7 de la Formación Misoa. Sin embargo, la unidad que aporta producción es la
Unidad B-6, siendo uno de los reservorios más importantes en el área de estudio.
Para Enero de 2014 se han producido 63 MMBNP, con unas Reservas
Remanentes en el orden de 40,52 MMBNP. A continuación se muestra una tabla
resumen con los datos básicos oficiales del área en estudio:
Tabla 1. Datos Básicos Oficiales del Yacimiento B Inferior.
En términos generales, se puede describir al área de estudio como una
estructura positiva regional, que se extiende con una longitud aproximada de 18 Km
en dirección N–S, compuesto de sedimentos consolidados del Cretácico, Paleoceno,
Eoceno y Mioceno, formada por esfuerzos tectónicos que actuaron dentro del área y
a lo largo del sistema de fallas de Pueblo Viejo desde el Jurásico hasta el
Pleistoceno.
El área de estudio presenta dos provincias estructurales claramente
diferenciables: una al Norte, que comprende las áreas B, E, F y G, conocida en su
conjunto como Alto Principal o Alto Norte; y una al Sur, que comprende el Área C.
Estas dos provincias están separadas por un sinclinal o silla tectónica de rumbo SO–
NE. Hacia el Norte, el Alto Principal se arquea y entra a formar parte del cinturón
móvil de la Serranía de Trujillo. Hacia el Sur forma un declive en dirección de las
Área I (Ceuta Sureste).
28
La principal estructura dentro del área de estudio lo representa la falla mayor del
sistema de Pueblo Viejo. Este sistema de fallas separa al Área A de todas las demás
en toda su extensión.
Estructuralmente, el Área B a nivel de las arenas B-Inferior del yacimiento B-
Inferior (Figuras 4 y 5), donde se encuentra localizado el pozo VLG-3781,
corresponde al flanco Sur de una estructura anticlinal, fallada, conocida como Alto
Principal, orientada con eje SO-NE, la cual posee buzamiento de 10° a 18° hacia el
S-SE.
El Área C, donde se encuentra ubicado el pozo VLG-3716 (arenas B-Inferior),
corresponde al flanco Oeste de una estructura anticlinal fallada, conocida como
Anticlinal del Área C, orientada con eje SO-NE. Donde se encuentra el pozo VLG-
3716 el buzamiento es de 8° a 10° hacia el Oeste.
Figura 4. Vista 3D a nivel del B-Inferior.
Figura 5. Mapa estructural a nivel del B-Inferior.
VLG-3716
VLG-3781
FALLA DE PUEBLO
VIEJO
ALTO PRINCIPAL
VLG-3716
VLG-3781
FALLA DE PUEBLO
VIEJO
ALTO PRINCIPAL
VLG-3716
VLG-3781
FALLA DE PUEBLO VIEJO
ALTO PRINCIPAL
VLG-3716
VLG-3781
FALLA DE PUEBLO VIEJO
ALTO PRINCIPAL
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
En este capítulo se presenta toda aquella información referente a las variables
de investigación con la finalidad de disponer de un marco de referencia para la
construcción de los instrumentos de recolección de datos y permita interpretar
mejor los resultados de la investigación. Se contempla las bases teóricas que son
de vital importancia para nutrir el desarrollo del mismo, así como la definición de
términos básicos.
2.1. Arcillas La arcilla está constituida por agregados de silicatos de aluminio hidratados
procedentes de la descomposición de minerales de aluminio. Presenta diversas
coloraciones según las impurezas que contiene, siendo blanca cuando es pura.
Surge de la descomposición de rocas que contienen feldespato, originada en un
proceso natural que dura decenas de miles de años.
Arcilla del período cuaternario (400.000 años), Estonia. Físicamente se considera
un coloide, de partículas extremadamente pequeñas y superficie lisa. El diámetro de
las partículas de la arcilla es inferior a 0,002 mm. En la fracción textural arcilla
puede haber partículas no minerales, los fitolitos. Se caracteriza por adquirir
plasticidad al ser mezclada con agua, y dureza al calentarla por encima de 800 °C.
2.1.1. Tipos De Arcillas
Los principales tipos de arcillas son los siguientes:
2.1.1.1. Caolinita (Al4(Si4O10)(OH)8)
Es una arcilla que se encuentra con mayor frecuencia en las areniscas, y cuando
presenta alto grado de diagénesis se transforma a dickita. Por lo general, son lo
suficientemente grandes para ser reconocidas en secciones finas. Para identificar si
es caolinita o es de dickita se recurre a la difracción de Rayos X.
Comúnmente se encuentran rellenando los poros aunque a veces pueden
delinearlos. Su hábito más común es el de una agrupación de láminas pseudo-
hexagonales (en forma de libros apilados), de tamaños individuales entre 3 a 20
micras de diámetro. Otra forma de ocurrencia menos común, es el de un delicado
crecimiento vermicular, es decir, en forma de una secuencia de láminas pseudo-
hexagonales linealmente en una extensión proporcional a la longitud del poro.
La Caolinita causa problemas de migración de finos. Se dispersa en agua dulce y
causa taponamiento producto de los diferenciales de presión que ocurren durante la
vida productiva del pozo.
2.1.1.2. Clorita (Fe,Mg,Al)3(Al,Si)4O10(OH)2*(Fe,Mg,Al)3(OH)6
Es el grupo que presenta mayor variedad de formas y arreglos morfológicos
presentes en las areniscas, tales como: láminas, rosetas, panal de miel (honey
comb), formas de repollo (Cabbagehead), entre otros. Como láminas, la clorita se
desarrolla como cristales idiomórficos individuales sobre la superficie de los granos,
presentando dimensiones de hasta 2 a 10 micras. El crecimiento del panal de miel
consiste de láminas dispuestas en un patrón parecido al de un panal de miel, los
cristales están fijos a la superficie de los granos detríticos.
Las rosetas o racimos con forma de abanicos, comúnmente se desarrollan como
delineadores de poros, aunque también pueden estar rellenando a los mismos.
Estas rosetas individuales pueden tener de 5 a 20 micras de diámetro, pero pueden
alcanzar las 150 micras, llegando a tener los cristales individuales tamaños de 4 a
18 micras. La forma de repollo es la de crecimiento más raro y usualmente aparece
como pequeños granos equidimensionales fijos a la superficie de los granos. Las
estructuras individuales tienen tamaños entre las 8 a 40 micras, suelen delinear
poros aunque también pueden rellenarlos.
La Clorita presenta alto intercambio de cationes y es inestable en ácido
Clorhídrico (HCl), causando precipitados de cloruro de hierro (FeCl), los cuales
taponan las gargantas porales.
2.1.1.3. Illita (KAl2(AlSi3O10)(OH)2 ) Generalmente ocurre como láminas irregulares con proyecciones parecidas a
listones. Es el crecimiento más delicado como hábito de todos los minerales de
arcillas y generalmente se encuentra delineando poros. Sus espesores promedio van
del orden de 0,5 a 2 micras. La Illita causa problemas de migración de finos y
presenta intercambio de iones. Contiene Potasio (K), lo que causa precipitación de
flúor silicatos del ácido gastado. Debido a su morfología (fibras o pelos), presenta
alta capilaridad por lo que tienden a atrapar moléculas de agua (H2O) en su
estructura y presenta porosidades falsas.
2.1.1.4. Esméctica ((Al,Mg)8(Si4O10)3(OH)10*12H2O ) Tiene por lo general dos formas básicas de crecimiento, como envoltorios
corrugados sobre granos de arena detríticos o en forma de una estructura similar al
panal de miel de clorita. Los espesores de las láminas de arcillas están en un
intervalo de 2 a 12 micras. La Esméctica es un mineral que presenta alto
intercambio de iones y se hincha en agua dulce.
2.1.1.5. Arcillas de Capas Mixtas Illita/Esméctica Tienen características similares a la de las arcillas participantes, es decir, a las
illitas y esmécticas. La mezcla de láminas de arcilla presenta alto intercambio de
iones y se hinchan en agua dulce. A menudo contienen K, que puede causar la
precipitación de flúor silicatos del ácido gastado.
2.1.2. Modo de Ocurrencia de los Minerales de Arcillas en las Areniscas
Los minerales de arcillas en las areniscas pueden ser de origen detrítico o
alogénico, es decir, aquellas formadas fuera del área de depositación y que son
mezcladas con la fracción arenosa durante o inmediatamente después de la
sedimentación, o pueden ser autigenéticos, es decir, los formados
subsecuentemente con el soterramiento e incluyen las formas nuevas y las
generadas.
2.1.2.1. Arcillas Alogénicas Los modos de ocurrencia de las arcillas alogénicas en las areniscas pueden ser
de dos tipos: las sindepositacionales y las introducidas a un tiempo corto después.
2.1.2.2. Arcillas Alogénicas Sindepositacionales Son las arcillas introducidas conjuntamente con la depositación, pueden
encontrarse como partículas de tamaño arcilla o como agregados arcillosos de
tamaño que varía entre el intervalo del limo al de guijarro. El tamaño, forma y
distribución dependerá del proceso físico o biogénico que lo controle y su ocurrencia
en las areniscas pueden darse en cualquiera de estas formas y orígenes:
a) Las partículas individuales de arcillas están dispersas como matriz en las
areniscas y son depositadas simultáneamente con los granos de tamaño arena.
b) Las arcillas pueden concentrarse en láminas (ejemplo arcillas flaser), como
resultado de las variaciones en la competencia del agente de transporte en el
ambiente de depositación.
c) Como parte de un fragmento de roca de lutita de formaciones antiguas
d) Como clastos de arcillas derivadas de la erosión de las capas depositadas, es
decir, penecontemporáneos a la depositación.
e) Como producto del proceso de floculación de arcillas que viajan en suspensión,
formando partículas aglomeradas de tamaño arena.
f) Como arcillas biogenéticas o pellets, por ingestión y excreción del lodo por
organismos.
2.1.2.3. Arcillas alogénicas introducidas a) Producto del proceso de bioturbación.
b) Por infiltración residual de otras capas de sedimentos más finos infra o
subyacentes, productos del movimiento de los fluidos de poro.
c) Como parte de partículas micáceas degeneradas.
2.1.2.4. Arcillas Autigénicas Las arcillas se pueden formar autigénicamente en las areniscas, bien sea como
un producto de precipitación directa de las aguas (neoformación) o a través de
reacciones entre materiales precursores y el agua de poro. Las arcillas regeneradas
pueden tener la forma de cualquiera de sus precursores alogénicos o neoformados y
sus principales modos de ocurrencia son:
a) Delineando los poros o como envoltorio de granos. Son arcillas precipitadas
sobre la superficie de los granos detríticos, excepto en los puntos de
contactos entre dichas partículas. La orientación individual de los minerales
de arcillas puede exhibir una disposición perpendicular o, normal a la
superficie del grano (aros) o, paralela a la superficie del mismo (como forros
o envoltorios).
b) Como relleno de poros. Son arcillas que rellenan y obstruyen los poros
intersticiales en forma de hojuelas individuales o agregados de hojuelas que
no exhiben una orientación relativa a la superficie de los granos.
c) Como reemplazo. Son arcillas que han remplazado parcial o totalmente los
granos detríticos y preserva la textura de grano reemplazado.
d) Como relleno de fracturas y cavidades. Raramente las arcillas rellenan
fracturas o cavidades las cuales atraviesan una serie de granos detríticos.
2.2. Diagénesis de las Rocas
El estudio de las rocas sedimentarias requiere de una reconstrucción de las
condiciones originales del sedimento durante el momento de la depositación y para
ello se necesita de un conocimiento más preciso de los cambios post-
depositacionales a los cuales estuvieron expuestos.
En general, el conjunto de cambios, modificaciones y transformaciones post-
depositacionales que ocurren en las partículas desde el mismo instante en que son
sedimentadas y cambian sus condiciones originales de depositación, se le denomina
“Diagénesis”. En el más amplio sentido de la palabra, durante la diagénesis actúan
una serie de procesos y reacciones que afectan a los sedimentos, desde el mismo
instante en que son depositados (física, química y/u orgánicamente), hasta el
tiempo (t) en que la textura y la mineralogía de los materiales sedimentarios
cambian marcadamente durante el paso hacia el metamorfismo; o que los procesos
diagenéticos sean interrumpidos y las rocas sean expuestas por levantamiento
orogénico a un nuevo ciclo geológico sedimentario que comenzaría con la
meteorización y/o erosión.
Estos procesos que actúan en la diagénesis no operan de un modo uniforme y
regular, sin embargo, aunque pueden ser muchas las formas en que dichos
procesos diagenéticos afectan la composición y textura de los sedimentos, los
cambios se generan de forma continua y a medida que las condiciones de presión
(P), temperatura (T), potencial del ión hidrógeno (pH), potencial de óxido-reducción
(Eh), la composición del fluido de poro, entre otros, varían. El carácter y producto
final serán dependientes de una serie de factores, algunos intrínsecos al material
sedimentario y otros a su historia geológica post-depositacional y al tiempo en el
cual operen los diferentes procesos diagenéticos.
2.2.1 Procesos Diagenéticos Como resultado de la gran cantidad de factores (tanto intrínseco del material
como del ambiente diagenético) que influyen en la diagénesis, puede ocurrir una
gran variedad de cambios diagenéticos. Si se consideran en forma general, las
posibles modificaciones que pudieran ocurrirle a una partícula recién depositada, se
mencionarían algunas de las siguientes:
a) Cambios en su espacio original, a uno más cerrado con respecto a las otras
partículas; flexionarse o doblarse plásticamente; fracturarse o hasta
triturarse pudiendo fluir en estado sólido. Todo esto por efecto del aumento
de la presión de soterramiento.
b) Estar rodeada por un material precipitado.
c) Cambiar de tamaño, de morfología y de estructura cristalina por
recristalización, sin que cambie su composición.
d) Puede cambiar de posición, manteniéndose su morfología, por reemplazo.
e) Ser disuelta parcial o totalmente.
f) Cambiar su tamaño, morfología y composición por alteración.
g) Puede interpretarse por otros granos, con pérdida de su tamaño y
características morfológicas por efecto de la presión-disolución.
Todas estas posibilidades de transformación en las partículas son producto de la
actuación de una serie de procesos tanto de carácter físico, químico y físico-
químico. Uno de los primeros procesos en actuar es la compactación y resulta
esencialmente por el incremento de la profundidad de soterramiento debido al
aumento de la presión o carga sedimentaria. Es de gran importancia durante las
primeras etapas de la diagénesis.
Los procesos diagenéticos químicos, son de carácter más relevante cuando se ha
alcanzado cierta profundidad de soterramiento e incluye: la cementación o
precipitación, la disolución, alteración, reemplazo y la recristalización y son el
resultado principal de cambios en los parámetros o factores de pH, Eh, adsorción
iónica, P y T, entre otros. El proceso físico-químico es esencialmente un proceso de
presión-solución.
2.2.1.1. La Compactación Los principales cambios físicos que tienen lugar en un sedimento desde el mismo
instante en que éstos son depositados, se producen esencialmente por efecto de la
compactación mecánica producto del aumento de la presión o carga sedimentaria al
incrementarse la profundidad de soterramiento y generalmente se expresa como
una disminución de su porosidad original, expulsión del fluido intersticial,
empaquetamiento más apretado y por deformación y fracturamiento de los mismos.
2.2.1.2. La Cementación Es la formación de una serie de minerales autigénicos por precipitación directa
de las soluciones intersticiales. Esta precipitación ocurre debido a una
sobresaturación del fluido de poro en ciertas substancias, dando lugar a la
formación de minerales de diversa composición química. Puede ocurrir
inmediatamente o un tiempo después de la depositación.
2.2.1.3. La Disolución Es un proceso diagenético muy común y de gran importancia por la creación de
porosidades secundarias. La disolución de los materiales sedimentarios durante la
diagénesis puede ser en forma parcial o total e involucra no sólo a partículas
sedimentarias detríticas (esqueleto y/o matriz), sino que también pueden ser
materiales previamente precipitados, reemplazados, recristalizados, entre otros.
2.2.1.4. El Reemplazo Este proceso llamado también disolución congruente (Pettijohn, 1973 y Baltt,
1980, c.p. Sandoval 2000), son reacciones en las cuales un cristal crece a expensas
de y en lugar de otro, ocurriendo así la disolución total de la fase sólida. Los iones
liberados durante estas reacciones pueden: formar parte del fluido del poro, influir
en la precipitación de un nuevo mineral, y reaccionar con otros minerales
presentes.
El mineral autigénico reemplazante utiliza solo el lugar proporcionado por el
mineral inestable que está siendo reemplazado. El mineral autigénico y el
reemplazado están conectados por una delgada película de fluido, explicando esto el
por qué la fábrica interior y exterior se preservan durante el reemplazo. Cuando
ocurre esto se habla de la formación de un pseudomorfo que involucra el cambio de
composición de un mineral manteniendo la morfología y el volumen del otro por
efecto de un reemplazo.
2.2.1.5. La Alteración También llamada “disolución incongruente” (Pettijohn, 1973 y Baltt, 1980, c.p.
Sandoval 2000), son reacciones en las que ocurre una disolución selectiva del
material o fase sólida, mediante la cual el sólido o mineral no disuelto cambia su
composición bien sea porque sólo se han disuelto parte de sus componentes o
porque la relación de sus componentes en la fracción del sólido original varió por el
proceso de alteración. En el proceso de alteración de un mineral se usan partes
principales de éste para la formación de uno nuevo y sólo parte de los componentes
de dicho mineral es disuelto, es decir, usan parte del enrejado cristalino del mineral
alterado.
2.2.1.6. La Recristalización Es un proceso mediante el cual ocurre un cambio en la estructura cristalina de
un mineral a otra mucho más estable a las nuevas condiciones de P, T, sin que
ocurra cambio en su composición, por lo que a esta transformación se le denomina
también polimorfismo. Este proceso por lo general es más común e importante en
los sedimentos no clásticos. Durante la recristalización las partículas minerales
pequeñas tienden a aumentar de tamaño.
2.2.1.7. La Presión-Solución No es más que la disolución de los minerales por efecto del aumento de la
presión litostática. En este proceso los minerales son disueltos en los puntos de
contacto entre los granos, debido a un aumento en el grado de solubilidad de ellos
en dichos puntos, causado por el aumento de la carga sedimentaria. El material
disuelto que pasa al fluido del poro, por lo general, se desplaza a regiones donde la
presión es menor, pudiendo precipitar muchas veces en forma de sobrecrecimiento
o como relleno de poro.
2.2.2. Importancia del Estudio de la Diagénesis en las Areniscas El estudio de los procesos diagenéticos y los cambios que tienen lugar en los
sedimentos y en el caso particular las arenas, es de gran importancia para la
reconstrucción de la procedencia y ambiente de depositación de dichas partículas,
todo esto asociado a una investigación de la estratigrafía y carácter estructural de la
cuenca sedimentaria de donde fueron depositadas.
Ahora bien, el estudio y la interpretación de la “historia diagenética” de una
arenisca, es de utilidad para la exploración no sólo de hidrocarburos, sino también
de otros yacimientos minerales (cobre, uranio, fosfato, carbón, entre otros), cuya
acumulación y/u origen, pueden estar asociados a los procesos diagenéticos. Un
ejemplo de esto lo presenta Flint (1987), donde describe como la diagénesis de las
areniscas arcósicas de playa al norte de Chile, fue un factor determinante en el
control de la mineralización de metales bases (mineralizaciones de cobre
estratiforme) en dichas rocas. En el ejemplo anterior, la disolución temprana de
minerales inestables ferromagnesianos y de feldespatos cálcicos en un ambiente de
condiciones oxidantes, trajeron como consecuencia la liberación de iones a las
soluciones intraestratos y la formación de minerales autigénicos eogenéticos (muy
someros, por debajo de la interfase agua/sedimento) como forros o envoltorios de
hematita sobre los granos detríticos, minerales de zeolita delineando los poros y
cementos de calcita, yeso y celestita, rellenando dichos poros. El influjo de fluidos,
procedentes de la compactación de lodolitas infrayacentes, produjo una importante
generación de porosidades secundarias y el establecimiento de un ambiente
intraestrato ácido y de condiciones reductoras, lo que facilitó la introducción de
soluciones mineralizadas de bajas temperaturas de cloruro de cobre (procedentes
de la diagénesis de evaporitas y de la depuración en cobre de la cuenca) y la
formación de los depósitos de cobre San Bartolo en las areniscas.
Desde el punto de vista Geológico, cada rasgo diagenético producido durante el
soterramiento y levantamiento de una arenisca originalmente porosa y permeable,
afecta su calidad como reservorio. La posibilidad que tendrá una arena para
almacenar hidrocarburos estará íntimamente ligada a su historia diagenética, ya
que la destrucción, formación, naturaleza y distribución de las porosidades y
permeabilidades, que en gran parte gobiernan la acumulación, extracción y
recuperación de dichos hidrocarburos, están controladas por la actuación de los
procesos diagenéticos en el subsuelo. Incluso, para mejorar los agentes de
recuperación de dichos crudos, bien sean de carácter físico (inyección de agua o
vapor) o químicos (uso de surfactantes, ácidos, polímeros, agentes estabilizadores
cáusticos y arcillosos, entre otros), es importante conocer las condiciones
diagenéticas de la roca y como pueden dichas condiciones verse afectadas por los
diferentes agentes a ser usados para la estimulación en la recuperación de los
hidrocarburos.
2.2.3. Cambios en la Composición Mineralógica Las evidencias diagenéticas que se basan en los cambios de la mineralogía son
menos conclusivas que la evidencia texturales, sin embargo, no dejan de tener gran
importancia. La combinación de estos testimonios o cambios, tanto texturales como
mineralógicos, son criterios importantes para esclarecer la evolución diagenética por
la cual ha pasado un sedimento. Entre algunos de los cambios mineralógicos que
tienen lugar en las areniscas, los cuales son principalmente controlados por los
procesos químicos, están:
a) Precipitación de nuevos minerales tales como cuarzo, calcita, hematita,
anhidrita, minerales de arcillas, entre otros.
b) Disolución parcial y/o total de minerales del esqueleto (cuarzo, feldespatos,
fragmentos de rocas, entre otros), matriz y/o cemento o cualquier otro
mineral previamente formado.
c) Alteraciones de los minerales (feldespatos, micas, fragmentos de rocas,
minerales de arcillas, entre otros).
d) Reemplazo de minerales u otros materiales sedimentarios (dolomitización,
fosfatización, glauconitización, calcita por cuarzo y viceversa, entre otros.
e) Recristalización (aragonito a calcita, ópalo a calcedonia y a cuarzo
microcristalino, entre otros).
f) Deshidratación acompañada de reducción del volumen del sedimento (en las
arenas puede ocurrir una reducción del contenido de agua de un 20-50% a 3-
6%).
2.2.4. Cambios en las Propiedades Físicas La diferencia total de las propiedades físicas entre las areniscas antiguas y las
más recientes, son un reflejo de las modificaciones diagenéticas expresadas en
función de cambios texturales y mineralógicos.
Entre los principales cambios observables a través de estudios del subsuelo y
secciones finas están:
a) Aumento de la densidad, el cual es producto del incremento en el grado de
empaquetamiento, de la disminución de la porosidad y de la disminución del
contenido del agua con la profundidad. Un ejemplo del aumento de la
densidad de las rocas producto del proceso de recristalización.
b) Aumento de la velocidad de propagación de las ondas elásticas y aumento de
la conductividad (térmica, sónica, entre otros), producto del aumento de
empaquetamiento, pérdida de la porosidad, disminución de contenido de
agua y sobre todo por un aumento en el grado de orientación de las
partículas con la profundidad “orientación anisotrópica diagenética”, debido o
como consecuencia de un aumento de los contactos del tipo suturado.
2.2.5. Cambios en las Propiedades Químicas Los efectos diagenéticos producen cambios en la composición química de las
areniscas. Aunque no existen comparaciones estadísticas, análisis químicos
efectuados en areniscas recientes (Pettijohn, 1973, c.p. Sandoval 2000) y antiguas,
revelan diferencias cuyas tendencias generales se pueden resumir de la siguiente
manera:
1. Las areniscas antiguas contienen más metales alcalinos y sílice y menos agua
que las más recientes.
2. La composición del fluido de poro entre las areniscas antiguas y más jóvenes
difieren en:
a) Las aguas de las arenas más jóvenes son frescas y similares en
composición a las arenas de los ríos (arenas fluviales, aluviales) o son
esencialmente marinas, hipersalinas, entre otras, muy similares o iguales al
ambiente de depositación en el que quedaron atrapadas.
b) Las aguas de poro en areniscas antiguas, en contraste, pueden variar
desde composiciones de acuíferos potables cercanas a la superficie y no muy
diferentes a los ríos, hasta concentraciones de salmueras a gran profundidad, muy
diferente a la composición del agua de mar. Esto es debido a una mayor
concentración de sólidos disueltos, además del intercambio iónico por procesos de
absorción iónica, penetración de fluidos de rocas adyacentes, entre otros, lo que
trae como consecuencia que la relación entre los iones pueda diferir grandemente
de la del agua de mar actual.
Algunos ejemplos son la existencia de una mayor proporción de Ca que de Mg,
lo inverso que ocurre en el agua de mar; el sílice aumenta producto de un mayor
grado de solubilidad al aumentar la temperatura; el sulfato (SO4-2) se agota. La
mayoría de estos cambios son producto de las reacciones químicas que tienen lugar
entre el fluido de poro y los minerales detríticos después de la depositación, así
como el cambio en las condiciones físico-químicas a medida que aumenta la
profundidad de soterramiento.
De esto pudiera concluirse que las mejores evidencias de los cambios
diagenéticos están en la comparación de la naturaleza y extensión de las diferencias
entre las areniscas antiguas y las más jóvenes de la misma composición inicial y
ambiente de depositación.
2.3. Métodos de Estudio Mineralógicos y Diagenéticos Debido a que la diagénesis trae consigo una serie de cambios, tanto texturales
como mineralógicos, se trata de determinar mediante su estudio:
1. La procedencia y ambiente depositacional de los sedimentos.
2. Reconstrucción de la historia geológica post-depositacional.
Para llegar a esto, los petrólogos sedimentarios deben realizar una detallada
determinación de las características texturales y de la composición mineralógica,
con énfasis en la mineralogía autigénica y su paragénesis (secuencia de aparición o
formación de nuevos minerales), ya que es de suma importancia diferenciar entre el
material original y el introducido, para poder entender el grado y la forma en que
actuó la diagénesis en los sedimentos.
Las técnicas de análisis más usadas en un estudio diagenético detallado de las
características texturales y de composición mineralógica en una arenisca son:
1. Análisis petrográficos de secciones finas, a través de microscopio de luz
polarizada.
2. Análisis por difracción de rayos-x.
3. Análisis con el microscopio electrónico (SEM).
4. Análisis con cátodo luminiscencia.
5. Análisis isotópicos.
2.3.1. Análisis Petrográficos en Secciones Finas
Es quizás una de las técnicas que mayor información suministra con respecto a
las características texturales y mineralógicas de las rocas. La observación y estudio
a través del microscopio de luz polarizada de secciones finas, previamente
impregnadas con:
1. Un epoxi plástico azul, que resalte o exponga el relieve de los poros.
2. Tiñéndolas con “rojo de alizarina”, para distinguir la composición de los
carbonatos (especialmente la calcita); y
3. Tiñéndolas con “cobalto-nitrito”, para distinguir los tipos de feldespatos.
Le permite al investigador efectuar una razonable y segura estimación, tanto de
la abundancia volumétrica de los poros, como de la composición mineralógica. Sin
embargo, con respecto a los conjuntos de minerales de arcillas, es necesario
completar su estudio, observación y determinación de su composición, a través de
otras técnicas, debido a lo pequeño de su tamaño.
2.3.2. Análisis por Difracción de Rayos X (DRX) Un análisis por difracción de rayos-x, puede efectuarse a la roca en su totalidad
o sólo a su fracción fina. En el primero de los casos, este análisis suministrará datos
importantes sobre la composición total de la roca, pudiendo revelar la presencia de
pequeñas cantidades de ciertos minerales, difíciles de identificar o no presentes
(minerales trazas), en la sección fina estudiada. La aplicación de esta técnica en el
análisis de la fracción fina, permite la identificación de los minerales de arcillas
presentes en la roca, previa su separación y concentración.
2.3.3. Análisis a través de Microscopia Electrónica (SEM) Es de gran utilidad sobre todo en la identificación de los diferentes tipos de
arcillas y sus estructuras, como también la determinación de la morfología de los
poros y su distribución. A su vez, muchos de estos microscopios electrónicos están
equipados con un analizador de energía dispersiva de rayos-x (EDAX), que permite
un análisis elemental cualitativo de los minerales presentes, con una resolución de
cerca de una micra. Este equipo ayuda en la identificación del tipo de arcilla
presente a través de la determinación de la composición química, cuando la
morfología de ésta no sea distintiva.
2.4. Control de la Diagénesis Sobre la Calidad de las Areniscas como Reservorios El potencial de una arenisca para producir hidrocarburos como roca reservorio,
está estrechamente relacionado con su historia diagenética, la cual a su vez
dependerá de la composición inicial de dicha roca. Los principales factores que
determinan la historia diagenética de una arenisca son el tiempo de exposición a las
diferentes condiciones de presión, temperatura y química del fluido de poro. Estos
factores son a su vez determinantes en la historia de un reservorio.
Para los geólogos petroleros es de gran importancia el hecho que, cada rasgo
diagenético producido por el soterramiento y levantamiento de una arenisca
originalmente porosa y permeable, afecta su calidad como reservorio. Además, en
los trabajos de ingeniería de areniscas reservorios, la estimulación de pozos y
tratamientos de completación deben tomar en consideración los conjuntos
diagenéticos presentes en las rocas, pues es importante el conocimiento de ello
para escoger el tipo de fluido a usar en dichos pozos y obtener un máximo de
optimización en la producción de hidrocarburos de los mismos.
Es pues, el conocimiento de las leyes de distribución de petróleo y gas en la
corteza terrestre es esencial para la elaboración de principios científicos para la
exploración y explotación de estos recursos. La solución de numerosos problemas
encontrados durante la exploración y explotación, no serán afortunadas o no será
óptima, sin un análisis detallado y completo de su historia geológica, incluyendo la
diagenética. Los indicadores favorables que deben considerarse además de la
existencia de condiciones adecuadas para la acumulación de petróleo y gas son los
siguientes:
a) Existencia de rocas fuente en la secuencia.
b) Desarrollo de trampas estructurales y/o estratigráficas.
c) Presencia de poros y “colectores” permeables.
Para Cant (1986), la diagénesis no solo puede ser un agente importante en el
entrampamiento de los hidrocarburos a través de la formación de nuevos
reservorios por la generación de porosidades secundarias, sino que además puede
contribuir en la generación de sellos de procesos de cementación, logrando así, que
las areniscas retengan grandes columnas de hidrocarburos. De acuerdo con este
autor, para la formación de trampas diagenéticas se requiere que una parte de la
unidad arenisca reaccione diferente a la otra. Esto puede ocurrir o ser causado por:
a) La mineralogía detrítica, resultante de diferencias en el tamaño de las
partículas o en los controles del ambiente de depositación.
b) Mineralogía diagenética temprana, principalmente controlada por el ambiente
de depositación.
c) Historia de soterramiento, incluido por movimientos estructurales.
d) Contenido de fluido, hidrocarburo o saturación de agua.
Cada uno de los factores, permite diferencias en la porosidad y permeabilidad
de las areniscas, suficientes para formar reservorios y sellos.
2.5. Factores que Determinan la Calidad de un Reservorio Para Pittman (1979, c.p. Sandoval 2000) en el estudio de una roca reservorio,
es de gran importancia la determinación de la “geometría del poro”, es decir, su
tamaño, forma y distribución, ya que esto influye en el tipo, cantidad y velocidad de
producción del fluido. Otros factores como la viscosidad del fluido, también tienen
un papel importante.
La geometría de los poros e incluso los tipos de porosidad, cambian con la
diagénesis, ejemplo, macroporosidades pueden transformarse en microporosidades,
pueden disolverse minerales para originar espacios vacíos y las porosidades pueden
ser parciales o totalmente ocluidas por precipitación de minerales. Por lo tanto, es
de gran importancia tener conocimiento de la geometría de los poros dentro de un
reservorio, pues tiene lugar un gran control en el tipo, cantidad y velocidad del
fluido producido.
De acuerdo con este investigador, cualquier tipo de porosidad en una arenisca,
puede bajo ciertas condiciones determinar o convertir dicha roca en un reservorio
de hidrocarburo. Básicamente menciona cuatro tipos de porosidad, tres relacionadas
a la textura, que son la porosidad intergranular, la porosidad por disolución y la
microporosidad y la porosidad por fractura.
El mejor tipo de reservorio en una arenisca, desde el punto de vista de mayor
almacenaje y de mayor facilidad de flujo de los hidrocarburos, es aquel que posea la
porosidad intergranular. Todas las areniscas tienen inicialmente porosidades
intergranular, la cual si no es destruida, a veces está asociada con una buena
permeabilidad, grandes aberturas de poros y una excelente producción de
hidrocarburos. Las areniscas reservorios de este tipo, presentan intervalos de
porosidad del orden de 40% en areniscas no consolidadas y cerca del 5% en
aquellas que han sido expuestas a procesos diagenéticos.
La porosidad por disolución resulta comúnmente en las areniscas por remoción
de materiales solubles tales como carbonatos, feldespatos, sulfatos, entre otros.
Estos materiales, pueden encontrarse como granos detríticos, matriz, cemento y/o
minerales reemplazantes. Las areniscas que solo presentan porosidades secundarias
por disolución, pueden variar de pobres a excelentes reservorios, dependiendo de la
cantidad de porosidad secundaria que se hubiese generado y el grado de
interconexión de la misma. Esto último es de mucha importancia para la calidad del
reservorio de una arenisca, porque la disolución puede originar poros muy
diseminados con apenas interconexiones a través de microporos, es decir, con una
permeabilidad imperceptible. Ahora bien, cuando el material soluble es muy
abundante, es decir, lo suficiente como para que esté en contacto entre si o
interconectado dicho material soluble o mineral cementante, se generan buenas
permeabilidades. Schmidt y McDonald (1979, c.p. Sandoval 2000), encontraron
excelentes rocas reservorios, desarrolladas por disolución de cemento carbonático
dando lugar a la formación de porosidades secundarias intergranulares. Para
Pittman (c.p. Sandoval 2000) la porosidad creada por la disolución de feldespatos (o
de carbonatos reemplazantes de feldespatos), es muy común en areniscas de todas
las edades. Esta disolución puede ser parcial o total, y si los feldespatos son
abundantes, se pueden generar una porosidad secundaria considerable.
Muchos investigadores han reconocido la importancia de la disolución de los
feldespatos en la creación de porosidades (Heald y Larese, 1973, Baker, 1991; c.p.
Sandoval 2000), los feldespatos comúnmente más afectados por el proceso de
disolución son la sanidina, ortoclasa y plagioclasa. El microclino (aunque también
puede verse afectado, según Sandoval (2000), puede a veces coexistir en una
arenisca con feldespatos parcialmente disueltos, sin que éste muestre señales de
disolución. Esto se ha explicado (Deer et. al., 1962, tomado de Pittman, 1979; c.p.
Sandoval 2000), a través de la relativa temperatura de formación y estabilidad del
grupo de los feldespatos potásicos, la sanidina y ortoclasa se forman a mayor
temperatura y poseen una estructura más desordenada que la del microclino. Así,
que ellos no son tan estables bajo condiciones diagenéticas. Es por ello, que se
piensa que además de estas consideraciones, es importante tomar en cuenta la
química del fluido de poro, que puede ocasionar disoluciones de feldespatos
(incluyendo el microclino) en una proporción mayor.
Las rocas que presentan microporosidad (radio de apertura del poro menor a 0,5
micras), suelen contener una alta saturación de agua, debido a lo irreducible de la
misma, para que se consideren un buen reservorio, esta agua debe ser desplazada
por hidrocarburos y la roca o reservorio debe ser fracturada natural o
artificialmente. Las microporosidades ocurren entre los minerales de arcillas o están
restringidos a los “cuellos” de los poros en las areniscas. Las areniscas argiláceas,
comúnmente tienen una microporosidad considerable. Las areniscas con sólo
microporosidad, tienen esencialmente una permeabilidad en la matriz no
cuantificable. Rocas de este tipo con pequeñas aperturas de poro y una alta área
superficial, suelen tener una alta saturación de agua reducible. Para que esta agua
sea reemplazada por hidrocarburos, la altura de la columna de dichos
hidrocarburos, la altura de la columna de dichos hidrocarburos, debe ser lo
suficiente para vencer la presión capilar, la cual tiende a retener el agua en la roca.
Nadeau y Hurst (1991, c.p. Sandoval 2000) cuantificaron a través de estudios
de microscopía electrónica, asistidos por una computadora de análisis de imágenes,
la microporosidad en los minerales de arcillas presentes en las areniscas. De
acuerdo con dichos investigadores, la morfología, composición, origen y distribución
de los minerales de arcillas dentro de las areniscas, pueden tener un marcado
efecto sobre su calidad como reservorio, pues la microporosidad asociada a dichos
minerales, puede contener agua irreducible que contribuye con la conductividad
total de la formación, pero no con el almacenamiento de hidrocarburos y producción
de fluidos, constituyendo así dicha microporosidad un factor importante y
determinante en las propiedades petrofísicas de las areniscas, saturación del agua y
características eléctricas.
Sobre la base de sus estudios (reservorios clásicos del Mar del Norte), las
arcillas autigénicas tienen mayores microporosidades que las detríticas y los valores
que encontraron fueron los siguientes:
a) La caolinita autigénica tiene un promedio de microporosidad cercano al 43%,
pero dependiendo de su variedad morfológica, presentará de 45 a 50% para
la vermiculita y de 15 a 30% para la caolinita en forma de libros.
b) La clorita delineadora de granos o poros, tienen microporosidades cercanas al
50%.
c) A la illita y esméctica, por su estructura y morfología delicada, no se les pudo
determinar su microporosidad por este método.
d) Los clastos detríticos ricos en arcillas, presentaron microporosidades
menores, con valores cercanos al 10%.
Con respecto a la porosidad por fracturas naturales, por lo general es menor al
1%, teniendo los reservorios de este tipo una velocidad de flujo inicial alta seguida
de una rápida disminución o caída. Sin embargo, cuando las fracturas, bien sean de
origen natural o inducidas, se combinan con reservorios que presentan una
microporosidad significativa o una porosidad secundaria por disolución aislada, éstas
le suministran la intercomunicación o permeabilidad necesaria para convertirlos en
unos reservorios económicamente rentables.
De acuerdo con lo anterior, puede decirse que el estudio de las porosidades y
sus tipos en las areniscas, puede ayudar a explicar el comportamiento de los
reservorios además anticipar los problemas potenciados de los mismos. Para Morris
(1979, c.p. Sandoval 2000), el grado de alteración diagenética controla la
distribución favorable de las areniscas reservorios, a su vez, ésta diagénesis viene
controlada por el grado de tectonismo, textura, composición original y química del
agua de poro. Estos investigadores, después de realizar su estudio y determinar los
factores que controlaban la calidad de los reservorios en las areniscas turbidíticas de
las montañas de Ouchita de Arkansas y Oklahoma, agrupando a estas rocas en tres
tipos:
a) Areniscas consideradas como favorables reservorios potenciales de gas,
las cuales presentaron una porosidad efectiva mayor al 8% y una
permeabilidad de 0,07 milidarcys.
b) Areniscas medianamente favorables como reservorios potenciales de gas,
las cuales presentaron porosidades efectivas entre 5 y 8% y
permeabilidades menores a los 0,07 milidarcys.
c) Areniscas no favorables como reservorios potenciales de gas, con
porosidades efectivas menores al 5% y permeabilidades menores a los
0,07 milidarcys.
Entre los parámetros que influyeron en la calidad del reservorio, encontraron:
a) El tamaño de grano promedio: parece existir una relación inversa entre
éste parámetro y la porosidad efectiva en las areniscas que estudiaron.
A medida que el tamaño disminuye la porosidad efectiva tiende a
mejorar.
b) El escogimiento: la mayoría de las areniscas tienden a tener una mayor
porosidad efectiva a medida que el escogimiento disminuye (mayor
contenido de matriz).
c) La matriz: una de las tendencias más sorprendentes que encontraron,
fue la de determinar un aumento en la porosidad efectiva a medida que
aumentaba el contenido de matriz.
d) El cemento: a mayor cementación (de sílice en su caso), menor
porosidad efectiva.
De este estudio determinaron que la arenisca turbidíticas proximales eran las
mejores reservorios. Galloway (1979, c.p. Sandoval 2000), considera que los
principales factores que controlan la calidad de un reservorio, son los mismos que
determinan la historia diagenética de la roca, es decir, su composición, tiempo de
exposición a las diferentes condiciones de presión, temperatura y la química del
fluido de poro. Considera de gran importancia para los geólogos petroleros, el hecho
que cada rasgo o característica diagenética producida durante el soterramiento y
levantamiento de una arenisca originalmente porosa y permeable, afecta su calidad
como reservorio.
En su trabajo, trata de relacionar las variaciones petrofísicas de las areniscas
derivadas de arcos de islas volcánicos versus la diagénesis y el potencial que
pudieran tener dichas rocas como reservorios.
Sugiere que la causa principal o control diagenético en la construcción de la
calidad de reservorio en las areniscas asociadas a estos ambientes, es la
temperatura o gradiente geotérmico a medida que aumenta la profundidad
(comúnmente varía de 1,84° a 5,5°C por cada 100 metros de profundidad), debido
a una menor porosidad y permeabilidad producto de una mayor intensidad de la
actuación de los procesos diagenéticos (principalmente precipitación de minerales
autigénicos del grupo de las arcillas). Como consecuencia de esto, sugiere que para
este tipo de rocas la exploración debe efectuarse tomando en consideración:
a) La pérdida rápida del potencial como reservorio de estas rocas con el aumento de
la profundidad del soterramiento, definiendo un “sótano o basamento” económico
relativamente somero (menor o igual a 3000 m), lo que limita el volumen de
sedimentos a estudiar por perforación. Esto se debe a la drástica disminución de la
porosidad y permeabilidad con el aumento de la intensidad de los procesos
diagenéticos por la alta temperatura y tipo de mineralogía inestable de las areniscas
derivadas de arcos volcánicos.
b) Considerar el solapamiento entre la ventana de generación de hidrocarburos y la
zona de aceptable calidad del reservorio, la cual puede ser muy angosta. Esto se
debe a que la mayoría de los petróleos líquidos se generan a temperaturas mayores
a lo 65°C (150°F) y se convierten en gas a temperaturas mayores a los 150°C
(300°F), el intervalo vertical de la ventana de generación de hidrocarburos en estas
áreas disminuye sistemáticamente con el incremento del gradiente térmico. En
áreas de arcos de islas, cae dentro de la sección o secuencia caracterizada por
reservorios pobres o moderadamente buenos.
Varias consecuencias de estos eventos pueden ocurrir en cuencas donde el
petróleo es generado tanto encima como debajo del “basamento económico
diagenético”. En ambos casos, las trampas deben formarse antes,
contemporáneamente, con la generación y migración, las estructuras postmigración
y trampas estratigráficas influenciadas estructuralmente, pueden representar
barreras. Ranganathan y Tye (1986, c.p. Sandoval 2000), determinaron en su
estudio, que uno de los principales controles sobre la porosidad y permeabilidad de
las areniscas como reservorios, lo constituyen la abundancia y distribución de las
arcillas detríticas y su relación con los controles diagenéticos de cementación,
disolución y grado de compactación.
2.6. Procesos que Destruyen la Calidad de las Areniscas Como Reservorios Los principales factores que actúan destruyendo la calidad de una arenisca como
reservorio, son las precipitación de cementos, la compactación, la presión-solución y
la presencia de minerales de arcillas autigénicas, bien sea desde su origen como
precipitado, por alteración de minerales de arcillas alogénicas o alteración de
minerales del esqueleto (feldespatos, fragmentos de rocas, entre otros), ya que aún
en pocas cantidades, pueden tener un profundo efecto sobre las propiedades de las
areniscas.
2.6.1. Cementación De acuerdo con Waldschmidt (1941, c.p. Sandoval 2000), la precipitación de
materiales autigénicos en las areniscas (principalmente sílice, carbonatos y
minerales de arcillas), trae como resultado una apreciable reducción de la porosidad
y permeabilidad, afectando esto a su calidad como posible roca reservorio.
Adams (1962, c.p. Sandoval 2000), determinó que la precipitación de cuarzo
como sobrecrecimiento durante la diagénesis temprana, en las areniscas de
Morrowan en la cuenca de Anadarko (Oklahoma), trajo como consecuencia una
fuerte reducción de la capacidad como reservorio de dichas rocas. Para Levandowski
(1973, c.p. Sandoval 2000), los materiales cementantes modifican la porosidad y
permeabilidad de una arena reservorio y son por lo tanto de vital importancia en la
geología del petróleo.
El papel de la cementación en las areniscas es importante con respecto a la
migración, acumulación y almacenaje del petróleo, debido a que la introducción de
materiales precipitados dentro de dichas rocas, modifican su porosidad y
permeabilidad. Una cementación temprana puede evitar la acumulación del petróleo
en una trampa, mientras que una tardía puede retener el petróleo en una trampa
durante el movimiento tectónico, y una cementación diferencial, puede suministrar
la trampa por sí misma.
2.6.2. La Compactación y la Presión-Solución La compactación es uno de los procesos diagenéticos de importancia en la
reducción de la porosidad y permeabilidad original de un sedimento de manera
irreversible, bien sea a través del arreglo o reorganización de las partículas,
deformación y trituramiento de las mismas. Un ejemplo de cómo este proceso junto
con la cementación influyó en la calidad del reservorio, reduciendo fuertemente la
porosidad, es el trabajo o estudio realizado por Baker (1991, c.p. Sandoval 2000)
en las areniscas de Aldebarán en Australia.
De acuerdo con Morris (1979, c.p. Sandoval 2000), la presión-solución trae
como resultado una disminución en la porosidad y permeabilidad, debido por un
lado a la interpenetración de las partículas y por el otro a la precipitación de sílice
disuelta en los puntos de contacto entre los granos.
2.6.3. Minerales de Arcillas, como Principales Causantes de la Reducción de la Calidad de las Areniscas como Reservorios Para Sarkisyan (1970, c.p. Sandoval 2000), los minerales de arcillas tanto de
origen alogénico como autigénico influyen fuertemente en la porosidad y
permeabilidad de las rocas reservorios. En el caso de una distribución desordenada
de arcillas alogénicas en los poros, las propiedades de las rocas reservorios no se
ven tan severamente afectadas como en el caso de las arcillas autigénicas
neoformadas en el espacio de poro, lo cual si perjudica las propiedades como
reservorio de las rocas.
La porosidad y permeabilidad de las rocas reservorios, dependen en un grado
considerable no solo del tipo mineralógico, sino también del origen, morfología y
estructuras de los minerales de arcillas. Según Wilson y Pittman (1977, c.p.
Sandoval 2000), las arcillas autigénicas controlan las propiedades petrofísicas
relacionadas con la calidad del reservorio, particularmente la permeabilidad y la
saturación del agua. Una ocurrencia esporádica de arcillas autigénicas en los poros
tiene menos influencia sobre la permeabilidad que las arcillas que “delinean los
poros” y restringen las “gargantas de los mismos”. El tamaño y la forma de los
poros son modificados por los minerales de arcillas, bien sean que ocurran como
relleno de poros, como envoltorios de granos o delineando poros que reducen la
abertura del poro o una compleja combinación de ambos.
Los microporos presentes dentro de las partículas de arcillas son capaces de
retener agua irreducible debido a la atracción física del sólido del líquido (propiedad
de adsorción). Algunas arcillas autigénicas tienen más microporos y una mayor área
superficial que otras.
Por lo general, en un reservorio que contenga abundantes minerales de arcillas
con microporos asociados es de esperarse que se tenga un extenso contacto
transicional entre petróleo/agua o gas/agua, debido al agua adsorbida por las
arcillas producto de su alta área superficial.
Galloway (1979, c.p. Sandoval 2000), menciona que la pérdida de
permeabilidad, ocurre principalmente durante la formación de aros de arcillas
alrededor de los granos, explica que la adición de un aro de arcilla alrededor de un
grano detrítico, produce de 1 a 6% de aumento en el radio del grano. Este pequeño
incremento en el área del grano, produce, una reducción del diámetro de la
“garganta del poro”, por un factor más grande que el de 1-6%. Ejemplo, un 4% de
aumento en el diámetro del grano producto de la formación de aros de arcillas
alrededor del mismo trae como consecuencia una reducción del 26% del diámetro
de la “garganta del poro”.
Del mismo modo, el tamaño de las partículas tiene importancia en la reducción
de la permeabilidad, la generación de aros o envoltorios de minerales de arcillas en
las areniscas de grano grueso usualmente traen una pérdida en la permeabilidad
menos severa que en las areniscas de grano más fino, esto se debe a que los
diámetros de las “gargantas de los poros” son mayores en los granos gruesos.
Adicionalmente, los granos gruesos presentan menos área superficial por unidad de
volumen de grano y poro, haciendo que los aros o envoltorios de minerales de
arcillas sean volumétricamente menos significantes en las areniscas gruesas que en
las finas.
Para Wilson (1982, c.p. Sandoval 2000), la presencia de minerales de arcillas
autigénicas de gran área superficial, influye en la baja permeabilidad que presentan
algunas arenas gasíferas de la región de Wyoming y Colorado. Estas arcillas
incluyen clorita, illita e illita/esméctica, las cuales se formaron por regeneración de
arcillas detríticas o por alteración diagenética de partículas inestables como
fragmentos de roca volcánicos, algunos feldespatos y óxidos e hidróxidos de hierro.
De acuerdo con este autor, las arcillas son por lo general los principales
causantes de la reducción de permeabilidad, por lo que considera de gran
importancia conocer su origen pues es de gran ayuda en la evaluación de
exploración y potencial de producción. Las arcillas varían ampliamente en la
morfología de las partículas individuales y en la de sus agregados morfológicos.
Estas propiedades afectan el área superficial y la abundancia relativa de microporos
(diámetro menor a 1 micra). El grupo caolinita, exhibe una morfología compacta,
parecida a pequeños y diminutos libros y en muchas areniscas tienden a ocurrir
racimos o agrupaciones rellenando poros. La clorita suele presentarse en una
arreglo parecido al de “un juego de casitas de naipes” (card house), el cual tiene
una mayor área superficial y mayor microporosidad que la caolinita. Las arcillas de
capas mixtas del tipo illita/esméctica, comúnmente desarrollan agregados parecidos
a un “panel de miel” de láminas rizadas y cubiertas espinosas, proyectándose hacia
los extremos. Tienen un área superficial y una microporosidad intermedia entre las
arcillas del grupo esméctica y las del grupo illita. Los minerales de arcillas del grupo
illita se presentan como hojuelas rizadas y con terminaciones espinosas muy
elongadas parecidas a finas cintas.
En cuanto al origen de las arcillas y su relación con la permeabilidad y
porosidad, este autor considera que los minerales de arcillas detríticas, los cuales
son introducidos a las areniscas por procesos físicos durante su depositación o por
procesos biogénicos un tiempo corto después de la misma, ocurren como hojuelas
dispersas, envoltorios o forros de granos o rellenos de horadaciones, siendo
reductoras de importancia de la permeabilidad.
En el caso de minerales de arcillas autigénicas como la clorita, ésta puede
generarse por precipitación a profundidades someras y persistir hasta el
metamorfismo, sólo con cambios moderados en la estructura cristalina. Esta clorita
tiende a formarse en las areniscas como delineadores de poros de espesores
diferentes, los cuales pueden variar desde unos pocos micrómetros hasta más de 25
micras, teniendo por lo general espesores en el orden de 10 micras. Estos
crecimientos alrededor de los granos, son por lo general el principal causante de la
reducción de la porosidad en estas areniscas.
Con respecto a la esméctica, ésta se forma comúnmente por alteración de
fragmentos de rocas y vidrios volcánicos o de rocas intercaladas con ellas, esta
esméctica autigénica junto con las arcillas detríticas, pueden por reacción con el K+
del fluido de poro, dar lugar a la formación de arcillas de capas mixtas del tipo
illita/esméctica e illita a mayor profundidad y temperatura. Suelen presentarse
delineando poros. La illita, se desarrolla por alteración de arcillas precursoras
(detríticas y/o autigénicas), tanto del grupo esméctica como del grupo caolinita.
Para poder delimitar áreas en donde la calidad del reservorio en este tipo de
arenas sea relativamente alta, es esencial entender el tipo y distribución de las
arcillas en las unidades de interés. Si las areniscas encontradas tienen
permeabilidades no económicas por la presencia de cantidades excesivas de
arcillas, un estudio adicional para determinar su calidad requiere que el origen de
estas arcillas sea entendido. Si son detríticas, la respuesta correcta es seleccionar
áreas donde los niveles de energía del ambiente de depositación favorecieran la
reducción en el contenido de dichas arcillas. Si son autigénicas, la búsqueda se
concentrará en zonas estratigráficas en donde la mineralogía detrítica, favorezca
una reducción del contenido y formación de tales arcillas o a áreas donde el
soterramiento somero, gradiente de baja temperatura o sobrepresiones preserve el
alto nivel de porosidad y permeabilidad.
Según Almon y Davies (1983, c.p. Sandoval 2000), los minerales de arcillas se
encuentran en las areniscas comúnmente como:
1. Forros o envoltorios de poros, lo cual tiene un gran significado por dos razones:
a) Un delgado forro o envoltorio de poro, puede bloquear efectivamente la
“garganta de poro”, por lo que una arenisca en estas condiciones puede
tener una buena porosidad pero ninguna permeabilidad.
b) El forro o envoltorio de poro esté 100% en contacto con los fluidos de
perforación, estimulación y recuperación, pues pueden envolver
completamente a los granos detríticos individuales de una arenisca. Así en
la determinación de un tratamiento ácido o sistema de lodos a emplear,
los granos detríticos pueden tener poca o ninguna importancia, lo más
importante es el material que está en contacto con dichos fluidos, es
decir, los forros de poros autigénicos.
2. Los materiales de arcillas pueden encontrarse como rellenos de poros.
Además de esto, los minerales de arcillas poseen una relación de área
superficial/volumen grande, así cuando se comparan con un cuarzo de igual
volumen, las arcillas tienen un área superficial extremadamente mayor.
Consecuentemente las arcillas tienden a reaccionar fácilmente con los fluidos
introducidos en una roca sedimentaria. Dichos materiales reaccionan más
vigorosamente que los granos detríticos de cuarzo, feldespatos, entre otros, debido
a su pequeño tamaño y su gran área superficial.
Para Johnston y Johnson (1987, c.p. Sandoval 2000), la causa principal en la
disminución de la permeabilidad por la reducción del tamaño de la abertura de la
garganta o cuellos de los poros en las areniscas de First Wilcox del campo de
Livingston en Louisiana, fue la precipitación de minerales de arcillas de caolinita,
illita, clorita y esméctica, siendo la primera la que mayor efecto tuvo sobre esto.
Según Sandoval (2000), por lo general las arenas suelen ser depositadas con
porosidades primarias del orden del 30 al 40% y permeabilidades de varios darcys.
Los cambios post-depositacionales traen como consecuencia una reducción de su
calidad como reservorio, debido a la actuación de procesos diagenéticos como la
compactación y cementación principalmente. Esta reducción resulta por defecto del
aumento de la presión de soterramiento y la precipitación de minerales secundarios,
siendo los minerales de arcillas de particular importancia en este respecto.
Sin embargo, y en la contraposición a todo lo anteriormente expuesto,
Ehrenberg (1993, c.p. Sandoval 2000), determinó en las areniscas de la plataforma
continental de Noruega, una preservación anómala de la porosidad, producto de la
formación de clorita autigénica como forros o envoltorios sobre granos detríticos de
cuarzo, lo que inhibió la cementación de dichas rocas con cuarzo. Aunque la
tendencia de la porosidad máxima en estas areniscas, fue a decrecer con el
aumento de la profundidad, ésta fue un 10 a un 15% mayor a la que se esperaba
en las areniscas que contenían clorita autigénica, producto de la transformación
diagenética de las arcillas sindepositacionales, debido a la introducción de aguas
fluviales ricas en Fe hacia la plataforma. La formación de clorita autigénica, ocurrió
antes del inicio de la cementación con cuarzo y la disolución de los feldespatos
(probablemente dentro de los primeros 2 Km. de soterramiento), pero después que
los contactos entre granos se ajustaran por la compactación mecánica.
De acuerdo con este autor, estas rocas representan un buen ejemplo que
demuestra como los cuerpos de arena marinos costeros, cercanos a la descarga de
aguas fluviales, pueden ser susceptibles a la formación de clorita, que puede
mantener la calidad de estas rocas como reservorios.
2.7. Procesos Diagenéticos que favorecen el Desarrollo de Buenos Reservorios El principal proceso diagenético que se ve involucrado en el aumento de la
calidad como reservorio de las rocas sedimentarias es el de disolución, el cual da
lugar a la formación de porosidades secundarias. La formación de porosidades
secundarias por fracturas también es de importancia. Otro proceso que puede influir
de manera indirecta en el desarrollo de buenos reservorios, es la cementación o
precipitación temprana, seguida de un proceso de disolución.
De acuerdo con Siebert (1984, c.p. Sandoval 2000), la disolución de granos o
partículas del esqueleto (feldespatos, fragmentos de rocas, entre otros), es de gran
importancia sobre las propiedades como reservorios de las areniscas que contienen
más del 10% de partículas solubles o inestables. Según estos autores, las
porosidades secundarias generadas a través de esta disolución, pueden llegar a
alcanzar valores de hasta un 70% con promedios cercanos al 30% de la porosidad
visible de una arenisca como reservorio. Este proceso no aumenta de forma
apreciable la permeabilidad del reservorio; sin embargo, la porosidad secundaria
desarrollada se ha encontrado que es función de la permeabilidad inicial de la
arenisca.
En el proceso de disolución de los granos del esqueleto, pueden resultar texturas
muy variadas. Los granos pueden disolverse totalmente dejando un poro del
tamaño del grano, mostrando pocas evidencias de la partícula original.
Frecuentemente queda en el proceso, un aro insoluble de un mineral autigénico o
una pequeña porción de restos insolubles. Sin embargo, la forma más común es la
disolución incompleta del grano porque, por lo general, el proceso de disolución es
composicionalmente selectivo.
Ahora bien, con excepción del incremento obvio en la porosidad total del
reservorio (y la posible reducción del agua de saturación irreducible por unidad de
porosidad), estos autores concluyen que la permeabilidad de las areniscas no se
incrementan grandemente por la adición de cantidades moderadas de porosidad
secundaria por disolución (mayor al 8% del volumen de la roca). Sin embargo,
encontraron una fuerte y positiva correlación entre la cantidad de porosidad
secundaria por disolución y el logaritmo de la permeabilidad, no obstante, esta
correlación trae dos interrogantes, si el incremento a gran escala de la
permeabilidad es por el proceso de disolución de las partículas del esqueleto, o si la
permeabilidad original de las areniscas, controla la cantidad de solvente a
introducirse en las areniscas para así controlar la cantidad de porosidad secundaria
a generarse por disolución.
Consideraciones sobre los factores que controlan a la permeabilidad, sugieren
que el proceso de disolución de los granos del esqueleto no incrementa de manera
significativa a la misma. La remoción de algunos granos por disolución, aumenta
algunas “gargantas de poros” y acortar el camino o vía de flujo entre unas pocas de
ellas (es decir, el fluido no tiene que pasar alrededor de algunos granos, los
disueltos). Sin embargo, la resistencia total a fluir, está dominada por las restantes
y pequeñas “gargantas de poros” y la ganancia en la permeabilidad no será grande.
Lo anterior fue comprobado experimentalmente por estos autores, por lo que
concluyeron que la correlación entre la porosidad secundaria producto del proceso
de disolución de granos de esqueleto y la permeabilidad, no es producto de un
aumento de la permeabilidad debido a dicho proceso de disolución. Creen más bien,
que la correlación de aumento de la porosidad secundaria producto de la disolución
de granos del esqueleto con alta permeabilidad, resulta de alguna manera compleja,
del gran volumen de solución solvente que fluye a través de estas areniscas con una
alta permeabilidad original. La consecuencia o el producto más importante de la
relación entre el aumento de la porosidad secundaria producto de la disolución de
los granos del esqueleto y el aumento de la permeabilidad, es que aquellas capas de
areniscas con propiedades originales de buenos reservorios, puede tener sus
propiedades de reservorios aumentadas en una mayor proporción.
Para Mathisen (1984, c.p. Sandoval 2000), el proceso de disolución de vidrio
volcánico para la generación o desarrollo de porosidades secundarias durante el
soterramiento somero, es de importancia en la prospección de areniscas
volcanoclásticas, aunque dichas rocas son consideradas como pobres reservorios
debido a la relativa rápida formación de cementos en sus poros, esto traería como
consecuencia, un aumento en su calidad de reservorio por el desarrollo de poros
móldicos y/o intergranulares.
Shanmugan y Higgins (1988, c.p. Sandoval 2000), muestran un ejemplo de
formación de macroporosidades secundarias de producto de disolución de
fragmentos de rocas de chert, debido a la exposición de dichas partículas al influjo
de aguas meteóricas acidificas en ambientes cercanos a la superficie, durante el
levantamiento de Neocomiense de las areniscas de la Formación Ivishak del
Triásico, convirtiendo a estas rocas en productoras de hidrocarburos en la región de
Alaska.
Baker (1991, c.p. Sandoval 2000), determinó que las areniscas de Aldebaran de
la cuenca de Bowen en Australia, representan el principal reservorio de hidrocarburo
de dicha cuenca, producto de la formación de porosidades secundarias debidas a la
disolución principal o esencialmente de feldespatos. En cuanto al proceso de
cementación o precipitación, aunque tiende a reducir la porosidad y permeabilidad
primaria puede, sin embargo, ser un factor de importancia en la formación de
buenos reservorios. De acuerdo con Housekecht (1987, c.p. Sandoval 2000), en
contraste como la compactación que sí destruye la porosidad y permeabilidad
primaria de manera irreversible, la cementación ocluye pero no reduce el volumen
intergranular. Es más, se podría agregar, que si dicho proceso ocurre muy
tempranamente, incluso podría expandir el empaquetamiento original y aumentar el
espacio entre granos.
Es por ello, que la importancia de la precipitación en los estados someros de
soterramiento, radica en que se evita la actuación del proceso de compactación,
pudiendo posteriormente por procesos de disolución generar porosidades
secundarias, incluso en una mayor proporción que las porosidades iniciales,
convirtiéndose dicha arenisca en una posible roca reservorio. Ejemplos de esto han
sido estudiados por Johnston y Johnson (1987, c.p. Sandoval 2000), quienes
determinaron que la formación del reservorio de las areniscas de First Wilcox, en el
campo Livingston, Louisiana, fue producto de la generación de porosidades
secundarias por disolución de cemento carbonático precipitado en un estado de
diagénesis temprano y disolución de granos del esqueleto de feldespatos.
Por otro lado, Brown (1989, c.p. Sandoval 2000), encontró una alta porosidad
secundaria en las areniscas cuarzosas del campo petrolífero de Hibernia en
Newfoundland, producto de la disolución de cemento carbonático, principalmente
calcita, precipitado en fases tempranas de soterramiento, y de algunos granos del
esqueleto por percolación de fluidos de poros de bajo pH, asociado a la maduración
de la materia orgánica de las rocas adyacentes y al bajo gradiente geotérmico de la
cuenca, creándose así, buenos reservorios productores de hidrocarburos.
Por su parte, Taylor (1990, c.p. Sandoval 2000), demostró a través de análisis
isotópicos de oxígeno y estroncio, datos de inclusiones fluidas y estudios
petrográficos detallados, como las altas porosidades anómalas de las areniscas de
Mioceno del campo Picaroon de la Costa del Golfo de Texas, son el resultado de la
disolución del cemento de calcita precipitado a profundidades entre los 1,8 y 2,6
Km. y de granos detríticos de calcita. Dicha disolución, tuvo lugar entre los 2,6 y 3
Km. y temperaturas entre los 107° y 120°C.
En el mismo orden de ideas, De Souza (1995, c.p. Sandoval 2000), encontraron
como la porosidad del reservorio de Carmópolis al noreste de Brasil, se preservó,
debido a una cementación de carbonato parcial, temprana y cercana a la superficie.
Estos reservorios de hidrocarburos constituyen un raro ejemplo, debido a que estas
rocas son areniscas líticas y conglomerados, ricos en fragmentos de rocas
metamórficas dúctiles, del tipo filitas, esquitos y pizarras. Esta cementación somera,
limitó los efectos de la compactación y destrucción de la porosidad y permeabilidad,
sobre todo en este tipo de rocas con un alto contenido de partículas dúctiles.
Posterior disolución parcial de estos carbonatos, debido a la presencia de fluidos
cargados con CO2 producto de la reducción del sulfato y la metagénesis y
decarboxilación térmica de la materia orgánica de las lutitas infrayacentes,
generando porosidades secundarias con el emplazamiento posterior de petróleo,
que limitó y evitó una cementación posterior.
2.8. Ingeniería del Reservorio Según Almon y Davies (1983, c.p. Sandoval 2000), en el manejo de un
reservorio es de gran importancia considerar la composición de los minerales de
arcillas, pues éstos reaccionan de modo muy diferente con los fluidos y tratamientos
usados en la perforación, completación y producción de los pozos. Además, cada
grupo de minerales de arcillas, contiene varios miembros los cuales pueden ser muy
diferentes en términos de morfología e incluso en composición química, por lo que
la velocidad de reacción entre dichos minerales de arcillas y el fluido de
completación introducido en el pozo, pueden variar de modo significativo dentro de
un mismo grupo.
Según Shelton (1964, c.p. Sandoval 2000), cambios en el carácter del fluido
intersticial durante la perforación y producción, pueden afectar fuertemente a los
minerales de arcillas presentes en el reservorio y causar una reducción adicional en
la permeabilidad de las areniscas. Baptist y Sweeney, (1955, c.p. Sandoval 2000)
mostraron que la permeabilidad en los núcleos de las areniscas que contenían
caolinita e illita, era menor al introducir agua fresca que salobre, pues la
introducción de la primera en el reservorio durante la perforación o recuperación
secundaria, causa la dispersión de los cristales de caolinita ocasionando la
obstrucción de algunos poros; sin embargo, notaron que agregando el agua salobre,
los cristales de arcillas permanecían en forma de libros, por lo que ofrecían menos
impedimentos a fluir. La introducción de agua salada después de fresca, traía una
tendencia en las arcillas dispersas a agregarse de nuevo en forma orientada.
De acuerdo con Sarkisyan (1970, c.p. Sandoval 2000), los fluidos de perforación
que se preparan deben ser de alta calidad, de tal manera que posean una alta
resistencia contra los efectos coagulantes de los electrolitos producto de la
interacción con los minerales de arcillas presentes. Así, conociendo de antemano la
composición mineralógica de las lutitas y areniscas que se van a perforar (bien por
estudios regionales en afloramientos o a través de perforaciones y toma de núcleos
en pozos cercanos) y conociendo a su vez la distribución y estructura
cristaloquímica de los minerales de arcillas presentes, se puede recomendar los
diferentes tipos de fluidos de perforación de acuerdo con las condiciones existentes.
Así, es posible controlar los procesos físico-químicos de adsorción, intercambio
iónico y otros fenómenos en las zonas de perforación y prevenir efectos peligrosos
como el hundimiento o desplome y desmoronamiento de las paredes del hoyo
durante dicha perforación.
La composición química de los cementos minerales de arcillas en las rocas
reservorios, determinará el comportamiento en el encuentro con los líquidos
inyectados para mantener la presión del reservorio a niveles deseados y,
consecuentemente, la calidad de petróleo a producir.
Para Hutcheon (1982, c.p. Sandoval 2000), la morfología de los minerales de
arcillas pueden afectar de diferente manera la eficiencia de la explotación y
recuperación de un reservorio. Los minerales de arcillas del tipo illita, suelen formar
puentes en los cuellos de los poros, por lo que duplican o triplican la relación
poro/tamaño del cuello, afectando fuertemente la eficiencia en la recuperación. El
grupo caolinita, por lo general forma agregados y rellenos de poros, los cuales son
mayores que las dimensiones de los cuellos de los mismos poros, cuando la
velocidad de un fluido intersticial es alta durante la recuperación, estos agregados o
cristales individuales pueden ser separados de su substrato y alojados en los cuellos
de los poros, impidiendo el paso del flujo en ese sector de la roca. En cuanto a los
minerales de arcillas del grupo esméctica, éstos tienden a expandirse al contacto
con el agua debido a la “expansión osmótica” y la adsorción de moléculas de agua
en las posiciones intercapas. Esta expansión, trae consigo un aumento del volumen
del espacio ocupado por estos minerales de arcillas, con la consiguiente reducción
de la porosidad y permeabilidad (en aproximadamente dos órdenes de magnitud).
De acuerdo con Almon Davies (c.p. Sandoval 2000), los minerales de arcillas,
además de reducir fuertemente la permeabilidad, alteran la respuesta de los perfiles
eléctricos (ejemplo, un perfil puede indicar que una arenisca está saturada de agua;
sin embargo, el pozo puede producir petróleo libre de agua, este es el resultado de
la presencia de minerales de arcillas, los cuales retienen agua en su estructura);
pueden también controlar la sensibilidad de la arena al agua ácida y al agua fresca.
A continuación se presentan las características y efectos de los principales
grupos de arcillas que pueden afectar la calidad de los reservorios:
2.8.1. Grupo de la Caolinita La caolinita es un alumino-silicato hidratado (AlSiOH). Los tratamientos ácidos
no tienen un efecto real sobre los minerales de este grupo; sin embargo, poseen
problemas de producción en las areniscas por dos razones:
1. Están ligeramente adheridos a los granos huéspedes.
2. El tamaño relativamente grande de los cristales individuales.
Ambos factores, hacen que los fluidos turbulentos al entrar, pueden separar o
desprender las partículas de la caolinita ligeramente adheridas a las paredes de los
poros o substratos, sobre todo en la zona cercana a la perforación del pozo. Estas
caolinitas desprendidas, pueden migrar a las “gargantas de poros” donde se alojan
y actúan como “válvulas” que restringen el paso de los fluidos, debido al tamaño
relativamente grande de los cristales individuales. Es decir, el principal problema de
ingeniería en las areniscas ricas en caolinita, es el de la migración de partículas
finas. Este problema es fácil de resolver a través del uso de cualquier sistema de
estabilización de las arcillas, tal como el “polihidróxido de aluminio”, tanto tiempo
como el tratamiento sea llevado en la historia del pozo.
2.8.2. Grupo Esméctica y Arcillas Mixtas Illita/Esméctica Estos minerales tienen una estructura similar al de las micas, pero los enlaces
entre las capas son débiles, por lo que las cantidades variables de agua pueden
entrar en las unidades laminares causando su expansión.
En la montmorillonita puede ocurrir un reemplazo parcial del Al+3 de la capa
octaédrica por Mg+2, resultando un déficit en la carga, lo cual es balanceado por
intercambio catiónico en las intercapas, siendo los más comunes el Na+ y el Ca+2. La
sensibilidad de adsorción de agua en los minerales de arcillas de este grupo, es
usualmente dependiente de la cantidad de Na+ en los sitios de intercambio iónico.
Los problemas de producción que presentan las areniscas ricas en minerales de
arcillas del grupo esméctica, son por lo menos tres tipos:
1. Los minerales son extremadamente sensibles a la introducción de agua.
2. Los forros o envoltorios de poros de esméctica, tienden a romperse
ligeramente y migrar durante la expansión.
3. La estructura de la esméctica, le causa al sistema de poro que tenga una
relación área superficial/volumen de poro grande.
La alta relación área superficial/volumen de poro, trae consigo una alta
saturación de agua irreducible y una alta saturación de agua crítica, lo cual puede
permitir a un pozo producir agua libre de petróleo, con la presencia de una alta
saturación de agua. De no ser esto considerado, pozos potencialmente productivos
terminan siendo tapados, obstruidos y abandonados, sin la adecuada toma de
núcleos, ya que la respuesta del perfil eléctrico de saturación de agua es
considerada muy alta para que el pozo sea considerado comercial.
Una expansión de los minerales de arcillas debido a la introducción de agua
relativamente fresca en los poros, puede traer como resultado el sello o la
obstrucción de las “gargantas de los poros”, generando una pérdida de
permeabilidad. Las esmécticas con alto contenido de Na+, pueden expandirse de un
600 a 1000% de su volumen original. Las películas o envoltorios de este tipo de
mineral de arcillas, tienden a ser destruidos por dicha expansión, resultando la
liberación de dichas arcillas las cuales migran dentro del sistema de poro con su
consecuente obstrucción.
Este problema de expansión, puede evitarse mediante el uso de una “base de
petróleo” o usando “cloruro de potasio (KCl)”, en la perforación, completación y
estimulación del pozo. Si la expansión ha ocurrido dentro del reservorio, el daño
puede ser corregido acidificando con una mezcla débil de “ácido hidroclórico e
hidrofluórico”.
2.8.3. Grupo illita Es un silicato hidratado que contiene K, Si y Al (KAlSiOH). El principal problema
de ingeniería es que su desarrollo o formación en una arenisca, genera gran
volumen de microporosidad, que puede enlazar gran cantidad de agua a las
partículas huéspedes resultando así una alta saturación de agua irreducible. La illita
a veces crece en los poros como masas de finos cristales parecidos a cabellos, los
cuales pueden reducir la permeabilidad en forma considerable. Estas arcillas pueden
ser disueltas usando una mezcla consistente de ácidos hidroclóricos e hidrofluóricos.
2.8.4. Grupo Clorita Son también alumino-silicatos hidratados, que contienen frecuentemente altas
cantidades de Fe y Mg. Son extremadamente sensitivos a los ácidos y a las aguas
oxigenadas, por lo que se disuelven fácilmente en HCl diluido y el Fe liberado puede
precipitar como un hidróxido férrico gelatinoso [Fe(OH)3], cuando el ácido se ha
terminado, este hidróxido férrico tiene grandes cristales, mayores que las gargantas
de los poros, a través de los cuales ellos no pueden pasar. Este problema de
precipitación puede ser solucionado si se añaden químicos apropiados al ácido, (por
ejemplo, un depurador oxigenado y/o un agente quelatante al Fe), y teniendo
cuidado de recuperar todo el ácido introducido dentro del pozo.
Ahora bien, debido que en los poros de una arenisca, pueden encontrarse
diferentes variedades de minerales de arcillas, e incluso una variedad puede
envolver a otra, tales ocurrencias pueden causar problemas en la designación del
sistema de lodos y formas de trabajar para un pozo individual. Por lo que en
presencia de una variedad de minerales de arcillas, se requiere de varios aditivos
diferentes.
Como resumen se puede decir que existen varios grupos de minerales de
arcillas, y que cada uno causa problemas diferentes en las rocas reservorios:
La caolinita……………….Causa migración fina.
La esméctica……………..Sensibilidad al agua y microporosidad.
La illita………………….…….Microporosidad.
La clorita………….……….Sensibilidad al ácido.
Por lo que es importante destacar, que no existe un tratamiento que resuelva
todos los problemas que causan los minerales de arcillas, es por ello, que cada caso
debe tratarse de una manera diferente.
2.9. Análisis de Conglomerados (cluster analysis) El Análisis Cluster, también conocido como Análisis de Conglomerados,
Taxonomía Numérica o Reconocimiento de Patrones, es una técnica estadística
multivariante cuya finalidad es dividir un conjunto de objetos en grupos (cluster en
inglés) de forma que los perfiles de los objetos en un mismo grupo sean muy
similares entre sí (cohesión interna del grupo) y los de los objetos de clusters
diferentes sean distintos (aislamiento externo del grupo).
El Análisis Cluster no tiene bases estadísticas sobre las que deducir inferencias
estadísticas para una población a partir de una muestra, es un método basado en
criterios geométricos y se utiliza fundamentalmente como una técnica exploratoria y
descriptiva.
Las soluciones no son únicas, en la medida en que la pertenencia al
conglomerado para cualquier número de soluciones depende de muchos elementos
del procedimiento elegido. Por otra parte, la solución cluster depende totalmente de
las variables utilizadas, la adición o destrucción de variables relevantes puede tener
un impacto substancial sobre la solución resultante.
Los algoritmos de formación de conglomerados se agrupan en dos categorías:
a) Algoritmos de partición: Método de dividir el conjunto de observaciones en k
conglomerados (clusters), en donde k lo define inicialmente el usuario.
b) Algoritmos jerárquicos: Método que entrega una jerarquía de divisiones del
conjunto de elementos en conglomerados.
c) Un método jerárquico aglomerativo parte con una situación en que cada
observación forma un conglomerado y en sucesivos pasos se van uniendo,
hasta que finalmente todas las situaciones están en un único conglomerado.
d) Un método jerárquico disociativo sigue el sentido inverso, parte de un gran
conglomerado y en pasos sucesivos se va dividiendo hasta que cada
observación queda en un conglomerado distinto.
2.10. Modelo Multimineral El Multimineral es una herramienta de optimización para determinar
estadísticamente las características y volúmenes de minerales y fluidos de datos
petrofísicos, tales como registros, núcleos, difracción de rayos X y datos
petrográficos.
Este modelo permite a través de una curva de salida denominada control de
calidad estimar la confiabilidad del modelo a aplicar, así como también se generan
curvas de salida predictivas para cada uno de los registros utilizados.
2.11. Modelo Facimage Facimage es un kit de herramientas avanzadas de pronóstico y análisis de
electrofacies probado a escala de campo, el cual consiste en un conjunto de rutinas
para el análisis de las electrofacies y el modelado de datos de núcleos. Facimage
utiliza un algoritmo de Cluster basados en gráficos de Múltiple Resolución de Total
(MRGC).
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO En este capítulo se presenta la metodología y la implementación de diversas
técnicas mineralógicas comúnmente usadas para el análisis de rocas sedimentarias
y la aplicación de cada una de ellas en la evaluación de yacimientos. En tal sentido,
en este capítulo se describe la manera como se deben aplicar efectivamente y como
es la mejor vía para identificar los efectos diagenéticos y mineralógicos sobre la
calidad de roca del Eoceno Alto de Ceuta, así como también generar mapas de
distribución de arcillas, con el fin de optimizar y mejorar el potencial en la
productividad de los pozos. En general el desarrollo de este trabajo se llevó a cabo
en varias etapas, diseñadas de la siguiente manera:
3.1. Recopilación y Validación de la Información Existente Se realizó la búsqueda de información mineralógica disponible en base de datos,
así como información referente a imágenes, registros de pozo, información de
cabezal entre otros. Para ello se consultaron las siguientes bases de datos:
a) Carpetas de pozos ubicadas en formatos digitales (document) y físicos
(citoc); estas bases de datos contemplan toda la información y/o
trabajos desde la perforación de los pozos hasta los últimos trabajos y
análisis ejecutados actualmente.
b) Nucleoteca, es el repositorio de todos los núcleos, análisis y trabajos
sedimentológicos, mineralógicos, geoquímicos, bioestratigráficos, entre
otros; que se han realizado.
c) Bibliotecas corporativas, donde se ubican todos los trabajos,
documentos y estudios inherentes a los pozos.
70
d) Trabajos y estudios previos y en progreso del personal que ha laborado
en el área de interés que de una u otra manera los trabajos no han
sido publicados, entre ellos; Desarrollo de Yacimientos y Estudios
Integrados, así como también trabajos ejecutados por empresas
externas.
3.2. Creación de Base de Datos
Con la finalidad de organizar y conocer la cantidad de información útil disponible
para el desarrollo de la investigación, se generaron bases de datos integradas en
formatos Excel, las cuales servirán para construir hojas de cálculo y gráficos de
correlación de la composición mineralógica, volúmenes y registros discretos que
servirán como punto de partida para la generación de los mapas de tendencias de
minerales de arcillas.
3.2.1. Registros de Pozos
Los registros de pozos no son medidas directas de las propiedades petrofísicas
de la formación, en lugar de ello, estos graban diferentes parámetros de la
formación, que luego se traducen en propiedades de importancia geológica durante
la interpretación de registros.
Los parámetros de la formación medidos a través de registros pueden ser
inherentes a la formación en sí, como la radiactividad natural, o pueden ser
parámetros inducidos como la resistividad de la formación, parámetros mecánicos
como diámetro de hoyo y el parámetro de temperatura.
Las propiedades petrofísicas determinadas a partir de los núcleos y registros de
pozos no siempre son comparables directamente. La diferencia se atribuye a la
escala de medidas individuales. Por ejemplo, los análisis de núcleo proporcionan
datos tomados en segmentos de una secuencia de rocas continuas pero
heterogéneas, mientras que las medidas de registros se toman sobre un largo
intervalo del pozo a lecturas entre 0,5 y 1 pies aproximadamente. Otro aspecto
importante, es que las condiciones bajo las cuales se obtienen las medidas de
71
POZO RHOB_SINT RHOB_EDIT NPHI_N GR_N GR_SPECTRAL DT_EDIT
núcleo y registro difieren considerablemente (temperatura, presión de sobrecarga,
ambiente, restauración de núcleos y expansión irreversible del núcleo).
Para que se tenga un aproximado de la profundidad de la muestra de núcleo y el
registro se realiza cuidadosamente la puesta a profundidad del registro Core
Gamma Ray con el Gamma Ray del pozo para poder ubicar los puntos de muestreo,
la información petrofísica, litológica y los ambientes sedimentarios.
Los registros de pozos utilizados para el desarrollo de la presente investigación
son los siguientes: Gamma Ray, Core Gamma Ray, Core Spectral Gamma Ray,
Densidad de la Formación y Neutrón. A continuación se muestra la tabla construida
en formato Excel (Tabla 2), donde se reflejan los pozos que presentan los registros
disponibles.
Tabla 2. Formato de Distribución de Registros de Pozos disponibles.
3.2.2. Información del Cabezal de Registros de Pozos
La información de cabezal de registros se tomó en base a las imágenes de los
registros de resistividad corridos en cada pozo. Esta información fue plasmada en
una tabla de excel (Tabla para un mejor manejo y verificación de los datos de
temperatura de superficie y de fondo, profundidad, tipo, densidad y temperatura
del lodo de perforación, tamaño de la mecha, fecha y corrida, los cuales serán
usados en el pre-cálculo del Modelo Multimin.
72
Tabla 3. Formato de datos del Cabezal disponible en Registros de Resistividad.
Pozo Temp S Temp F Depth Rmf@TS BS Fecha Run Tipo de Fluido DensidadInformación Cabezal Registros de Resistividad
Posteriormente, una vez generado el pre-cálculo del Modelo Multimin, se
obtienen los datos de salida que tomará en cuenta la herramienta (Geolog) para la
generación del modelo multimineral, tal como se muestra en la siguiente figura:
Figura 6. Ventana (vacia) donde se ingresa data de Entrada y Salida para el Precálculo del Modelo
Multimin. 3.2.3. Análisis Convencionales de Núcleos (Propiedades Básicas de la Roca)
El análisis de núcleo es una herramienta muy utilizada en la evaluación de los
yacimientos, ya que a través de ella se puede medir importantes propiedades de la
formación como porosidad, permeabilidad, densidad de grano, saturación de fluidos,
granulometría, composición mineral, entre otros.
Los análisis realizados en el laboratorio, dependen en gran parte de la
preparación de las muestras y el manejo en el laboratorio, ya que de lo contrario se
pueden crear daños a los núcleos que interfieren posteriormente en las medidas
básicas de la roca. Desde le punto de vista mineralógico, algunos procedimientos de
secado de muestras puede conducir a errores en la identificación de los minerales y
por ende las propiedades petrofísicas.
73
Profundidad Permeabilidad Porosidad K / PHIPies Aire (mD) (%)
En el presente trabajo se presentan las propiedades básicas de la roca porosidad
y permeabilidad, las cuales son medidas que se realizan en el laboratorio a las
muestras de núcleo. Los resultados de dichos análisis se presentan en tablas en
formato excel.
A continuación se muestra la tabla 4, con un formato tipo donde se agrupan los
datos de las propiedades básicas de los núcleos:
Tabla 4. Formato de Datos de las Propiedades Básicas de los Núcleos medidas en el Laboratorio.
3.2.4. Difracción de Rayos X (XRD)
Se construyen tablas en formato excel (Tabla 5), con el nombre del pozo,
profundidad en pies, porcentaje en peso de roca total y los minerales de arcillas
(fracción < 2 micrones).
Tabla 5. Formato de Distribución Mineralógica por Difracción de Rayos X, Roca Total.
Prof. Núcleo Cuarzo Feld K Feld Plag Yeso Muscovita Calcita Dolomita Siderita Ankerita Pirita Caolinita Clorita Illita TOTAL
ANÁLISIS DE DIFRACCIÓN DE RAYOS X ROCA TOTALVLG-3716
74
Del mismo modo, a partir de estas cuantificaciones realizadas en cada muestra
tomada del núcleo, se genera el cálculo de volúmenes de minerales que componen
la roca total, la densidad de cada uno de los minerales y la densidad de grano total
para posteriormente calcular el volumen de cada arcilla contenida en la roca (Tabla
6).
Tabla 6. Formato de data para cálculo de volumen de arcilla-XRD.
Prof. Núcleo Caolinita Clorita Illita VCLAY
CALCULO DE VOLUMEN DE ARCILLA-XRDVLG-3716
3.2.5. Análisis Petrográfico
Los datos del análisis petrográfico se plasmaron en una tabla construida bajo
formato Excel (Tabla 7), contentivas de información relacionada al número de
muestra, profundidad en pies, características texturales de la roca que incluye el
tamaño de grano, redondez, escogimiento, contactos entre los granos,
cementación, matriz, porosidad y tipos, así como características diagenéticas
resaltantes como compactación, disolución, sobrecrecimientos de cuarzo,
transformación de arcillas y feldespatos, entre otros.
75
Tabla 7. Formato de Datos de los Análisis Petrográficos (Textura).
En base a la información disponible se procede a realizar la identificación de las
características diagenéticas resaltantes, con el fin de generar la secuencia de
eventos post depositacionales que impactan de manera significativa sobre la calidad
de roca.
3.2.6. Análisis de Microscopía Electrónica de Barrido (MEB) y Análisis de Energía Dispersiva (EDX) Para realizar la base de datos para los análisis de microscopía de barrido
electrónico (MEB) y análisis de energía dispersiva (EDX); se elabora una tabla en
formato excel (Tabla 8) en la que se coloca el nombre del pozo, número de
muestra, profundidad y el tipo de análisis realizados. Es importante mencionar que
a una misma muestra de MEB se le puede correr EDX, esto depende de la existencia
de un mineral cuya morfología no pueda ser reconocida o si se desea conocer la
composición elemental.
Tabla 8. Formato de Datos de los Análisis de Microscopía Electrónica de Barrido.
POZO MUESTRA PROFUNDIDAD SEM EDX
76
Los valores de EDX se utilizaron solo para identificar la composición elemental
de minerales de arcillas mezclados en la estructura de la roca. Cualitativamente se
realizó una tabla en excel donde se colocan las profundidades y cada uno de
los elementos que componen los minerales de arcillas en las muestras. Esta
información se obtiene a partir de los espectros generados de los análisis de
energía dispersiva, la cual se realiza en paralelo al análisis de microscopía de
barrido electrónico. Entre los elementos comúnmente reportados se encuentran el
sílice (Si), Aluminio (Al), hierro (Fe), Sodio (Na), Potasio (K), Calcio (Ca) y Magnesio
(Mg).
3.3. Manejo de los Datos
3.3.1. Análisis Convencionales de Núcleos (Propiedades Básicas de la Roca) Partiendo de la tabla que se construye a partir de los datos de porosidad y
permeabilidad, se realizan los siguientes gráficos:
a) Gráfico de correlación de porosidad vs. Permeabilidad (Figura 7),
semilogarítmico, con el objetivo de visualizar la correspondencia entre estas dos
propiedades básicas de la roca. En el eje Y se coloca la permeabilidad en escala
logarítmica (mD) y en el eje X la porosidad en escala lineal (Fracción).
b) Gráfico en escala lineal de relación permeabilidad-porosidad en el eje X vs.
profundidad en el eje Y (Figura 7), con el fin de observar a través de la profundidad
los cambios de esta propiedad y analizar el posible impacto que ocasionan los
minerales y/o la diagénesis. Una vez construido el gráfico se identifican las zonas
que presentan la más alta calidad y las de menor calidad de roca, y en dichas
zonas se insertan las microfotografías petrográficas con el propósito de obtener una
completa visualización y ubicación de cada elemento mineral o evento diagenético
positivo y/o negativo que afecta la calidad de la roca.
77
– porosidad vs. Profundidad.
Figura 7. Formato de relación Permeabilidad – porosidad vs. Profundidad.
3.3.2. Difracción de Rayos X (XRD) Una vez realizadas las tablas de datos de difracción de rayos X, se construyen
gráficos de distribución porcentual y volumétrica de roca total (Figura 8 y 9)
correspondiente a todos los componentes mineralógicos; cuarzo, feldespatos,
78
carbonatos, óxidos y arcillas. También se realizan gráficos de proporción de arcillas,
con el objetivo de analizar los incrementos de minerales y asociarlos a cualquier
fenómeno geológico.
En este trabajo se hace énfasis en el análisis en la identificación de especies
minerales que tienden a generar efectos negativos en las propiedades de la roca. En
este caso es muy importante el análisis y evaluación de los minerales arcillosos que
afectan considerablemente la productividad de los pozos.
Figura 8. Formato de Distribución Porcentual de Minerales Roca Total a partir del Análisis XRD.
79
Figura 9. Formato de Distribución de Minerales de arcilla a partir del Análisis XRD. 3.3.3. Análisis Petrográfico
La descripción de secciones finas se representan en tablas con valores
porcentuales de los elementos minerales visualizados en el análisis petrográfico,
tamaño de grano, estimación de la porosidad, tipos de porosidad, cementos, matriz
y contactos entre granos. Del mismo modo, se puede visualizar la distribución de
las arcillas dentro del espacio poral y características relevantes de los estados
diagenéticos, los cuales pueden determinar y construir una tabla de eventos post
depositacionales que impactan en la roca, así como también los eventos que son
favorables para el desarrollo de espacios porales y aumento en la calidad de la roca.
Una vez realizadas las tablas, se generan gráficos tipo barras (Figura 10) de
todo tipos desde distribución de tamaño de grano, proporcionalidad de minerales,
proporción de arcillas que para este caso va a ser el más representativo importante
para el estudio.
80
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
100.0
POZO A POZO B POZO C
Porc
enta
je (%
)
CUARZO FELDESP. K FELDESP. PL CALCITA DOLOMITA SIDERITAPIRITA ANKERITA YESO MIN. ARCILLA OXIDOS
Figura 10. Formato de Distribución de Minerales a partir del Análisis Petrográfico.
3.3.4. Análisis de Microscopía Electrónica de Barrido (MEB) y Análisis de Energía Dispersiva (EDX)
La microscopía electrónica de barrido es importante para la mineralogía, ya que
permite la observación de la estructura interna de la roca, la distribución de los
minerales de arcilla ubicados dentro del espacio poral y la superficie de los granos.
Este estudio se enfoca en la distribución dentro del espacio poral de los
minerales de arcilla y cómo impactan la porosidad y permeabilidad de la roca, así
como su hábitat mineral.
En tal sentido, se utilizan diferentes microfotografías obtenidas a través del
microscopio de barrido electrónico a diferentes magnificaciones. Se hace un análisis,
interpretación y descripción cualitativa a través de la visualización directa de las
imágenes en un computador, con cualquier programa de visualización de imágenes,
ya que como se mencionó anteriormente, el fin es conocer el hábitat de los
minerales a través de su morfología, visualizar la ubicación de los minerales
arcillosos en las gargantas porales, superficies de los granos principales y como
estos minerales inhiben los sobrecrecimientos secundarios de cuarzo.
Así mismo, se puede observar la presencia de minerales accesorios inmersos
dentro de la estructura de la roca, el efecto de los carbonatos y arcillas entre las
partículas de cuarzo, los cuales crean corrosión sobre los remates policristalinos de
81
las mismas e inhiben los sobrecrecimientos (cementación) responsables de la
dureza y la resistencia de la roca.
Por otra parte, los análisis de energía dispersiva, están basados en el estudio
puntual de la composición elemental de los minerales que conforman la roca; es
muy importante (como se dijo anteriormente) para analizar minerales cuya
morfología no está bien definida, así como también minerales que se presentan en
forma de agregados alterados y que de igual manera a través de esta técnica se
pueden determinar.
Los espectros que se generan durante el análisis de MEB, se interpretan
tomando en cuenta los picos de los principales elementos, de la siguiente manera:
a) Análisis que arrojen picos principales de sílice y oxigeno se interpreta como un
óxido de silicio, el cual corresponde a cuarzo.
b) Análisis que arrojen picos principales de sílice, aluminio, potasio, sodio y oxigeno
corresponde a arcillas.
c) Análisis que arrojen picos principales de sílice, oxigeno, potasio y/ o sodio
corresponde a feldespatos potásicos y plagioclasas.
d) Análisis que arrojen picos principales de calcio y oxigeno corresponde a
carbonato de calcio.
e) Análisis que arrojen picos principales de hierro y azufre corresponde a sulfuros
de hierro, entre otras.
A continuación se muestra un ejemplo de un espectro de composición elemental
(Figura 11), a partir de los cuales se identifican los minerales no reconocidos por el
MEB.
82
Figura 11. Espectro de Composición Mineral.
3.4. Integración de los Datos
La integración de los datos mineralógicos comienza con el análisis e
interpretación de todos los gráficos de proporción de minerales, imágenes y
características texturales y diagenéticas de la roca. Se hace un análisis de la
variabilidad de la calidad de roca, porosidad y permeabilidad, con respecto a la
profundidad y el fenómeno que posiblemente los afecta, integrándolos con las
imágenes petrográficas y de microscopía electrónica de barrido en un punto o
intervalo en particular. Lo importante y útil de este estudio es determinar cuáles son
las arcillas que predominan y que efectos post depositacionales afectan
considerablemente a la roca.
El conocimiento de la composición mineralógica a través de las técnicas
petrográficas, XRD, EDX y MEB permiten discretizar las zonas propensas a crear
daños durante la vida productiva del pozo. Dichas técnicas se van a emplear para
realizar la caracterización mineralógica y diagenética del área, tal como se muestra
en el esquema que se presenta a continuación (Figura 12), en el cual se
condensa la metodología a ejecutar en esta investigación con los análisis
sometidos a estudio y refleja su gran utilidad y aplicabilidad con el resto de las
disciplinas.
83
Figura 12. Esquema Metodológico Aplicado en la Investigación.
3.5. Elaboración de Mapas de Tendencias de Arcillas a través de Modelos Multimineral y Clustter Analysis
Una vez determinados los tipos de arcillas a través de la técnica de XRD, SEM y
EDX en los pozos con núcleo, se procede también a identificar los tipos de arcilla en
los pozos con registros gamma ray spectral a través de la correlación de torio-
potasio y así aplicar la técnica multimineral por cada pozo control.
La aplicación del modelo multimineral es la primera técnica utilizada que permite
obtener registros continuos del tipo de minerales de arcilla en cada uno de los pozos
que presentan información de núcleo y gamma ray spectral. El modelo de facimage
(MRGC cluster análisis) es la segunda técnica empleada, usa como dato principal de
entrada el registro continuo de cada arcilla obtenido del modelo multimineral y los
84
PROBLEMAS DE HFPOZO ARENAMIENTO LÍQUIDO HF LÍQUIDO + HCL HCL OTROS * B6S B6MS B6MI B6I
TRATAMIENTOS ÁCIDOSUNIDADES
POZOS ESTIMULADOS Y CON PROBLEMAS DE ARENAMIENTOEOCENO B INFERIOR ALTO DE CEUTA
registros de pozos como el gamma ray, densidad y neutrón. El objetivo principal es
obtener modelos cluster para ser propagados a los demás pozos del área generando
registros discretos de volúmenes para cada uno de los minerales de arcilla.
A partir de la propagación de las facies de arcilla se obtiene un registro
discreto, el cual es exportado desde la aplicación Geolog y cargado en Petrel para
realizar los mapas de tendencias por cada una de las arcillas en cada una de las
unidades estratigráficas. Por último se realiza la integración con los datos e
imágenes petrográficas y de microscopía electrónica de barrido para demostrar la
presencia de cada tipo de arcilla en el pozo con núcleo y la presencia de esta en el
mapa de tendencia.
Posteriormente, se realizó la integración con los pozos estimulados en el área
cuyos tratamientos fueron diseñados para la eliminación de daño por causa de las
arcillas presentes. En la siguiente tabla se presenta un formato con los datos de los
pozos estimulados y arenados:
Tabla 9. Formato con data de Pozos Estimulados y Arenados.
CAPÍTULO IV
ANÁLISIS DE LOS DATOS
El capítulo que a continuación se presenta corresponde al análisis e
interpretación de los resultados obtenidos durante el desarrollo de la investigación,
a través de los cuales se podrán identificar y evaluar los efectos post-
depositacionales y mineralógicos que afectan la calidad de las rocas en el Eoceno B
Inferior del Alto de Ceuta.
4.1. Recopilación y Validación de la Información Existente Para el desarrollo de la investigación se consideró la información de dos núcleos
cortados en los yacimientos B-Inferior. El núcleo del pozo VLG-3716; ubicado al Sur
del área y el núcleo del pozo VLG-3781 ubicado en la parte central de la misma.
Cada núcleo posee análisis de propiedades básicas, mineralogía, análisis de facies,
paleoambientes y registros de pozo tales como: Gamma Ray, Gamma Ray Spectral,
Core Gamma Ray, Densidad y Neutrón (Tabla 10).
Tabla 10. Análisis Disponibles en el Estudio.
POZO PETROGRAFÍA XRD SEM EDX PROP. BÁSICASVLG-3716 X X X X XVLG-3781 X X X X X
4.2. Creación de Base de Datos A partir de la información disponible se realizaron base de datos en formato
excel para cada pozo control (VLG-3716 y VLG-3781) y por cada tipo de análisis
(registros de pozos, información de cabezales, petrografía, difracción de rayos X,
microscopía electrónica de barrido, energía dispersiva, análisis convencionales de
núcleo).
86
POZO RHOB_SINT RHOB_EDIT NPHI_N GR_N GR_SPECTRAL DT_EDITVLG-3647 X X XVLG-3648 X X XVLG-3650 X X XVLG-3652 X XVLG-3653 X X X XVLG-3659 X X XVLG-3660 X X XVLG-3665 X X X
VLG-3665A X XVLG-3667 X X X XVLG-3669 X XVLG-3672 X X X XVLG-3674 X XVLG-3675 X X XVLG-3677 X XVLG-3678 X X XVLG-3682 X XVLG-3683 X XVLG-3685 X X XVLG-3686 X X XVLG-3687 X XVLG-3688 X X XVLG-3689 X X XVLG-3690 X X X
VLG-3690A X X XVLG-3692 X X X
VLG-3692ST X X X XVLG-3694 X X X XVLG-3695 X X X XVLG-3696 X X X XVLG-3697 X X X XVLG-3698 X X X XVLG-3699 X X XVLG-3703 X X X XVLG-3706 X XVLG-3708 X X XVLG-3709 X X XVLG-3711 X X XVLG-3712 X X X XVLG-3713 X X X XVLG-3716 X X X X XVLG-3722 XVLG-3732 X X X XVLG-3738 X X XVLG-3751 X XVLG-3752 X X XVLG-3753 X X XVLG-3778 X X X XVLG-3781 X X X X XVLG-3838 X XVLG-3867 X X X XVLG-3887 X X XVLG-3888 X XVLG-3905 X X XVLG-3907 X X XVLG-3911 X X X X XVLG-3912 X X
VLG-3912ST X X
4.2.1. Registros de Pozos
Los registros de pozo son utilizados para realizar la calibración núcleo-perfil y
ubicar a profundidad de pozo las muestras tomadas en el núcleo. También se
utilizan para generar el modelo multimineral; realizando gráficos de correlación para
determinar puntos que obedecen a determinada respuesta en cada uno de los
registros. Estos puntos, se utilizan como dato de entrada para generar dicho
modelo.
En la siguiente tabla se presenta cada uno de los pozos con los registros
petrofísicos disponibles. Tabla 11. Registros Petrofísicos Disponibles por pozo en el Estudio.
87
4.2.2. Información del Cabezal de Registros de Pozos
La información de cabezal de los registros de pozo fue plasmada en una tabla
Excel (Tabla 12), ya que dicha información va a ser utilizada como data de entrada
para el pre-cálculo y generación del modelo Multimin en la herramienta Geolog.
Tabla 12. Data del Cabezal disponible en Registros de Resistividad.
A continuación se muestran los resultados del precalc (precálculo del Modelo
Multimin) realizado a partir de los datos de la tabla anterior (Figura 13).
88
Figura 13. Ventada con data de Entrada y Salida para el Precálculo del Modelo Multimin.
En la figura anterior se observa en la ventana de cálculo en color amarillo los
datos de entrada como temperatura de superficie, temperatura de fondo de pozo,
profundidad del tope y base del pozo, densidad del fluido de perforación,
resistividad de la muestra de lodo, filtrado y revoque. En color azul se presentan los
registros del pozo como caliper, densidad, factor fotoeléctrico y resistividad.
Mientras que en color verde se refleja la información de salida en registro continuo
(una vez realizado el precalc); temperatura de formación, presión de formación,
resistividad del lodo, filtrado, revoque, conductividad de la formación y
conductividad de la zona lavada.
4.2.3. Análisis Convencionales de Núcleos (Propiedades Básicas de la Roca)
Los dos núcleos sujetos a estudio presentan un análisis de propiedades básicas
de la roca, los cuales están constituidos por: porosidad, permeabilidad al aire y
permeabilidad Klinkenberg, densidad de grano, descripción litológica y saturaciones.
Estos datos fueron tabulados por separado para cada uno de los pozos.
89
A continuación se muestran las tablas 13 y 14, donde se agrupan los datos de
las propiedades básicas de los núcleos disponibles en el presente estudio:
Tabla 13. Propiedades Básicas de la Roca. Pozo VLG-3716.
Tabla 14. Propiedades Básicas de la Roca. Pozo VLG-3781.
90
PROFUNDIDAD Kaire (mD) Φ (%) K/Φ10740.3 289.00 13.70 21.0910758.4 114.00 13.30 8.5710797.4 236.00 15.60 15.1310799 133.00 15.10 8.8110800 106.00 18.20 5.82
10804.2 45.10 16.70 2.7010805 535.00 18.20 29.40
10811.3 64.20 14.60 4.4010824 137.00 18.00 7.6110826 14.90 16.60 0.90
10829.4 40.80 16.50 2.4710831 143.00 13.50 10.5910905 273.00 16.30 16.75
10908.3 54.70 14.30 3.8310911.9 55.40 12.60 4.4010913.5 40.40 12.60 3.2110924.6 3.32 13.60 0.2410934.9 223.00 16.60 13.4310937.4 760.00 17.70 42.9410943 1037.00 18.80 55.16
10948.9 612.00 19.50 31.3810952.3 259.00 11.40 22.7211004.4 1.67 12.90 0.1311027.7 0.72 14.20 0.0511127.4 5.88 15.60 0.3811212.5 19.60 17.60 1.1111213.5 6.80 17.30 0.3911227.3 12.90 16.20 0.8011229.4 65.10 14.30 4.55
VLG-3781PERMEABILIDAD AL AIRE Y POROSIDAD (1986)
4.2.4. Difracción de Rayos X (XRD) Se dispone de análisis de difracción de rayos X en los pozos VLG-3716 y VLG-
3781, estos análisis fueron organizados en tablas para cada uno de los pozos,
colocando en columnas separadas la fracción de roca total y la fracción de arcilla. A
continuación se puede apreciar la tabla 15, la cual contiene los datos del análisis
obtenido para cada una de las muestras:
Tabla 15. Análisis Difracción de Rayos X. Pozo VLG-3716 y VLG-3781.
91
Posteriormente, se procedió a realizar el cálculo de volumen de arcilla a partir de
los análisis de difracción de rayos X, inicialmente se toman los porcentajes de de
cada uno de los minerales presentes en cada una de las muestras, luego se calcula
la densidad de cada mineral, para obtener la densidad de la mezcla de minerales
que constituyen la roca. Se calcula el volumen de los minerales de arcilla y se hace
una suma de estos para obtener el VClay o volúmenes de minerales de arcillas
presentes. A continuación se muestra el cálculo de volumen de arcilla-XRD en los
pozos VLG-3716 y VLG-3781 (Tablas 16 y 17).
92
Tabla 16. Cálculo de volumen de arcilla-XRD VLG-3716.
XRDProfund Cuarzo Feld K Feld Plag Yeso Muscovita Calcita Dolomita Siderita Ankerita Pirita Caolinita Clorita Illita Dens Total Caolinita Clorita Illita VCLAY13827.00 1.188 0.282 0.210 0.046 0.000 0.081 0.000 0.000 0.000 0.000 0.234 0.231 0.413 2.684 0.087 0.086 0.154 0.32713830.00 0.713 0.000 0.052 0.023 0.000 1.463 0.085 0.040 0.183 0.050 0.104 0.000 0.028 2.741 0.038 0.000 0.010 0.04813830.92 0.528 0.051 0.000 0.000 0.000 1.057 0.000 0.000 1.129 0.050 0.026 0.000 0.000 2.841 0.009 0.000 0.000 0.00913836.58 1.769 0.000 0.105 0.000 0.085 0.163 0.000 0.000 0.488 0.000 0.104 0.000 0.000 2.713 0.038 0.000 0.000 0.03813837.00 1.426 0.077 0.052 0.000 0.056 0.867 0.000 0.000 0.153 0.000 0.052 0.000 0.000 2.683 0.019 0.000 0.000 0.01913840.58 1.610 0.000 0.393 0.023 0.000 0.081 0.000 0.040 0.000 0.000 0.234 0.165 0.138 2.684 0.087 0.061 0.051 0.20013841.50 2.218 0.000 0.131 0.046 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.130 0.066 0.055 2.646 0.049 0.025 0.021 0.09513893.00 1.954 0.128 0.000 0.000 0.000 0.027 0.000 0.000 0.000 0.000 0.312 0.132 0.110 2.663 0.117 0.050 0.041 0.20813988.00 2.270 0.102 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.156 0.066 0.055 2.650 0.059 0.025 0.021 0.10513993.00 2.244 0.000 0.131 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.130 0.099 0.055 2.659 0.049 0.037 0.021 0.10714007.25 2.297 0.000 0.079 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.104 0.099 0.083 2.661 0.039 0.037 0.031 0.10714010.58 2.218 0.077 0.052 0.000 0.000 0.027 0.000 0.000 0.000 0.000 0.156 0.066 0.055 2.651 0.059 0.025 0.021 0.10414045.00 2.616 0.008 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.002 0.001 0.014 2.640 0.001 0.000 0.005 0.00614080.00 2.376 0.000 0.052 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.130 0.033 0.055 2.646 0.049 0.012 0.021 0.08214081.50 2.376 0.077 0.026 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.078 0.066 0.028 2.651 0.029 0.025 0.010 0.06514082.08 2.218 0.000 0.105 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.182 0.099 0.055 2.658 0.068 0.037 0.021 0.12614085.08 2.323 0.000 0.131 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.104 0.066 0.028 2.652 0.039 0.025 0.010 0.07414087.25 2.350 0.000 0.131 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.104 0.033 0.028 2.645 0.039 0.012 0.010 0.06214091.83 2.582 0.010 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.034 0.002 0.012 2.640 0.013 0.001 0.004 0.01814100.67 2.440 0.087 0.000 0.000 0.001 0.000 0.000 0.008 0.000 0.000 0.056 0.006 0.045 2.642 0.021 0.002 0.017 0.040
DENSIDAD POR MINERAL VOLUMENVOLUMEN DE ARCILLA A PARTIR DEL ANALISIS DE DIFRACCIÓN DE RAYOS X VLG-3716
Tabla 17. Cálculo de volumen de arcilla-XRD VLG-3781.
4.2.5. Análisis Petrográfico De los análisis de descripción petrográfica disponibles correspondientes a los
pozos VLG-3716 y VLG-3781, se construyeron tablas con datos de textura,
composición mineralógica, tipo de cementos, tipos de matriz, tipo de contactos
entre granos, tamaño de los granos y tipos de porosidad. Adicionalmente, se
establecieron los promedios de cada mineral, porosidad y tipo de contactos entre
granos, con el fin de agrupar los eventos diagenéticos y conocer a través de esta
técnica la composición mineralógica.
XRDProfund Cuarzo Feld K Feld Plag Yeso Muscovita Calcita Dolomita Siderita Ankerita Pirita Caolinita Clorita Illita Dens Total Caolinita Clorita Illita VCLAY10757.25 1.874 0.128 0.026 0.023 0.000 0.000 0.057 0.040 0.000 0.000 0.338 0.066 0.110 2.662 0.127 0.025 0.041 0.19310797.25 2.165 0.077 0.052 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.208 0.066 0.083 2.651 0.078 0.025 0.031 0.13510800.00 1.452 0.000 0.183 0.000 0.000 0.000 0.000 0.040 0.122 0.000 0.806 0.000 0.055 2.658 0.303 0.000 0.021 0.32410804.42 2.429 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.061 0.000 0.104 0.000 0.055 2.649 0.039 0.000 0.021 0.06010811.42 2.138 0.128 0.000 0.000 0.000 0.027 0.000 0.000 0.000 0.000 0.208 0.099 0.055 2.656 0.078 0.037 0.021 0.13610815.17 2.218 0.077 0.026 0.000 0.000 0.027 0.000 0.040 0.000 0.000 0.104 0.099 0.083 2.673 0.039 0.037 0.031 0.10710825.92 1.848 0.000 0.105 0.000 0.000 0.027 0.000 0.040 0.122 0.050 0.390 0.000 0.110 2.692 0.145 0.000 0.041 0.18610829.42 2.323 0.000 0.079 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.092 0.000 0.130 0.000 0.028 2.651 0.049 0.000 0.010 0.05910837.25 2.112 0.000 0.131 0.000 0.000 0.000 0.057 0.079 0.000 0.050 0.078 0.165 0.055 2.727 0.029 0.061 0.020 0.10910842.72 1.874 0.000 0.157 0.000 0.000 0.000 0.000 0.040 0.519 0.000 0.130 0.000 0.000 2.720 0.048 0.000 0.000 0.04810887.00 2.402 0.000 0.079 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.104 0.033 0.028 2.646 0.039 0.012 0.010 0.06210897.33 2.455 0.000 0.079 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.052 0.033 0.028 2.646 0.020 0.012 0.010 0.04310908.33 2.165 0.077 0.052 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.208 0.099 0.055 2.656 0.078 0.037 0.021 0.13610913.50 2.297 0.000 0.079 0.000 0.113 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.078 0.066 0.028 2.660 0.029 0.025 0.010 0.06410925.92 2.270 0.000 0.079 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.183 0.000 0.104 0.000 0.028 2.664 0.039 0.000 0.010 0.04910934.92 2.508 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.052 0.066 0.028 2.654 0.020 0.025 0.010 0.05510941.92 2.482 0.000 0.026 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.052 0.066 0.028 2.653 0.020 0.025 0.010 0.05510990.17 1.399 0.282 0.183 0.000 0.000 0.000 0.000 0.119 0.000 0.000 0.338 0.330 0.083 2.734 0.124 0.121 0.030 0.27511003.17 1.214 0.000 0.314 0.000 0.000 0.000 0.085 0.158 0.000 0.050 0.650 0.231 0.055 2.759 0.236 0.084 0.020 0.33911026.17 1.874 0.000 0.393 0.000 0.000 0.000 0.000 0.158 0.000 0.000 0.130 0.132 0.028 2.715 0.048 0.049 0.010 0.107
DENSIDAD POR MINERAL VOLUMENVOLUMEN DE ARCILLA A PARTIR DEL ANALISIS DE DIFRACCIÓN DE RAYOS X VLG-3781
93
A continuación se puede apreciar las tablas 18 y 19 contentivas de los datos
anteriormente descritos.
Tabla 18. Análisis Petrográfico. Arena B-6. Pozo VLG-3716 (13840´-14100’75’’).
Tabla 19. Análisis Petrográfico. Arena B-6 (14020’ -14100’8’’). Pozo VLG-3781.
94
4.2.6. Análisis de Microscopía Electrónica de Barrido (MEB) y Análisis de Energía Dispersiva (EDX)
Para los análisis de microscopía electrónica de barrido, se analizaron un total de
60 muestras, de las cuales 33 corresponden al pozo VLG-3716 y 27 al pozo VLG-
3781. En la siguiente tabla se aprecia el grupo de muestras para cada pozo con su
respectiva profundidad:
Tabla 20. Distribución de Muestras para el Análisis de Microscopía Electrónica de Barrido. Pozos VLG-
3716 y VLG-3781.
Los análisis de energía dispersiva se realizaron a partir de los análisis de
microscopía de barrido electrónico. Esto debido a que los análisis EDX permiten
determinar los minerales presentes en las zonas donde no se logró identificar
claramente la morfología de los minerales que conforman la roca o donde se
requiere conocer la composición elemental de minerales ya conocidos. Por tanto,
para este estudio, este análisis permitió corroborar la composición de minerales y
arcillas mixtas cuya morfología no estaba bien definida.
En el área de estudio se cuenta con 7 análisis EDX, de los cuales 1 corresponden
al pozo VLG-3716 y 6 análisis al pozo VLG-3781. A continuación se presenta la tabla
21 con los datos de las muestras para cada uno de los pozos en estudio. Tabla 21. Análisis de Energía Dispersiva. Pozos VLG-3716 y VLG-3781.
POZO # MUESTRA SEM EDX POZO # MUESTRA SEM EDXVLG-3716 1 13893 (200µ) X VLG-3716 31 14109 (200µ) X VLG-3716 2 13893 (40µ) X VLG-3716 32 14109 (50µ)_1 X VLG-3716 3 13893 (13µ) X VLG-3716 33 14109 (50µ)_2 X VLG-3716 4 13893 (6.7µ) X VLG-3781 34 10757.21 (10µ) X VLG-3716 5 14021.5 (200µ) X VLG-3781 35 10757.21 (20µ) X VLG-3716 6 14021.5 (50µ) X VLG-3781 36 10797.21 (50µ) X VLG-3716 7 14021.5 (10µ) X VLG-3781 37 10800 (100µ) X XVLG-3716 8 14021.5 (100µ) X VLG-3781 38 10800 (50µ)_1 X XVLG-3716 9 14021.5 (10µ) X VLG-3781 39 10800 (50µ)_2 X XVLG-3716 10 14030.87 (200µ) X VLG-3781 40 10804.42 (20µ) X VLG-3716 11 14030.87 (20µ)_1 X VLG-3781 41 10804.42 (50µ) X VLG-3716 12 14030.87 (20µ)_2 X VLG-3781 42 10811.42 (100µ)_1 X VLG-3716 13 14030.87 (50µ)_1 X VLG-3781 43 10811.42 (100µ)_2 X VLG-3716 14 14030.87 (50µ)_2 X VLG-3781 44 10811.42 (100µ)_3 X VLG-3716 15 14045 (200µ) X X VLG-3781 45 10815.17 (100µ) X XVLG-3716 16 14045 (50µ) X X VLG-3781 46 10815.17 (10µ) X XVLG-3716 17 14045 (22µ) X X VLG-3781 47 10815.17 (50µ)_1 X XVLG-3716 18 14045 (40µ) X X VLG-3781 48 10815.17 (50µ)_2 X XVLG-3716 19 14045 (29µ) X X VLG-3781 49 10815.92 (50µ) X VLG-3716 20 14068 (500µ) X VLG-3781 50 10825.92 (50µ) X XVLG-3716 21 14068 (100µ)_1 X VLG-3781 51 10825.92 (20µ) X XVLG-3716 22 14068 (100µ)_2 X VLG-3781 52 10825.92 (40µ) X XVLG-3716 23 14080 (200µ) X VLG-3781 53 10829.42 (100µ) X XVLG-3716 24 14080 (20µ) X VLG-3781 54 10829.42 (50µ) X VLG-3716 25 14080 (50µ) X VLG-3781 55 10829.42 (20µ) X VLG-3716 26 14091 (200µ) X VLG-3781 56 10837.25 (10µ) X XVLG-3716 27 14091 (13µ) X VLG-3781 57 10837.25 (40µ) X XVLG-3716 28 14100 (20µ) X VLG-3781 58 10837.25 (50µ) X XVLG-3716 29 14100 (13µ) X VLG-3781 59 10848.17 (10µ) X VLG-3716 30 14100 (40µ) X VLG-3781 60 10848.17 (20µ) X
PROFUNDIDADPROFUNDIDAD
X
95
4.3. Manejo de Datos El manejo de datos consiste en la generación y análisis de gráficos de proporción
de minerales de arcillas, tendencias mineralógicas entre la calidad de roca y la
profundidad, correlaciones entre elementos radiactivos provenientes de los Gamma
Ray Spectral (correlación Torio-Potasio) y relaciones entre la porosidad y
permeabilidad asociada a cada uno de los ambientes sedimentarios. Así mismo se
utilizaron técnicas descriptivas a través de microscopios de luz polarizada y
electrónico para determinar la diagénesis y el hábitat de los minerales dentro de la
roca.
4.3.1. Análisis Convencionales de Núcleos (Propiedades Básicas de la Roca)
En base a la información disponible, se generaron gráficos de calidad de roca a
partir de los análisis de laboratorio de porosidad y permeabilidad (Figuras 14 y 15),
los cuales se asociaron con la mineralogía de arcillas, diagénesis y ambientes
sedimentarios con el fin de visualizar:
a) Los cambios que experimenta la calidad de roca con respecto a la profundidad:
En el caso del pozo VLG – 3716 (B- Inferior) se establecieron 3 niveles (Figura 14)
(alto, medio y bajo) en el eje de raíz K/PHI. Del mismo modo, se establecieron tres
zonas (Inferior a 25, 25 – 50 y superior a 50), tal como se describe a continuación:
1) Zona inferior a 25 (línea color naranja): representa una baja calidad en la roca
ocasionado por: mal escogimiento de grano aunado a la alta arcillosidad, cementos
96
calcáreo y algunas zonas de compactación que tapona los espacios porales de la
roca y resta conectividad.
2) Zona entre 25 y 50 (entre líneas color naranja y azul): representa moderada
calidad de roca, los espacios porales se encuentran parcialmente limpios, con poros
elongados. El impacto que se evidencia sobre la roca es debido a la compactación
mecánica.
3) Zona superior a 50 (línea color azul): representa la mejor calidad de roca, el
espacio poral se encuentra muy bien conectado, con poros mesoporos y
macroporos; algunos formados por el proceso diagenético de disolución. Algunas
arcillas que ocluyen los espacios porales se pueden observar pero la mayoría
presenta disolución y algunas veces signos de transformación pero este fenómeno
es muy puntual.
b) La calidad de la roca asociada al ambiente sedimentario y las características
texturales que impactan en la calidad de la roca: En el caso del pozo VLG-3716, la
relación raíz de K/PHI con respecto a la profundidad asociada a los ambientes
sedimentarios se aprecian 4 zonas de base a tope (Figura 14). La primera zona
corresponde al segmento fluvio estuarino basal, cuya facies predominante está
constituida por los canales fluvio estuarinos apilados con moderada a baja calidad
de roca, debido principalmente al pobre escogimiento dado principalmente en zonas
con bandeamientos por tamaño de grano, materia orgánica carbonosa y siderita.
La segunda zona es el segmento delta de cabecera con facies predominante de
canales deltaicos de plano alto a bajo, caracterizado por presentar baja a moderada
calidad de roca producto de niveles de arcillosidad. Del mismo modo, se observan
puntuales intervalos de buena calidad inherentes a la disolución de arcillas,
feldespatos y algunas microfracturas presentes.
La tercera zona es el segmento fluvio estuarino de la parte media superior,
presenta la mejor calidad de roca y se encuentra asociada principalmente a canales
de grano medio con ocasional grueso bien escogidos, los niveles de conectividad
entre los poros es mucho mayor con puntual presencia de arcilla.
La cuarta zona es el segmento marino que se caracteriza por la baja calidad de
roca producto del retrabajo de sedimentos, cementación calcárea y arcillosidad
97
hacia el tope. Algunos intervalos muestran moderada calidad de roca asociada a la
disolución del cemento calcáreo y algunas conchas.
A continuación se muestra el gráfico de calidad de roca con respecto a los
ambientes sedimentarios y propiedades petrofísicas en B – Inferior del pozo VLG-
3716 (Figura 14):
BAJO MODERADO ALTO
BAJO MODERADO ALTO
Figura 14. Mapa de ubicación de Efectos diagenéticos en B-Inferior VLG-3716.
En el pozo VLG-3781 (Figura 15), se puede apreciar que la zona de baja calidad
de roca está asociada a sedimentos altamente arcillosos, zonas de compactación y
baja conectividad entre los espacios porales. La zona de moderada calidad se asocia
a la presencia de arcilla, baja conectividad y niveles de compactación mecánica.
En algunas zonas se observa el microfracturamiento de partículas de cuarzo con
el incremento de subpartículas que ocasionan bajo escogimiento y por ende
disminuye la conectividad de los espacios porales. La zona de mejor calidad de roca
exhibe al igual que el pozo anterior macroporos y mesoporos subredondeados y
98
elongados que permiten una mayor conectividad de los espacios porales, la arcilla
persiste pero en menor cantidad y se presenta generalmente en etapas tempranas
de disolución. A continuación se muestra el mapa de ubicación de efectos
diagenéticos en B – Inferior del pozo VLG-3781 (Figura 15):
FLUVIO
ESTUARINO
MARINO
BAJO MODERADO ALTO
FLUVIO
ESTUARINO
MARINO
FLUVIO
ESTUARINO
MARINO
BAJO MODERADO ALTO
Figura 15. Mapa de ubicación de Efectos diagenéticos en B-Inferior VLG-3781.
Del mismo modo, se presenta el gráfico de relación porosidad / permeabilidad vs
profundidad con las litofacies sedimentarias, tal como se muestra en la siguiente
figura:
99
Figura 16. Gráfico de relación porosidad / permeabilidad vs profundidad con las litofacies
sedimentarias.
4.3.2. Difracción de Rayos X (XRD)
A partir de los datos obtenidos de la base de datos de difracción de Rayos X, se
realizaron gráficos de áreas donde se aprecia la proporcionalidad vertical de cada
una de las arcillas más predominantes (Figura 17 y 18). En el pozo VLG-3716
(Figura 17), la caolinita es la arcilla que tiene las mayores proporciones, seguida de
la illita y la clorita, las cuales se presentan con mayor proporción hacia el tope de la
secuencia vertical. Una integración con los ambientes sedimentarios, permite
observar que hacia la base, en el ambiente fluvio-estuarino se presentan las
menores proporciones de arcillas; en el caso de la caolinita no alcanza el 3,65%
mientras que la clorita y la illita presentan un promedio aproximado del 1,2%; esto
obedece a que a este nivel estratigráfico los intervalos de areniscas son más limpios
con un contenido de cuarzo superior al 90%.
100
Hacia la zona central de la secuencia el muestreo es menor pero se puede
apreciar que en el ambiente del delta de cabecera, el incremento es mayor con
respecto al anterior ambiente; la caolinita se encuentra en un promedio de 5,5%,
mientras que la clorita e illlita presentan un promedio del 3%. El contenido de
cuarzo disminuye un 5% con respecto al ambiente anterior.
En el ambiente fluvio estuarino ubicado al tope solo fue tomada una muestra en
un intervalo heterolítico, la cual no es representativa. Sin embargo, este ambiente
se comporta como el de la base salvo que el contenido de cuarzo según la
descripción del núcleo, incrementa +/- 5% con respecto al de la base, lo cual indica
que la cantidad de arcilla es menor, solo en las zonas infrayacentes y suprayacentes
que se ven afectadas por las zonas heterolíticas y transgresivas que muestran
incrementos considerables en la arcillosidad.
Continuando hacia el tope en la secuencia vertical, se presenta hacia la parte
inferior del ambiente marino, una disminución drástica de los niveles de arcillosidad,
lo cual se puede observar en el grafico siguiente (Ver figura 17); este fenómeno
obedece a la presencia de material calcáreo cementante asociado según la
descripción sedimentológica a un Lag Transgresivo compuesto por conchas de
pelecípodos, carbonato micrítico y siderita. Hacia el tope los niveles arcillosos
incrementan a medida que el carbonato va desapareciendo.
101
Figura 17. Gráfico de Proporción de Arcillas. Pozo VLG-3716.
Con respecto al núcleo del pozo VLG-3781 tomado hacia la base del B-6 (Ver
Figura 18), específicamente en el ambiente delta de cabecera y fluvio estuarino. La
proporción de minerales en el ambiente fluvio estuarino presenta en general las
menores proporciones de arcilla. Al igual que el pozo anterior; la arcilla
predominante es la caolinita con un promedio del 5%, seguida por la clorita e illita
cuyo promedio es de 2,44% y 1,69%, respectivamente.
En el ambiente de delta de cabecera, la arcillosidad aumenta considerablemente,
la caolinita continua siendo la de mayor proporción y en este ambiente presenta un
promedio del 17%, mientras que el de la clorita es de 2% e illita de 3%. Es
importante mencionar que este pozo se encuentra más al Norte del área en estudio
y la tendencia general es que hacia esa zona la arcillosidad incrementa, debido a la
proximidad del mar. A continuación se muestra el gráfico de proporcionalidad de
minerales de arcilla del pozo VLG-3781 (Figura 18).
102
1075710797
1080010804
1081110815
1082610829
1083710843
1088710897
1090810914
1092610935
10942
Clorita
IllitaCaolinita
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
%
Profundidad (pies)
PROPORCIÓN DE MINERALES DE ARCILLA VLG-3781
1075710797
1080010804
1081110815
1082610829
1083710843
1088710897
1090810914
1092610935
10942
Clorita
IllitaCaolinita
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
%
Profundidad (pies)
PROPORCIÓN DE MINERALES DE ARCILLA VLG-3781
Figura 18. Gráfico de Proporción de Arcillas. Pozo VLG-3781.
4.3.3. Análisis Petrográfico
A partir de la visualización detallada de las secciones finas realizadas en el
microscopio de luz polarizada, se analizaron las características texturales de la roca,
así como su composición mineralógica. Esto permitió generar la secuencia de
eventos diagenéticos que impactan de manera positiva y negativa en la roca. Así
mismo, se logró identificar los estados diagenéticos presentes, a través de
características texturales definidas para cada uno de ellos.
La explicación más detallada inherente a las características mencionadas se
presenta en el punto 4 relacionado con la integración de los datos.
4.3.4. Análisis de Microscopía Electrónica de Barrido (MEB) y Análisis de Energía Dispersiva (EDX)
103
Los datos de microscopía de barrido electrónico y energía dispersiva,
corresponden a imágenes y espectros obtenidos a partir de la exploración y análisis
de las muestras en un microscopio electrónico.
Las imágenes y los espectros fueron clasificados y ubicados dentro de carpetas
por pozo y profundidad, para luego ser descritas; tomando en cuenta las
características de la estructura interna de la roca, la distribución de los minerales de
arcilla ubicados dentro del espacio poral y la superficie de los granos. Así como, la
presencia de minerales accesorios inmersos dentro de la estructura de la roca.
Del mismo modo, por medio de estos análisis se pudo ver a grandes rasgos el
efecto de los carbonatos y arcillas entre las partículas de cuarzo, los cuales crean
corrosión sobre los remates policristalinos de las partículas de cuarzo e inhiben los
sobrecrecimientos (cementación) responsables de la dureza y la resistencia de la
roca.
Así mismo, los análisis de energía dispersiva se clasificaron dentro de carpetas
por pozo y profundidad. Fueron utilizados en paralelo y como complemento al
análisis de microscopia de barrido, para poder identificar la composición elemental
de los minerales que conforman la roca, identificar minerales cuya morfología no
está bien definida; en este caso a las arcillas mixtas, así como también minerales
arcillosos que se presentan en forma de agregados alterados.
Como se mencionó anteriormente, el análisis de energía dispersiva se utiliza
para complementar la información de microscopía de barrido electrónico. En este
caso se tomaron puntos en zonas que estaban afectando a los poros y en gargantas
porales afectadas por especímenes minerales que restaban espacio poral en la roca.
En la tabla 24, se presenta la composición elemental de cada una de las muestras,
los elementos que más predominan es el aluminio, silicio y hierro. El Al y el Si están
asociados generalmente a arcillas (grupo de los aluminosilicatos), el Fe se asocia a
zonas de oxidación y a las arcillas férricas como la clorita principalmente. El calcio y
el magnesio están asociados también a los cementos calcáreos y dolomíticos
diseminados, mientras que el sodio y el potasio están asociados a los feldespatos y
algunas arcillas mixtas. El azufre y el hierro en este caso, son los elementos que
definen a la pirita, cuya composición es FeS (muestra a 10825.08').
104
La primera imagen de microscopía de barrido (Figura 19) muestra a la pirita
framboidal creando colonias y flotando sobre una mezcla de arcilla (arcillas mixtas).
El espectro que se muestra en la parte inferior de la imagen corresponde a un EDX
realizado sobre uno de los framboides de pirita, se observa el pico de hierro y en
menor proporción el de azufre lo que determina la composición de este mineral
(sulfuro de hierro).
El segundo espectro (Figura 20) fue realizado sobre las placas
pseudohexagonales apiladas como libros cuya morfología es característica de la
caolinita, el espectro muestra la predominancia elemental del silicio y el aluminio, lo
cual corrobora la composición de este mineral.
Figura 19. Espectro de Composición Mineral. Pirita Framboidal.
105
Figura 20. Espectro de Composición Mineral. Placas Pseudohexagonales. 4.4. Integración de los Datos
La integración de los datos mineralógicos comienza con el análisis e
interpretación de todos los gráficos de proporción de minerales, imágenes y
características texturales y diagenéticas de la roca. Se hace un análisis de la
variabilidad de la calidad de roca, porosidad y permeabilidad con respecto a la
profundidad y el fenómeno que posiblemente las afecta integrándolos con las
imágenes petrográficas y de microscopía electrónica de barrido en un punto o
intervalo en particular. Lo importante y útil de este estudio es determinar cuales son
las arcillas que predominan y que efectos post depositacionales afectan
considerablemente a la roca.
4.4.1. Evaluación Diagenética a partir de los Análisis Petrográficos
Los procesos diagenéticos actuantes, responsables de los cambios post-
depositacionales ocurrentes en los sedimentos del Eoceno Alto de Ceuta son: físicos,
químicos, físico-químicos y bioquímicos; afectando la composición mineralógica y a
los fluidos intersticiales contenidos en los sedimentos, que tienden a litificarse a
presiones y temperaturas moderadas, alcanzando una estabilidad y equilibrio a
través del tiempo, sin llegar al estado más incipiente del metamorfismo. Los
procesos diagenéticos característicos destacados en los sedimentos estudiados que
actúan en la transformación de estos en roca se agrupan en dos grandes grupos y
constan de:
d) Primarios: Compactación, Solución por Presión y Cementación.
e) Secundarios: Disolución, Descementación, Lixiviación y Fracturamiento.
La diagénesis produce una disminución de los parámetros petrofísicos de la
arenisca reservorio, mediante sus procesos diagenéticos actuantes: compactación,
cementación y autigénesis, las cuales reducen los espacios porales primarios y la
permeabilidad de la roca reservorio. Sin embargo puede ocurrir una preservación o
aumento de los intersticios porales en la roca reservorio, mediante procesos
106
diagenéticos secundarios tales como: disolución, lixiviación, descementación y
fracturamiento que podrían generar porosidad secundaria.
A continuación se describen los procesos diagenéticos visualizados que causan
mayor impacto en la calidad de las rocas correspondientes a las unidades del
Eoceno del Alto de Ceuta.
4.4.1.1. Proceso de Bioturbación
Es el Proceso típico de la diagénesis más temprana en los que se produce la
modificación de un depósito sedimentario por actividad de organismos. La
bioturbación es la modificación de un sustrato. Las estructuras de bioturbación son
las:
a) Impresiones (furrows): pisada (tracks), rastro o rastrillada (trackway) y pistas
(trails).
b) Excavaciones (burrows).
Los sedimentos de la unidad B-inferior, visualizados en los núcleos VLG-3716 y
VLG-3781 se presentan como secuencias de areniscas con intercalaciones de
arena/lutita. Se observa un alto y variado grado de bioturbación constituidos por
madrigueras hechas por microorganismos que modificaron considerablemente la
calidad y estructura de la roca original.
Las unidades correspondientes al Eoceno B-Inferior presentan intervalos con una
alta actividad de bioturbación (ver Figura 21) creada por los microorganismos. Las
medidas de porosidad y permeabilidad tomadas en este punto evidencian una baja
permeabilidad debido a la alteración interna que sufrió la estructura principal de la
roca. En este sentido, el impacto que la bioturbación crea es considerable, ya que
forma zonas de muy baja permeabilidad producto del proceso de excavación y
reordenamiento de los minerales de arcilla alrededor de las estructuras causadas
por los organismos productores.
107
Figura 21. Núcleo VLG-3716 (13845'-13846'). Proceso de bioturbación.
4.4.1.2. Proceso de Disolución y Creación de Porosidad
La disolución es un proceso diagenético frecuente y benéfico para los
yacimientos, ya que crea porosidad secundaria. Suele actuar entre 2 y 3 Km de
profundidad y puede remover tanto a los cementos como a los clastos (en especial
componentes metaestables como feldespatos y algunos máficos).
La disolución puede producirse en agua pura, con CO2, con ácidos orgánicos o
con sales disueltas. Los silicatos se tornan más solubles con el aumento de
temperatura, mientras que la presencia de ácidos orgánicos promueve la alteración
de los feldespatos y minerales máficos. Por su parte, los carbonatos son mucho más
solubles en condiciones de pH ácido y en aguas salinas.
La disolución puede ser congruente o incongruente. La disolución congruente
sucede en partes de un mineral sin que la porción no disuelta del mismo sea
modificada. En cambio la disolución incongruente hace que la parte remanente (no
disuelta) del mineral se altere a otro mineral.
El efecto de estas dos disoluciones representan uno de los procesos más
relevantes en los sedimentos de la unidad B-Inferior de los pozos VLG-3716 y VLG-
3781. La disolución congruente sucede principalmente en algunas zonas con
sobrecrecimientos secundarios de cuarzo, conservándose una porción de este, la
cual no es modificada. Por otro lado, la disolución incongruente se da
108
predominantemente en las partículas de feldespatos y partículas de fragmentos de
roca, las cuales se alteran a minerales de arcillas (por ejemplo; caolinita).
La disolución incongruente es la que lleva a la generación de caolinita a
expensas de feldespato potásico. La disolución es muy común en estos sedimentos
y ocurren principalmente en partículas de rocas, arcillas (caolinita) y feldespatos
potásicos. En la cementación secundaria se observan remanentes de disolución
principalmente asociada a la corrosión causada por ciertos carbonatos de calcio y
hierro durante el reemplazo, ubicados en las caras de los sobrecrecimientos
secundarios de cuarzo.
En las microfotografías de los núcleos VLG-3716 (13840'-A) y VLG-3781
(10811'5''-B) mostradas en la Figura 22 A y B, se puede apreciar la disolución (D)
creada sobre la superficie de un fragmento de roca, la cual genera porosidad
secundaria. Nótese también que algunos granos cercanos muestran signos de
incipiente disolución.
Figura 22. Proceso de Disolución y Creación de Porosidad. Pozo VLG-3716 (13840’-A) y VLG-3781
(10811.42’-B).
La disolución de la caolinita como cemento y la disolución de pseudomatriz rica
en hierro, se puede apreciar en la siguiente imagen del pozo VLG-3781 (10900'2''-
A) (Ver Figura 23A), la disolución de cemento de caolinita autigénica se visualiza en
la microfotografía del pozo VLG3716 (14091'-B) (ver Figura 23B) asociada a la
pseudomatriz rica en hierro y magnesio con posible material carbonoso residual y
micropartículas asociadas de pirita.
109
Figura 23. Disolución de la Caolinita. Pozo VLG-3781 (10900.17'-A) y VLG-3716 (14091'-A).
La disolución de partículas de feldespato (albita), pozo VLG-3716 (14079'- A)
(Ver Figura 24A) y VLG-3781 (14908'4''-B) (Ver Figura 24B), son muy comunes,
siendo favorables para la creación de porosidades secundarias.
Figura 24. Disolución de partículas de feldespato (albita). Pozo VLG-3716 (14079'- A) y VLG-3781
(14908'4''-B). 4.4.1.3. Proceso de Compactación
Este proceso consiste en la pérdida de volumen de sedimento lo que lleva al
decrecimiento de la porosidad producido por fenómenos de sobrecarga y esfuerzos
tectónicos. La compactación inicial conduce a la pérdida de agua que satura a los
sedimentos y a un incremento en el empaque de los granos.
110
La compactación física profunda es producida por la presión litostática o de
sobrecarga y se manifiesta en el reordenamiento mecánico de los granos hacia un
empaque más apretado. En el Alto de Ceuta a nivel de B-Inferior, principalmente
hacia el Norte del área, específicamente en el pozo VLG-3781, el tamaño de los
granos tiende a ser variable desde muy fino a grueso, debido a la inestabilidad
entre las partículas y a los efectos de esfuerzos a los cuales son sometidos. Se
observan microlíneas de debilidad en diferentes sentidos sobre la superficie de los
granos que con el aumento de la compactación tienden a fallar generando
micropartículas, las cuales se alojan en las gargantas porales con arcillas mixtas
asociadas, tal como se presenta en el pozo VLG-3781.
Otro característica que se presenta, son las microlíneas de debilidad, las cuales
son características de los esfuerzos que actúan sobre los sedimentos, tal como se
observa en la figura 25 que se presentan a continuación: (VLG-3781-10837'3''-
Figura 25A; VLG-3781-10897'4'- Figura 25B; VLG-3716-13893'- Figura 25C; VLG-
3781-10815'2'- Figura 25D).
Figura 25. Proceso de Compactación. (VLG-3781-10837'3''- A; VLG-3781-10897'4'- B; VLG-3716-
13893'- C; VLG-3781-10815'2'- D).
111
En el Eoceno B, las areniscas del pozo VLG-3781, alcanzan niveles moderados
de compactación e impacto de esfuerzos, se observa alta inestabilidad en las
partículas de cuarzo, lo cual demuestra un efecto considerable de los esfuerzos
actuantes sobre la roca. También las areniscas correspondientes al VLG-3716
presentan moderado efecto pero con escasos signos de inestabilidad en las
partículas que conforman el esqueleto de la roca.
Los efectos más impactantes de compactación observados en los sedimentos del
Eoceno Alto de Ceuta son los siguientes: presión-solución, flexurización de las
micas, deformación rígida (partículas de carbonatos, granos de silicatos),
deformación dúctil y plástica de clastos “blandos” (clastos de arcillas). En este
último caso, muchos litoclastos o incluso nodulaciones de arcilla y/o carbonatos de
hierro (siderita) producto de la diagénesis temprana, pueden ser aplastados y
deformados presentándose como pseudomatriz. Otro aspecto relevante observado y
mencionado antes es la generación de microlíneas de debilidad y la generación de
micropartículas producidas por la fallas en los granos.
4.4.1.4. Proceso de Compactación Química: Disolución por Presión
Este es un fenómeno que se produce entre los granos, en los puntos de contacto
y se atenúa cuando los espacios porales de las arenas están ocupados por
argilominerales o han sido cementados tempranamente. Se manifiesta por:
contactos de tipo cóncavo-convexo, como en el caso del pozo VLG-3781-10811'5''
(Figura 26A), 10842'8'' (Figura 26B) (si uno de los granos posee mayor
predisposición a la disolución).
112
Figura 26. Contactos de tipo cóncavo-convexo. VLG-3781-10811'5'-A, 10842'8''-B.
Las estiloláminas son características del efecto de compactación química. En la
siguiente figura del pozo VLG-3781 a 10913.50' (Figura 27), se observa la
estilolámina formada en los límites de los granos de cuarzo.
Figura 27. Estilolámina VLG-3781-10913.5'.
113
4.4.1.5. Proceso de Cementación
El proceso de cementación consiste en la precipitación masiva de sustancias
autígenas en los poros de las rocas. En las areniscas es uno de los más importantes
procesos de litificación y de reducción de la porosidad primaria. La cementación
ocurre durante las etapas tempranas y tardías de la diagénesis. En las areniscas
que conforman las unidades estudiadas correspondientes al Eoceno Alto de Ceuta,
los cementos más comunes son los silíceos y los calcáreos. También actúan como
cementos la caolinita y algunos minerales de hierro de manera aislada.
Estos procesos diagenéticos son comunes y fácilmente reconocibles,
involucrando procesos químicos que se realizan principalmente entre los
componentes del sedimento (minerales inestables) y las soluciones iónicas
presentes en las aguas porales. Por lo cual estos componentes inestables son
alterados y posteriormente disueltos para dar lugar a la formación de nuevas
especies estables.
Los procesos químicos interactuantes y que causan de igual manera un alto
impacto son los parámetros físico-químicos (Eh, pH) y los parámetros
termodinámicos (P y T°), estos explican las diferentes asociaciones mineralógicas
autigénicas y cementantes en los sedimentos.
La Autigénesis es la neoformación de un mineral detrítico o la formación de un
nuevo mineral en el medio ambiente diagenético de un sedimento. Presentándose
principalmente en las secuencias arenosas del Eoceno bajo dos formas:
sobrecrecimiento secundario (Ver Figura 28) y cemento.
114
Figura 28. Sobrecrecimiento secundario de cuarzo VLG-3781-10811'5''.
El Sobrecrecimiento ocurre sobre minerales originales, que según sea la
adición (adsorción) de iones nuevos en las aguas intersticiales combinadas con el
efecto de presión-solución pueden originar recristalizaciones, a partir de un
núcleo (mineral original), que pueden llegar a mostrarse bajo formas ehuedrales.
A continuación se muestra una microfotografía (Figura 29) obtenida de los
análisis de microscopía de barrido en el pozo VLG-3716 a 13893', en la que se
puede visualizar la forma euhedrales de los granos de cuarzo.
Figura 29. Planos de sobrecrecimiento y formas euhedrales. VLG-3716 (13893').
De igual manera, la presencia del chert se muestra como un agregado de
cuarzo microcristalino (Ver figura 30) que puede ser originado diagenéticamente
como un mineral autigénico o a veces detrítico procedente de áreas madres
sedimentarias (rocas metamórficas). Su reconocimiento microscópico se
visualiza principalmente por agregarse en cristales interpenetrados de hábito
subhedrales equidimensionales, presentándose en cantidades que oscilan entre 2
y 6%.
115
Figura 30. Presencia de Chert, VLG-3781-10800’.
Como se indicó anteriormente, el proceso diagenético de cementación resulta
de la precipitación de material nuevo en los intersticios de un sedimento,
produciendo la consolidación por la unión de los granos originales entre sí. Entre
las principales sustancias encontradas en las areniscas del Eoceno Alto de Ceuta,
tenemos las calcáreas (calcita), silíceas (cuarzo secundario) y arcillosas. Esto,
pudo ocurrir contemporáneamente con la sedimentación, o bien, el material de
cementación pudo también ser introducido en una época posterior.
La cementación por caolinita se presenta con frecuencia en la mayoría de los
pozos. La caolinita es la arcilla más predominante en el área, encontrándose en
todos los niveles estratigráficos. En el estudio petrográfico se observó la
presencia de minerales cementantes como: cuarzo secundario (VLG-3781-
10887'- Ver Figura 31A y VLG-3781-10887'- Ver Figura 31B), calcita (VLG-3781-
10925'10'' - Ver Figuras 32 A y B) y caolinita (VLG-3781-10800'- Ver Figura 33A
y VLG-3716-13890'- Ver Figura 33B) como la arcilla predominante.
116
Figura 31. Cementación por cuarzo secundario. Pozo VLG-3781 (10887').
Figura 32. Cementación por calcita. Pozo VLG-3781 (10925'10'').
Figura 33. Cementación por caolinita. Pozo VLG-3781 (10800'-A) y VLG-3716 (13890'-B).
4.4.2. Estados Diagenéticos 4.4.2.1. Diagénesis Temprana
El estado diagenético Temprano (20°C – 80°C) está caracterizado por:
a) Procesos de Compactación mecánica, evidenciados por la deformación y
flexuración de fragmentos líticos dúctiles, micas. Ver figura 34 (A) VLG-3781-
10757’3’’; (B) VLG-3716-14091’.
117
Figura 34. Procesos de Compactación mecánica.
b) Reemplazo de cuarzo por calcita. Ver la Figura 35 VLG-3781-10925’10’’
Figura 35. Reemplazo de cuarzo por calcita. VLG-3781-10925’10’’.
c) Recristalización de la matriz arcillosa (Figuras 36 (A) VLG-3781-10800’; (B)
VLG-3781-10900’2’’.
Figura 36. Recristalización de la matriz arcillosa.
118
d) Alteración de plagioclasa vista a través de microscopía de barrido y análisis
de energía dispersiva en el pozo VLG-3781 -10925’10’’. (Ver figura 37).
Figura 37. Alteración de plagioclasa. e) Disolución de fragmentos líticos y matriz arcillosa (Figura 38 (A) VLG-3716-
14091’ (B) VLG-3781-10925’10’’).
Figura 38. Disolución de fragmentos líticos y matriz arcillosa.
f) Alteración de feldespatos (Ver Figura 39 (A) VLG-3716-13840’; (B) VLG-
3781-10837’3’’).
119
Figura 39. Alteración de feldespatos.
4.4.2.2. Diagénesis Intermedia
Los efectos diagenéticos intermedios (80°C- 120°C- 160°C), producen una
pérdida de porosidad primaria debido principalmente a:
a) Precipitación de cemento de caolinita a partir del fluido de poro
enriquecido en aluminosilicatos, la cual comienza en la parte más temprana de la
diagénesis intermedia. Esta caolinita se interpreta como autigénica por los
siguientes criterios: ausencia de mezcla con cuarzo u otros minerales (Figura
40A - VLG-3716 (13890’) y 41A VLG-3781) y arreglo en “libros”, tal arreglo de
cristales excluye el transporte (Figura 40B VLG-3716 (13890’) y 41B VLG-
3781).
Figura 40. Precipitación de Cemento (A) y (Arreglo en libros (B) VLG-3716 (13890’).
200 μm
A B
120
Figura 41. Precipitación de Cemento (A) y Arreglo en libros (B) VLG-3781 (10800’).
b) Los efectos físicos de compactación progresan haciendo los contactos más
apretados (longitudinales y cóncavo-convexos con tendencia al suturamiento,
también se presentan microfracturas intragranulares o líneas de debilidad
entre las partículas de cuarzo producto de los esfuerzos que actúan. Las
microfotografías petrográficas (Figura 42A) y de microscopía electrónica
(Figura 42B), muestran los contactos longitudinales entre los granos con
tendencia al suturamiento.
Figura 42. Contactos longitudinales entre los granos con tendencia al suturamiento VLG-3781 – 10797’3” (A) – 10829’5” (B).
En el pozo VLG-3716, los contactos longitudinales y cóncavos-convexos se
pueden apreciar en la lámina petrográfica (Figura 43A). En la microfotografía de
A B
121
microscopía de barrido (Figura 43B) se observan los contactos que ocurren entre las
caras o remates planos de los sobrecrecimientos secundarios de cuarzo.
Figura 43. Contactos longitudinales y cóncavos-convexos VLG-3716 – 13874’ (A) – Contactos que ocurren entre las caras o remates planos de los sobrecrecimientos VLG-3716 - 10893’ (B).
Los efectos de inestabilidad y microfracturamiento interparticular es más
predominante en el pozo VLG-3781, debido al alto tectonismo post depositacional y
a los esfuerzos actuantes ocurridos en el área (Ver Figura 44).
Figura 44. Efectos de inestabilidad y microfracturamiento interparticular VLG-3781 – 13897’4” (A) – 10815’2” (B).
Los demás efectos diagenéticos, en esta etapa, están representados por:
a) Ilitización incipiente de la caolinita.
A B
122
b) Cloritización de las micas.
c) Continúa la recristalización de la matriz hasta grados de ilitización.
d) Continúa la alteración de los feldespatos a arcillas.
e) Continuación del desarrollo de porosidad secundaria por disolución de
fragmentos líticos y matriz arcillosa.
4.4.2.3. Diagénesis Tardía
Los efectos diagenéticos intermedios (160°C - >°C), producen una pérdida de
porosidad primaria debido principalmente a:
a) Formación de muscovita (Ver Figura 45).
Figura 45. Formación de muscovita.
b) Alteración de feldespatos a caolinita (Ver Figura 46).
123
Figura 46. Alteración de feldespatos a caolinita.
c) Formación de otros minerales de arcilla (Ver Figura 47).
Figura 47. Formación de otros minerales de arcilla.
d) Presencia de pirita asociada a material orgánico residual. (Ver Figura 48).
Figura 48. Presencia de pirita asociada al posible hidrocarburo residual.
Una vez concluido el análisis diagenético se procedió a realizar una tabla donde
se muestra la secuencia de eventos diagenéticos a nivel de B-Inferior (B-6) en el
124
Alto de Ceuta asociados a los estados diagenéticos que incluyen la diagénesis
temprana, intermedia y tardía. Cada evento indica dentro de los estados
diagenéticos el impacto que causan estos sobre la roca. Las líneas de color amarillo
indican el efecto positivo sobre la porosidad de la roca mientras que la línea roja
indica el efecto negativo sobre la roca (Figura 49).
Se observa también que la mayoría de los eventos diagenéticos están asociados
a la arcillas en un 60%, mientras que los asociados a la precipitación y reemplazo
de carbonatos, así como la cementación de cuarzo y calcita representan el 40% de
los eventos.
Es importante mencionar que el principal evento diagenético que ayuda a
mejorar la calidad de la roca es la disolución y moderadamente la alteración de
feldespatos que algunas veces se lixivian completamente ayudando también al
desarrollo de porosidad secundaria.
126
Figura 49. Secuencia de eventos Diagenéticos.
DIAGÉNESIS
Precipitación Temprana de Carbonato
Reemplazo de Cuarzo por Calcita
Recristalización de la Matriz Arcillosa
Disolución de Fragmentos Líticos y Arcilla
Cementación por Calcita
Alteración de Feldespatos
Precipitación de Cemento de Caolinita
Ilitización Incipiente de la Caolinita
Cloritización de las Micas
Disolución de Carbonato
Disolución de Cemento de Caolinita
Sobrecrecimiento de Cemento Silíceo
Efecto Positivo sobre la Porosidad Efecto Negativo sobre la Porosidad
TEMPRANA INTERMEDIA TARDÍA
SECUENCIA DE EVENTOS DIAGENÉTICOS EOCENO ALTO DE CEUTAB-INFERIOR
127
El gráfico que a continuación se presenta (Figura 50), muestra la proporción de
los efectos diagenéticos positivos y negativos que tienen impacto en la porosidad
de la roca, según la secuencia de eventos diagenéticos.
38%
62%
EFECTO POSITIVO Φ EFECTO NEGATIVO Φ
Figura 50. Efectos diagenéticos positivos y negativos B-Inferior.
Posteriormente, se realizó un mapa (Figura 51) donde se ubicaron los eventos
diagenéticos más relevantes en cada uno de los pozos estudiados. El área del
recuadro verde corresponde al pozo VLG-3781 y entre los eventos diagenéticos más
relevantes se encuentra la disolución que es favorable para la calidad de roca,
también se observa presencia de efectos desfavorables como el sobrecrecimiento
secundario de cuarzo, precipitación de caolinita, transformación de arcillas y
compactación mecánica. En este pozo se logró visualizar un fenómeno característico
de los altos esfuerzos actuantes en esta zona, que son las líneas de debilidad que se
forman en la superficie de los granos de cuarzo y crean subpartículas que pueden
generar taponamiento en conjunto con las arcillas mixtas presentes.
Hacia el Sur, la zona azul, muestra que el principal efecto continúa siendo la
disolución, mientras que los sobrecrecimientos de cuarzo son mayores y el
aumento de la compactación mecánica es evidente. Las transformaciones de arcillas
producto del soterramiento también son mayores en algunos intervalos.
La flecha roja hacia el Norte indica que existe un aumento en la arcillosidad
principalmente de la caolinita, mientras que la flecha roja al Sur indica que existe un
aumento de arcillosidad principalmente arcillas con altos niveles diagenéticos de
128
transformación. Sin embargo, la caolinita continúa siendo la que predomina también
hacia esta área.
El perímetro punteado en Rojo, ubicado hacia el área del VLG-3781, indica que
existe alta inestabilidad de las partículas de cuarzo, las cuales, como se mencionó
anteriormente, crean abundantes sub-partículas que se alojan en las gargantas
porales migrando posteriormente. Es posible que este fenómeno pueda causar en
un futuro problemas de arenamiento. El perímetro azul, muestra que hacia esta
zona existen problemas de inestabilidad de partículas producto del recubrimiento
que causan las arcillas y por ende causan baja cohesión entre ellas.
A continuación el mapa con la ubicación de los eventos diagenéticos en el área
en estudio (Figura 51).
Figura 51. Mapa de ubicación de Efectos diagenéticos en B-Inferior.
129
4.5. Elaboración de Mapas de Tendencias de Arcillas a través de Modelos Multimineral y Cluster Analysis
La información de cabezal de los registros de pozo fue plasmada en tablas Excel
(Tabla 22), ya que dicha información va a ser utilizada como datos de entrada para
el pre-cálculo y generación del modelo Multimin en la herramienta Geolog.
Tabla 22. Data de Cabezales de Registros de Pozo.
4.5.1. Generación del Pre-cálculo
A continuación se muestra el precalc realizado a partir de los datos de la tabla
anterior. Se observa en la ventana del cálculo (Figura 52) en color amarillo los datos
130
de entrada como temperatura de superficie, temperatura de fondo de pozo,
profundidad del tope y base del pozo, densidad del fluido de perforación,
resistividad de la muestra de lodo, filtrado y revoque. En color azul se insertan los
registros del pozo como caliper, densidad, factor fotoeléctrico y resistividad. En
color verde se refleja la información de salida en registro continuo (una vez
realizado el precalc); temperatura de formación, presión de formación, resistividad
del lodo, filtrado, revoque, conductividad de la formación y conductividad de la zona
lavada.
Figura 52. Ventana con data de Entrada y Salida del Precalc del Modelo Multimin.
4.5.2. Generación del Modelo Multimineral
Para realizar la evaluación a través del modelo multimineral, se realizó el pre-
cálculo con los datos de información del cabezal de registro (paso anterior). Los
datos de salida del pre-cálculo se usan para alimentar la construcción del modelo
multimin, el cual se aplica en cada pozo con núcleo y a los pozos con spectral
gamma ray.
131
En la ventana que se presenta a continuación se muestra un ejemplo de la
construcción del modelo multimin para dos pozos control del área en estudio. Se
observan los registros utilizados para generar el modelo multimineral (verde) y las
lecturas de cada registro determinadas para cada uno de los minerales en este
caso, el cuarzo y las arcillas.
Figura 53. Ventana donde se muestra la Construcción del Modelo Multimin.
Previo a la selección de los minerales de arcilla a usar como dato de entrada
para la construcción del modelo multimin, se toman los datos mineralógicos de
XRD, SEM, petrografía y correlación Potasio-Torio (a partir del Gamma Ray
Spectral), para determinar los minerales que predominan en el área de estudio por
cada unidad estratigráfica. En el área del Alto de Ceuta a nivel del Eoceno B Inferior
según la integración mineralógica de las metodologías detalladas integradas y
analizadas; existe la predominancia de 3 tipos principales de arcillas; caolinita, illita
y clorita, las cuales van a ser tomadas en este estudio y se van a generar modelos
para cada una de ellas. En este sentido, cada una de las arcillas teóricamente
132
presenta una respuesta en cada registro eléctrico. Estos valores de lectura se
determinaron a través de gráficos de correlación entre densidad, neutrón y gamma
ray.
En la figura 54, se puede apreciar el grafico circular de proporción de minerales
de arcilla para el pozo con núcleo VLG-3716, donde se observa la predominancia de
caolinita y las demás proporciones de arcillas como la illita y clorita.
Figura 54. Proporción de Minerales de Arcilla – Pozo VLG-3716.
Del mismo modo, se presenta el gráfico de correlación que se construyó en base
al registro spectral core gamma ray, con las respuesta de los elementos radiactivos
potasio y torio, cuya relación permite identificar cualitativamente los tipos de
arcillas presentes en el pozo.
En el grafico siguiente (Figura 55) se observa la presencia de arcillas mixtas +
caolinita. Es importante destacar que según el estudio petrográfico y SEM, se
observa que las arcillas mixtas están compuestas de clorita y una asociación entre
caolinita e illita, la cual se encuentra en etapas intermedias de diagénesis.
133
Figura 55. Gráfico de Correlación – Pozo VLG-3716.
En la siguiente ventana (Figura 56), se muestra el valor que presenta cada uno
de los minerales a determinar por cada registro de pozo.
134
Figura 56. Ventana con los minerales a determinar en el Modelo Multimin.
Una vez ingresados los valores de lectura en cada registro para los minerales de
arcilla, se verifica el modelo y se realiza el cálculo del modelo multimineral.
En la siguiente plantilla petrofísica (Figura 57), se muestra el resultado del
modelo multimineral en el pozo control VLG-3716. En este caso, el modelo se
generó en el pozo VLG-3716, el cual presenta los análisis más completos y presenta
el set de registros importantes para el cálculo. La plantilla se divide en varias
columnas denominadas "track", en el primer track se observan las curvas de
volumen por cada mineral y en los track 7,8 y 9 se presentan las curvas GR_COR,
RHO_COR y TNPH_COR (curvas originales input en color negro) y las curvas
GR_COR_PRED, RHO_COR_PRED y TNPH_COR_PRED (curvas predictivas de salida
color rojo), las cuales presentan un buen ajuste. En el track 6 se observa la curva
de control de calidad del modelo, para lo cual se debe destacar que mientras más
cercana esté la curva a 0, el modelo determinado es más confiable.
135
Figura 57. Plantilla Petrofísica con los resultados del Modelo Multimin – Pozo VLG-3716.
El histograma mostrado en la figura 58, fue generado a partir de la curva de
control de calidad, donde se observa un valor medio de 1 y una mediana de 0,89; lo
cual representa una mayor confiabilidad en el modelo aplicado. No obstante, la cola
que generan los valores altos hacia la derecha corresponde a los intervalos lutíticos
distribuidos en toda la secuencia vertical, los cuales tienen cierta incidencia en la
confiabilidad del modelo multimineral. Es posible que la corrección por mal hoyo que
se realizó en el registro de densidad presente algunas anomalías en estos
intervalos. Sin embargo, para efectos de la investigación dichos intervalos no son
tomados en cuenta, ya que para la generación de mapas de tendencias de arcillas
se filtran las zonas lutíticas denominadas no reservorio y solo se enfoca en zonas
reservorio.
136
Figura 58. Histograma de la Curva Control de Calidad del Modelo Multimin. Pozo VLG-3716.
Posteriormente, se realizaron gráficos de correlación entre las curvas originales
(GR_COR, RHO_COR, TNPH_COR) y las curvas predictivas de salida obtenidas por la
aplicación del modelo multimineral (GR_COR_PRED, RHO_COR-PRED,
TNPH_COR_PRED); para hacer un control de calidad del modelo aplicado. El
coeficiente de correlación se encuentra entre 0,97 y 0,98 (Ver figura 59).
Figura 59. Gráficos de Correlación entre curvas originales (GR_COR, RHO_COR, TNPH_COR) y las curvas predictivas de salida obtenidas por la aplicación del modelo multimineral (GR_COR_PRED,
RHO_COR-PRED, TNPH_COR_PRED).
zona de altos valores asociados a lutitas
137
En los gráficos de correlación anteriores, se visualiza que entre el registro de
densidad del pozo VLG-3716 y el registro de densidad obtenido a través del modelo
multimineral, se observa que los valores bajos presentan cierta dispersión y un
incremento en el modelo determinado, esto se debe a que el registro de densidad
en las zonas lutíticas posiblemente presenta problemas de corrección por mal hoyo
y tal vez la presencia de cantidades de arcillas mixtas influyen también en dicho
incremento. Las demás correlaciones de los registros GR y Neutrón presentan mejor
correlación.
En las siguientes plantillas petrofísicas (Figura 60 A y B) se muestran las curvas
de cada tipo de arcilla. El área de color blanco corresponde a la illita, el área de
color verde corresponde a la clorita y el área de color azul a la caolinita. La curva
negra del borde corresponde a la sumatoria de los 3 tipos de arcilla, la cual
representa al volumen de arcilla (VClay).
A continuación se presenta la plantilla donde se muestran las curvas obtenidas
para cada tipo de arcilla en el modelo multimin para el pozo VLG-3716 (Figura 60B)
y VLG-3692ST (Figura 60A):
138
Figura 60. Curvas obtenidas para cada tipo de arcilla en el modelo multimin para el pozo VLG-3716 (A) y VLG-3692ST (B).
Los siguientes gráficos (Figura 61 A y B) muestran la correlación entre el
volumen de arcilla determinado a partir de los análisis de XRD y el volumen de
arcilla determinado por el modelo multimineral en los pozos con núcleo. Por tanto, a
través de ellos tenemos otra forma de realizar un control de calidad entre los datos
de núcleo y los determinados a partir de registros:
A B
139
Figura 61. Gráficos de Correlación entre el volumen de arcilla determinado obtenido a partir de los análisis de XRD y el modelo multimineral. VLG-3716 (A) y VLG-3781 (B).
4.5.3. Generación del Modelo Facimage (Análisis Cluster – MRGC)
Una vez obtenidas las curvas de volumen para cada tipo de arcilla mediante el
modelo multimin aplicado en cada pozo control, se procede a generar el modelo
facimage, con el propósito de obtener los volúmenes de minerales a partir de las
respuestas de los registros aplicando la técnica de cluster análisis (MRGC), a fin de
extrapolar la información a los demás pozos del área.
Antes de construir el modelo de facimage, se agrupan los pozos que tengan los
registros claves (GR, RHOB, NPHI). Luego, se agrupan los que tengan (GR y RHOB)
y los que presentan (GR y NPHI). Para ello, se crean listas de pozos a partir de la
disponibilidad de registros que presente cada pozo. Luego se genera el modelo
facimage en cada uno de los pozos control.
Posteriormente, se realiza un control de calidad comparando el resultado del
modelo multimin y el MRGC, el objetivo principal es que ambos resultados estén
muy cercanos y así tener menos incertidumbre al momento de extrapolar la
información a los demás pozos del área.
El procedimiento para crear los modelos facimage se describe a continuación:
140
1) Como datos de entrada o model logs, se usan las curvas de GR-COR, RHO_COR y
TNPH_COR (curvas originales), como se muestra en la siguiente figura:
Figura 62. Ventana con datos de entrada – Modelo Facimage.
2) Luego se introduce el registro de volumen de arcilla obtenido en el modelo
multimineral (associated logs), tal como se muestra en la figura 63, en la que se
utilizó la curva de volumen de caolinita:
141
Figura 63. Ventana con datos de entrada y registro del Volumen de Arcilla obtenido en el Modelo Multimin – Modelo Facimage.
3) Posteriormente, se aplica la metodología de análisis cluster (MRGC), a través de
la cual se obtienen tipos de familias discretizadas por similitudes denominadas
clusters. Para esta investigación se tomó la primera familia contentiva de 10
clusters (MRGC_10_CLUST) que luego se agruparon tomando en cuenta el valor
medio del volumen de arcilla, en este caso la caolinita (Figura 64). Por ejemplo; la
facies arcillosa 1 corresponde a volúmenes de arcilla entre 0 y 0,10 y así
sucesivamente, hasta llegar a las 10 facies arcillosas agrupadas.
En la figura que se muestra a continuación se observan el agrupamiento de las
facies con su respectivo código y color. Esta agrupación se realizó a partir de
resultados del cluster correspondiente al volumen de caolinita, cuyos histogramas
van aumentando de acuerdo a la proporcionalidad de cada una de las facies
arcillosas. Por tanto, para este caso, la facies "NO" no presenta ningún valor por lo
142
que el color que identificará dicha facies es blanco. La facies_1, corresponde a
valores menores o iguales a 0,10 de promedio en volumen de caolinita y así
sucesivamente hasta alcanzar la facies mayor (Facies_5) identificada con el color
fucsia que corresponde a valores de volumen de caolinita de >0,60 y <= 0,70.
Figura 64. Ventana con agrupamiento de las facies con su respectivo código y color – Modelo Facimage.
La siguiente tabla muestra cada una de las 10 facies de arcillas discretizadas por
volumen y color.
Tabla 23. Facies de arcillas discretizadas por volumen y color – Modelo Facimage.
FACIES VOLUMENFACIE_1 0 - <=0.10 Gris ClaroFACIE_2 >0.10 - <=0.20 Gris OscuroFACIE_3 >0.20 - <=0.30 Azul ClaroFACIE_4 >0.30 - <=0.40 Azul OscuroFACIE_5 >0.40 - <=0.50 MoradoFACIE_6 >0.50 - <=0.60 VerdeFACIE_7 >0.60 - <=0.70 FucsiaFACIE_8 >0.70 - <=0.80 RojoFACIE_9 >0.80 - <=0.90 AnaranjadoFACIE_10 >0.90 - <=1.00 Amarillo
COLOR
FACIES_1 FACIES_2 FACIES_3 FACIES_4 FACIES_5 FACIES_6 FACIES_7 FACIES_8 FACIES_9 FACIES_10
143
4) Esta misma metodología se utilizó para los demás pozos control del área en
estudio y se comparó con el modelo multimineral, tal como se muestra en las
plantillas petrofísicas siguientes:
Figura 65. Plantilla Petrofísicas con curvas obtenidas a partir del Modelo Multimineral y Facimage.
En el tercer track de las figuras anteriores se presenta el volumen total de las
arcillas presentes determinadas a partir del análisis multimineral; constituido por
caolinita (azul), illita (blanco) y clorita (verde). La sumatoria total de estas tres
arcillas suman el volumen de arcilla (Vclay, curva negra). En los tracks 4, 5 y 6 se
muestran los volúmenes de cada arcilla determinados por cluster análisis (MRGC),
los cuales se asemejan a lo observado en la curva de Vclay determinada por la
técnica multimineral.
5) Una vez realizado el cotejo entre las dos metodologías utilizadas se procede a
extrapolar la información a los demás pozos del área que no presentan información
mineralógica, tal como se indicó anteriormente.
6) Extrapolada la información a todos los pozos del área, se procede a generar un
registro discreto para cada una de las arcillas (volumen). Dicha curva se exporta a
144
la aplicación PETREL para generar los mapas de tendencia de volúmenes para cada
una de las arcillas.
En la siguiente figura (Figura 66), se observan los registros discretos cargados
en PETREL. De izquierda a derecha se observa en recuadro rojo ubicado en la parte
inferior de la plantilla los registros de cada arcilla importados desde GEOLOG. El
recuadro azul corresponde a los registros discretos por cada tipo de arcilla filtrados
en los cuerpos arenosos de interés petrolífero y el recuadro negro corresponde a los
análisis de difracción de rayos X realizados en muestras de núcleo, los cuales
presentan un buen cotejo respecto al análisis cluster.
CAO
LIN
ITA
ILLI
TA
CLO
RIT
A
CAO
LIN
ITA
ILLI
TA
CLO
RIT
A
XR
D C
AOLI
NIT
A
XR
D IL
LITA
XR
D C
LOR
ITA
CAO
LIN
ITA
ILLI
TA
CLO
RIT
A
CAO
LIN
ITA
ILLI
TA
CLO
RIT
A
XR
D C
AOLI
NIT
A
XR
D IL
LITA
XR
D C
LOR
ITA
Figura 66. Plantilla Petrofísicas con los las curvas discretos cargados en la aplicación PETREL.
145
Los mapas de tendencia de arcillas se realizaron en la aplicación Petrel, a partir
de los registros discretos provenientes del análisis cluster realizados en Geolog. Al
cargar los registros discretos en Petrel, se procede a darle un código numérico a
cada una de las facies, respetando el color que se asignó a cada una de ellas en
Geolog.
Una vez asignado el código de cada facies se procedió a realizar un filtro,
aplicando un algoritmo condicional que solo toma en cuenta los intervalos arenosos
reservorios fundamentales para este estudio. Este resultado se muestra en una
plantilla que permite hacer un control de calidad con los análisis de XRD hechos en
las muestras de núcleo, tal como se muestra en la figura anterior.
Los mapas de tendencias se realizaron para cada una de las unidades
estratigráficas denominadas como B6S, B6MS, B6MI y B6I por tipo de arcilla y
volumen expresado en porcentaje.
A continuación se presentan los mapas de tendencias de arcillas por tipo y
volumen, generales y filtrados para cada uno de los cuerpos sedimentarios (Figuras
67 - 74), las imágenes de secciones finas, gráfico de proporción de minerales y un
mapa de la ubicación del pozo.
146
Figura 67. Mapas de tendencias para B6S por tipo de arcilla y volumen expresado en porcentaje.
FACIES_1
FACIES_1
FACIES_1
FACIES_1
FACIES_2
FACIES_2
FACIES_2
FACIES_3
FACIES_3
FACIES_3
FACIES_4
FACIES_4
FACIES_4
147
Figura 68. Mapas de tendencias para B6S por tipo de arcilla y volumen expresado en porcentaje asociados a cuerpos
FACIES_1
FACIES_1
FACIES_1
FACIES_2
FACIES_2
FACIES_2
FACIES_3
FACIES_3
FACIES_3
FACIES_4
FACIES_4
FACIES_4
FACIES_1
FACIES_1
FACIES_1
FACIES_2
FACIES_2
FACIES_2
FACIES_3
FACIES_3
FACIES_3
FACIES_4
FACIES_4
FACIES_4
148
FACIES_1
FACIES_1
FACIES_1
FACIES_2
FACIES_2
FACIES_2
FACIES_3
FACIES_3
FACIES_3
FACIES_4
FACIES_4
Figura 69. Mapas de tendencias para B6MS por tipo de arcilla y volumen expresado en porcentaje.
149
FACIES_1
FACIES_1
FACIES_1
FACIES_2
FACIES_2
FACIES_2
FACIES_3
FACIES_3
FACIES_3
FACIES_4
FACIES_4
Figura 70. Mapas de tendencias para B6MS por tipo de arcilla y volumen expresado en porcentaje asociados a cuerpos.
150
FACIES_1
FACIES_1
FACIES_1
FACIES_2
FACIES_2
FACIES_2
FACIES_3
FACIES_3
FACIES_3
FACIES_4
Figura 71. Mapas de tendencias para B6MI por tipo de arcilla y volumen expresado en porcentaje.
151
FACIES_1
FACIES_1
FACIES_1
FACIES_2
FACIES_2
FACIES_2
FACIES_3
FACIES_3
FACIES_3
FACIES_4
Figura 72. Mapas de tendencias para B6MI por tipo de arcilla y volumen expresado en porcentaje asociados a cuerpos
152
FACIES_1
FACIES_1
FACIES_1
FACIES_2
FACIES_2
FACIES_2
FACIES_3
FACIES_3
FACIES_3
FACIES_4
Figura 73. Mapas de tendencias para B6I por tipo de arcilla y volumen expresado en porcentaje.
153
FACIES_1
FACIES_1
FACIES_1
FACIES_2
FACIES_2
FACIES_2
FACIES_3
FACIES_3
FACIES_3
FACIES_4
Figura 74. Mapas de tendencias para B6I por tipo de arcilla y volumen expresado en porcentaje asociados a cuerpos sedimentarios.
154
Posteriormente, para el cotejo de los mapas de tendencias de arcillas y trabajos
de estimulación realizados a los pozos del área, se identificaron los pozos a los
cuales se les realizó estimulación matricial y los pozos problemas con tendencia a
arenamiento. Por tanto, se generó una tabla con los pozos estimulados y con
problemas de arenamiento con tratamientos enfocados a la eliminación de los
minerales de arcilla.
En la tabla siguiente se puede observar el pozo y los tipos de tratamientos que fueron
empleados, ya sean tratamientos matriciales ácidos y los pozos que presentan problemas de
arenamiento. Por ejemplo, el ácido fluorhídrico (HF) y la mezcla de HF y ácido clorhídrico
(HCl) con solventes orgánicos se utiliza en pozos donde existen problemas de migración de
finos (presencia de arcillas migrables). Algunos pozos fueron tratados con HCl puro y se
utilizó principalmente para atacar los carbonatos.
Tabla 24. Pozos estimulados con tratamientos aplicados.
155
Es importante destacar que a la mayoría de pozos listados se les aplicó
tratamiento ácido, ya que el objetivo principal fue atacar el problema de migración
de finos según el historial de los pozos. En ese sentido, los tratamientos aplicados
en general fueron clay acid, regular mud acid y ácido fluorhídrico líquido al 2% de
concentración. Anteriormente también se aplicaron técnicas de estimulación ácida y
limpiezas químicas cuyo tratamiento principal fue el ácido clorhídrico al 10 y 15% de
concentración con preflujos de solventes orgánicos.
Con base a lo expuesto anteriormente, se pueden establecer cotejos con los
mapas de tendencias de arcillas ubicando en ellos los pozos que fueron estimulados.
Adicionalmente, se establecieron también cotejos con los pozos que presentaron
problemas de arenamiento y se trató de determinar el tipo de arcillas presentes que
tal vez pudiesen también estar afectando la cohesión de los granos debido a la
inhibición que causan sobre los remates cristalinos de los minerales que conforman
el esqueleto de la roca.
Los mapas que a continuación se presentan permiten visualizar la ubicación de
los pozos estimulados y la tendencia de cada uno de los minerales de arcillas por
cada una de las parasecuencias estratigráficas.
156
FACIES_1 FACIES_2 FACIES_3
FACIES_4
Figura 75. Mapas de tendencias para B6S con pozos estimulados – Caolinita.
157
Figura 76. Mapas de tendencias para B6S con pozos estimulados – Illita, Clorita.
FACIES_1 FACIES_1 FACIES_2
158
Figura 77. Mapas de tendencias para B6MS con pozos estimulados – Caolinita.
FACIES_1 FACIES_2 FACIES_3
FACIES_4
159
Figura 78. Mapas de tendencias para B6MS con pozos estimulados – illita, Clorita.
FACIES_1 FACIES_1 FACIES_2
160
Figura 79. Mapas de tendencias para B6MI con pozos estimulados – Caolinita.
FACIES_1 FACIES_2 FACIES_3
FACIES_4
161
Figura 80. Mapas de tendencias para B6MI con pozos estimulados Illita, Clorita.
FACIES_1 FACIES_1 FACIES_2
162
Figura 81. Mapas de tendencias para B6I con pozos estimulados – Caolinita.
FACIES_1 FACIES_2 FACIES_3
FACIES_4
163
Figura 82. Mapas de tendencias para B6I con pozos estimulados – Illita, Clorita.
FACIES_1 FACIES_1 FACIES_2
164
CONCLUSIONES
Se evaluaron los efectos diagenéticos que actuán sobre las rocas, se encontró
que entre los principales procesos diagenéticos que afectan la calidad de las rocas
almacenadoras de petróleo en el Eoceno B Inferior se encuentra: la compactación;
que resta capacidad de almacenamiento, transformación de arcillas; que ocluyen el
espacio poral y restringe la capacidad de flujo, disolución de arcillas y fragmentos
de roca que incide de manera positiva en la calidad de roca. Asi mismo, los cambios
post-depositacionales afectan en gran medida la composición mineralógica de las
arcillas , debido a que se identificaron efectos de transformación de arcillas a partir
de minerales como la mica (illitización), transformación de feldespatos a arcillas
como illita y caolinita.
Se determinó el contenido mineralógico presente en las rocas, está asociado
principalmente al cuarzo y a los minerales de arcilla; como caolinita, illita y clorita
principalmente. Del mismo modo, se estableció la relación entre los efectos
diagenéticos actuantes y el contenido mineralógico principalmente de arcillas. La
diagénesis afecta considerablemente los minerales arcillosos debido a que se
identificaron efectos de transformación a partir de minerales como la mica y
feldespatos.
Se identificó que la propiedad petrofísica que se presenta afectada por la
diagénesis y la mineralogía es la porosidad, debido a que las arcillas presentes
causan taponamiento en el espacio poral, tendencia a migración y tendencia a
retener agua en su estructura y por ende causar hinchamiento y aumento de la
saturación de agua irreducible.
El ambiente que se estableció para el área en estudio corresponde a un
ambiente estuarino, el cual comprende depósitos continentales estuarinos (sección
fluvio estuarina y delta de cabecera), cuenca central estuarina como la sección
intermedia arcillosa de baja energía y la sección de boca de estuario compuesta por
barras costeras y deltas de marea. Las rocas con la mejores condiciones y
características texturales óptimas para el almacén y capacidad de flujo
corresponden principalmente a la sección fluvio estuarina del intervalo medio
165
superior e inferior, las cuales presentan buenas condiciones texturales y de calidad
de roca. Mientras que para las secciones estuarinas de delta de cabecera en los
planos medio inferior a plano bajo y la sección transgresiva marina del tope de la
secuencia, las características texturales y de calidad de roca disminuyen debido a la
baja conectividad entre los espacios porales, arcillosidad e inestabilidad en las
partículas producto de esfuerzos actuantes.
Las tendencias de cada una de las arcillas representadas en los mapas se
cotejaron con los pozos que fueron estimulados con tratamientos ácidos matriciales,
con el fin de demostrar que las tendencias obtenidas de las arcillas coinciden con la
ubicación de los pozos estimulados. Esta información es de gran importancia para la
ejecución de trabajos que impliquen inyección de fluidos, recuperación mejorada de
hidrocarburo y la ubicación de nuevas localizaciones en el área.
166
RECOMENDACIONES
Es importante tomar en cuenta las técnicas detalladas de análisis mineralógico,
con el fin de poder conocer los fenómenos mineralógicos que están causando o
pueden a futuro tener impacto considerable en la productividad de los pozos.
Con base al estudio, se debe profundizar aún más en el análisis mineralógico y
diagenético a través de la inclusión de mayor cantidad de muestras de tapón, ripios
de perforación y muestras de pared, que permitan conocer con mayor precisión el
impacto sobre la calidad de roca y la producción de los pozos.
Enfocar el estudio de las metodologías mineralógicas detalladas presentadas en
la investigación a las características texturales de la roca, para dar respuesta a
problemas geomecánicos que probablemente estén asociados a la baja cohesión e
inestabilidad de las partículas que conforman el esqueleto de la roca.
Profundizar aún más en la técnica del modelado multimineral, tratando de
establecer puntos de respuesta para las arcillas mixtas y minerales calcáreos. Así
como también, insertar los datos de XRD y petrografía, una vez realizado el
muestreo y análisis exhaustivo, tanto en las zonas arenosas como en las lutíticas.
Hacer varias sensibilidades en el análisis cluster, agrupando de diferentes
maneras familias de facies arcillosas, con el fin de generar modelos más prácticos y
manejables al momento de ser cargados en el mallado geoestadístico.
Implementar la metodología aplicada en el Alto de Ceuta a las áreas vecinas,
como el área 2 Sur y área 8 Norte y Sur, ya que estas áreas se caracterizan por
presentar problemas de migración de finos y arenamiento.
167
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
Bernal, Cesar (2006). Metodología de la investigación: para administración, economía, humanidades y ciencias sociales. Segunda edición. Editorial Pearson Educación. México. 304 páginas. Chacartegui, F; Urdaneta, J; y Sanois, I. (1996). Estudio Sedimentológico y Diagenético del intervalo C-3, Formación Misoa, Eoceno Medio, Campo Ceuta. PDVSA. Código del documento: MAR004113. Chacón, Johanny (2007). Estudio Petrográfico del Yacimiento VLG-3676, basado en los núcleos VLG-3743 y VLG-3738. PDVSA. Código del Documento: IT-OC-2007-857, DT. Chacón, Johanny y otros (2013). Estudio Integrado de los Yacimientos de B-Inferior Eoceno Alto de Ceuta. Código del documento: IT-OC-2013-1853, DT. Core Laboratorios Venezuela (1986). Análisis especiales de núcleos. Pozo VLG-3716. PDVSA. Código del documento: EP-3107. Core Laboratories Venezuela (1996). Propiedades básicas de las rocas Pozo VLG-3781. PDVSA. Código del documento: EP-19140. Core Laboratorios Venezuela (1997). Estudio de las propiedades avanzadas de La Roca. Pozo VLG-3781 Formación Misoa. PDVSA. Código del documento: EP-17271. Eyssautier, Maurice (2006). Metodología de la investigación: desarrollo de la inteligencia. Quinta edición. Editorial Thomson. México. 323 páginas. Posamentier, H., Walker, R. (2006). Facies Models Revisited. Society for Sedimentary Geology. USA. 527 Páginas. Pérez, S; Chaparro, M; y Rampazo, M. (1997). Revisión de la calidad de las arenas del yacimiento Eoceno “C” VLG-3676, Área Sur, Campo Ceuta. PDVSA. Código del documento: MAR003018. S.A. Consultores (1986). Descripción Sedimentológica de núcleos interpretación paleoambiental. Pozo VLG-3716. PDVSA. Código del documento: EP-3841. Sánchez, Juan y García, Lucidio (2000). Modelo diagenético y sedimentológico de las arenas C2, C3 y C4 de la formación Misoa en el Campo Ceuta. PDVSA. Código del documento: INT-07981. Sandoval, María (2000). Diagénesis de Areniscas. Universidad Central de Venezuela. Venezuela. Schlumberger (2009). Informe Final Análisis Especiales: Pozo VLG-3912ST. PDVSA. Código del documento: OT004308.
168
Schlumberger (2009). Informe Final Análisis Mineralógicos. Pozo VLG-3912ST. PDVSA. Código del documento: OT004306. V.V.A. Consultores, C.A. (1996). Evaluación preliminar de la problemática de arenamiento en pozos del Área de Ceuta. PDVSA. Código: EP-14173. Western Atlas International (1991). Estudio propiedades avanzadas de la roca. Pozo VLG-3716. PDVSA. Código del documento: EP-3106.