A S O C I A C I Ó N M E X I C A N A D E

G E Ó L O G O S P E T R O L E R O S F U N C I O N A R I O S D E L C O M I T É E J E C U T I V O

cuyo ejercicio termina en Diciembre de 1963

Ing. C A R L O S C A S T I L L O T E J E R O Presidente

Ing. A L E J A N D R O C A L D E R Ó N G A R C Í A Vicepresidente

Ing. E N R I Q U E D E L V A L L E T O L E D O . . . Secretario Tesorero

Dr. M A N U E L M A L D O N A D O K O E R D E L L Editor

Ir-r. F R A N C I S C O V I N I E G R A O. , Presidente en Ejercicio Anterior

B O L E T Í N D E L A A S O C I A C I Ó N

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Dr. M A N U E L M A L D O N A D O K O E R D E L L , Editor

Apartado Postal 1884

T a c u b a No. 5

M É X I C O 1, D. F .

PROGRAMACIÓN DE LOS REGISTROS DE POZOS PETROLEROS"

R O B E R T L F . L K U *

TNTRODlCCION La finalidad de los registros en los

pozos es localizar y valorar las forma­ciones de yacimientos de petróleo y gas. Para que esto pueda llevarse a cabo, el programa moderno de registros debe proporcionar:

Control exacto de la profundidad; Correlación positiva; Identificación inmediata de las

zonas ])roductoras e Interpretación ciiantitativa efectiva.

Una sola operación no puede propor­cionar información tan variada, ni tam­poco cualquier combinación de regis­tros proporciona esta información, con seguridad, para todos los tipos de for­maciones y lodos de perforación. Las diferencias en heterogeneidad, dureza, porosidad, espesor de capa, contenido en agua y estructura de poros de for­maciones, afectan las respuestas de los registros. Por consiguiente, para cual­quier registro fiado las indicaciones de saturación de j)ctróleo o gas pueden di­ferir considerablemente en distintos ti­pos de formaciones. Los sistemas de re­gistros que son adecuados para cierto tipo de formación pueden no ser de utilidad especial en otro.

El tipo del lodo de perforación utili­zado también influye en la selección del registro. J os dispositivos de electro­dos que envían las corrientes eléctricas dentro de la formación, tales como: el Registro Eléctrico Cotivencional, el La-terolog. el Microlog, etc., requieren de un lodo conductor con base de agua. Otros dispositivos, tales como el Regis­tro por Inducción y los Registros Nu­cleares, no requieren conducción a tra­vés del Iodo y pueden usarse en lodos con base de petróleo o en agujeros va­cíos. Durante la perforación, cierto fil­trado de lodo penetra las capas permea­bles desde el agujero y forma una zona de invasión entre la pared del agujero y la zona virgen. Con una invasión pro­funda, -se torna más difícil que puedan distinguirse en los registros los zonas que contienen hidrocarburos y las que contienen agua. Cuando se utilizan lo­dos dulces, la profundidad de la in­vasión puede estimarse con una com­binación adecuada de registros de re­sistividad. Con lodos salados, es más difícil precisar los efectos de la inva­sión. Los lodos muy salados afectan las respuestas de muchos dispositivos de electrodos ya que permiten que la ma-

* Trabajo leído en la Sesión-Cena de la Asociación Mexicana de Geólogos Petroleros el 3 de Agosto de 1962. Gerente de Schllimberger Siirenco, S. A., México, D. F.

169

1 7 0 BOLETÍN DE LA ASOCIACIÓN

yor parte de la corriente fluya dentro del agujero y poca de ella llega a las formaciones más resistentes. Dichos lo­dos debilitan las respuestas de las cur­vas convencionales de resistividad y de la curva del Potencial Natural, tendien­do a aplastarlas y a borrar rasgos dis­tintivos. Las medidas de resistividad deben obtenerse con dispositivos enfo­cados (tales como el Laterolog o el Re­gistro por Inducción) que pueden con­trarrestar el efecto de la columna con­ductora de lodo. El efecto deteriorante de lodos salados sobre la curva del Po­tencial Natural puede constituir un pro­blema serio en arenas arcillosas donde las anomalías del Potencial Natural se

utilizan para valorar el contenido de arcilla. En virtud de que los Iodos dulces son tan apreciados desde el punto de vista de los registros, deberán usarse siempre que sea posible. Es preciso re­calcar que los casos de lodos salados en los pozos perforados en México afortu­nadamente son muy pocos, pudiendo in­cluso aseverarse que tan sólo se pre.sen-tan accidentalmente.

Naturalmente, para la programación de registros en pozos petroleros, debe lomarse en consideración el tipo de lodo utilizado, lodo salado, lodo dulce, petró­leo o aire. Sin embargo, ahora limita­remos al mínimo lo referente a condi­ciones excepcionales en México.

DEFINICIÓN DE LA CAPA Y CORRELACIÓN

Para definir los límites de una capa en lodos dulces y en formaciones blan­das, comiínmente se utilizan el Poten­cial Natural y la Normal Corta; en formaciones duras el Registro por In­ducción o el Laterolog pueden propor­cionar una mejor definición; en lodos salados a menudo se usa la combinación Rayos Gamma-Laterolog. Para mayor alntndancia de detalles y localización precisa de los límites de la capa, son preferibles los micro-dispositivos: Mi­crolog en lodos dulces y Microlaterolog en lodos salados. En agujeros que se han llenado con lodos no conductivos los registros por inducción, radiados y só­nicos proporcionan medios ])ara la defi­nición de la capa. En agujeros vacíos se utilizan los registros por inducción y radiación.

Los registros antes mencionados, a más de servir para definir los límites de los estratos encontrados en un pozo, son útiles para correlacionar dichos es­tratos de un pozo al siguiente. Para la correlación a larga distancia sirven me­

jor aquellos dispositivos que investigan volúmenes de formaciones relativamente grandes. Sin embargo, se conocen las zonas productoras cuando en un campo, a menudo pueden correlacionarse con gran detalle de pozo a pozo mediante la comparación de los Micrologs o los Microlaterologs.

El Registro Sónico es excelente como registro de correlación, pues la corre­lación se realiza no sólo en la forma usual o sea comparando puntos índices o rasgos similares sobre el registro, sino también por la identificación del tipo litológico que se caracteriza por los valores de tiempos de tránsito sónico observados. En esta forma, el Registro Sónico puede distinguir claramente en­tre calizas, sal, anhidrita, lignitos y car­bón, lo que no puede hacer ningún re­gistro de resistividad.

Por supuesto, es importante que cual­quier programa de registros incluya curvas adecuadas para la definición de la capa y para la correlación y sin em­bargo, en virtud de que estos requisito*

MEXICANA DE GEÓLOGOS PETROLEROS 1 7 1

de antemano se sobreentienden, en el resto de la discusión haremos hincapié en la aplicación de los registros a los

problemas de identificación e interpre­tación cuantitativa de las zonas produc­toras.

LOCALIZACIÓN DE L A S ZONAS PRODUCTORAS E 1NTERPRET.4CION

A menudo, tan sólo de ver la combi­nación adecuada de los registros selec­cionados, se pueden encontrar las zonas productoras. Estos juicios implican:

1—Identificación de la capa como una zona permeable por medio del Po­tencial Natural, indicaciones del enja­rre de lodo sobre el Microcaliper, se­paración positiva en el Microlog o separación entre las curvas de resisti­vidad poco profunda y las de investi­gación profunda;

2—La indicación, por medio de un dispositivo de resistividad de investi­gación profunda, de que la resistivi­dad verdadera en la formación permea­ble es considerablemente mayor que la resistividad que se esperaría que tuviera la formación si contuviera agua.

Algunas veces, sin embargo, dichas interpretaciones visuales se hacen difí­ciles por efectos en invasión y por co­nocimiento insuficiente de la porosidad de la formación y de la resistividad del agua congénita. Dichos juicios pueden, en algunos casos, ser tan sólo cualita­tivos. Por lo tanto, el procedimiento más seguro es hacer un análisis cuantitativo de los registros para obtener la satu­ración y la porosidad de cualquier for­mación que se presuma pueda ser un posible productor.

Constantemente se están desarrollando y poniendo en práctica en el campo nuevos y mejores tipos de registros. A pesar de ello, los métodos de interpre­tación más modernos para valorizar la saturación aún dependen de la determi­nación exacta de tres parámetros tradi­cionales. Estos son, para formaciones limpias:

Rj- — L a resistividad verdadera do las formaciones Jio contaminadas;

R - y y — r e s i s t i v i d a d del agua de la formación y

F — E l factor formación ^ sea la po­rosidad efectiva que empíricamen­te está relacionada a F.

Conociendo estas cantidades, puede computarse el porcentaje de saturación de hidrocarburos.

RESISTIVIDAD VERD.\DERA DE LA FORMACIÓN

Rt puede derivarse de una de las tres técnicas fundamentales de registros de resistividad, que son: el Registro Eléc­trico Convencional, el Registro por In­ducción y Eléctrico o el Laterolog.

Las curvas de resistividad del Regis­tro Eléctrico Convencional pueden dar directamente Rt sólo bajo condiciones favorables: las resistividades del lodo, de la capa almacenadora y de las capas adyacentes no deben ser muy diferen­tes; la invasión debe ser poco profunda y las capas almacenadoras deben ser gruesas. Como no siempre se encuentran estas condiciones, el Registro Eléctrico Convencional ha sido desplazado con fre­cuencia por el Registro por Inducción y por el Laterolog. Con estos dispositi­vos enfocados, los efectos de la columna de lodo y de las formaciones adyacentes a la capa que interesa se reducen al mínimo o se eliminan.

La selección entre el Registro por In­ducción o el Laterolog debe estar gober­nada por las resistividades de la forma­ción y del lodo. El Registro por Induc-

172 BOLETÍN DE LA ASOCIACIÓN

c;ióii trabaja mejor en lodos dulces y cuando Rt es inferior a 100 omh/me-tro. El Registro por Inducción es el único que puede utilizarse en lodos a base de aceite o en agujeros vacíos. En lodos salados y con resistividad verda­dera de la formación superior a 100 omh/metro, el registro que proporciona los mejores resultados es el Laterolog.

RESISTIVIDAD DEL AGUA DE LA FORMACIÓN

Rw por lo general .se deriva de la des-\¡ación del Potencial Natural frente a la capa almacenadora. Siempre que sea jjosible deben usarse lodos dulces para lograr este objeto. Si no se cuenta con un Potencial Natural utilizable, a menu­do se puede obtener un valor para R-\v' de la relación entre el factor de la for­mación (o porosidad) y las resistivi­dades en formación limpia con un con­tenido de agua de 100%). En este caso es de suma utilidad trazar una gráfica del Registro Sónico versas Resistividad. Se han recopilado catálogos de las re­sistividades del agua en las distintas for-ma';iones de diversas áreas.

FACTOR DE FORMACIÓN Y POROSID.\D

Estos datos pueden determinarse en dos tipos distintos de registros: los que miden el factor de Formación (F) y los que miden la Porosidad €¡>.

El Microlog y el Microlaterolog mi­den la resistividad de un volumen pe­queño de la formación, cercano al agu­jero y que contiene un fluido conocido del cual puede computarse el factor de formación. Cada uno de estos dispositi­vos trabaja mejor en determinadas con­diciones de porosidad e invasión; el Microlog da excelentes resultados en po­rosidades que fluctúan entre 22 y 30% y requiere una invasión por lo menos de 10 centímetros y el Microlaterolog

necesita de una invasión ligeramente más profunda y el conocimiento del es­pesor del enjarre de lodo, siendo los resultados bastante satisfactorios en po­rosidades bajas siempre que el espesor del enjarre de lodo no exceda de

Los Registros Sónico, Neutrón y de Densidad Gamma-Gamma miden las ca­racterísticas de la formación que están estrechamente relacionadas a la poro­sidad. El Registro Sónico mide el tiem­po de tránsito de una onda de sonido; el Neutrón el contenido de hidrógeno y el Registro de Densidad Gamma-Ga­mma como su nombre lo indica, la densidad. Basándose en estas medicio­nes, la porosidad generalmente puede computarse con facilidad y esta medi­ción directa se ha convertido en el dis­positivo de porosidad preferida. Entre estos registros quizá el Sónico es el m i i s efectivo bajo la mayoría de las condi­ciones imperantes debido a su compati­bilidad única con los dispositivos enfo­cados de resistividad. En algunas oca­siones puede incluirse el Registro de Den.sidad Gamma-Gamma para dar va­lores más precisos de porosidad efecti­va. En agujeros llenos de gas deben usarse el Registro de Densidad Gamma-Gamma o el Neutrón.

En regiones de litología compleja el uso de dos herramientas de porosidad a menudo pi'oporcionará valores de po­rosidad mejorados así como información litológica. Por ejemplo, la combinación de Registros Sónico y Neutrón permite la identificación litológica en series al­ternadas de areniscas-calizas-calizo dolo-míticas. O bien, el Registro Sónico con el Registro de Densidad Gamma-Gamma permiten la identificación litológica en alternaciones de calizas dolomíticas-an-hidrita y caliza.

Con la información antes citada, po­drán fácilmente identificarse las zonas productoras y computarse el porcentaje

MEXICANA DE GEÓLOGOS PETUOLEKOS 173

de saturación de petróleo. Para la com­putación del volumen total de petróleo en el Yacimiento también es necesario tener el espesor neto de las capas pro­ductoras. El Microlog con un Microca-librador es muy eficaz. El espesor neto también puede determinarse seleccionan-

ilo un \ alor límite inferior para la po­rosidad que se obtiene de los Registros Sónico, Neutrón y de Densidad Gamma-Gamma. Aunque no es tan preciso, a veces se usa el Potencial Natural para la determinación del espesor total que efectivamente producirá.

I—FORMACIONES DURAS (Formaciones de Porosidad Baja)

Formaciones duras son aquellas en que las rocas del yacimiento son carbo-natos o areniscas con menos de 1 5 % de ])orosidad. Estas formaciones se en­cuentran, más comiinmente. en los ho­rizontes geológicos más antiguos y se caracterizan por resistividad relativa­mente elevada, pues frecuentemente se encuentran intere.stratificadas con zonas impermeables que perturban el Regis­tro Eléctrico Convencional. Ea verdade­ra resistividad de estas capas puede de­terminarse con mayor seguridad usando dispositivos enfocados tales como el Re­gistro yor Inducción o el Laterolog. La selección de estos dispositivos se rige por el tipo de lodo.

El Registro Sónico ha demostrado ser un dispositivo muy efectivo en forma­ciones duras, para determinar la poro­sidad. Ya hemos señalado que es un registro excelente para la correlación, particidarmente en zonas de evaporitas donde otros registros a menudo carecen (le definición. El Registro Neutrón, aun-ipie menos preciso que el Registro Só­nico, frecuentemente se utiliza para de­terminar la porosidad en formaciones duras. Da mu)' buenos resultados en las calizas limpias tales como las calizas eolíticas del Jurásico en México. La comparación de los valores de porosi­dad derivados del Registro Sónico con otros obtenidos del Neutrón o diversos medios, a menudo proporciona las so­luciones para problemas difíciles de in­terpretación.

a) CASO DE LODOS DULCES:

Los lodos dulces son lodos a base de agua cuya concentración en sales disuel­tas es relativamente baja. Por lo gene­ral, se considera que los lodos son dul­ces cuando son por lo menos -í veces más resistentes que las aguas de la for­mación. En este caso, la zona invadida que rodea al agujero es notoriamente más resistente que si dicha zona sólo contuviese agua de formación.

El Registro por Inducción para inves­tigación profiuida es el dispositivo más eficaz para determinar la resistividad de la formación por detrás de una zuna resistiva invadida. Sin embargo, con­viene repetir aquí que la limitación para el uso del Registro por Inducción es su incapacidad de registrar cifras exactas en resistividades que excedan de 100 olim/metros.

El Registro por Inducción 6 F F 4 0 y Eléctrico proporciona una curva corta normal de '10 cm y ima curva de Po­tencial Natural a más de la curva de In­ducción enfocada. El nuevo dispositivo de Inducción 6 F F I O Laterolog-8 también es ideal en estas condiciones. El Late­rolog-8, es una curva mejorada de in­vestigación poco profunda que substi­tuye a la normal corta de 4 0 cm. Tanto el agujero como las capas circunvecinas afectan mucho menos a esta curva.

b) CASO DE LODOS SALADOS:

l']l uso de lodos salados en formacio-

174 BOLETÍN UE LA ASCJCIACIÓN

l i e s duras requiere que se corra un La­terolog para apreciar la resistividad ver­dadera de la formación.

El contraste de la baja resistividad entre el lodo y las aguas de la forma­ción reduce severamente la efectividad de la curva del Potencial Natural difi­

cultando que puedan distinguirse las zonas de lutitas y las capas porosas. Por lo tanto, se recomienda que a más de la curva del Potencial Natural, se registre una curva de Rayos Gamma para pro­porcionar un mejor control litológico.

III—FORMACIONES BLANU.AIS (Formaciones de Porosidad Eleveda) Las capas de los yacimientos en for­

maciones intermedias exhiben porosida­des entre el 15 y el 25%. Debido a que la invasión varía de moderada a pro­funda, se recomienda para determinar la resistividad verdadera el uso de dis­positivos enfocados tales como el Regis­tro por Inducción o el Laterolog. El Registro Sónico es la mejor fuente de información jsara determinar la porosi­dad y no requiere corrección de los efectos de compactación o fluidos. Ade­más, se recomienda un microdispositi-vo —^Microlog o Microlaterolog— para la localización de las zonas permeables, enjarre de lodo y para la cuenta de

arena. La selección adecuada de estos dispositivos de registro debe basarse, nuevamente, en el tipo de lodo de per­foración.

Para lodos dulces, el programa de re­gistros recomendado consiste en Regis­tro por Inducción para investigación profunda. Registro Sónico y el Micro­log con calibrador.

Los programas de registro para for­maciones intermedias perforadas con lodos salados son los mismos que se utilizan para formaciones duras cozr lo­dos salados: Rayos Gamma, Laterolog, Registro .Sónico, Microcalibrador o Mi­crolaterolog.

III—FORMACIONES BLANDAS (Formaciones de Porosidad elevada) Las formaciones blandas son series en

que predominan sucesiones de arenas y arcillas tal como acontece en el Mioceno de la Zona Sur de México. Las arenas tienen porosidades mayores del 25% y a menudo son muy arcillosas. La inva­sión en estas arenas normalmente es poco profunda por lo cual se pueden obtener resistividades verdaderas con mayor facilidad que en formaciones más duras con invasiones más profun­das. Pueden usarse tanto el Registro Eléctrico Convencional como el Regis­tro por Inducción y Eléctrico, pero cuando las arenas son delgadas el Re­gistro por Inducción es mejor ya que no exhibe las zonas "ciegas", "inver­siones"' V otros efectos relacionados con

el espesor de la capa que son perjudicia­les para el Registro Eléctrico Conven­cional en estas mismas formaciones.

Del Registro Sónico se pueden obte­ner las porosidades, aunque a veces se necesitan correcciones empíricas senci­llas debido a falta de compactación, ar-cillosidad y presencia de hidrocarburos residuales. El Registro de Densidad Gamma-Gamma proporciona valores de porosidad en formaciones blandas me­jores que los derivados del Registro Só­nico, siempre que la pared del agujero sea lisa y se tome en cuenta el espesor del enjarre de Iodo. Si la invasión es lo suficientemente profunda el Microlog también proporciona valores de porosi­dad excelentes. Además, este registro es

MEXICANA DE GEÓLOGOS PETROLEROS 175

de suma utilidad para detectar las zo­nas permeables y determinar la cantidad neta de láminas de arcilla que deberán substraerse para obtener el espesor neto de la zona productora.

En pozos de formación blanda debe­rán evitarse los lodos salados siempre que sea posible, pues la curva del Po­tencial Natural en lodos salados pierde mucho de su valor como medio para de­terminar la cantidad de arcilla en las arenas. Debido a que la presencia de arcillas afecta tanto las resistividades de la formación como las porosidades computadas, es muy importante que se conserve el carácter de la curva del Po-lencial Natural.

En los casos en que el agujero pene­tra masas salinas el lodo de perforación se torna mily salado, por lo que se re­

comienda que también se registre una curva de Rayos Gamma para contrarres­tar parcialmente la eficacia disminuida de la curva del Potencial Natural. El Registro de Densidad Gamma-Gamma también puede utilizarse en arenas del Mioceno como substituto de la curva del Potencial Natural para la identifi­cación de arenas arcillosas.

En las formaciones blandas perfora­das con lodo salado deberá emplearse el Registro por Inducción para investi­gación profunda para medir las resis­tividades de la formación. Aún en pre­sencia de una columna de lodo de baja resistividad, la señal del agujero es im­perceptible y para obtener la resistivi­dad verdadera de la formación, se re­quiere muy poca o ninguna corrección.

LODOS CON BASE DE PETRÓLEO

Tomando en cuenta que hasta ahora sólo en contadas ocasiones se han em-|)leado en México estos lodos, seremos muy breves al referirnos a ellos. Los lodos con base de petróleo no conducen la corriente eléctrica y por lo tanto, el Registro por Inducción es el único dis­

positivo para medir la resistividad de la formación.

Los Registros Sónico, Neutrón o de Densidad Gamma-Gamma combinados ron el Registro de Hayos Gamma, dan la información de la litología, la liase de correlación y el cálcido de porosidad.

AGUJERO ADEMADO

No obstante que las interpretaciones fidedignas requieren que la resistividad (le la formación se mida antes de ade­mar, los programas modernos de regis­tro no terminan al colocar la tubería. Los registros para agujeros ademados incluyen: Rayos Gamma, Neutrón, Loca­lizador de Copie y Registro Sónico de Cementación.

La correlación positiva en agujeros ademados .se establece por medio de los Registros de Rayos Gamma y / o Neu­trón, que se toman simultáneamente al Registro de Localizador de Copie. En esta forma se localizan con exactitud las

profundidades de ¡lerforacifjn. La expe­riencia local es la que determina si delie utilizarse el Registro de Rayos Gamma o el Neutrón para correlacionar la pro­fundidad. En algunas regiones, ambos son necesarios para proporcionar corre­lación positiva.

El Registro Sónico de Cementación, valoriza la calidad del trabajo de ce­mentación definiendo si la zona de ter­minación del pozo está debidamente cementada y por lo tanto, aislada de zonas cercanas que contengan agua o si es necesario proceder a cementacio­nes adicionales forzadas.

176 BOLETÍN DE LA ASOCIACIÓN

C O N C L U S I O N E S

Ya expusimos las recomendaciones jara los casos de los lodos salados o a >ase de petróleo, que son excepcionales

en México. A manera de conclusión creemos con­

veniente hacer un resumen condensado de la Programación de Registros que se recomiendan en el caso de lodos didces y que por lo general se presentan en los pozos perforados por Petróleos Mexi­canos.

l 'oK.M VCIONES DI KAS (porosidades de menos del 1 5 % )

Para litología, correlación y deter­minación de resistividad verda-fiera:

l í E C i S T K O i>()i; INDUCCIÓN Y ELÉCTRICO o I tEGISTRO E L É C T R K I O C O N V E N C I O N . V L

Para indicaciones de ]iermcal>ili-dad,

l í K C I S I K O M I C I Í O L O G I M I C R O C A M P E R :

Para comjuitación di' porosidad,

REGISTRO NEUTRÓN O RPZGISTRO SÓNICO:

Además, el Registro Gamma Rey que se toma simultáneamente con el Neu­trón y el Registro Sónico proporciona­rán informaciones adicionales en cuanto a la litología. Dich.i infí)rmación será especialmente \aliosa cuando se trate de pozos de exploración.

FORMACIONES INTERMEDI.\S (porosida­des del 15 al 25%)

Debe darse preferencia al Registro por Inducción y Eléctrico sobre el Registro Eléctrico Convencio­nal, siempre que sea posible.

Para la porosidad: El Registro .Sónico ha tomado un lu­

gar preferente en los últimos años. La combinación del Registro por In­

ducción y Eléctrico con el Registro Só­nico es indiscutiblemente un programa más efectivo que la combinación Re­gistro Eléctrico Convencional y Registro Sónico.

Además, un Registro de Microlog Mi­crocaliper es muy vitil para localizar los intervalos permeables. FORMACIONES BLANDAS (porosidad su-

]>er¡or al 25%) El Registro por Inducción y Eléc­

trico o el Registro Eléctrico Con­vencional proporcionarán, en la mayoría de los casos, resultados comparables. NO SE I'UEDE PRESCINDIR DEL REGISTRO MICROLOG MICROCALI­PER.

En casos de difícil interpretación, el Registro Sónico suplirá l u i factor adi­cional que se utiliza en métodos llama­dos "de cálculo rápido", desarrollados recientemente jjara la evaluacicm de las zonas permeables.

NOTA SOBRE LA QUÍMICA DE LAS AGUAS EN CAMPOS PETROLÍFEROS

GEORGE V . CHILINGAR * y EGOX T . DEGENS

Los Autores dedican este Trabajo a la Memoria de S. A. Durov, uno de los grandes Hidrogeólogos del Mundo v ex-miembro del Instituto Politécnico de Novochcrkask

INTRODLCCION

Al estudiar las rocas y los minerales debe siempre considerarse la acción del agua. El agua es un artículo funda­mental; es un solvente universal y tam­bién, el medio más común donde se efectúan cambios de materia, el am­biente donde se desarrollan la mayor parte de los procesos vitales (el agua constituye las dos terceras partes de la materia existente) ; asimismo es uno de los transportadores más importantes de substancias. El agua químicamente pura es rara, ya que en nuestro planeta está sujeta a l u i papel predestinado para reaccionar, contener, tomar y descargar substancias extrañas. Aún substancias inorgánicas como las montmorillonitas, liidróxidos y otras, necesitan tener agua a fin de lialancear su estructura.

El trabajo que ahora se presenta, los autores se ocuparán principalmente del origen y propiedades de las aguas subterráneas, según se deducen de cier­tas características geoquímicas y su re­lación con la génesis del petróleo. Las aguas superficiales se discutirán sola­mente en tanto tienen algún significado que ayude a entender los problemas de la química y origen de las aguas sub­terráneas.

Como se usaron solamente rocas de afloramientos superficiales jjara los es­tudios geoquímicos, no se tuvo infor­mación o sólo se tuvo información de "segunda mano" en lo que tocaba al tipo de constituyentes presentes en los espacios porosos de los sedimentos se­pultados profundamente. Por desgracia,

* Profesor de Ingeniería Petrolera, Universidad del Sur de California, Los Angeles, California, E.U.A.

** Profesor Asistente de Geología, Instituto Tecnológico de Cedifornia, Pasadena, California, E.U.A.

Traducido del inglés al español por Jenaro González Reyna. Gerencia de Exploración de Petróleos Mexicanos, México, D. F., MÉXICO.

178 BOLETÍN DE LA ASOCIACIÓN

estos constituyentes habían sido gra­dualmente reemplazados por gases at­mosféricos o biogenéticos y por aguas freáticas al venir el período de levan­tamiento de los sedimentos o al quedar expuestos en la superficie terrestre, como consecuencia de las actividades tectó­nicas o de procesos erosiónales, respec­tivamente.

.Sin embargo, como resultado de la exploración petrolera, ahora los geoquí­micos tienen acceso a estos materiales y por lo tanto, ya no existe una limita­ción física en los estudios geoquímicos de las aguas sepultadas profundamente.

De los datos obtenidos hasta ahora, se puede inferir que existen sedimentos porosos aún a profundidades de varios miles de metros. Los espacios porosos están ocupados sobre todo por aguas ricas en electrólitos y ocasionalmente, ])or gases naturales y petróleo.

En los geosinclinales, donde la velo­cidad de sedimentación es bastante rá­pida, grandes cantidades de agua son extraídas de la hidrosfera y quedan atrapadas en los espacios porosos de los sedimentos. Muy frecuentemente, la ex­presión a^iia atrapada intcrsticialmente o agua intersticial se aplica a las aguas acumuladas con las capas estratificadas en el curso de la depositación de los materiales sedimentarios. A estas aguas se les llama también salmueras fosili­zadas.

A medida que se ha ido acumulando información relativa a esas aguas inters­ticiales, se ha hecho evidente que la mayoría se alteró en su composición como resultado de muchos procesos físi­cos y químicos, tales como adsorción, difusión (membrana), evaporación, di-lusión, cambio de base, hidratación y reducción de sulfatos.

Así, pues, las salmueras fosilizadas ya no podrían explicar la química co­rrespondiente al agua original durante

la depositación. Sin embargo, los auto­res esperan poder demostrar que la dis­tribución de los isótopos estables de las aguas meteóricas no ha sufrido altera­ciones significativas en el curso de la diagénesis como consecuencia de los procesos antes mencionados y por lo mismo, presentar un instrumento pode­roso que permita desentrañar y poner de manifiesto la naturaleza oculta y el origen de las salmueras de los campos petroleros. Por supuesto, los efectos de la dilución por aguas meteóricas pueden alterar su composición isotópica.

Existen tres principales caminos o maneras para hacer el estudio de las aguas subterráneas: (1) el método Schlumberger, (2) estudios de núcleos de perforación y (3) los análisis direc­tos de aguas de formación.

El primer método es muy ingenioso y fue desarrollado en 1927 por Conrad y Marcel Schlumberger. Es un método geofísico que permite la determinación de la resistividad específica de las aguas meteóricas. Sin embargo, no da ningún indicio en lo que toca al tipo de los electrólitos presentes.

El segundo método emplea las aguas extraídas de los núcleos de perforación, pero tiene la desventaja de ser un tanto inseguro en el ca.so de sedimentos poro-.sos. Las contaminaciones derivadas de los fluidos de perforación que reempla­zan "metasomáticamente" a algunos, si no es que a todos, los poros acuíferos originales presentan una seria limita­ción. Solamente en el caso de lutitas relativamente impermeables podría en­contrarse que la porción central de las rocas contiene fluidos no contaminados.

El método más poderoso y seguro aprovecha las ventajas geoquímicas de las grandes cantidades de aguas de for­mación. Pero, hemos de insistir en el hecho de que todas las aguas obtenidas en esta forma derivan de sedimentos