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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERIA DIVISION DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
CARACTERIZACIÓN MINERALÓGICA PARA LA OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN EN LOS YACIMIENTOS AZULITA Y CAPARO DEL CAMPO CEUTA
Trabajo de Grado presentado ante la
Ilustre Universidad del Zulia para optar al Grado Académico de:
MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
Autor: Dayveni Carolina Suárez Hernández
Tutor: José Zabala
Maracaibo, julio de 2010
Suárez Hernández, Dayveni Carolina. Caracterización Mineralógica para la Optimización de la Producción de los Yacimientos Azulita y Caparo del Campo Ceuta (2010). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. División de Postgrado. Facultad de Ingeniería. Maracaibo, Venezuela, 182p, Tutor: Prof. José Zabala.
RESUMEN
Las metodologías detalladas para la caracterización mineralógica tienen gran valor y deben ser tomadas en cuenta en la optimización de hidrocarburos a lo largo de la vida útil del yacimiento. Este estudio incluyó el análisis mineralógico y diagenético en las unidades B-6, B-7, C-2 y C-3 de la Formación Misoa, Campo Ceuta. Se realizó un análisis microscópico detallado en 3 núcleos, con el fin de determinar si la composición mineralógica, así como cambios físicos, químicos y bioquímicos afectan la productividad y calidad de las rocas como reservorio. Se determinó que la calidad de las rocas está influenciada por la arcillosidad presente, así como a los cambios post-depositacionales experimentados en el sedimento. Algunas intervalos como la base de la unidad B-6, presentan buena calidad de roca, sin embargo presenta caolinita como arcilla migratoria y es la causante de la baja productividad en el pozo AZ-1. El pozo AZ-2, presenta problemas de arenamiento y a través de las técnicas utilizadas se pudo conocer una de las posibles causas del problema de producción de arena; inestabilidad en las partículas de cuarzo, presencia de arcillas mixtas entre los contactos, lo cual hace que la roca presente baja cohesión entre las partículas. El pozo AZ-3, presentó problemas de calidad de roca debido a la alta compactación que experimentan los sedimentos la cual crea efectos negativos sobre la porosidad y por ende la permeabilidad, otro fenómeno que se observó a través de la integración de los datos en este pozo fue la presencia de un posible material bituminoso, adherido a los granos de cuarzo, el cual tapona la poca porosidad existente. En tal sentido, a través de estas técnicas poco utilizadas se lograron identificar los problemas anteriormente descritos y servirá para tomar acciones en cuanto a la optimización de la producción de los yacimientos del área.
Palabras Clave: Mineralogía, optimización, arcillosidad, diagenético.
E-mail del Autor: [email protected]
Suárez Hernández, Dayveni Carolina. Mineralogical Characterization for Optimizing Production of Reservoirs Azulita and Caparo Ceuta Field (2010). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. División de Postgrado. Facultad de Ingeniería. Maracaibo, Venezuela, 182p, Tutor: Prof. José Zabala.
ABSTRACT The detailed methodologies for the mineralogical characterization are of great value and should be taken into account in the optimization of oil over the life of the reservoir. This study included mineralogical and diagenetic analysis in units B-6, B-7, C-2 and C-3 of Career miso, Campo Ceuta. We performed a detailed microscopic analysis in three nuclei, in order to determine the mineralogical composition and physical, chemical and biochemical affect productivity and quality as a reservoir rocks. It was determined that the quality of rock is influenced by the clay, as well as post-depositional changes experienced in the sediment. Some intervals as the base of the unit B-6, are of good quality rock, but it has kaolinite as clay migration and is the cause of low productivity in well AZ-1. The well AZ-2, presents problems of sanding and through the techniques used were able to learn one of the possible causes of the problem of sand production, instability in the quartz particles, the presence of clay mixed between contacts, which makes rock this low cohesion between the particles. Well AZ-3, introduced rock quality problems due to high sediment undergoing compaction which creates negative effects on the porosity and therefore permeability, another phenomenon was observed through the integration of data in this well was the presence of a possible bitumen, adhered to the quartz grains, which clogs the existing low porosity. In this sense, through these techniques rarely used could be identified the problems described above and will take action on the optimization of the production of deposits in the area.
Key words: Mineralogy, optimization, shale, diagenetic.
E-mail del Autor: [email protected]
DEDICATORIA
A todos mis seres queridos niños
y adultos, presentes y ausentes
por reforzar mis fuerzas,
voluntad y fortaleza y por creer
que todo en esta vida es posible.
Y sin dejar de un lado a Dios, la
vida y la salud, que son la
combinación perfecta de la
felicidad.
.
Dayveni Suárez
AGRADECIMIENTO
El mayor agradecimiento a Dios
por permitirme lograr cada uno
de mis sueños y anhelos, por
dejarme vivir y disfrutar lo más
bello de la vida.
Dayveni Suárez
TABLA DE CONTENIDO
RESUMEN ..................................................................................................... 3 ABSTRACT .................................................................................................... 4 DEDICATORIA ............................................................................................... 5 AGRADECIMIENTO ......................................................................................... 6 TABLA DE CONTENIDO ................................................................................... 7 LISTA DE TABLAS ........................................................................................ 10 LISTA DE FIGURAS ...................................................................................... 11 INTRODUCCIÓN .......................................................................................... 13 CAPÍTULO I:PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1. Planteamiento del Problema ...................................................................... 15 2. Objetivos de la Investigación ..................................................................... 15 2.1. Objetivo General ............................................................................... 15 2.2. Objetivos Específicos ......................................................................... 16 3. Justificación de la Investigación ................................................................. 16 4. Hipótesis de la Investigación ..................................................................... 17 5. Estudios Previos Realizados en el Área ........................................................ 17 6. Ubicación del Área de Estudio .................................................................... 18 7. Datos Básicos Oficiales del Yacimiento ........................................................ 19
CAPÍTULO II. MARCO TEORICO
1. Arcillas ................................................................................................... 24 1.1. Tipos De Arcillas ............................................................................... 24 1.1.1. Caolinita .................................................................................... 24 1.1.2. Clorita ...................................................................................... 25 1.1.3. Illita ......................................................................................... 26 1.1.4. Esméctica .................................................................................. 26 1.1.5. Arcillas de Capas Mixtas Illita/Esméctica ........................................ 26 1.2. Modo de Ocurrencia de los Minerales de Arcillas en las Areniscas .............. 26 1.2.1. Arcillas Alogénicas ...................................................................... 27 1.2.2. Arcillas alogénicas sindepositacionales ........................................... 27 1.2.3.Arcillas alogénicas introducidas ...................................................... 27 1.2.4. Arcillas Autigénicas ..................................................................... 27 2. Diagénesis de las Rocas ............................................................................ 28 2.1 Procesos Diagenéticos......................................................................... 29 2.1.1. La Compactación ........................................................................ 30 2.1.2. La Cementación.......................................................................... 30 2.1.3. La Disolución ............................................................................. 30 2.1.4. El Reemplazo ............................................................................. 31 2.1.5. La Alteración .............................................................................. 31 2.1.6. La Recristalización ...................................................................... 31 2.1.7. La Presión-Solución..................................................................... 32 2.2. Importancia del estudio de la diagénesis en las areniscas......................... 32 2.3. Cambios en la Composición Mineralógica ............................................... 33 2.4. Cambios en las Propiedades Físicas ....................................................... 34 2.5. Cambios en las Propiedades Químicas ................................................... 34 3. Métodos de Estudio Mineralógicos y Diagenéticos ......................................... 36
Página
3.1. Análisis Petrográficos en Secciones Finas ............................................... 36 3.2. Análisis por Difracción de Rayos X ........................................................ 37 3.3. Análisis a través de Microscopia Electrónica (SEM) .................................. 37 4. Control de la Diagénesis Sobre la Calidad de las Areniscas como Reservorios ... 37 5. Factores que Determinan la Calidad de un Reservorio ................................... 39 6. Procesos que Destruyen la Calidad de las Areniscas Como Reservorios ............ 44 6.1. Cementación ..................................................................................... 45 6.2. La Compactación y la Presión-Solución .................................................. 45 6.3. Minerales de Arcillas, como Principales Causantes de la Reducción de la Calidad de las Areniscas como Reservorios ...................................................... 46 7. Procesos Diagenéticos que favorecen el Desarrollo de Buenos Reservorios ....... 51 8. Ingeniería del Reservorio .......................................................................... 55 8.1. Grupo de la Caolinita .......................................................................... 57 8.2. Grupo Esméctica y Arcillas Mixtas Illita/Esméctica ................................... 57 8.3. Grupo illita ........................................................................................ 58 8.4. Grupo Clorita ..................................................................................... 59
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO 1. Recopilación y validación de la información existente .................................... 60 2. Creación de base de datos ........................................................................ 61 2.1. Difracción de Rayos X (XRD) ................................................................... 61 2.2. Análisis Petrográfico .............................................................................. 62 2.3. Análisis de Microscopía Electrónica de Barrido (SEM) .................................. 62 2.4. Análisis de Energía Dispersiva (EDS) ........................................................ 63 2.5. Análisis Convencionales de Núcleos ......................................................... 63 2.5.1. Propiedades Básicas de la Roca ........................................................ 63 2.6. Análisis Especiales de Núcleos ................................................................. 64 2.6.1. Saturación de Agua Irreducible ......................................................... 64 3. Manejo de los Datos ................................................................................ 65 3.1. Difracción de Rayos X (XRD) ................................................................... 65 3.2. Análisis Petrográfico .............................................................................. 65 3.3. Análisis de Imágenes de Microscopía Electrónica de Barrido (MEB) ............... 66 3.4. Análisis de Energía Dispersiva (EDS) ........................................................ 67 3.5. Análisis Convencionales de Núcleos ......................................................... 68 3.5.1. Propiedades Básicas de la Roca ........................................................ 68 3.6. Análisis Especiales de Núcleos ................................................................. 69 3.6.1. Saturación de Agua Irreducible ......................................................... 69 4. Integración de la Data .............................................................................. 69 CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE LOS DATOS 1. Recopilación y Validación de la Información Existente ................................... 73 2. Creación de Base de Datos ........................................................................ 73 2.1. Difracción de Rayos X (XRD) ................................................................... 73 2.2. Análisis Petrográfico .............................................................................. 75 2.3. Análisis de Microscopía Electrónica de Barrido ........................................... 79 2.3. Análisis de Energía Dispersiva (EDS) ........................................................ 79 2.4. Propiedades Básicas de la Roca ............................................................... 80 2.5. Análisis de Presión Capilar ...................................................................... 84 3. Manejo de los Datos ................................................................................. 85 3.1. Difracción de Rayos X (XRD) ................................................................... 85
Página
3.2. Análisis Petrográfico .............................................................................. 88 3.3.- Análisis de Imágenes de Microscopía Electrónica de Barrido (MEB-SEM) ..... 100 3.4. Análisis de Energía Dispersiva (EDS - EDX) ............................................. 114 3.5.- Propiedades Básicas de la Roca ............................................................ 120 3.6. Analisis Especiales de Núcleos ............................................................... 125 - Presión Capilar .................................................................................... 125 4. Integración de la Data ............................................................................ 128
CONCLUSIONES ........................................................................................ 135 RECOMENDACIONES .................................................................................. 137 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................. 139
Página
LISTA DE TABLAS
1. Datos Básicos Oficiales del Yacimiento Azulita. ............................................. 20 2. Datos Básicos Oficiales del Yacimiento Caparo. ............................................ 21 3. Análisis Disponibles en el Estudio. .............................................................. 73 4. Análisis Difracción de Rayos X. Arena B-6. Pozo AZ-1. Fuente: CoreLab. .......... 74 5. Análisis Difracción de Rayos X. Arenas B-6 y B-7. Pozo AZ-2.Fuente: Nucleoteca.
............................................................................................................ 74 6. Análisis Difracción de Rayos X. Arenas C-2 y C-3. Pozo AZ-3. Fuente:
Schlumberger. ........................................................................................ 75 7. Análisis Petrográfico. Arena B-6. Pozo AZ-1 (13840´-14100’75’’). Fuente:
CoreLab. ................................................................................................ 76 8. Análisis Petrográfico. Arena B-6 (13840’6’’ – 13993’). Pozo AZ-1. Fuente:
CoreLab. ................................................................................................ 76 9. Análisis Petrográfico. Arena B-6 (14020’ -14100’8’’). Pozo AZ-1. Fuente: CoreLab.
............................................................................................................ 76 10. Análisis Petrográfico. Arenas B-6 y B-7. Pozo AZ-2. Fuente: Nucleoteca. ........ 77 11. Análisis Petrográfico. Arenas C-2 y C-3. Pozo AZ-3. Fuente: Schlumberger. .... 78 12. Distribución de Muestras para el Análisis de Microscopía Electrónica de Barrido.
............................................................................................................ 79 13. Análisis de Energía Dispersiva. Pozos AZ-1, AZ-2 y AZ-3. ............................ 80 14. Análisis de Energía Dispersiva. Pozo AZ-3. ................................................. 80 15. Propiedades Básicas de la Roca. Pozo AZ-1. ............................................... 81 16. Propiedades Básicas de la Roca. Pozo AZ-2. ............................................... 82 17. Propiedades Básicas de la Roca. Pozo AZ-3. ............................................... 83 18. Datos de Presión Capilar por Plato Poroso. Pozo AZ-1. ................................. 84 19. Datos de Presión Capilar por Plato Poroso. Pozo AZ-3. ................................. 85 20. Secuencia de Eventos Diagenéticos. Pozo AZ-1, Az-2 y AZ-3 ........................ 89 21. Distribución de Arcillas Migrables por Zona Abierta fracción Arcilla. Pozo AZ-1
.......................................................................................................... 129
Página Tabla
LISTA DE FIGURAS
1. Mapa de Ubicación, Área Sur - Bloque VII, Yacimiento Azulita. ....................... 18 2. Vista 3D y Mapa Estructural a nivel del B-Inferior. ...................................................... 22 3. Vista 3D y Mapa Estructural a nivel del C-Superior. .................................................... 23 4. Formato de Distribución Mineralógica por Difracción de Rayos X. ............................ 61 5. Formato de Datos de los Análisis Petrográficos (Textura). ........................................ 62 6. Formato de Datos de los Análisis de Microscopía Electrónica de Barrido ................ 62 7. Formato de Distribución del porcentaje de Peso Atómico para cada Elemento ..... 63 8. Formato de Datos de las Propiedades Básicas de los Núcleos medidas en el
Laboratorio.............................................................................................................................. 64 9. Formato de Datos de Presión Capilar ............................................................................... 64 10. Formato de Distribución de Minerales a partir del XRD ............................................ 65 11. Formato de Distribución de Minerales a partir del Análisis Petrográfico ............... 66 12. Espectro de Composición Mineral. .................................................................................. 68 13. Esquema Metodológico Aplicado en la Investigación. ................................................ 71 14. Distribución de Minerales a partir del XRD. Pozo AZ-1. ............................................ 86 15. Distribución de Minerales a partir del XRD. Pozo AZ-2. ............................................ 87 16. Distribución de Minerales a partir del XRD. Arena C-2. Pozo AZ-3. ....................... 87 16. Distribución de Minerales a partir del XRD. Arena C-3. Pozo AZ-3. ....................... 88 17. Imágenes Petrográficas de los pozos AZ-3 (14601.92’-A), AZ-1 (13840’-B) y
AZ-2 (10811’5’’-C). ............................................................................................................... 90 18. Imágenes Petrográficas de los pozos pozo AZ-2 (10900’2’’-A), AZ-1 (14009’-B)
y AZ-3 (10811’5’’-C). ........................................................................................................... 91 19. Imágenes Petrográficas de Parcial Disolución con Posible Bitumen. Pozo AZ-3. 92 20. Imágenes Petrográficas de Disolución de Material Arcilloso. Pozo AZ-3. ............. 92 21. Imágenes Petrográficas de Disolución de Partículas de Feldespato. Pozo AZ-1
(A) y pozo AZ-2 (B). ............................................................................................................. 92 22. Imágenes Petrográficas donde se evidencia la compactación AZ-2 (10837’3’’-A);
AZ-2 (10897’4’’-B); AZ-1 (13893’-C); AZ-2 (10815’2’’-D). ....................................... 94 23. Imágenes Petrográficas donde se evidencia Alto grado de Cementación con
consecuente pérdida de porosidad, AZ-3 (14786.25’) ................................................. 95 24. Formación de pseudo-estilolámina de materia orgánica y generación de
micropartículas. ..................................................................................................................... 96 25. Deformación de un nódulo de arcilla férrica producto de la compactación. Pozo
AZ-3 (14619’-14620’) .......................................................................................................... 96 26. Sobrecrecimiento secundario de cuarzo AZ-2 (10811’5’’) ....................................... 97 27. Planos de sobrecrecimiento y formas euhedrales. Pozo AZ-1. ................................ 98 28. Presencia de Chert. Pozo AZ-2 (10800’). ..................................................................... 98 29. Cementación por Cuarzo Secundario. ........................................................................... 99 30. Cementación por Calcita. .................................................................................................. 99 31. Cementación por Caolinita. ........................................................................................... 100 32. Análisis SEM. Pozo AZ-1 (14080’). ............................................................................... 101 33. Análisis SEM. Pozo AZ-2 (10800’). ............................................................................... 102 34. Análisis SEM. Pozo AZ-1 (14021’6’’). .......................................................................... 102 35. Análisis SEM. Pozo AZ-1 (14091’). ............................................................................... 102 36. Análisis SEM. Pozo AZ-2 (10815’2’’). .......................................................................... 103 37. Análisis SEM. Pozo AZ-2 (10815’2’’). .......................................................................... 103 38. Análisis SEM. Pozo AZ-1 (14021’6’’). .......................................................................... 104
Página Figura
39. Análisis SEM. Pozo AZ-1 (14021’6’’). .......................................................................... 105 40. Análisis SEM. Pozo AZ-1 (14021’6’’). .......................................................................... 105 41. Análisis SEM. Pozo AZ-1 (14030’9’’). .......................................................................... 106 42. Análisis SEM. Pozo AZ-1 (14080’). ............................................................................... 107 43. Análisis SEM. Pozo AZ-1 (14080’). ............................................................................... 107 44. Análisis SEM. Pozo AZ-2 (10757’3’’). .......................................................................... 108 45. Análisis SEM. Pozo AZ-2 (10757’3’’). .......................................................................... 109 46. Análisis SEM. Pozo AZ-2 (10757’3’’). .......................................................................... 109 47. Análisis SEM. Pozo AZ-2 (10800’). ............................................................................... 110 48. Análisis SEM. Pozo AZ-2 (10800’). ............................................................................... 110 49. Análisis SEM. Pozo AZ-2 (10804’5’’). .......................................................................... 111 50. Análisis SEM. Pozo AZ-2 (10804’5’’). .......................................................................... 112 51. Análisis SEM. Pozo AZ-2 (10811’5’’). .......................................................................... 112 52. Análisis SEM. Pozo AZ-3 (14599’). ............................................................................... 113 53. Análisis SEM. Pozo AZ-3 (14806’5’’). .......................................................................... 114 54. Análisis SEM. Pozo AZ-3 (15061’33’’). ........................................................................ 114 55. Análisis SEM-EDS. Pozo AZ-2 (10815’2’’). ................................................................. 115 56. Análisis SEM-EDS. Pozo AZ-2 ........................................................................................ 116 57. Espectro de la Composición Mineral. Pozo AZ-2 ....................................................... 117 58. Análisis SEM-EDS. Pozo AZ-2 (10800’) ....................................................................... 117 59. Espectro de la Composición Mineral. Pozo AZ-2 (10800’) ...................................... 117 60. Análisis SEM-EDS. Pozo AZ-2 (10825’1’’) .................................................................. 118 61. Espectro de la Composición Mineral. Pozo AZ-2 (10825’1’’) ................................. 118 62. Análisis SEM-EDS. Pozo AZ-2 (10837’3’’) .................................................................. 119 63. Espectro de la Composición Mineral. Pozo AZ-2 (10825’1’’) ................................. 119 64. Análisis SEM-EDS. Pozo AZ-2 (10842’8’’) .................................................................. 119 65. Espectro de la Composición Mineral. Pozo AZ-2 (10842’8’’) ................................. 120 66. Porosidad VS. Permeabilidad. Pozo AZ-1 .................................................................... 120 67. Porosidad VS. Permeabilidad. Pozo AZ-2 .................................................................... 121 68. Porosidad VS. Permeabilidad. Pozo AZ-3 .................................................................... 121 69. RQI VS. Profundidad. Pozo AZ-1 .................................................................................. 122 70. RQI VS. Profundidad. Pozo AZ-2 .................................................................................. 123 71. RQI VS. Profundidad. Pozo AZ-3 .................................................................................. 124 72. Raíz de K/PHI vs. Swirr. Pozo AZ-1 ............................................................................. 125 73. Raíz de K/PHI vs. Swirr. Pozo AZ-3 ............................................................................. 126 74. Comportamiento de Producción. Pozo AZ-1............................................................... 128 75. Distribución de las Arcillas. Pozo AZ-1 ........................................................................ 129 76. Interpretación Petrofísica con intervalos muestreados. Pozo AZ-1. .................... 130 77. Análisis SEM. Pozo AZ-2 (10897’4’’). .......................................................................... 131 78. Interpretación Petrofísica con intervalos muestreados. Pozo AZ-2. .................... 132 79. Distribución de Minerales. Pozo AZ-3 .......................................................................... 133 80. Interpretación Petrofísica con intervalos muestreados. Pozo AZ-3. .................... 134
Página Figura
13
INTRODUCCIÓN
En los últimos años el estudio de las geociencias se ha convertido en uno de los
pilares para el manejo de yacimientos, y actualmente es la fuerza que impulsa a la
industria petrolera en búsqueda de soluciones para optimizar la producción de
hidrocarburos a lo largo de la vida útil del yacimiento. Por tal motivo, se han
desarrollado metodologías enmarcadas principalmente en el análisis mineralógico de
yacimientos, y su aplicabilidad para optimizar y mejorar el potencial en la
productividad de los pozos. Por lo tanto, en este estudio se llevó a cabo una
caracterización mineralógica en los yacimientos Azulita y Caparo, pertenecientes al
Campo Ceuta.
El área de estudio se encuentra localizada al Nor-Oeste de Venezuela, ubicada al
Sur-Este de la Cuenca Petrolífera de Maracaibo, pertenece al Campo Ceuta, y la
zona de interés pertenece a la Formación Misoa, específicamente en los yacimientos
Azulita y Caparo; con un área aproximada de 2705 acres y 3620 acres
respectivamente. El yacimiento Azulita posee crudos livianos en el orden de 34,9
°API, con un ambiente de depositación interpretado como llanura deltáica baja y
llanura de maneras; mientras que el yacimiento Caparo posee crudos livianos
alrededor de 37,5 °API, de areniscas petrolíferas consolidadas depositadas en un
ambiente de llanura deltáica alta con influencia fluvial.
La ejecución de este estudio se fundamenta en la interpretación de los análisis
mineralógicos, para luego integrarlos con los datos de petrofísica y facies
interpretadas, como herramienta clave para establecer las posibles causas del
comportamiento de producción de pozos, para originar acciones en pro de optimizar la
producción.
La finalidad del estudio es obtener una caracterización mineralógica definiendo la
estructura interna de la roca y su composición, lo más aproximado a las condiciones
reales del Yacimiento, de tal manera que puedan ser usadas para optimizar la
producción en pozos que han presentado inconvenientes de declinación de producción,
ya sea por arcillas migrables, producción de arena y/o presencia de hidrocarburo
14
residual. Por lo tanto, el estudio aportará información valiosa producto del buen uso de
las metodologías a nivel micro desarrolladas sobre las muestras de núcleo tomadas de
los pozos. De igual manera, esta información podrá ser muy útil para estudios futuros
de Recuperación Mejorada de Hidrocarburos.
CAPÍTULO I
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1. Planteamiento del Problema Debido a la problemática de calidad de roca y los problemas inherentes a la
productividad que presentan estos yacimientos Azulita y Caparo, se requiere una
caracterización mineralógica completa enfocada en la optimización de los procesos
de mantenimiento de la producción en los pozos de los yacimientos, con el fin de
contrarrestar la alta declinación de producción que los pozos han venido
presentando hasta la actualidad.
Los Yacimientos Azulita y Caparo sometidos a estudio están constituidos por
cuatro regiones (Norte, Sur, Este y Oeste) que conforman el yacimiento de manera
grupal, de las cuales la unidad que ha aportado la mayor producción es la unidad
B-6 correspondiente al yacimiento Caparo, del intervalo “B” Inferior, Formación
Misoa de Edad Eoceno, bajo el esquema de completación a hoyo entubado.
El ambiente de depositación de las arenas de interés ha sido interpretado como
llanura deltáica baja y llanura de mareas para las arenas C-Superior del Yacimiento
Azulita, mientras que para B-Inferior (Yacimiento Caparo) se está en presencia de
un ambiente de llanura deltáica alta con influencia fluvial, lo cual implica un alto
grado de heterogeneidad y por ende una distribución particular de los tipos de
rocas (Facies).
2. Objetivos de la Investigación 2.1. Objetivo General Caracterizar la Mineralogía para la Optimización de la Producción en los
Yacimientos Azulita y Caparo del Campo Ceuta.
16
2.2. Objetivos Específicos
• Consolidar toda la información correspondiente a los análisis mineralógicos
realizados sobre los núcleos que se han tomado en el área de estudio.
• Validar los análisis de Difracción de Rayos X, Microscopía de Barrido
Electrónico, Energía Dispersiva, Petrografía y otros análisis inherentes a la
información mineralógica necesarios para la realización del trabajo.
• Integrar la información mineralógica del área con los análisis convencionales
y especiales de núcleos.
• Comparar los datos mineralógicos analizados con la interpretación petrofísica
y el comportamiento de producción de los pozos del área para ubicar las
zonas con mayor prospectividad.
• Proponer acciones eficientes para optimizar la producción de los pozos en los
Yacimientos Azulita y Caparo del Campo Ceuta.
3. Justificación de la Investigación El conocimiento de la mineralogía de los yacimientos es fundamental, ya que
permitirá conocer si estas podrían ser las causas de la problemática que ha venido
presentando la productividad de los pozos, debido a que la mayoría de los puntos de
producción presentan severos arenamientos probablemente por fallas en la
estructura interna de la roca, así como las declinaciones drásticas de producción por
consecuencia de la alta migración de finos y daños de formación causados por la
interacción roca-fluido.
A través de una mejor identificación de los componentes mineralógicos, fracción
total y arcillas, definición y distribución de los mejores cuerpos sedimentarios, así
como también de las unidades de flujo, se podrían optimizar las prácticas utilizadas
en las etapas correspondientes a la perforación, reparación y estimulación de
pozos.
17
4. Hipótesis de la Investigación
Los problemas de declinación en la productividad de los pozos en los
yacimientos Azulita y Caparo del campo Ceuta se debe probablemente a la
mineralogía presente y las fallas en las estructuras internas de la roca.
5. Estudios Previos Realizados en el Área
A continuación se presentan los estudios y análisis realizados previamente en el
área de interés desde el punto de vista mineralógico:
- Duno, Laurys y Aguilar, Cesar (2007). PDVSA. Análisis mineralógico a partir de
perfiles espectrales y análisis XRD de núcleos en las arenas C-Superior, Edad
Eoceno, yacimiento VLG-3676, Campo Ceuta. Código del Documento: IT-OC-2006-
729, DT. Este estudio se realizó en base a los análisis de Gamma Ray Espectral
tomados en los pozos del área, en donde se elaboraron gráficos de correlación
Torio-potasio, con el fin de identificar las arcillas presentes en los pozos y así definir
las zonas con mayor predominio de arcilla, observándose que la mayor cantidad de
arcilla se encuentra hacia el norte del área siendo las unidades superiores las de
mayor contenido.
- 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. Se realizó una integración con los análisis petrográficos, microscopia de
barrido electrónico, difracción de rayos X, energía dispersiva con los análisis de
presión capilar por plato poroso. Posteriormente 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, esméctica,
caolinita y puntuales zonas de arcillas férricas.
- Sánchez, Juan Daniel 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
18
procesos diagenéticos que impactan de forma negativa la calidad de 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 esméctica 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 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.
6. Ubicación del Área de Estudio
Localmente, el área se encuentra ubicada al Sur-Este de la Cuenca de
Maracaibo, en el Bloque VII del Lago de Maracaibo, Distrito Lago del Estado Zulia,
y desde el punto de vista petrolífero pertenece a la Unidad de Explotación Ceuta,
tal como se muestra en la Figura N° 1.
Figura 1. Mapa de Ubicación, Bloque VII, Campo Ceuta.
Unidad de Explotación Ceuta
Distrito Lago Bloque VII
N
SAN LORENZO
NNVLD1112
VLD1152
VLF3018
VLF3020
VLG3510
VLG3511
VLG3512
VLG3513
VLG3518
VLG3520
VLG3524VLG3526
VLG3528ST
VLG3529
VLG3531
VLG3539
VLG3544
VLG3548
VLG3555A
VLG3557
VLG3561
VLG3563
VLG3567
VLG3568
VLG3570
VLG3577
VLG3589
VLG3599
VLG3603
VLG3611
VLG3612
VLG3624
VLG3625
VLG3627
VLG3631
VLG3632
VLG3646VLG3651
VLG3657
VLG3668
VLG3670
VLG3673
VLG3676
VLG3679
VLG3680
VLG3681
VLG3691
VLG3693
VLG3709
VLG3710
VLG3711
VLG3714
VLG3717
VLG3719
VLG3720
VLG3722
VLG3722A
VLG3723
VLG3724
VLG3729
VLG3730
VLG3734
VLG3738
VLG3739
VLG3742
VLG3743
VLG3747
VLG3749
VLG3750
VLG3755
VLG3756
VLG3759
VLG3760
VLG3761
VLG3762
VLG3764
VLG3765
VLG3768
VLG3773
VLG3778
VLG3779
VLG3782
VLG3832
VLG3891
VLG3903
VLG3906
VLG3500
VLG3501
VLG3502
VLG3503
VLG3504
VLG3505
VLG3506
VLG3508
VLG3509VLG3515
VLG3522
VLG3523
VLG3525
VLG3527
VLG3528
VLG3530VLG3530ST
VLG3532
VLG3533
VLG3535
VLG3536
VLG3537
VLG3540
VLG3541
VLG3542
VLG3543
VLG3545
VLG3546
VLG3555
VLG3558
VLG3559
VLG3560
VLG3565
VLG3569
VLG3576
VLG3578
VLG3584
VLG3585
VLG3586
VLG3587
VLG3591
VLG3592
VLG3593
VLG3594
VLG3595
VLG3596
VLG3598
VLG3600
VLG3602
VLG3604
VLG-3604A
VLG3605
VLG3606
VLG3607
VLG3608
VLG3609
VLG3616
VLG3617
VLG3618
VLG3619
VLG3622
VLG3629VLG3629A
VLG3634
VLG3637
VLG3638
VLG3639
VLG3640
VLG3643
VLG3644
VLG3647
VLG3648
VLG3650
VLG3652
VLG3653
VLG3659
VLG3660
VLG3665
VLG3665A
VLG3667
VLG3669
VLG3672
VLG3674
VLG3675
VLG3677
VLG3678
VLG3682
VLG3683
VLG3685
VLG3686
VLG3687
VLG3688
VLG3689
VLG3690
VLG3690A
VLG3692VLG3692ST
VLG3694
VLG3695
VLG3696
VLG3697
VLG3698
VLG3699
VLG3703
VLG3706
VLG3708
VLG3712
VLG3713
VLG3716
VLG3732
VLG3751
VLG3752
VLG3753
VLG3781
VLG3838
VLG3867
VLG3887 VLG3888
VLG3905
VLG3907
VLG3911
VLG3912VLG3912ST
1060000 1060000
1070000 1070000
1080000 1080000
260000
260000
270000
270000
1060000 1060000
1065000 1065000
1070000 1070000
1075000 1075000
1080000 1080000
255000
255000
260000
260000
265000
265000
270000
270000
AREA A
AREA I
AREA F
AREA E
AREA G
AREA B
AREA C
NN
AREA H
NN
SAN LORENZO
NNVLD1112
VLD1152
VLF3018
VLF3020
VLG3510
VLG3511
VLG3512
VLG3513
VLG3518
VLG3520
VLG3524VLG3526
VLG3528ST
VLG3529
VLG3531
VLG3539
VLG3544
VLG3548
VLG3555A
VLG3557
VLG3561
VLG3563
VLG3567
VLG3568
VLG3570
VLG3577
VLG3589
VLG3599
VLG3603
VLG3611
VLG3612
VLG3624
VLG3625
VLG3627
VLG3631
VLG3632
VLG3646VLG3651
VLG3657
VLG3668
VLG3670
VLG3673
VLG3676
VLG3679
VLG3680
VLG3681
VLG3691
VLG3693
VLG3709
VLG3710
VLG3711
VLG3714
VLG3717
VLG3719
VLG3720
VLG3722
VLG3722A
VLG3723
VLG3724
VLG3729
VLG3730
VLG3734
VLG3738
VLG3739
VLG3742
VLG3743
VLG3747
VLG3749
VLG3750
VLG3755
VLG3756
VLG3759
VLG3760
VLG3761
VLG3762
VLG3764
VLG3765
VLG3768
VLG3773
VLG3778
VLG3779
VLG3782
VLG3832
VLG3891
VLG3903
VLG3906
VLG3500
VLG3501
VLG3502
VLG3503
VLG3504
VLG3505
VLG3506
VLG3508
VLG3509VLG3515
VLG3522
VLG3523
VLG3525
VLG3527
VLG3528
VLG3530VLG3530ST
VLG3532
VLG3533
VLG3535
VLG3536
VLG3537
VLG3540
VLG3541
VLG3542
VLG3543
VLG3545
VLG3546
VLG3555
VLG3558
VLG3559
VLG3560
VLG3565
VLG3569
VLG3576
VLG3578
VLG3584
VLG3585
VLG3586
VLG3587
VLG3591
VLG3592
VLG3593
VLG3594
VLG3595
VLG3596
VLG3598
VLG3600
VLG3602
VLG3604
VLG3750
VLG3755
VLG3756
VLG3759
VLG3760
VLG3761
VLG3762
VLG3764
VLG3765
VLG3768
VLG3773
VLG3778
VLG3779
VLG3782
VLG3832
VLG3891
VLG3903
VLG3906
VLG3500
VLG3501
VLG3502
VLG3503
VLG3504
VLG3505
VLG3506
VLG3508
VLG3509VLG3515
VLG3522
VLG3523
VLG3525
VLG3527
VLG3528
VLG3530VLG3530ST
VLG3532
VLG3533
VLG3535
VLG3536
VLG3537
VLG3540
VLG3541
VLG3542
VLG3543
VLG3545
VLG3546
VLG3555
VLG3558
VLG3559
VLG3560
VLG3565
VLG3569
VLG3576
VLG3578
VLG3584
VLG3585
VLG3586
VLG3587
VLG3591
VLG3592
VLG3593
VLG3594
VLG3595
VLG3596
VLG3598
VLG3600
VLG3602
VLG3604
VLG-3604A
VLG3605
VLG3606
VLG3607
VLG3608
VLG3609
VLG3616
VLG3617
VLG3618
VLG3619
VLG3622
VLG3629VLG3629A
VLG3634
VLG3637
VLG3638
VLG3639
VLG3640
VLG3643
VLG3644
VLG3647
VLG3648
VLG3650
VLG3652
VLG3653
VLG3659
VLG3660
VLG3665
VLG3665A
VLG3667
VLG3669
VLG3672
VLG3674
VLG3675
VLG3677
VLG3678
VLG3682
VLG3683
VLG3685
VLG3686
VLG3687
VLG3688
VLG3689
VLG3690
VLG3690A
VLG3692VLG3692ST
VLG3694
VLG3695
VLG3696
VLG3697
VLG3698
VLG3699
VLG3703
VLG3706
VLG3708
VLG3712
VLG3713
VLG3716
VLG3732
VLG3751
VLG3752
VLG3753
VLG3781
VLG3838
VLG3867
VLG3887 VLG3888
VLG3905
VLG3907
VLG3911
VLG3912VLG3912ST
VLG-3604A
VLG3605
VLG3606
VLG3607
VLG3608
VLG3609
VLG3616
VLG3617
VLG3618
VLG3619
VLG3622
VLG3629VLG3629A
VLG3634
VLG3637
VLG3638
VLG3639
VLG3640
VLG3643
VLG3644
VLG3647
VLG3648
VLG3650
VLG3652
VLG3653
VLG3659
VLG3660
VLG3665
VLG3665A
VLG3667
VLG3669
VLG3672
VLG3674
VLG3675
VLG3677
VLG3678
VLG3682
VLG3683
VLG3685
VLG3686
VLG3687
VLG3688
VLG3689
VLG3690
VLG3690A
VLG3692VLG3692ST
VLG3694
VLG3695
VLG3696
VLG3697
VLG3698
VLG3699
VLG3703
VLG3706
VLG3708
VLG3712
VLG3713
VLG3716
VLG3732
VLG3751
VLG3752
VLG3753
VLG3781
VLG3838
VLG3867
VLG3887 VLG3888
VLG3905
VLG3907
VLG3911
VLG3912VLG3912ST
1060000 1060000
1070000 1070000
1080000 1080000
260000
260000
270000
270000
1060000 1060000
1065000 1065000
1070000 1070000
1075000 1075000
1080000 1080000
255000
255000
260000
260000
265000
265000
270000
270000
AREA A
AREA I
AREA F
AREA E
AREA G
AREA B
AREA C
NN
AREA H
19
7. Datos Básicos Oficiales del Yacimiento
El Yacimiento Azulita pertenece a la Formación Misoa de Edad Eoceno
caracterizado por arenas petrolíferas consolidadas con alto contenido de arcillas y
lutitas intercaladas depositadas en un ambiente de llanura deltaica baja y llanura de
mareas. El área tiene presiones actuales alrededor de 9000 lpc (Sur) y hasta 5000
lpc (Norte); los valores de presión están referidos al datum del campo el cual se
encuentra a 15000 pies. Este Yacimiento se extiende sobre una superficie
aproximada de 2705 acres, con un POES oficial de 141,21 MMBNP, factor de recobro
de 5%, Reservas Recuperables de 7 MMBNP.
Estratigráficamente, el Yacimiento Azulita comprende dos intervalos o miembros
informales de la Formación Misoa, el C-Superior, que comprende las unidades C-1 a
C-4, y el C-Inferior, que comprende las unidades C-5 a C-7. Las unidades que han
aportado la mayor producción del yacimiento son C-2 y C-3, del intervalo “C”
Superior. La arena correspondiente a C-2 presenta predominio de la Caolinita con
un 78%, y en menor proporción la Clorita, Illita y Esméctica. Mientras que la arenas
de C-3 presentan Caolinita en el orden de 62%, Illita 17%, Clorita 14% y arcillas
mixtas en menor proporción.
Para Enero de 2010 se han producido 207 MBNP, originando unas Reservas
Remanentes en el orden de 6,85 MMBNP. A continuación se muestra una tabla
resumen con los datos básicos oficiales del área en estudio:
20
Año de Descubrimiento: 1979
POES: 141,21 MMBN
Factor de Recobro Primario: 5 %
Reservas: 7 MMBN
Np: 207 MBN
Reservas Remanentes: 6,854 MMBN
Mecanismo de Producción: Expansión Roca-Fluido
API del Crudo: 34,9°
Factor Volumétrico (Boi): 1,4556
Presión Inicial: 11.000 Lpc
Presión Actual: 5.000 Lpc (Norte) - 9.000 Lpc (Sur)
Presión de Burbuja: 3.500 Lpc
Temperatura: 305-320° F
Datum: -15.000’ tvdss
Porosidad Promedio: 10%
Permeabilidad Promedio: 40 mD
Tabla 1. Datos Básicos Oficiales del Yacimiento Azulita.
Por otra parte, el Yacimiento Caparo pertenece a la Formación Misoa de Edad
Eoceno, conformado por arenas petrolíferas consolidadas con alto contenido de
arcillas y lutitas intercaladas depositadas en un ambiente interpretado como
llanura deltáica alta con influencia fluvial, lo cual implica un alto grado 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%, Reservas Recuperables
de 103,52 MMBNP.
Estratigráficamente, el Yacimiento Caparo comprende las unidades de B-6 y B-7
de la Formación Misoa, correspondiente a B-Inferior. Sin embargo, la unidad que
aporta producción del yacimiento es B-6, siendo uno de los reservorios más
importantes en el área de estudio, las cuales presentan predominio de la Caolinita
con un 60%, Illita 22%, Clorita 17% y arcillas mixtas en el orden de 1 %. Mientras
que la arenas de B-7 presentan Caolinita en el orden de 61%, Illita 9% y Clorita
30%.
21
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
Presión Actual: 3.000 Lpc
Presión de Burbujeo: 4.400 Lpc
Temperatura: 263° F
Datum: -13.500’ tvdss
Porosidad Promedio: 12-18%
Permeabilidad Promedio: 100-500 mD
Para Enero de 2010 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 2. Datos Básicos Oficiales del Yacimiento Caparo.
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).
22
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
Caparo (Figuras 2 y 3), donde se encuentra localizado el pozo AZ-2, 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 encuentran ubicados los pozos AZ-1 (arenas B-Inferior del
yacimiento Caparo) y AZ-3 (arenas C-Superior del yacimiento Azulita), 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 AZ-1 el buzamiento
es de 8° a 10° hacia el Oeste y donde se encuentra el pozo AZ-3 es de 6° a 8°
hacia el Oeste.
Figura 2. Vista 3D y Mapa Estructural a nivel del B-Inferior.
23
Figura 3. Vista 3D y Mapa Estructural a nivel del C-Superior.
CAPÍTULO II
MARCO TEORICO
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.
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.
1.1. Tipos De Arcillas Los principales tipos de arcillas son los siguientes:
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.
25
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.
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.
26
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.
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.
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.
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.
27
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.
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.
1.2.3. Arcillas alogénicas introducidas g) Producto del proceso de bioturbación.
h) Por infiltración residual de otras capas de sedimentos más finos infra o
subyacentes, productos del movimiento de los fluidos de poro.
i) Como parte de partículas micáceas degeneradas.
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
28
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. 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.
29
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.
2.1 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
30
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.
2.1.1. 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.
2.1.2. 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.
2.1.3. 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.
31
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.
2.1.5. 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.
2.1.6. 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
32
los sedimentos no clásticos. Durante la recristalización las partículas minerales
pequeñas tienden a aumentar de tamaño.
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. 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,
33
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.
2.3. 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:
1. Precipitación de nuevos minerales tales como cuarzo, calcita, hematita,
anhidrita, minerales de arcillas, entre otros.
34
2. 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.
3. Alteraciones de los minerales (feldespatos, micas, fragmentos de rocas,
minerales de arcillas, entre otros).
4. Reemplazo de minerales u otros materiales sedimentarios (dolomitización,
fosfatización, glauconitización, calcita por cuarzo y viceversa, entre otros.
5. Recristalización (aragonito a calcita, ópalo a calcedonia y a cuarzo
microcristalino, entre otros).
6. 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%).
2.4. 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:
1. 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.
2. 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.
2.5. Cambios en las Propiedades Químicas Los efectos diagenéticos producen cambios en la composición química de las
areniscas. Aunque no existen comparaciones estadísticas, análisis químicos
35
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.
36
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.
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
37
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.
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.
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.
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.
38
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:
1. Existencia de rocas fuente en la secuencia.
2. Desarrollo de trampas estructurales y/o estratigráficas.
3. 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:
1. La mineralogía detrítica, resultante de diferencias en el tamaño de las partículas
o en los controles del ambiente de depositación.
2. Mineralogía diagenética temprana, principalmente controlada por el ambiente de
depositación.
3. Historia de soterramiento, incluido por movimientos estructurales.
4. Contenido de fluido, hidrocarburo o saturación de agua.
39
Cada uno de los factores, permite diferencias en la porosidad y permeabilidad
de las areniscas, suficientes para formar reservorios y sellos.
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.
40
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.
41
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:
1. 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.
2. La clorita delineadora de granos o poros, tienen microporosidades cercanas al
50%.
42
3. A la illita y esméctica, por su estructura y morfología delicada, no se les pudo
determinar su microporosidad por este método.
4. 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:
1. Areniscas consideradas como favorables reservorios potenciales de gas, las
cuales presentaron una porosidad efectiva mayor al 8% y una permeabilidad
de 0,07 milidarcys.
2. 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.
3. 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:
43
1. 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.
2. El escogimiento: la mayoría de las areniscas tienden a tener una mayor
porosidad efectiva a medida que el escogimiento disminuye (mayor contenido
de matriz).
3. 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.
4. 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).
44
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.
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
45
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.
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.
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
46
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.
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.
47
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, sin embargo, 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”. Conjuntamente como esto, 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
48
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.
49
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
50
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
51
aguas fluviales, pueden ser susceptibles a la formación de clorita, que puede
mantener la calidad de estas rocas como reservorios.
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
52
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
53
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
54
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.
55
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.
56
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.
57
A continuación se presentan las características y efectos de los principales
grupos de arcillas que pueden afectar la calidad de los reservorios:
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.
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.
58
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”.
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
59
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.
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.
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO En este capítulo se presenta la metodología a aplicar para generar el análisis
mineralógico y su aplicabilidad para 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:
1. Recopilación y validación de la información existente
Se procedió a la búsqueda de la información en las diferentes bases de datos
disponibles con el fin de validar todo lo relacionado a la mineralogía de los pozos
correspondientes al área de estudio. 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.
d) Trabajos y estudios previos 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.
61
AREAPOZO
FELD
ES
P.
K
FELD
ES
P.
PL
MIN
. A
RC
ILLA
PIR
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POZO
ROCA TOTAL (% PESO)
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CA
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DO
LO
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A
PROPORCIONES RELATIVAS DE MINERALES DE ARCILLA EN FRACCIÓN < 2 MICRAS
ES
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ITA
10 20 30 40 50 60 70 80 90 10 20 30 40 50 60 70 80 90
e) Base de datos corporativa Finder, esta es una base de datos que posee todos los
registros corridos a los pozos, para esta metodología se requieren principalmente
las curvas litológicas preferiblemente Gamma Ray y la curva Core Gamma Ray, la
cual se registra sobre el núcleo tomado del pozo.
2. Creación de base de datos
Se deben generar bases de datos con el fin de organizar y evaluar la data
disponible, las mismas son llevadas a cabo en hojas de cálculo Excel, las cuales
serán el punto de partida para a través de ellas, construir gráficos y cálculos para
determinar composiciones mineralógicas por cada unidad geológica.
2.1. Difracción de Rayos X (XRD)
Los análisis de difracción de rayos X, son tomados directamente del núcleo, en el
mismo punto donde se toman las muestras tapón que se utilizan para determinar
las propiedades básicas de la roca (porosidad, permeabilidad, densidad de granos,
saturación de fluidos.
La construcción de tablas en formato Excel (Figura 4), se realizan para
cuantificar los minerales por difracción de Rayos X por cada pozo con núcleo; que
consta de roca total: cuarzo, feldespatos, óxidos, carbonatos, minerales de arcilla y
fracción arcilla: caolinita, esméctica, illita, clorita y asociaciones de arcillas mixtas.
Figura 4. Formato de Distribución Mineralógica por Difracción de Rayos X.
62
Gru
eso
Gra
va
Muy g
rueso
TAMAÑO DE GRANO REDONDEZ
Modera
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ente
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Mal esc
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CONTACTOS (orden de Abundancia)
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a
2.2. Análisis Petrográfico
A partir de los análisis de descripción petrográfica, se construyen tablas de
composición mineralógica, contactos entre granos, cementación, matriz, porosidad,
entre otros. Esta data proviene del estudio petrográfico realizado sobre las
secciones finas tomadas sobre las muestras tapón provenientes del núcleo.
Estas tablas (Figura 5), facilitan toda la información para poder generar gráficos
de proporcionalidad de minerales e identificar los eventos diagenéticas que afectan
la roca reservorio.
Figura 5. Formato de Datos de los Análisis Petrográficos (Textura).
2.3. Análisis de Microscopía Electrónica de Barrido (SEM)
En este caso se realiza una base de datos a través del formato de la Figura 6, la
cual es tratada como una tabla Excel, que servirá de inventario mostrando el
número de imágenes tomadas por pozo para su posterior análisis.
POZO MUESTRA PROFUNDIDAD
(PIES) SEM
Figura 6. Formato de Datos de los Análisis de Microscopía Electrónica de Barrido.
63
2.4. Análisis de Energía Dispersiva (EDS)
Los valores reportados en las tablas de porcentajes de peso atómico (Figura 7),
muestran la distribución de los minerales componentes de la roca, se obtienen a
partir de los espectros generados de los análisis de energía dispersiva. Entre los
elementos comúnmente reportados se encuentran el sílice (Si), Aluminio (Al), hierro
(Fe), Sodio (Na), Potasio (K), Calcio (Ca), Magnesio (Mg), entre otros.
Figura 7. Formato de Distribución del porcentaje de Peso Atómico para cada Elemento.
2.5. Análisis Convencionales de Núcleos
Son análisis que se realizan a los núcleos tomados en los pozos para conocer las
propiedades básicas de la roca (porosidad, permeabilidad, saturación, densidad de
grano), las cuales son de gran utilidad para la ejecución de los estudios de calidad
de roca y propiedades petrofísicas de los yacimientos.
2.5.1. Propiedades Básicas de la Roca
A partir de los análisis realizados sobre las muestras tapón tomadas en los
núcleos, se construyen tablas donde se indica la profundidad, porosidad y
permeabilidad a condiciones de reservorio, densidad de grano e índice de calidad de
roca, este último es calculado a partir de los valores de porosidad y permeabilidad,
mediante la siguiente ecuación:
RQI=0,0314* (K/Phi)1/2
A continuación se muestra la Figura 8, con un formato de tabla tipo donde se
agrupan los datos de las propiedades básicas de los núcleos:
Elemento % Peso AtómicoAlSiFe
Total
64
Muestra Prof. DensidadNo. (pies) de Grano
(lpc) (lpc) (lpc) (lpc) (lpc) (lpc) Agua Aceite
Permeabilidad Permeabilidad Porosidad Saturación de Aire (mD) Klinkenberg (mD) (%) Fluidos (%)
0 1 2 4 8 15 35
Muestra Prof K@AIRE Porosidad Porosidad Fraccion
RQI
No. (Pies) (mD) (%) (%)
Saturación de Salmuera
Fracción Vol. Poro
PRESIÓN DE DESATURACIÓN, lpc
Figura 8. Formato de Datos de las Propiedades Básicas de los Núcleos medidas en el Laboratorio.
2.6. Análisis Especiales de Núcleos
Se realizan para conocer las propiedades avanzadas de las rocas reservorio y
constan de propiedades eléctricas, presiones capilares, humectabilidad, entre otras.
En este caso en particular se trabajará con los datos de saturación de agua
irreducible provenientes a partir de los análisis de presión capilar por plato poroso.
2.6.1. Saturación de Agua Irreducible
De los análisis especiales realizados a los núcleos se toman los datos reportados
de la saturación de agua irreducible en función de la profundidad, esto con la
finalidad de generar gráficas e identificar el comportamiento de dicha propiedad en
las unidades sujetas a estudio. Estos datos se obtienen de los análisis de presión
capilar, ya sea por los métodos de plato poroso, inyección de mercurio o por el
método de centrífuga. A continuación se muestra la Figura 9, donde se muestra el
formato de datos de Presión Capilar.
Figura 9. Formato de Datos de Presión Capilar.
65
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
100.0
Cuarzo Albita Plagioclasa Anortita Caolinita Clinoclorita Illita Saponita Cloritoide DickitaCaolinita/MontArcilla Total Biotita Muscovita Calcita Dolomita Siderita Pirita Zircon Oxido deTitanio
Porc
enta
je (%
)
ARCILLAS MICAS CARBONATOSFELDESPATOS OXIDOS
SULFUROS
CUARZO
3. Manejo de los Datos
3.1. Difracción de Rayos X (XRD)
Una vez disponible la base de datos, se construyen los gráficos (Figura 10) de
los componentes mineralógicos en formato de barras, con el fin de observar la
distribución por cada unidad geológica estudiada, luego se identifican las especies
minerales que tienden a generar efectos negativos en la productividad de los pozos.
Los minerales arcillosos afectan considerablemente la productividad de los pozos
y se encuentran conformados por caolinita, illita, esméctica, montmorilonita, clorita
y asociación de arcillas mixtas, Illita-esméctica.
Figura 10. Formato de Distribución de Minerales a partir del XRD.
3.2. Análisis Petrográfico
Las imágenes de secciones finas, se describen con el objetivo de conocer la
textura de la roca, así como también estimar la porosidad, visualizar los tipos de
porosidad; primaria y secundaria, la distribución y ubicación de las arcillas en el
espacio poral y de ser posible reconocer las características diagenéticas de la roca.
A través de esta técnica se puede determinar y construir los eventos
diagenéticos 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.
66
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
Una vez realizadas las tablas, se generan gráficos de proporcionalidad de
minerales obtenidos a partir de la descripción sistemática de las secciones finas;
estos gráficos se realizan en formato de barras (Figura 11), en la aplicación Excel.
Figura 11. Formato de Distribución de Minerales a partir del Análisis Petrográfico.
3.3. Análisis de Imágenes de Microscopía Electrónica de Barrido (MEB)
La microscopía de barrido electrónico 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.
En este estudio, las microfotografías a diferentes magnificaciones se interpretan
y describen con el fin de conocer el hábitat de los minerales a través de su
morfología, por lo que se pueden 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
pueden observar la presencia de minerales accesorios inmersos dentro de la
estructura de la roca, de la misma manera el efecto de los carbonatos y arcillas
entre las partículas de cuarzo, los cuales crean corrosión sobre los remates
policristalinos de las mismas e inhiben los sobrecrecimientos (cementación)
responsables de la dureza y la resistencia de la roca.
Es importante destacar, que esta descripción se realiza a través de la
visualización directa de las imágenes en un computador, con cualquier programa de
visualización de imágenes.
67
3.4. Análisis de Energía Dispersiva (EDS)
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
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
oxido 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 12), a partir de los cuales se identifican los minerales no reconocidos por el
MEB.
68
Figura 12. Espectro de Composición Mineral.
3.5. Análisis Convencionales de Núcleos
3.5.1. Propiedades Básicas de la Roca
A partir de los valores de porosidad y permeabilidad se realizan gráficos que se
describen a continuación:
a) Gráfico de porosidad vs. Permeabilidad, en formato semilogarítmico, con el
objetivo de visualizar la correlación y correspondencia entre estas propiedades, así
como también la ubicación de los puntos de muestreo. 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 Índice de calidad de roca (RQI) en el eje X vs.
profundidad en el eje Y, para todos los pozos dentro de un mismo grafico, con el fin
de observar los impactos que ocasiona la diagénesis en la calidad de la roca
reservorio a través de la profundidad. Una vez construido el grafico 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 fin de obtener una
completa visualización y ubicación de cada evento diagenético positivo y/o negativo
ocurridos en los sedimentos.
69
3.6. Análisis Especiales de Núcleos
De los análisis especiales, el análisis que se utilizara para este estudio son los
datos obtenidos a partir de los análisis de presión capilar por plato poroso
(saturación de agua irreducible).
3.6.1. Saturación de Agua Irreducible
En este paso, se debe realizar un gráfico en escala lineal de la saturación de
agua irreducible vs. el índice de calidad de roca. En el mismo se pueden identificar
si las medidas de saturación de agua irreducible se encuentran afectadas o no por la
disposición de los minerales arcillosos dentro del espacio poral, grados diagenéticos
(compactación, cementación, disolución, precipitación de minerales); ya que estos
elementos hacen que la tortuosidad en la roca aumente e influya en dicha medida.
4. Integración de la Data
Una vez generados todos los gráficos, se procede a la interpretación e
integración final de la data obtenida en los pozos claves (pozos con data de núcleo)
sometidos a estudio, de la siguiente manera (Figura 13):
1. Se recurre a la interpretación petrofísica ya definida en las unidades de estudio
(volumen de arcilla, porosidad efectiva, permeabilidad, saturación de agua, tipo de
roca), y de igual manera se ubican las zonas productoras del pozo, para integrar
con los datos mineralógicos obtenidos y de esta manera poder determinar y evaluar
si las caídas de producción de los pozos en estudio están siendo afectadas por los
minerales presentes en la estructura de la roca, hidrocarburo residual, inestabilidad
de las partículas y/o problemas mecánicos.
2. Esta información debe ser visualizada en un témplate conformados por tracks con
la información descrita anteriormente, en los diversos softwares tales como
70
Interactive Petrophysics (IP), Petrel, Openworks, Geolog o en su defecto se pueden
generar tracks de visualización en la aplicación Excel de Microsoft Office.
3. Los intervalos de muestreo de los núcleos se deben convertir en archivo .prn o
.csv, para posteriormente cargarlos en el software de trabajo establecido.
4. Se cargan los puntos de muestreo en el track del Core Gamma Ray, el cual debe
ser puesto previamente a profundidad con los registros convencionales corridos al
pozo, en especial el Gamma Ray.
5. En el témplate con la data petrofísica, se anexa el intervalo de muestreo, y por
unidad se integra toda la data interpretada de los análisis realizados.
6. Se ubican en estas zonas los puntos que presentan la información mineralógica y
los valores del índice de calidad de roca, se colocan los porcentajes de minerales
promedio por cada unidad, los eventos diagenéticos (texto), las imágenes
petrográficas y las imágenes de microscopia de barrido electrónico; esto con el fin
de visualizar desde el nivel macro hasta poder observar microscópicamente como
son las estructuras y las condiciones de la arenas, y así poder conocer si la
prospectividad de las mismas puede estar afectada por elementos mineralógicos y
diagenéticos que presentan tendencia a ocasionar una baja productividad de los
pozos .
El conocimiento de la composición mineralógica a través de las técnicas
petrográficas, XRD, EDX y SEM 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, en el cual se condensa la
integración a ejecutar en esta investigación con los análisis sometidos a estudio y
refleja su gran utilidad y aplicabilidad con el resto de las disciplinas.
71
Figura 13. Esquema Metodológico Aplicado en la Investigación.
Para optimizar los intervalos a cañonear, se determina e interpreta la calidad de
roca, que consiste en interpretar en el gráfico de RQI vs. profundidad (Excel) las
variaciones que presentan, y de esta manera analizar mediante la integración de la
data a que se deben los cambios en el comportamiento de la calidad de las mismas,
mediante la inserción de las fotografías del análisis petrográfico para visualizar que
elementos afectan directamente el RQI.
Este proceso es clave para optimizar las zonas que se visualizan inicialmente
como prospectivas, pero que al momento de producir presentan innumerables
problemas asociados posiblemente a la mineralogía, la inestabilidad interna de la
estructura principal de la roca y los eventos diagenéticos post depositacionales.
En cada pozo estudiado se identifican las zonas de buena y mala calidad de
roca, se procede a analizar la información cargada en el témplate descrito, con el fin
de definir la mineralogía y demás características físicas y químicas interpretadas en
APLICABILID
AD
ANANÁÁLISIS LISIS MINERALMINERALÓÓGICOGICO
MICROSCOPÍA ELECTRÓNICA DE
BARRIDO
TOMA DE MUESTRAS SOBRE LOS TAPONES O SITIOS DE INTERÉS
DIFRACCIÓN DE RAYOS X
ANÁLISIS PETROGRÁFICO
CARACTERIZACIÓN MINERALÓGICA Y
SEDIMENTOLÓGICA
CORRELACION CON EVALUACIONES PETROFÍSICAS
OPTIMIZACIÓN DE LOS FLUÍDOS UTILIZADOS
CONTROL DE ARENA Y OPTIMIZACIÓN EN OPERACIONES DE
PRODUCCIÓN
INTEGRACIÓN FINALAPLICA
BILIDAD
ANÁLISIS DE ENERGÍA DISPERSIVA
APLICABILID
AD
ANANÁÁLISIS LISIS MINERALMINERALÓÓGICOGICO
MICROSCOPÍA ELECTRÓNICA DE
BARRIDO
TOMA DE MUESTRAS SOBRE LOS TAPONES O SITIOS DE INTERÉS
DIFRACCIÓN DE RAYOS X
ANÁLISIS PETROGRÁFICO
CARACTERIZACIÓN MINERALÓGICA Y
SEDIMENTOLÓGICA
CORRELACION CON EVALUACIONES PETROFÍSICAS
OPTIMIZACIÓN DE LOS FLUÍDOS UTILIZADOS
CONTROL DE ARENA Y OPTIMIZACIÓN EN OPERACIONES DE
PRODUCCIÓN
INTEGRACIÓN FINALINTEGRACIÓN FINALAPLICA
BILIDAD
ANÁLISIS DE ENERGÍA DISPERSIVA
72
los análisis realizados en los intervalos abiertos a producción. Se clasifican en tipos
de arcillas según su potencial de daño (migración, hinchamiento y precipitación), se
seleccionan y agrupan las rocas que presenten tendencia a arenamiento y rocas con
alto contenido de hidrocarburo residual, así como también, rocas con alto impacto
diagenético.
Si estos grupos potencialmente dañinos, se ubican dentro de los intervalos que
presentan problemas de productividad en los pozos se puede demostrar como la
mineralogía y la diagénesis afecta algunas veces la vida productiva de los mismos.
En caso contrario la baja producción puede ser causada por problemas mecánicos,
entre otros.
Por lo tanto, esta interpretación es de suma importancia, ya que por medio de la
integración de los análisis antes descritos, es posible determinar las causas de los
bajos potenciales de pozos que se han evaluado prospectivos, pero que a corto
plazo han disminuido su producción sin explicación alguna, siendo esta una
alternativa para conocer a nivel micro las condiciones de las rocas en los intervalos
productores.
CAPÍTULO IV
ANÁLISIS DE LOS DATOS
En este capítulo se presentan tanto el análisis e interpretación de los datos, así
como también los resultados obtenidos durante la ejecución de la investigación, con
el fin de estimar la posible solución a los problemas que se han venido presentando
en los pozos sometidos a estudio.
1. Recopilación y Validación de la Información Existente De acuerdo a la información recopilada se dispone de un total de 3 pozos (AZ-1,
AZ-2 y AZ-3) con núcleos, correspondientes a las unidades B-Inferior y C-Superior
de la Formación Misoa de Edad Eoceno. En la tabla 3, se observan los análisis
disponibles correspondientes para cada uno de los pozos:
Tabla 3. Análisis Disponibles en el Estudio.
Adicionalmente se cuenta con las curvas tales como Gamma Ray (GR),
Potencial Espontáneo (SP), curvas de resistividad (RT y RS). Así como también las
curvas Core Gamma Ray, las cuales facilitan el proceso para el ajuste a profundidad
de los núcleos con los registros corridos a los pozos.
2. Creación de Base de Datos En base a la información disponible se generaron bases de datos en la aplicación
Excel, con el fin de tener la data ordenada y filtrada para su posterior análisis, entre
ellos se tiene:
2.1. Difracción de Rayos X (XRD) Se dispone de análisis de difracción de rayos X en los pozos AZ-1, AZ-2 y AZ-3,
estos análisis fueron organizados en tablas para cada uno de los pozos, colocando
ANÁLISIS POZO
DRX PETROGRAFÍA SEM EDSPc PLATO POROSO
ANÁLISIS CONVENCONALES
AZ-1 X X X X X XAZ-2 X X X X X XAZ-3 X X X X X X
74
en columnas separadas la fracción de roca total y la fracción de arcilla, con sus
respectivas normalizaciones y promedios para cada una. A continuación se puede
apreciar las tablas contentivas de los datos anteriormente descritos.
Tabla 4. Análisis Difracción de Rayos X. Arena B-6. Pozo AZ-1. Fuente: CoreLab.
Tabla 5. Análisis Difracción de Rayos X. Arenas B-6 y B-7. Pozo AZ-2.Fuente: Nucleoteca.
75
Tabla 6. Análisis Difracción de Rayos X. Arenas C-2 y C-3. Pozo AZ-3. Fuente: Schlumberger.
2.2. Análisis Petrográfico De los análisis de descripción petrográfica disponibles correspondientes a los
pozos AZ-1, AZ-2, y AZ-3, se construyeron tablas con datos de textura,
composición mineralógica, tipo de cementos, tipos de matriz, tipo de contactos
76
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.
Tabla 7. Análisis Petrográfico. Arena B-6. Pozo AZ-1 (13840´-14100’75’’). Fuente: CoreLab.
Tabla 8. Análisis Petrográfico. Arena B-6 (13840’6’’ – 13993’). Pozo AZ-1. Fuente: CoreLab.
Tabla 9. Análisis Petrográfico. Arena B-6 (14020’ -14100’8’’). Pozo AZ-1. Fuente: CoreLab.
77
Tabla 10. Análisis Petrográfico. Arenas B-6 y B-7. Pozo AZ-2. Fuente: Nucleoteca.
Tab
la 1
0.
An
áli
sis
Petr
og
ráfi
co.
Are
nas
B-6
y B
-7.
Pozo
AZ
-2.
Fu
en
te:
Nu
cleote
ca.
78
Tab
la 1
1. A
nálisis P
etro
grá
fico. A
ren
as C
-2 y
C-3
. Po
zo A
Z-3
. Fu
en
te: S
chlu
mb
erg
er.
Tabla 11. Análisis Petrográfico. Arenas C-2 y C-3. Pozo AZ-3. Fuente: Schlumberger.
79
POZO MUESTRA SEMAZ-1 14021'6''AZ-1 14021'6''AZ-1 14021'6''AZ-1 14021'6''AZ-1 14030'9''AZ-1 14080'AZ-1 14080'AZ-1 14080'AZ-1 14091'AZ-2 10757'3''AZ-2 10757'3''AZ-2 10757'3''AZ-2 10800'AZ-2 10800'AZ-2 10800'AZ-2 10804'5''AZ-2 10804'5''AZ-2 10811'5''AZ-2 10815'2''AZ-2 10815'2''AZ-3 14599''AZ-3 14599''AZ-3 14806'5''AZ-3 14806'5''AZ-3 15061'33''AZ-3 15061'33''
2.3. Análisis de Microscopía Electrónica de Barrido En este caso se contó con un total de 26 imágenes a ser analizadas, las cuales 9
corresponden al pozo AZ-1, 11 al pozo AZ-2 y 6 al pozo AZ-3, tal como se muestra
en la tabla siguiente:
Tabla 12. Distribución de Muestras para el Análisis de Microscopía Electrónica de Barrido.
2.3. Análisis de Energía Dispersiva (EDS) A partir de los análisis de microscopía electrónica se generaron los análisis de
energía dispersiva en las zonas donde no se logró identificar la morfología de los
minerales que conforman la roca, estos datos fueron reportados en tablas donde se
identifican los elementos con sus respectivos pesos atómicos a partir de los cuales
se puede conocer la composición mineral en las zonas difíciles de interpretar.
En el área de estudio se cuenta con 20 análisis, de los cuales 1 corresponden al
pozo AZ-1, 7 análisis al pozo AZ-2 y 12 análisis al pozo AZ-3. A continuación se
80
presentan las tablas 13 y 14 con los datos de las muestras para cada uno de los
pozos en estudio.
Tabla 13. Análisis de Energía Dispersiva. Pozos AZ-1, AZ-2 y AZ-3.
Tabla 14. Análisis de Energía Dispersiva. Pozo AZ-3.
2.4. Propiedades Básicas de la Roca Los tres 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.
A continuación se muestra la tabla tipo donde se agrupan los datos de las
propiedades básicas de los núcleos:
81
Tabla 15. Propiedades Básicas de la Roca. Pozo AZ-1.
82
Tabla 16. Propiedades Básicas de la Roca. Pozo AZ-2.
83
Tabla 17. Propiedades Básicas de la Roca. Pozo AZ-3.
84
2.5. Análisis de Presión Capilar De los pozos sujetos a estudio, dos pozos, AZ-1 y AZ-3 cuentan con análisis
especiales, de los cuales se seleccionaron los análisis de presión capilar por plato
poroso, en donde se reportan los datos de saturación de agua irreducible. Estos
datos fueron tabulados de la siguiente manera:
Tabla 18. Datos de Presión Capilar por Plato Poroso. Pozo AZ-1.
85
Tabla 19. Datos de Presión Capilar por Plato Poroso. Pozo AZ-3.
3. Manejo de los Datos Una vez disponible la información ordenada y clasificada, se procedió a la
generación de gráficos de correlación, de tendencia, proporción y distribución de los
diversos minerales, calidad de roca, propiedades básicas, entre otros. Todo esto con
el fin de poder observar y evaluar los efectos que pueden alterar la calidad de la
roca por cada unidad geológica estudiada.
3.1. Difracción de Rayos X (XRD) Los gráficos que se construyeron a partir de los datos duros de difracción de
rayos X son gráficos de áreas apiladas por cada pozo. Inicialmente se generan
gráficos de roca total donde se puede apreciar la variedad de minerales tanto
principales (Cuarzo, micas, feldespatos, carbonatos), accesorios (óxidos y otros
minerales en pequeñas proporciones) y arcillas totales; los cuales son expresados
en porcentajes.
86
DISTRIBUCIÓN DE MINERALES EOCENO B-6ROCA TOTAL
AZ-1
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
13827 13830 13830.92 13836.58 13837 13840.58 13841.5 13893 13988 13993 14007.25 14010.58 14045 14080 14081.5 14082.08 14085.08 14087.25 14091.83 14100.67
PROFUNDIDAD (pies)
POR
CEN
TAJE
(%)
Cuarzo Arcilla Total Calcita Ankerita Albita Microclino Muscovita Yeso SideritaDolomita Anortita Biotita Pirita Zircon Titanita
Posteriormente se construyeron gráficos de proporcionalidad de la fracción
arcilla normalizada, tomando en cuenta los minerales que conforman dicha fracción
(Caolinita, Clorita, Illita, Esméctita, arcillas mixtas).
En la figura de roca total que a continuación se muestra, se observa como la
proporción de cuarzo (zona de color amarillo) aumenta hacia la base, corroborando
así que los canales que se encuentran hacia la parte basal son relativamente más
limpios en el pozo AZ-1. La arcillosidad es menor, constituida principalmente por
caolinita.
Figura 14. Distribución de Minerales a partir del XRD. Pozo AZ-1.
En el Pozo AZ-2 (Figura 15), la proporcionalidad de cuarzo es variable, y se
puede apreciar que hacia la base de B-6 se encuentra la mayor proporción, la
arcillosidad aumenta hacia el tope, siendo algunas veces sustituida por cemento
rico en carbonato de hierro. Se observa también la entrada al tope de B-7, con la
drástica disminución del contenido de cuarzo y el aumento significativo de la
arcillosidad (límite línea punteada color azul).
87
Figura 15. Distribución de Minerales a partir del XRD. Pozo AZ-2.
A nivel del Eoceno C Superior (unidad C-2), en el pozo AZ-3 (Figura 16), se
presenta una amplia variedad de minerales presentes conformados por cuarzo
en mayor proporción, minerales de arcilla, minerales pesados, entre otros. La
zona entre las líneas azules, corresponde a la zona de menor cantidad de
minerales accesorios y arcillas.
Figura 16. Distribución de Minerales a partir del XRD. Arena C-2. Pozo AZ-3.
DISTRIBUCIÓN DE MINERALES EOCENO B-6 Y B-7ROCA TOTAL
AZ-2
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
10757.25 10797.25 10800 10804.33 10811.42 10815.17 10825.83 10829.42 10837.25 10842.67 10887 10897.33 10908.33 10913.5 10925.83 10934.83 10941.83 10990.17 11003.17 11026.17
PROFUNDIDAD (pies)
POR
CEN
TAJE
(%)
Cuarzo Arcilla Total Albita Microclino Ankerita Calcita Muscovita SideritaDolomita Anortita Biotita Pirita Zircon Titanita Yeso
DISTRIBUCIÓN DE MINERALES EOCENO C-2ROCA TOTAL
AZ-3
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
14551 14590 14602 14623 14630 14636 14667 14682 14703 14720 14746 14765 14775 14781 14785 14792 14798 14803 14807
PROFUNDIDAD (pies)
PORC
ENT
AJE
(%)
Cuarzo Arcilla Total Albita Muscovita Siderita Anortita Microclino BiotitaCalcita Pirita Titanita Dolomita Anatasa Zircon Barita
88
DISTRIBUCIÓN DE MINERALES EOCENO C-3ROCA TOTAL
AZ-3
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
14551 14554 14590 14599 14602 14618 14623 14627 14630 14633 14636 14646 14667 14668 14682 14696 14703 14710 14720 14738 14746 14746 14765 14770 14775 14780 14781 14784 14785 14786 14792 14794 14798
PROFUNDIDAD (pies)
POR
CEN
TAJE
(%
Cuarzo Arcilla Total Albita Muscovita Anortita Siderita Calcita Biotita PiritaTitanita Microclino Dolomita Anatasa Zircon Barita
A nivel de la unidad C-3, la arcillosidad es más abundante, con presencia de
caolinita y arcillas mixtas. Los feldespatos se observan en toda la columna de la
unidad. Como minerales accesorios se presentan algunos óxidos de hierro y
titanio asociado a las zonas puntuales ricas en materia orgánica carbonosa.
Figura 9. Distribución de Minerales a partir del XRD. Arena C-3. Pozo AZ-3.
3.2. Análisis Petrográfico Las imágenes petrográficas se interpretaron por pozo y unidad, con el objetivo
de visualizar las características texturales de la roca, los componentes minerales y
observar las características de los espacios porales, así como también, identificar los
posibles eventos diagenéticos que impactan en la roca reservorio.
A continuación se presenta una tabla de los aspectos diagenéticos más
importantes visualizados en las descripciones petrográficas generales por pozo.
89
SECUENCIA DE EVENTOS DIAGENÉTICOS AZ-1, AZ-2 y AZ-3UNIDADES B6, B7, C2, C3
Efecto Positivo sobre la Porosidad Efecto Negativo sobre la Porosidad
Tabla 20. Secuencia de Eventos Diagenéticos. Pozo AZ-1, AZ-2 y AZ-3.
Como se puede apreciar, las barras amarillas corresponden a los eventos que
causan impacto positivo sobre la porosidad y las barras rojas el efecto negativo
sobre la porosidad.
Si se analiza detalladamente, se puede observar que el efecto que causa mayor
impacto en forma favorable para la roca reservorio es el proceso diagenético de
disolución, la cual crea nuevas porosidades (porosidades secundarias), siendo muy
benéfico para el yacimiento.
El efecto de disolución como se dijo anteriormente, representa uno de los
procesos más relevantes en los sedimentos de la unidad B-Inferior de los pozos AZ-
1 y AZ-2 y en el C-Superior AZ-3, aunque en menor grado. Dicho proceso de
disolución sucede principalmente en algunas zonas con sobrecrecimientos
secundarios de cuarzo, conservándose una porción de este, la cual no es
modificada. Por otro lado, también se da predominantemente en las partículas de
feldespatos y partículas de fragmentos de roca, las cuales se alteran a minerales de
arcillas (caolinita).
30% 70%
90
La disolución es muy común en estos sedimentos y ocurren principalmente en
partículas de rocas, arcillas como caolinita, feldespatos potásicos y la cementación
secundaria, la cual se presenta afectada algunas veces por la corrosión causada por
ciertos carbonatos de calcio y hierro ubicados en las caras de los sobrecrecimientos
secundarios de cuarzo.
En las microfotografías (Figura 17) de los pozos AZ-3 (14601.92’-A), AZ-1
(13840’-B) y AZ-2 (10811’5’’-C), se puede apreciar la disolución creada sobre la
superficie de un fragmento de roca la cual genera porosidad secundaria. Nótese
también que los granos cercanos muestran signos de incipiente disolución.
Figura 17. Imágenes Petrográficas de los pozos AZ-3 (14601.92’-A), AZ-1 (13840’-B) y AZ-2 (10811’5’’-C).
La disolución de la caolinita como cemento y la disolución de pseudomatriz rica
en hierro, se puede apreciar en la siguiente imagen del pozo AZ-2 (10900’2’’-A), la
200 µm 110 µm
A B
C
91
disolución de cemento de caolinita autigénica se visualiza en la microfotografía del
pozo AZ-1 (14009’-B) asociada a una pseudomatriz rica en hierro y magnesio con
hidrocarburo residual y micropartículas de pirita (Figura 18). En el Eoceno C, la
disolución de la caolinita y otras arcillas son muy escasas, debido a que los
cementos de caolinita presentan un alto contenido de hidrocarburo residual
intersticial entre las placas pseudohexagonales de la arcilla lo cual hace que la
lixiviación no sea muy efectiva (C).
Figura 18. Imágenes Petrográficas de los pozos pozo AZ-2 (10900’2’’-A), AZ-1 (14009’-B) y AZ-3 (10811’5’’-C).
El fenómeno de disolución visualizado en los sedimentos del Eoceno C, es el
creado sobre la matriz compuesta por arcillas mixtas, férricas y un posible material
orgánico bituminoso, el cual se presenta con mucha intensidad en la unidad C-2
(14775’-A), mientras que a nivel de la unidad C-2 (14781’-B), se observa en
intervalos muy puntuales (Figuras 19 y 20).
110 µm
A
C
200 µm
B
92
Figura 19. Imágenes Petrográficas de Parcial Disolución con Posible Bitumen. Pozo AZ-3.
Figura 20. Imágenes Petrográficas de Disolución de Material Arcilloso. Pozo AZ-3.
La disolución de partículas de feldespato (albita), pozo AZ-1 (14079’-A) y AZ-2
(14908’4’’-B), son muy comunes en estos sedimentos siendo favorables para la
creación de porosidades secundarias (Figura 21).
Figura 21. Imágenes Petrográficas de Disolución de Partículas de Feldespato. Pozo AZ-1 (A) y pozo AZ-2 (B).
200 µm
A B
A B
200 µm 200 µm
200 µm
C
93
La disolución de los feldespatos en los sedimentos del Eoceno C, es muy escaso
desarrollándose solo en las partículas de albita.
Como evento negativo predominante que actúa sobre los sedimentos del área se
encuentra el proceso de compactación, el cual causa 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.
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. A nivel de B-Inferior, el tamaño de los granos aumentan de
manera muy variada a lo largo de las sub-unidades, la inestabilidad entre las
partículas es común debido a los efectos de esfuerzos a los cuales han sido
sometidos, observándose 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.
El Eoceno C-Superior, presenta hacia el tope de la unidad altos niveles de
compactación producidos por el nivel de soterramiento a los cuales fueron
sometidos los sedimentos. Disolución-presión evidenciados en las descripciones
macroscópicas de los núcleos, así como también en las secciones petrográficas,
flexurización de micas (moscovita), creación de estiloláminas de pseudomatriz y
material orgánico así como también la presencia de inestabilidad en las partículas
componentes de la roca son los eventos que mayor impacto causan en la calidad de
roca.
Otro fenómeno que se presenta, son las microlíneas de debilidad (ver Figura 22;
AZ-2 (10837’3’’-A); AZ-2 (10897’4’’-B); AZ-1 (13893’-C); AZ-2 (10815’2’’-D),
características de los esfuerzos que actúan sobre los sedimentos producidos por
evidentes niveles de compactación.
94
Figura 22. Imágenes Petrográficas donde se evidencia la compactación AZ-2 (10837’3’’-A); AZ-2 (10897’4’’-B); AZ-1 (13893’-C); AZ-2 (10815’2’’-D).
La compactación de las arenas es función del tamaño de grano y de la selección,
de la forma de los granos, de su orientación, composición, contenido de matriz y de
cementos.
Es importante tener en cuenta que areniscas de distinta composición responden
de modo diferente a la sobrecarga y alcanzan diferentes grados de compactación.
En el caso del Eoceno B, las areniscas del pozo AZ-2, alcanzan niveles de mayor
compactación, se observa una alta inestabilidad en las partículas de cuarzo lo cual
demuestra un mayor efecto tectónico.
El Eoceno C, muestra un mayor grado de compactación (Figura 23). El efecto
mecánico se extiende a mayor profundidad y a medida que la roca se torna más
limpia, siendo el incremento del soterramiento la característica importante para la
generación del alto grado de cementación, los altos niveles de presión – solución,
200 µm
A
C D
B
95
los cuales traen como consecuencia la pérdida considerable de porosidad, lo que
genera una mala calidad de roca.
Figura 23. Imágenes Petrográficas donde se evidencia Alto grado de Cementación con consecuente
pérdida de porosidad, AZ-3 (14786.25’)
En tal sentido, los efectos más impactantes de compactación observados en los
sedimentos estudiados son los siguientes: presión-disolución, 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, ankerita) producto de la diagénesis temprana, pueden ser
aplastados y deformados presentándose como pseudomatriz, generación de
microlíneas de debilidad, generación de micropartículas producidas por la fallas de
los granos, entre otros.
Obsérvese a continuación la figura 24, donde se visualiza la formación de una
estilolámina de materia orgánica con mica flexurizada y creación de micropartículas
de cuarzo generadas por la inestabilidad de los granos de mayor tamaño AZ-3
(14802.83’).
110 µm
96
Figura 24. Formación de pseudo-estilolámina de materia orgánica y generación de micropartículas.
Figura 25. Deformación de un nódulo de arcilla férrica producto de la compactación. Pozo AZ-3 (14619’-14620’)
Otro proceso que impacta sobre la calidad de la roca como reservorio es el
proceso de cementación, el cual consiste en la precipitación masiva de sustancias
autigénicas 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, los cementos más
comunes son los carbonáticos y los silíceos. También actúan como cementos la
caolinita y aisladamente minerales de hierro.
Estos procesos diagenéticos son comunes y fácilmente reconocibles,
involucrando procesos químicos que se realizan principalmente entre los
0.5 mm
1”
97
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.
Además de los procesos químicos interactuantes: los parámetros físico-químicos
(Eh, pH, entre otros) y los parámetros termodinámicos (P y T), justamente de las
variaciones de 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 de los sedimentos estudiados bajo dos
formas: Sobrecrecimiento y Cemento (Figuras 26 y 27).
Figura 26. Sobrecrecimiento secundario de cuarzo AZ-2 (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 27) obtenida de los
análisis de microscopía de barrido, en la que se puede visualizar las forma
euhedrales de los granos de cuarzo.
98
Figura 27. Planos de sobrecrecimiento y formas euhedrales. Pozo AZ-1.
También se destaca la presencia del chert como un agregado de cuarzo
microcristalino 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%.
Figura 28. Presencia de Chert. Pozo AZ-2 (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, se tienen las calcáreas (calcita), silíceas
(cuarzo secundario) y arcillosas. Que pueden ocurrir contemporáneamente con la
99
sedimentación, o bien, el material de cementación puede ser introducido en una
época posterior.
La cementación por caolinita se presenta en todos los sedimentos de los pozos
estudiados. La caolinita es la arcilla más predominante en el área encontrándose en
todos los niveles de la columna.
Según el estudio de los muestras petrográficas correspondientes, se observó la
presencia de minerales cementantes como: cuarzo secundario AZ-3 (15036.83-A) y
AZ-2 (10887’-B), calcita AZ-2 (10925’10’’-C) y AZ-3 (14917.67’-D) y caolinita AZ-2
(10800’-E) y AZ-1 (13890’-F) como la arcilla predominante (Figuras 29, 30 y 31).
Figura 29. Cementación por Cuarzo Secundario.
Figura 30. Cementación por Calcita.
200 um
A B
C D
200 um
100
Figura 31. Cementación por Caolinita.
3.3. Análisis de Imágenes de Microscopía Electrónica de Barrido (MEB-SEM) Las microfotografías provenientes de los análisis de microscopia electrónica de
barrido, fueron interpretadas a diferentes magnificaciones; visualizándose
principalmente los minerales presentes que afectan los espacios porales dentro de la
roca. Entre los minerales generalmente encontrados se destacan la presencia de
minerales arcillosos como la Caolinita; la cual se presenta como placas
pseudohexagonales autigénicas apiladas en forma de libros y ubicadas mayormente
en los poros causando obstrucción y creando taponamientos, algunas veces como
cemento, estas arcillas pertenecen al grupo de arcillas migrables.
En segundo lugar, también se presenta la Illita, creando puentes entre las
gargantas porales, mezclada con otras variedades de arcillas, transformada
producto del efecto diagenético experimentado en los sedimentos. Esta arcilla
pertenece al grupo de arcillas migrables.
Otra variedad de arcilla presente es la Clorita, la cual se ubica sobre la superficie
de los granos creando un tapiz o alfombra sobre estos, lo que genera debilidad
entre los contactos, que mezclada algunas veces con las arcillas mixtas inhiben los
sobrecrecimientos de cuarzo, creando una baja cohesividad entre las partículas.
El Cuarzo es el componente principal del esqueleto de la roca, y se presenta
afectado por los sobrecrecimientos secundarios, por inestabilidad producto de los
0.5 mm
E F
101
esfuerzos actuantes y por la inhibición causada por arcillas. Cabe destacar, que de
igual manera se observaron minerales accesorios como óxidos y sulfuros. La
interpretación se apoyó de los análisis EDS en las zonas donde fue difícil la
identificación morfológica de los minerales. Las microfotografías que se presentan a
continuación muestran las principales minerales, su distribución dentro del espacio
poral y otras características importantes.
La imagen a continuación cuya magnificación es de 370 veces el tamaño real,
muestra como el espacio poral se encuentra obstruido por caolinita autigénica, la
cual se forma pseudo placas apiladas en forma de libros. La presencia de caolinita
en una arena productora es muy negativa ya que puede crear taponamiento lo que
causa una disminución en la producción del pozo.
Figura 32. Análisis SEM. Pozo AZ-1 (14080’).
En la figura 33 se presenta claramente como la caolinita se aloja en el poro
taponando completamente la capacidad de flujo.
CAOLINITA AUTIGÉNICA
ILLITA – CLORITA??
NIVELES DE CORROSION SOBRE LA
SUPERFICIE DE LOS GRANOS DE CUARZO
102
Figura 33. Análisis SEM. Pozo AZ-2 (10800’).
La illita se presenta creando puentes entre las gargantas porales (Figuras 34 y
35), su presencia causa problemas de migración y su microcapilaridad hace que la
saturación de agua irreducible aumente, crea también microporosidades
secundarias falsas.
Figura 18. Análisis SEM. Pozo AZ-2 (10800’).
Figura 34. Análisis SEM. Pozo AZ-1 (14021’6’’).
Figura 35. Análisis SEM. Pozo AZ-1 (14091’).
CAOLINITA
AUTIGÉNICA
ILLITAESMECTITA
CAOLINITA
PIRITA EN COLONIAS
103
Un close-up realizado sobre la muestra del pozo AZ-2 (Figura 36), muestra la
clorita con su típica morfología (pseudo pétalos de rosas apilados), ella se forma,
sobre la superficie de los granos y frecuentemente, se presenta muy rica en hierro.
Figura 36. Análisis SEM. Pozo AZ-2 (10815’2’’).
Otras arcillas presentes en los sedimentos son las asociaciones de illita –
esméctica, clorita-illita-esméctica.
La inestabilidad de las partículas de cuarzo y la generación de subpartículas de
tamaños muy finos se observaron también a través de esta técnica de análisis
(Figura 37).
Figura 37. Análisis SEM. Pozo AZ-2 (10815’2’’).
200 μm
CAOLINITA AUTIGÉNICA ARCILLA MIXTAS RICAS ENHIERRO TAPIZANDO LOS
GRANOS DE CUARZO
CLORITA RICA EN HIERRO
ZONA DE PARTÍCULAS DECUARZO DE 5-6 μmOBSTRUYENDO ELESPACIO PORAL Y
MEZCLADA CON ARCILLASMIXTAS
_ ( )
104
Las demás muestras recopiladas con su respectiva descripción se presentan
respectivamente.
En la microfotografía a una magnificación de 270X, se observa una arenisca de
grano medio con ocasional fino. Se presentan sobrecrecimientos de cuarzo cuyos
remates cristalinos entran en contacto longitudinal entre las partículas de cuarzo
vecinas. Se observan aglomerados de caolinita autigénica en típicas placas
pseudohexagonales sobre una partícula de cuarzo. Incipiente inestabilidad de
granos de cuarzo se visualizan con secuencias de sobrecrecimientos inhibidos
posiblemente por la presencia de arcilla.
El efecto diagenético que se visualiza es la perdida de porosidad por la presencia
de sobrecrecimientos secundarios de cuarzo (Figura 38). La porosidad secundaria se
crea producto de la lixiviación de algunas partículas inestables y entre las placas de
arcillas observadas.
Figura 38. Análisis SEM. Pozo AZ-1 (14021’6’’).
La magnificación de 1000X realizada en esta microfotografía, permite visualizar
la arcilla mixta presente sobre la superficie de los granos de cuarzo, conformada por
una asociación entre illita – esméctita, la cual causa corrosión sobre la superficie de
los sobrecrecimientos secundarios de cuarzo (Figura 39). Aisladas placas de
caolinita se pueden encontrar en la parte superior de la imagen. Como mineral
accesorio asociado a la arcilla mixta presente se encuentra la pirita en colonias.
CAOLINITA AUTIGÉNICA
SUPERFICIE DE SOBRECRECIMIENTO DE
CUARZO
105
Se observa sobrecrecimiento de cuarzo con algunos contactos parcialmente
suturados, el espacio poral es reducido debido a ello afectando la porosidad de la
roca.
Figura 39. Análisis SEM. Pozo AZ-1 (14021’6’’).
En la microfotografía tomada a 1300X (Figura40), el espacio poral observado en
la microfotografía de alta magnificación muestra la oclusión que causa la arcilla
mixta conformada por illita la cual forma puentes entre las gargantas porales (pore
Brighing) y la esméctita con su típica morfología de hojuelas (flakes). En la parte
izquierda de la microfotografía se presentan algunas placas pseudohexagonales de
caolinita y otras arcillas que tapizan la partícula posiblemente de cuarzo. Algunas
zonas se observan con pirita creando colonias y asociada a materia orgánica
carbonosa. Los puentes creados por las arcillas a nivel de las gargantas porales
tienden a crear saturaciones de agua irreducible considerablemente altas ya que las
arcillas visualizadas en la imagen atrapan moléculas de agua en sus estructuras
cristalinas.
Figura 40. Análisis SEM. Pozo AZ-1 (14021’6’’).
SOBRECRECIMIENTO SECUNDARIO DE
CUARZO
ILLITA-ESMECTITA
CONTACTO
P
ESMECTITA
CAOLINITA
PIRITA EN COLONIAS
106
La microfotografía de magnificación 950X presenta a una arenisca con espacios
porales considerablemente afectados por arcillas mixtas (Illita-Esméctita), los cuales
crean corrosión en la superficie del grano de cuarzo generando puntos de debilidad
entre los contacto longitudinales formado por las partículas del esqueleto de la roca.
Asociada a la arcilla se presenta la pirita en colonias como mineral accesorio.
Algunas micropartículas de cuarzo con sobrecrecimientos secundarios se visualizan
algunas veces sus remates policristalinos se muestran corroídos por la acción de
algunas arcillas y carbonatos diseminados presentes.
Figura 41. Análisis SEM. Pozo AZ-1 (14030’9’’).
En la microfotografía tomada a 600X con moderada magnificación se observa
una muestra altamente cementada la cual se encuentra formada mayoritariamente
por partículas de cuarzo con claros sobrecrecimientos secundarios de cuarzo los
cuales crean altos efectos en la porosidad primaria.
En la parte central de la imagen visualizada, se puede ver el contacto entre las
partículas y los remates policristalinos. Algunas arcillas dispersas se presentan en la
parte superior de la visual.
ARCILLA MIXTA CON PIRITA ASOCIADOS OCLUYENDO
ESPACIO PORAL
ESMECTITA
NIVELES DE CORROSION EN LA
SUPERFICIE DE LOS GRANOS DE CUARZO
PARTÍCULA DE CUARZO, NÓTESE
SOBRECRECIMIENTO SECUNDARIO
107
Figura 42. Análisis SEM. Pozo AZ-1 (14080’).
La microfotografía de magnificación 370X muestra la distribución de la caolinita
en el espacio poral, la cual afecta considerablemente la porosidad primaria.
Obsérvese las placas pseudohexagonales apiladas como libros, típica de la
morfología de dicha arcilla.
Algunas arcillas mixtas muy puntuales y diseminadas se encuentran algunas
veces sobre la superficie de los granos de cuarzo conformadas por una posible
asociación entre illita y clorita.
Figura 43. Análisis SEM. Pozo AZ-1 (14080’).
A la magnificación de 1000X se puede visualizar el espacio poral
considerablemente afectado por arcilla principalmente caolinita autigénica cuyas
CONTACTO LONGITUDINAL
AFECTANDO POROSIDAD
ARCILLAS MIXTAS
PARTÍCULA DE CUARZO INESTABLE
CAOLINITA AUTIGÉNICA
ILLITA – CLORITA??
NIVELES DE CORROSION SOBRE LA
SUPERFICIE DE LOS GRANOS DE CUARZO
108
placas pseudohexagonales apiladas características se encuentran en toda la
extensión del poro creando taponamiento. En algunas zonas se encuentra la
esméctita algunas veces asociada con illita diseminada. En la parte superior
izquierda, se puede visualizar algunos incipientes sobrecrecimientos secundarios de
cuarzo en algunas partículas de tamaño fino. Algunas colonias de pirita como
minerales accesorios se visualizan asociadas a las arcillas mixtas y alguna materia
orgánica presente muy puntual.
Figura 44. Análisis SEM. Pozo AZ-2 (10757’3’’).
Microfotografía de amplia magnificación (900X) que permite observar los
sobrecrecimientos secundarios de cuarzo y su impacto que crean en el sistema poral
de la roca. Algunas superficies se muestran corroídas por el efecto de posible
carbonato presente. Algunas arcillas forman recubrimientos puntuales en las
superficies de las partículas de cuarzo inhibiendo y creando sobrecimientos
discontinuos a través del plano. Algunos contacto entre dichas partículas se
muestran débiles producto del tapiz formado por las arcillas principalmente
esméctita.
PLACAS PSEUDOHEXAGONALES DE CAOLINITA
ESMECTITA
PIRITA EN COLONIAS
INCIPIENTE ILLITIZACIÓN
109
Figura 45. Análisis SEM. Pozo AZ-2 (10757’3’’).
En la microfotografía (magnificación 370X) se visualiza una morfología típica de
placas pseudohexagonales apiladas en secuencia de caolinita autigénica. Se
presenta ocluyendo el espacio poral. La mayoría de las partículas de cuarzo se
presentan inestables y con escasos contactos entre ellas. Algunos sobrecrecimientos
secundarios se presentan pozos desarrollados.
Figura 46. Análisis SEM. Pozo AZ-2 (10757’3’’).
En la microfotografía (magnificación 400X) se observa el espacio poral
totalmente ocluido por caolinita autigénica la cual muestra su típica morfología de
placas pseudohexagonales apiladas como libros. Tendencia a crear
microporosidades secundarias y migración. Algunas hojuelas de esméctita se
encuentran puntuales sobre las superficies de las partículas de cuarzo y a nivel de
POSIBLE ALTERACIÓN DE FELDESPATO
CAOLINITA AUTIGÉNICA
ABUNDANTES SOBRECRECIMIENTOS SECUNDARIOS DE CUARZO CON EFECTOS SOBRE LA POROSIDAD PRIMARIA, ALGUNAS SUPERFICIES DE LOS PLANOS DE SOBRECRECIMIENTOS SE OBSERVAN CORROIDAS POSIBLEMENTE POR EFECTOS DEL CARBONATO PRESENTE
ESMECTITA
110
las gargantas porales de la roca. Alta corrosión se observa sobre los planos de
sobrecrecimiento secundario de cuarzo afectados por la presencia de clorita rica en
hierro.
Figura 47. Análisis SEM. Pozo AZ-2 (10800’).
La microfotografía de moderada magnificación (200X) permite observar la
distribución de las arcillas (mortmorillonita, esméctita, illita) en el esqueleto de la
roca, las cuales ocasionan un taponamiento a nivel de la estructura poral. La
mortmorillonita crea puentes a través de la garganta poral y las arcillas mixtas se
presentan tapizando y ocluyendo los poros de la roca. La corrosión a este nivel
persiste en las partículas de cuarzo siendo afectadas por la presencia de posible
presencia de carbonato.
Figura 48. Análisis SEM. Pozo AZ-2 (10800’).
CAOLINITA AUTIGÉNICA
CORROSIÓN SOBRE SUPERFICIE DE LA PARICULA DE CUARZO. PRESENCIA DE CLORITA CON SU MORFOLOGÍA TÍPICA
ESMECTITA
ARCILLAS MIXTAS HOJUELAS DE ESMECTITA Y
FIBRAS DE ILLITA CON ALGUNAS
PLACAS DE CAOLINITA
DISEMINADA
CONTACTOS SUTURADOS ENTRE LAS
PARTÍCULAS DE CUARZO Y PLANOS DE
SOBRECRECIMIENTO
AFECTAN LA POROSIDAD
P
P
111
La microfotografía de magnificación 600X, muestra a una arenisca compuesta
por granos de cuarzo con desarrollada cementación, con planos corroídos en la
superficie.
La imagen permite observar como la arcilla se encuentra afectando el espacio
poral. Nótese el conglomerado de esméctica y placas muy dispersas de caolinita sin
una morfología definida. La esméctica crea puentes a través de la garganta poral y
termina creando un tapiz sobre la cara plana del sobrecrecimiento secundario de
cuarzo.
Se presentan colonias de pirita asociadas a la arcilla mixta. En la parte superior
de la imagen es evidente el grado de corrosión en la cara del sobrecrecimiento con
zonas parcialmente ocupadas por arcillas.
Figura 49. Análisis SEM. Pozo AZ-2 (10804’5’’).
El espacio poral que se muestra en la microfotografía de magnificación 400X, se
encuentra afectado por una asociación de arcillas mixtas compuestas por agregados
de illita y esméctica, creando puentes a nivel de las gargantas porales lo que
pueden causar retención capilar de agua intersticial.
Algunas placas de caolinita se muestran como agregados apilados en forma de
libros ubicados sobre la superficie de los granos de cuarzo. Se observan también
PLACAS PSEUDOHEXAGONALES
DE CAOLINITA
CONTACTO ENTRE GRANOS
ESMECTITA CREANDO PUENTES
ARCILLA TAPIZANDO EL GRANO. SE PRESENTAN
COLONIAS DE PIRITA
ESMECTITA
CORROSIÓN EN SUPERFICIE DEL
GRANO
112
partículas de cuarzo tapizadas por arcilla inhibiendo considerablemente un buen
contacto entre los granos principales del esqueleto de la roca.
Figura 50. Análisis SEM. Pozo AZ-2 (10804’5’’).
La presente microfotografía muestra a un poro ocluido totalmente por caolinita
autigénica, la cual se presenta como agregados en placas pseudohexagonales
apiladas. La caolinita por ser una arcilla migratoria tiende a ocasionar
taponamientos en la estructura poral de la roca. Alrededor del poro se observan las
partículas de cuarzo con sobrecrecimientos bien desarrollados, contactos
longitudinales y cóncavo convexo con incipiente grado de suturación. Algunas
arcillas se presentan puntualmente tapizando partículas de cuarzo.
Figura 51. Análisis SEM. Pozo AZ-2 (10811’5’’).
ILLITA-ESMECTITA
PLACAS DE CAOLINITA
INCIPIENTE SOBRECRECIMIENTO DE CUARZO CON PLANOS
INHIBIDOS POR EL TAPIZ DE ARCILLA
PLACAS DE CAOLINITA
SOBRECRECIMIENTOS DE CUARZO
CONTACTOS ENTRE GRANOS CONCAVO-
CONVEXOS CON INCIPIENTE
SUTURACION ENTRE PARTÍCULAS
113
MEZCLA DE ARCIILLAS MIXTAS
ESMECTITA/CAOLINITA MEZCLA DE ARCIILLAS
MIXTAS ESMECTITA/CAOLINITA
La microfotografía tomada a la magnificación de 1600X, corresponde a una
arenisca sublítica de tamaño de partículas muy finas, en contacto longitudinal, lo
cual incide en la reducción de la porosidad original y consecuente pobre
conectividad de los poros. Sedimento submaduro con arcillas detríticas dispersas
formando una matriz.
Poros primarios elongados con escasa conexión, bloqueados por arcillas mixtas
esméctita/caolinita, o por efecto de la precipitación de cuarzo como
sobrecrecimiento.
Figura 52. Análisis SEM. Pozo AZ-3 (14599’).
En la microfotografía tomada con magnificación 200X, se puede apreciar a una
arenisca sublítica, de tamaño de partículas finas, con arreglo cerrado donde destaca
el contacto longitudinal y consecuente reducción del espacio poral original. Matriz
tapizando granos, o rellenando poros, de composición mayoritariamente de
subpartículas de cuarzo de tamaño arcilla, producto de los granos de cuarzo
inestables por efecto de carga.
El espacio poral de este sedimento es muy escaso, poros de tamaños
heterogéneos, dispersos, sin conexión por efectos de sobrecrecimiento de cuarzo o
el relleno de finos. Caolinita autigénica rellenando poros se observa en forma
puntual.
114
Figura 53. Análisis SEM. Pozo AZ-3 (14806’5’’).
Macrofotografía de magnificación 200X, muestra a una arenisca cuarcítica, de
tamaño de grano fino, en contacto longitudinal con evidencias de sobrecrecimiento
en aristas euhedrales. Puntualmente, se observa precipitación de caolinita
autigénica rellenando el poro y tapizando grano de cuarzo.
Porosidad primaria con poros elongados de aparente conexión a través de
algunas gargantas porales, o restringidos por reducción de los espacios porales por
el sobrecrecimiento de cuarzo.
Figura 54. Análisis SEM. Pozo AZ-3 (15061’33’’).
3.4. Análisis de Energía Dispersiva (EDS - EDX) Los espectros que se generan durante el análisis de MEB, se interpretan
tomando en cuenta los picos de los principales elementos, los cuales se llevan a
Sobrecrecimiento de cuarzo
Poro Relleno
Poro Relleno de Caolinita
115
patrones ya establecidos con el fin de identificar los minerales que no son posibles
reconocer en las imágenes debido a que su morfología no está bien definida.
A continuación se presenta como a través la técnica de EDS puede ayudar a
complementar aún más los análisis de microscopía de barrido electrónico. El análisis
EDS, fue realizado en un punto ubicado en el centro de la imagen anterior, allí se
puede visualizar que existen una subpartículas ligadas con unas estructuras en
forma de hojuelas que no tienen una morfología definida y que están ocluyendo
totalmente el poro. El análisis EDS, arrojo el siguiente resultado:
Figura 55. Análisis SEM-EDS. Pozo AZ-2 (10815’2’’).
El primer espectro (izquierda), fue realizado sobre la superficie de la partícula
identificada como 1, y muestra el espectro típico del cuarzo. Se corrobora con ello
que las subpartículas de tamaño menor a 6 micrones corresponden a cuarzo, tal vez
producto de la inestabilidad de las partículas de mayor tamaño.
CUARZOEUHEDRAL (SiO2)
ESPECTRO DEARCILLAFÉRRICA
(SILICATO DEALUMINIO +
HIERRO)
116
ALBITA
ARCILLAS MIXTAS ILLITA-ESMECTITA
CORROSION EN LA SUPERFICIE DEL GRANO
DE CUARZO
El segundo espectro (derecha), corresponde a una arcilla mixta esméctica y
clorita, según el espectro generado en el análisis. En tal sentido, se puede ver con
preocupación que la roca tiene tendencia a fallar debido a la composición
mineralógica presente. Este fenómeno, se observa mayormente en el pozo AZ-2 y
en menor grado en los demás pozos estudiados.
Adicionalmente, se presentan los análisis de energía dispersiva realizados a las
muestras tomadas de los pozos del área.
Figura 56. Análisis SEM-EDS. Pozo AZ-2.
La magnificación de 500X permite observar la estructura de la roca, la cual está
conformada por granos de cuarzo que presentan alta corrosión en sus contactos y
que algunas veces se muestran tapizados por arcillas mixtas illita-esméctita. En el
centro de la imagen se observa una partícula de albita.
Como minerales accesorios se presenta la pirita diseminada asociada a la
materia orgánica y a algunas arcillas así como también óxidos de titanio
diseminados a nivel de la estructura de la roca. El análisis de EDX realizado sobre la
muestra permitió conocer la composición elemental de la estructura de la roca:
117
Figura 57. Espectro de la Composición Mineral. Pozo AZ-2.
El anterior espectro corrobora lo observado en la imagen, la cual esta compuesta
por cuarzo, feldespatos y hierro (clorita y pirita).
La microfotografía de magnificación 1000X, muestra una partícula en proceso de
disolución la cual morfológicamente es difícil de identificar. Obsérvese las placas de
caolinita autigénica en la parte superior izquierda ocluyendo el poro y la esméctica
mezclada con otras arcillas.
Figura 58. Análisis SEM-EDS. Pozo AZ-2 (10800’)
Figura 59. Espectro de la Composición Mineral. Pozo AZ-2 (10800’)
POSIBLE DISOLUCIÓN DE FELDESPATO
ABUNDANTE CAOLINITA
MORTMORILLONITA
118
El EDS anterior, muestra un feldespato en disolución, así como también la
formación de arcillas mixtas ricas en hierro.
La microfotografía que se visualiza a continuación, un material cementante
compuesto por pirita principalmente, tal y como se constató con el análisis de
energía dispersiva.
Figura 60. Análisis SEM-EDS. Pozo AZ-2 (10825’1’’)
Figura 61. Espectro de la Composición Mineral. Pozo AZ-2 (10825’1’’)
El análisis EDS, que fue realizado sobre la superficie de la zona en forma de
hojuelas, muestra la presencia de mica.
119
Figura 62. Análisis SEM-EDS. Pozo AZ-2 (10837’3’’)
Figura 63. Espectro de La Composición Mineral. Pozo AZ-2 (10825’1’’)
La presencia de carbonato de calcio en el pozo AZ-2, se pudo determinar
también a través de esta técnica.
Figura 64. Análisis SEM-EDS. Pozo AZ-2 (10842’8’’)
120
0.1
1
10
100
1000
10000
0 5 10 15 20 25 30
Porosidad (%)
Perm
eabi
lidad
(mD
)
Figura 65. Espectro de la Composición Mineral. Pozo AZ-2 (10842’8’’)
3.5. Propiedades Básicas de la Roca A continuación se presentan los gráficos de porosidad vs. permeabilidad del pozo
AZ-1, obsérvese como la porosidad, se encuentra entre 10 y 18%, para el pozo AZ-
2, se encuentra entre 10 y 20% y para el AZ-3 entre 3 y 15%. Mientras que la
permeabilidad para los tres pozos, se encuentra en un rango de mayor distribución.
Por ejemplo, una muestra que tenga una porosidad de 15%, puede tener bajas y/o
altas permeabilidades, esto pudiera ser causado a que el tipo de porosidad
dominante es la porosidad secundaria por disolución, siendo esta total o parcial, la
cual no necesariamente causa un incremento significativo en la permeabilidad.
Otro aspecto importante que se observó a través de las imágenes que la
permeabilidad varía considerablemente por causa de la baja conectividad entre los
poros debido a los efectos diagenéticos presentes. En tal sentido, este tipo de
grafico no es muy representativo, solo permite visualizar gráficamente la
correlación existente entre ambas propiedades.
Figura 66. Porosidad vs. Permeabilidad. Pozo AZ-1.
121
0.1
1
10
100
1000
10000
0 5 10 15 20 25 30
Porosidad (%)
Per
mea
bilid
ad (m
D)
0.01
0.1
1
10
100
1000
10000
0 5 10 15 20 25 30
Porosidad (%)
Per
mea
bilid
ad (m
D)
Figura 67. Porosidad vs. Permeabilidad. Pozo AZ-2.
Figura 68. Porosidad vs. Permeabilidad. Pozo AZ-3.
En los gráficos que se presentan a continuación, se puede apreciar la integración
de los análisis petrográficos, calidad de roca a profundidad. El pozo AZ-1, muestra
intervalos de mala calidad de roca producto de la arcillosidad presente,
especialmente la caolinita, que tapona los canales de flujo. Otra característica
relevante es el escogimiento de los granos que ocasionan poca conectividad y por
ende baja calidad de roca.
122
RQI Vs PROFUNDIDADAZ-1
13800.00
13850.00
13900.00
13950.00
14000.00
14050.00
14100.00
0 1 2 3
RQI
PRO
FUN
DID
AD
(PIE
S)
Figura 69. RQI vs. Profundidad. Pozo AZ-1.
El pozo AZ-2, presenta alta heterogeneidad, la cual es evidenciada cuando se
hace la observación de las imágenes petrográficas. Dicho fenómeno esta ligado a la
alta inestabilidad en las partículas de cuarzo, al escogimiento, y a la arcillosidad
presente.
123
Figura 70. RQI vs. Profundidad. Pozo AZ-2.
El pozo AZ-3, es un pozo abierto a producción en las arena C-2 y C-3, cabe
destacar que en esta área el C Superior es moderadamente arcilloso y la calidad de
la roca esta afectada por la compactación y algunos remanentes de un material
124
bituminoso, el cual se encuentra adherido a las paredes de los granos, creando
taponamientos.
Figura 71. RQI vs. Profundidad. Pozo AZ-3.
125
3.6. Análisis Especiales de Núcleos
3.6.1. Presión Capilar
De los análisis especiales, se tomaron los análisis de presión capilar por plato
poroso realizados en laboratorio sobre las muestras de núcleo de los pozos AZ-1 y
AZ-3, el pozo AZ-2 no cuenta con estos análisis.
A partir de dichos datos, se realizaron gráficos de Raíz de K/PHI vs. Swirr con el
fin visualizar y comprender los cambios verticales en la calidad del yacimiento, de
igual manera observar como la Pc (Sw), depende de la relación porosidad y
permeabilidad. A continuación se presenta las graficas correspondientes a cada
pozo:
Figura 72. Raíz de K/PHI vs. Swirr. Pozo AZ-1
En el pozo AZ-1, el color rojo, corresponde a muestras de areniscas que
presentan alta arcillosidad (caolinita, arcillas mixtas) y mal escogimiento de los
granos, lo que hace que los valores de permeabilidad se encuentren entre 1-8 mD,
la porosidad se encuentra entre 11-13%, correspondiente a porosidad secundaria
por disolución de las arcillas y algunos fragmentos de roca.
126
La zona de color fucsia, corresponde a muestras de areniscas moderadamente
arcillosa a arcillosas, el escogimiento entre los granos es moderado y de mayor
tamaño, con signos de incipiente conectividad entre los espacios porales, productos
de la disolución del material arcilloso, los contactos tangenciales desarrollados
permiten que se creen canales de flujo. El promedio de permeabilidad es de 48 mD
y el de porosidad principalmente secundaria por disolución es de 13%. La presencia
de caolinita persiste a este nivel.
La zona marcada con el color amarillo, se describe como la mejor zona, ya que
la roca se hace más limpia, presenta baja arcillosidad, algunos sobrecrecimientos
secundarios comienzan a aparecer pero sin crear mayor impacto en la calidad de la
roca. La permeabilidad promedio es de 550 mD y la porosidad promedio de 15%.
De este análisis se pudo observar que existen 3 zonas correspondientes a
intervalos que van desde areniscas muy arcillosas asociadas a los topes de los
canales, areniscas arcillosas a moderadamente arcillosas asociadas a la zona central
de los cuerpos de barras y canales y areniscas de baja arcillosidad con mejores
propiedades petrofísicas ubicadas en las base de los canales y topes de las barras.
Figura 73. Raíz de K/PHI vs. Swirr. Pozo AZ-3
AZ-3
127
En el pozo AZ-3, el color rojo, corresponde a muestras de areniscas, grano fino a
medio, baja porosidad afectada por efecto de sobrecrecimiento de cuarzo,
porosidad secundaria por disolución muy puntual y aislada primaria interpartícula.
se presenta aislada caolinita, abundante materia orgánica adherida a la superficie
de los granos. La conectividad es muy baja debido a la alta obstrucción causada por
la materia orgánica y al proceso de cementación creado en la roca. La
permeabilidad promedio es de 0.21 mD y la porosidad es de 5.38%.
La zona de color amarillo, pertenece a muestras de areniscas, arcillosas, grano
fino a medio, baja porosidad afectada por arcilla, formación de porosidad
secundaria por disolución y aislada primaria interpartícula. Se presenta illita,
caolinita y arcillas mixtas y materia orgánica adherida a la superficie de los granos.
El proceso de cementación se observa igual que el anterior intervalo. La
permeabilidad promedio es de 1.16 mD y la porosidad promedio de 11.2 %
El color beige, muestra areniscas de grano fino a medio, porosidad afectada por
arcilla, materia orgánica. Se desarrolla porosidad secundaria por disolución
aumentando en menor grado la calidad del reservorio, ya que se empieza a
desarrollar aislados canales conectados. La permeabilidad promedio es de 1.91 mD
y la porosidad de 10.44%
La zona de color rosado y gris, pertenece a una arenisca de grano medio,
arcillosa, subangular en partes a subredondeado, porosidad afectada por presencia
de materia orgánica y arcilla, la porosidad que predomina es secundaria por
disolución. El impacto de la diagénesis es muy evidente lo que ocasiona
cementación y compactación y por poca conectividad. La permeabilidad promedio es
de 5.10 mD y la porosidad promedio es de 10.66%.
El color morado, corresponde a una arenisca de grano medio, subangular,
moderada a alta presencia de arcilla, la conectividad esta afectada por
sobrecrecimiento de cuarzo y a niveles de compactación. La permeabilidad
promedio es de 10.93 mD y la porosidad promedio de 10.59%
128
El color verde y amarillo, corresponde a una arenisca grano medio a grueso,
subangular, moderadamente a baja arcillosidad, los poros se presentan
parcialmente limpios y la conectividad mejora considerablemente. La permeabilidad
promedio es de 186.9 mD y la porosidad promedio es de 11.79%.
Como se puede observar este pozo presenta una baja calidad de roca como
reservorio producto de los efectos diagenéticos de compactación y cementación, así
como también la obstrucción causada por el material bituminoso ubicado en el
espacio poral.
4. Integración de la Data Se realizó una integración de los datos analizados con la producción de los pozos
para determinar si los problemas que estos presentaban eran causados por los
efectos mineralógicos y diagenéticos identificados en los análisis.
El pozo AZ-1, ha tenido problemas de productividad, mostrando un
comportamiento de declinación producción típico de migración de finos, tal como se
muestra en el siguiente gráfico.
Figura 74. Comportamiento de Producción. Pozo AZ-1
AZ-1
PRODUCCIÓN
AZ-1
PRODUCCIÓN
129
TIPOS DE ARCILLA CAUSANTES DE PROBLEMAS EN EL POZOSEGÚN ANALISIS MINERALÓGICO
AZ-1
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
MIGRABLES EXPANDIBLES PRECIPITABLES
POR
CEN
TAJE
(%)
Según lo observado en los análisis mineralógicos, este pozo mostró alto
contenido de arcillas migratorias compuesta principalmente por caolinita e illita. La
distribución porcentual de dichas arcillas en las arenas abiertas a producción se
puede visualizar en la siguiente tabla:
Tabla 21. Distribución de Arcillas Migrables por Zona Abierta fracción Arcilla. POZO AZ-1
El gráfico de la clasificación de arcillas, según el problema que puedan causar al
yacimiento, está asociado directamente a la migración de arcillas.
Figura 75. Distribución de las Arcillas. Pozo AZ-1
130
Soportados en estos análisis y conociendo la zona abierta con mayor
porcentaje de arcilla migratoria, se podrá realizar a través de pruebas de
laboratorio una optima selección de los fluidos de estimulación con los que se
van a tratar los intervalos, ya que algunas veces, no se utilizan los tratamientos
de la mejor manera, debido al desconocimiento que se tiene de los tipos,
distribución de arcillas en la estructura interna de la roca y como estas se
encuentran mezcladas con otros minerales tendientes a causar reacciones
secundarias en contacto con los ácidos y fluidos utilizados.
A través del conocimiento de la cantidad de arcilla se puede mejorar las
simulaciones de los fluidos a inyectar antes de ejecutar los trabajos de
estimulación, con el fin de optimizar los costos, los programas operacionales,
tomando en cuenta las cantidades de fluidos a inyectar, ya que el éxito de dichos
trabajos va a depender en buena parte del retorno del fluido inyectado para
crear el menor daño posible, en especial si son estimulaciones reactivas con
ácido fluorhídrico, bajo condiciones poco favorables de yacimiento.
Con estos estudios exhaustivos se podrá determinar la variación de los
valores de las arcillas migratorias hacia otras áreas del yacimiento, permitiendo
establecer así estrategias de recañoneo y producción que ayuden a controlar los
problemas de migración de finos. A continuación se presenta la interpretación
petrofísica en conjunto con los intervalos muestreados que se usaron para el
cotejo de la información del pozo AZ-1.
Figura 76. Interpretación Petrofísica con intervalos muestreados. Pozo AZ-1.
131
El pozo AZ-2, ha mostrado continuos periodos de inactividad y
restablecimiento de producción siendo el principal problema la alta producción
de arena, la cual puede estar asociada tanto a los diferentes cambios en el
diferencial de presión del pozo a los que ha estado sometido el mismo durante la
trayectoria de su producción, como a los mismos efectos de inactividad y
arranque a producción con las consecuentes alteraciones que pueden ocurrir
dentro de la formación. El pozo, se ha intervenido en varias oportunidades, con
limpiezas mecánicas y químicas a través de coiled tubing, utilizando bombeos
forzados a la formación con solventes orgánicos y ácidos, sin lograr restaurar la
producción.
Nunca se había estudiado de manera detallada a través de los análisis
mineralógicos descritos anteriormente como se encuentra el estado de la
estructura interna o esqueleto de la roca y en qué intervalos pueda presentar los
mayores problemas de tendencia a falla de la misma. Es por ello que a través de
las metodologías anteriores se pudieron identificar zonas que posiblemente sean
las causantes del problema que esta presentando actualmente el pozo.
El análisis petrográfico, permitió identificar como los granos de cuarzo
presentan líneas de debilidad que crean inestabilidad en la estructura de la roca,
por otra parte, la microscopía de barrido electrónico y el análisis de energía
dispersiva permitió observar como la arcilla inhibe los sobrecrecimientos de
cuarzo, lo cual ocasiona baja cohesividad entre los granos y por ende tendencia
al fallamiento.
Figura 77. Análisis SEM. Pozo AZ-2 (10897’4’’).
Generación de subpartículas producto de la
inestabilidad que presentan los
granos de cuarzo
132
Otra característica que se pudo observar a través de las imágenes, es la
variabilidad de tamaño de grano y el mal escogimiento entre las partículas. Se
aprecia también la generación de grandes cantidades de subpartículas
provenientes de partículas de tamaño de grano grueso muy inestables, lo que
corrobora aun más la tendencia al fallamiento.
Con todo lo visualizado se deben realizar estudios más exhaustivos que
permitan determinar acciones para minimizar el problema de arenamiento, bien
sea estudiar la factibilidad de recompletar con buenos diseños de rejillas, sin
minimizar el índice de productividad del pozo, así como también realizar estudios
de diferencial crítico, realizar estudios a nivel de laboratorio de tasa crítica de
flujo combinado con análisis mineralógicos más a detalle.
A continuación se presenta la interpretación petrofísica en conjunto con los
intervalos muestreados que se usaron para el cotejo de la información del pozo
AZ-2.
Figura 78. Interpretación Petrofísica con intervalos muestreados. Pozo AZ-2.
El pozo AZ-3, tiene problemas de baja productividad asociada al alto grado
de diagénesis y problemas con un posible material bituminoso, los cuales crean
una pobre calidad de roca.
133
DISTRIBUCIÓN DE MINERALES EOCENO C-2ROCA TOTAL
AZ-3
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
14551 14590 14602 14623 14630 14636 14667 14682 14703 14720 14746 14765 14775 14781 14785 14792 14798 14803 14807
PROFUNDIDAD (pies)
POR
CENT
AJE
(%)
Cuarzo Arcilla Total Albita Muscovita Siderita Anortita Microclino BiotitaCalcita Pirita Titanita Dolomita Anatasa Zircon Barita
Los gráficos de áreas que se construyeron a partir de los análisis de
difracción de rayos X (Ver Figura 47), muestran inicialmente, zonas con alto
contenido de cuarzo y baja arcillosidad. Al realizar el cotejo con los datos
petrofísicos se observa que la densidad de grano para ese intervalo muestra
valores muy bajos, cuyo promedio es de 2.56 gr/cc, lo que no es concordante
con la densidad de grano de una roca con un contenido de cuarzo del 90%
aproximadamente.
Figura 79. Distribución de Minerales. Pozo AZ-3.
En ese sentido, se realizó el estudio micro detallado y se determinaron los
efectos diagenéticos a nivel de los intervalos C-2 y C-3 (compactación y presión-
solución). Las visualizaciones petrográficas ayudaron a complementar
rápidamente lo que estaba sucediendo en el intervalo anómalo detectado por
DRX. Un material bituminoso adherido a las paredes de las gargantas porales fue
la causa del problema que trajo como consecuencia la no productividad en este
intervalo cañoneado según la caracterización y prospectividad que fue evaluada
para ese momento.
Otros análisis a partir de la integración de los datos mineralógicos que
permitieron observar este fenómeno fueron los datos de presión capilar y RQI,
Zona de baja densidad de grano ¿????
134
ya que los puntos de mayor valor de Swirr corresponden a estos intervalos
anómalos.
De toda la integración y análisis de los datos mineralógicos se puede decir
que la mayor parte de las rocas de los pozos estudiados, presentan cambios de
porosidad debido a los efectos diagenéticos que actúan sobre estas, por ejemplo
algunas porosidades bien desarrolladas experimentan cambios y se convierten
en microporosidades, así como también otros minerales pueden ser sometidos a
efectos de disolución y formando otras porosidades, por todo esto es muy
importante conocer a través de estos estudios las porosidades de la roca y sus
tipos para poder anticipar posibles problemas que puedan generarse durante la
vida productiva de los pozos.
En este caso en particular es conveniente seguir las siguientes acciones:
realizar un estudio geoquímico que permita conocer la naturaleza de este
fenómeno, evaluar pozos vecinos del yacimiento para verificar si presentan este
problema y en que grado. , y de ser así considerar el recálculo de las reservas
del yacimiento afectado.
A continuación se presenta la interpretación petrofísica en conjunto con los
intervalos muestreados que se usaron para el cotejo de la información del pozo
AZ-3.
Figura 80. Interpretación Petrofísica con intervalos muestreados. Pozo AZ-3.
135
CONCLUSIONES
El desarrollo de Metodologías detalladas como: Difracción de Rayos X,
Petrografía, Microscopía Electrónica de Barrido, Energía Dispersiva, gráficos de
correlación entre índices de calidad de roca con profundidad, presión capilar y la raíz
de la permeabilidad entre la porosidad, permitió corroborar desde diferentes puntos
de vista los resultados obtenidos.
Los análisis de difracción de rayos X fueron de gran utilidad para el estudio, ya
que permitió conocer la composición mineralógica de la roca total y arcillas
presentes, a través de esta técnica se realizaron gráficos de distribución de arcillas
las cuales fueron agrupadas en grupos según el potencial de daño que pueden
causar a los yacimientos.
A través de estas metodologías, especialmente el estudio petrográfico, se pudo
comprobar los procesos diagenéticos que intervienen de forma positiva y negativa
en la calidad de roca yacimiento. Los procesos fueron identificados como disolución,
compactación, presión -solución y cementación. Para las unidades B-6 y B-7, la
disolución representa el evento más relevante, la cual permite que se genere
porosidad secundaria. Mientras que para las unidades C-2 y C-3, la compactación es
la que crea el mayor daño en la calidad de roca ya que la porosidad muestra un
decrecimiento considerable producto de este fenómeno.
El estudio petrográfico será parte de los resultados de los modelos:
sedimentológico, geoestadístico y dinámico, mediante los cuales se establecerán
mecanismos necesarios para los estudios de recuperación mejorada del yacimiento.
La microscopía electrónica de barrido fue la metodología que permitió conocer y
corroborar lo analizado en las anteriores técnicas. A través de ella, se pudo
visualizar como las arcillas se encontraban distribuidas en el espacio poral, como es
el estado de las partículas principales de la roca (inestabilidad, cohesividad).
Los análisis de energía dispersiva se utilizaron en conjunto con la microscopía
electrónica de barrido y permitió reconocer minerales con morfologías no comunes,
136
así como agregados de arcillas, óxidos y subpartículas generadas alojadas en los
espacios porales.
En el manejo de un reservorio es de gran importancia considerar la composición
de los minerales de arcillas, pues éstos reaccionan de modo muy diferentes con los
fluidos y tratamientos usados en la perforación, completación y producción de los
pozos.
Cada grupo de minerales de arcillas, contienen varios miembros los cuales
pueden ser muy diferentes en términos de morfología e incluso composición
química, por lo que la velocidad de reacción entre dichos minerales de arcillas y el
fluido de completación introducidos en el pozo, pueden variar de modo significativo
dentro de un mismo grupo.
Se pudo reconocer y constatar los problemas que presentaban los pozos AZ-1,
AZ-2 y AZ-3, bajo un análisis de visualización, integración y análisis de los datos. El
pozo AZ-1 presenta problemas de migración de arcilla, lo cual tapona los canales
afectando la permeabilidad. En cuanto al pozo AZ-2, se observó que presenta
inestabilidad de las partículas por causa de los esfuerzos y baja cohesividad
producto de las arcillas presentes. Y el pozo AZ-3, presentó problema en su
prospectividad debido a la presencia de material orgánico carbonoso en los
intervalos cañoneados puestos a producción.
Se pudieron establecer acciones que permitan a futuro considerar las
metodologías expuestas anteriormente con el fin de complementar y de ser posible
optimizar los procesos inherentes a la productividad de los pozos.
137
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 hacer un análisis mineralógico más detallado para
poder extender la información a otros pozos pertenecientes al área. Es importante
involucrar a todas las disciplinas para que conozcan cual es la importancia del
manejo de los datos mineralógicos con el fin de optimizar las metodologías que se
han venido aplicando.
La optimización de los fluidos de perforación, completación, estimulación y agua
de inyección debe realizarse tomando en cuenta las metodologías detalladas
descritas y analizadas anteriormente.
En el pozo AZ-1, se debe lograr una sinergia entre las empresas involucradas
para que a través de las técnicas descritas se logre diseñar fluidos, diseñar planes
de estimulación que minimicen los daños de la formación, también se recomienda
estudiar técnicas efectivas de cañoneo y recañoneo una vez conocida la distribución
de arcillas potencialmente migratorias.
Según las observaciones y los análisis realizados en el pozo AZ-2, se recomienda
un estudio geomecánico completo que permitan conocer los esfuerzo del área, la
resistencia de la roca, para conocer los intervalos que puedan presentar problemas
de fallamiento los cuales pueden presentarse durante la construcción de nuevos
pozos y también durante la vida productiva de otros.
Se recomienda en el pozo AZ-2, determinar el draw down crítico con el fin de
determinar los diferenciales permisible de presión para evitar el fallamiento de la
roca. De ser posible diseñar rejillas para el control de arena en los pozos ya
perforados procurando un diseño de mínimo impacto en el índice de productividad
del pozo.
138
En el pozo AZ-3, se debe realizar un estudio geoquímico exhaustivo a nivel
regional que permita determinar los componentes de alto peso molecular que
constituyen el hidrocarburo, determinar la naturaleza de la migración, así como
también determinar de ser posible la distribución areal dentro del yacimiento para
optimizar las reservas de hidrocarburo. Así como también es recomendable realizar
un nuevo estudio integrado, donde se actualice toda esta información y se considere
la existencia de este fenómeno.
139
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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