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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





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





Dispersiva (EDX) ................................................................................. 94

4.3. Manejo de Datos .................................................................................... 95



Página

4.3.3. Análisis Petrográfico .......................................................................... 102


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


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


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


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.


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.


158

Figura 77. Mapas de tendencias para B6MS con pozos estimulados – Caolinita.


FACIES_4

159

Figura 78. Mapas de tendencias para B6MS con pozos estimulados – illita, Clorita.


160

Figura 79. Mapas de tendencias para B6MI con pozos estimulados – Caolinita.


FACIES_4

161

Figura 80. Mapas de tendencias para B6MI con pozos estimulados Illita, Clorita.


162

Figura 81. Mapas de tendencias para B6I con pozos estimulados – Caolinita.


FACIES_4

163

Figura 82. Mapas de tendencias para B6I con pozos estimulados – Illita, Clorita.


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.

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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.

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REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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EFECTOS DIAGENÉTICOS Y MINERALÓGICOS …00:40Z-6435/Publico/... · trabajo, a mi esposa por ser mi gran apoyo y enseñarme que la paciencia y la perseverancia te lleva al logro