Informe académico

UNIVERSIDAD POPULAR DE LA CHONTALPA
DIVISIÓN DE CIENCIAS BÁSICAS E INGENIERÍAS
“CARACTERIZACION GEOLOGICA EN LA PERFORACION”
Informe Académico que Presentan
ROCIO CONCEPCIÓN PACHECO RODRÍGUEZ
JANET DEL CARMEN PIMIENTA GARCÍA
Para obtener el grado de:
INGENIERO QUIMICO PETROLERO

LICENCIATURA: INGENIERÍA QUÍMICA PETROLERA.
UNIVERSIDAD POPULAR DE LA CHONTALPA.
Informe académico caracterización geológica en la perforación
H. Cárdenas Tabasco, Junio 2014
INDICE
INTRODUCCION ..........................................................................................5
JUSTIFICACION............................................................................................7
OBJETIVOS...................................................................................................9
CAPITULO 1...................................................................................................10
1. Modelo Estático....................................................................................10
1.1. Caracterización de yacimientos....................................................12
CAPITULO 2...................................................................................................14
2. Características geológicas...................................................................14
2.1. Las rocas.....................................................................................14
2.1.1. Minerales esenciales o minerales formadores de roca........15
2.1.2. Minerales y accesorios..........................................................15
2.2. Tipos de roca.....................................................................................15
2.2.1. Rocas ígneas.........................................................................15
2.2.2. Rocas sedimentarias..............................................................16
2.2.2.1. Rocas sedimentarias o estratigráficas......................17
2.2.2.2. Caliza. ......................................................................18
2.2.2.3. Petróleo.....................................................................19
2.2.2.4. Carbón......................................................................19
2.2.3. Rocas metamórficas.....................................................................20
2.2.3.1. Mármol.............................................................................21
2.2.3.2. Pizarra..............................................................................22
2.2.3.3. Génesis............................................................................22
2.2.3.4. Cuarcita............................................................................22
2.3. Análisis de la columna esperada............................................................23
2.4. Geología estructural................................................................................24
2.4.1. Exploración geológica de superficie.............................................25
2.4.1.1. Búsqueda estratigráfica...................................................25
JANET DEL CARMEN PIMIENTA GARCIA
ROCIO CONCEPCION PACHECO RODRIGUEZ
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2.4.1.2. Estudios estructurales......................................................25
2.4.2. Exploración geológica del subsuelo..............................................26
2.4.2.1. Control geológico del sondeo.........................................26
2.4.2.2. Interpretación de datos...................................................26
2.5. Fallas.......................................................................................................27
2.5.1. Tipos de fallas...............................................................................27
2.5.1.1. Falla normal....................................................................27
2.5.1.2. Falla inversa....................................................................28
2.6. Trampas..................................................................................................28
2.6.1. Clasificación de las trampas..........................................................28
2.6.1.1. Trampas estratigráficas...................................................28
2.7. Análisis de registros geofísicos...............................................................29
2.7.1. Registros de densidad...................................................................30
2.7.2. Núcleos..........................................................................................32
2.8. Petrofísica................................................................................................33
2.8.1. La petrofísica y su relación con otras ciencias.............................35
2.8.2. Análisis petrofísicos......................................................................35
2.8.2.1. Porosidad.........................................................................35
2.8.2.1.1. Clasificación de la porosidad...........................36
2.8.2.1.1.1. Absoluta o total............................36
2.8.2.1.1.2. Efectiva.........................................36
2.8.2.1.2. Factores que afectan la porosidad..................37
2.8.2.2.1.1. Escogimiento de los granos........37
2.8.2.2.2.2. Arreglo de los granos..................37
2.8.2.2.2.3. Cementación................................37
2.8.2.2.2.4. Presencia de grietas y cavidades.37
2.8.2.2.2.5. Consolidación..............................37
2.8.2.1.3. Métodos para determinar la porosidad..........38
2.8.2.2. Saturación.......................................................................38
2.8.2.3. Permeabilidad.................................................................39
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2.8.2.3.1. Permeabilidad efectiva..................................40
2.8.2.3.2. Permeabilidad relativa...................................41
2.8.3. Compresibilidad....................................................................................41
Conclusión......................................................................................................42
Referencias....................................................................................................43
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INTRODUCCION
La geología del petróleo es una aplicación especializada de la Geología que
estudia todos los aspectos relacionados con la formación de yacimientos
petrolíferos y su prospección. Entre sus objetivos están la localización de posibles
yacimientos, caracterizar su geometría espacial y la estimación de sus reservas
potenciales. (Werner, 1749).
En la geología del petróleo se combinan diversos métodos o técnicas exploratorias
para seleccionar las mejores oportunidades para encontrar hidrocarburos como
petróleo y gas natural. (Werner, 1749).
El desarrollo de la geología del petróleo tuvo lugar principalmente entre las
décadas de los años 1970 y 1980, cuando las empresas del petróleo crearon
grandes departamentos de geología y destinaron importantes recursos a la
exploración. Los geólogos de esta industria aportaron a su vez nuevos avances a
la Geología, desarrollando, por ejemplo, nuevos tipos de análisis estratigráfico
(estratigrafía secuencial, microfacies, quimioestratigrafía, etc.) y geofísicos.
(Hutton, 1726).
Exploración previa a la perforación.
La secuencia exploratoria se inicia con el estudio de la información disponible del
área que comprende:
La información geológica de las formaciones y estructuras presentes, la
paleontología, la paleoecología, el estudio de mapas geológicos y
geomorfológicos, estudio de los métodos geofísicos que se hayan empleado en el
área como métodos potenciales (gravimetría, magnetometría, sondeos eléctricos o
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magneto telúricos), sismografía y los resultados de las perforaciones exploratorias
realizadas en el área que incluyen los estudios accesorios a estas. En los estudios
de la información geológica del área se observa el potencial de las rocas
presentes en la zona del estudio para producir, almacenar y servir de trampas a
los hidrocarburos. (Hutton, 1726).
Las rocas productoras son rocas que contienen material orgánico atrapado y que
ha producido hidrocarburos por procesos de alta temperatura y presión dentro de
la tierra. (Lehmann, 1715).
En la geología del petróleo se busca que las rocas almacenadoras tengan buena
porosidad y permeabilidad para permitir la acumulación y flujo de los fluidos y
gases. Las rocas sello que sirven de trampas tienen la particularidad de ser
impermeables y sirven para evitar el paso de los hidrocarburos a otras
formaciones. (Lehmann, 1715).
Las estructuras ideales para la acumulación del petróleo son los llamados
anticlinales, aunque es común encontrar acumulaciones en otro tipo de estructuras
como fallas geológicas y en zonas relativamente planas en depósitos
estratigráficos con estructuras muy leves. (Lehmann, 1715).
Los métodos geofísicos son una herramienta muy importante en la geología del
petróleo pues nos permiten, sin tener que ingresar dentro de la tierra, conocer las
propiedades físicas del subsuelo. (Füchsel, 1722)
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JUSTIFICACION
Es importante mencionar que la caracterización del yacimiento se basa en un
modelo geológico es decir debemos conocer las estructuras y propiedades físicas
que se basan integrando informacion petrofísica, geológica y geofísica, esto para
calcular donde podría haber reservas de hidrocarburo y crear un campo adecuado
de desarrollo para el campo, por ello la caracterización es una etapa muy
importante en el plan de explotación de un yacimiento de petróleo.
Todo trabajo tiene una base, para su buen funcionamiento y desempeño el cual se
basa en el estudio. En este caso es de suma importancia estudiar el campo
delimitado donde se desee llevar a cabo la perforación, mediante un sistema de
caracterización geológica.
La caracterización geológica es un estudio previo a la perforación, el cual se debe
realizar con el propósito de evitar costos, tiempo de perdida, y una posible
perforación fallida. Los estudios realizados son muy efectivos para tener un
proyecto claro de tener en cuenta si existe o no un yacimiento petrolífero.
El estudio de las propiedades de las rocas y su relación con los fluidos que
contienen en estado estático se denomina petrofísica.
La ingeniería de yacimientos petrolíferos ha surgido como un ramo altamente
técnico y definido de la ingeniería de petróleo. Hoy en día son comunes las
enormes inversiones en facilidades y personal para la recuperación (producción)
de petróleo y gas, basadas en estudios de yacimientos y predicciones del
comportamiento de los mismos.
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Las propiedades petrofísicas más importantes de una roca son: porosidad,
permeabilidad, saturación y distribución de los fluidos, conductividad eléctrica de
los fluidos y de la roca, estructura porosa y radioactividad.
La existencia de la geofísica constituye poderosas herramientas para predecir lo
que se espera en el pozo a diseñar. Tales como los registros de resistividad y/o
de porosidad nos permiten efectuar una predicción adecuada de las presiones de
formación y fractura que es una información fundamental para poder realizar el
diseño apropiado del pozo a perforar.
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OBJETIVOS
Investigar las etapas en el proceso de caracterización geológica mediante el
modelo estático.
Conocer las características geológicas del yacimiento para calcular reservas de
hidrocarburo basado en información:
· geofísica
· petrofísica
· geológica
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CAPITULO 1
1. Modelo estático.
La caracterización de un yacimiento de hidrocarburos consiste en generar un
modelo geológico del yacimiento (estructuras y propiedades físicas) basado en la
integración de la información geofísica, petrofísica, geológica y de Ingeniería con
el fin de calcular reservas y crear un plan de desarrollo óptimo del campo. Por ello
la caracterización es una etapa muy importante en el plan de explotación de un
yacimiento de petróleo. (Fröbel Julius, 1834).
La etapa inicial de un proceso de caracterización de yacimiento consiste en la
generación de un modelo estático inicial basado en información previa (Estática).
Esta información previa se consigue a partir de la interpretación de datos sísmicos
2D y 3D, registro de pozos, pruebas de laboratorios, análisis de ripios (muestras
obtenidas durante la perforación), análisis de núcleos (muestras compactas
tomadas en el yacimiento), entre otros. (Fröbel Julius, 1834).
Dentro de la etapa inicial del proceso de caracterización de yacimientos se siguen,
en general, las etapas de modelización geológica, modelización de las
propiedades físicas de la roca a partir de registros, inclusión del análisis de
producción y por supuesto integración de la información disponible del campo. En
la modelización geológica se desarrolla la modelización estructural, a partir de la
información sísmica y geológica del área, donde se dispone de sistemas para
interpretación sísmica en 2D y 3D y modelización Geológica para la integración de
la información procesada. El análisis de los registros eléctricos se basa en la
aplicación de algoritmos para estimar las propiedades físicas (permeabilidad y
porosidad). Luego se integran la modelización geológica, el análisis de registro y la
información de análisis de laboratorio usando una metodología de evaluación.
(Mühry, 1863).
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(Esta integra la información estática disponible y utiliza la determinación
cuantitativa de la litología de la roca, textura, composición, sistema poral, arcillas y
otros minerales sensibles. (Mühry, 1863).
Finalmente, una vez aplicada la metodología de evaluación se obtiene un modelo
que clasifica los tipos de roca y define los ambientes de depositación,
generándose así un modelo estático inicial que caracteriza el yacimiento en
estudio. (Mühry, 1863).
En caso de no existir datos de producción en el campo, el modelo estático Inicial
se usa como información de entrada en la aplicación de métodos volumétricos
para estimar el potencial del yacimiento con el objetivo de determinar si es o no
rentable su explotación, evaluando las zonas potenciales de producción.
(Günther, 1887).
Otra alternativa es la aplicación de los métodos estadísticos para generar más de
un modelo inicial del yacimiento basado en la información previa (Estática). Estos
buscan estimar la distribución de los parámetros a lo largo de todo el yacimiento
conocidos los valores en los pozos de forma que se ajusten al resto de
información que se tiene de la zona donde se encuentra el yacimiento, como
puede ser la obtenida por métodos sísmicos o por otro tipo de estudios geológicos
de la zona. Por otra parte con los métodos estocásticos (basados en información
estática) se consigue una gran cantidad de “realizaciones equiprobables” (es decir,
posibles mapas de los parámetros en el área del yacimiento que tienen la misma
probabilidad de ser correctos en función de criterios basados en la información
conocida). Por supuesto la gran mayoría de ellos no va a ajustar los datos de
producción en los pozos ni siquiera aproximadamente. Debido a que es posible
crear muchos modelos geológicos escalados equivalentes usando el modelado
estocástico, se evalúa la incertidumbre del modelo y se confirman los
hidrocarburos recuperables. (Günther, 1887).
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De esta manera, la simulación del flujo de los modelos geológicos escalados en
los percentil es P10, P50 y P90, resultan en unas curvas de producción acumulada
pesimista, regular y optimista respectivamente. Entre estos métodos estadísticos
se encuentran el kriging, el cokriging y los modelos gaussianos. (Günther, 1887).
En el caso de un yacimiento con historia de producción, el modelo estático inicial
se usa como información de entrada para generar un modelo de simulación
dinámico (que además toma en cuenta la información de los fluidos y los datos de
producción) que debe ser ajustado para completar el proceso de caracterización
del yacimiento generando un modelo estático final que se ajusta a la historia de
producción con el objetivo de obtener un modelo de predicción que permita
optimizar la producción del campo. (Thalen, 1879).
1.1. Caracterización de yacimientos con ajuste histórico de producción.
El ajuste histórico de producción de los modelos de simulación de yacimientos es
un gran reto para la industria del petróleo conocido como ajuste histórico.
(Thalen, 1879).
El procedimiento de determinar los parámetros físicos del yacimiento que ajustan
los datos de producción está asociado a un problema inverso asociado mal
condicionado y con posibilidad de tener varias soluciones. Como definición de
problema inverso se podría decir que dados los resultados de un proceso
conocido en el que intervienen diferentes parámetros y variables (la producción en
los pozos) el problema inverso consiste en averiguar los valores de los parámetros
que han producido esos resultados (la permeabilidad). Debido a que la
información geológica previa en la que se basa el modelo estático inicial del
yacimiento proviene de la interpretación de datos estáticos. (Thalen, 1879).
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Este modelo solo puede ofrecernos una aproximación inicial imprecisa de las
Características del área en estudio. Esta imprecisión es la causante de que al
empezar un estudio de simulación del yacimiento, los resultados de las
simulaciones y los datos reales no coincidan. Eso supone la imposibilidad de
Conocer a priori la evolución de la producción del yacimiento, y por tanto de
ajustar la producción a las necesidades de la compañía. Por ello en la industria del
petróleo se ha puesto gran interés en desarrollar técnicas que permitan obtener un
modelo del yacimiento confiable y que se ajuste con los datos de producción
medidos en campo. (Wiechert, 1898).
Como consecuencia de todo esto, en la ingeniería de yacimientos se vienen
desarrollando y usando desde hace tiempo distintas técnicas de “ajuste Histórico”
que permiten ajustar los parámetros de forma que los resultados Obtenidos con el
simulador sean lo mas parecido posible a los datos reales (Por ejemplo datos de
presión y/o caudales) obtenidos hasta la fecha de la que se dispongan datos. Una
parte de las técnicas de ajuste histórico de producción se enfocan en estimar o
corregir las propiedades petrofísicas del yacimiento en cada celda (la
permeabilidad y/o porosidad). Estos métodos normalmente funcionan bien en
reconstrucciones con perfiles de permeabilidad suave, pero tienen la desventaja
que no conservan el contraste de permeabilidad que existe en yacimientos con
más de una litofacies, destruyendo las interfaces que existen entre diferentes tipos
de rocas. Por otra parte para afrontar situaciones con yacimientos de dos o más
litofacies con contraste en sus propiedades se han presentado otro grupo de
técnicas para realizar el ajuste histórico de producción del yacimiento donde se
reconstruye la distribución de las formas geológicas con diferentes propiedades.
(Kircher, 1664).
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CAPÍTULO 2
2. Características geológicas.
La caracterización geológica de un yacimiento es un proceso de amplia base
científica en el cual son aplicados diversos conocimientos sobre ingeniería para
así interpretar lógicamente todos los datos y características del yacimiento
mediante herramientas y técnicas modernas, en otras palabras es el conjunto de
productos orientados a la definición y al estudio de las características geológicas,
petrofísicas y dinámicas que controlan la capacidad de almacenamiento y de
producción de los yacimientos petroleros, así como la cuantificación del volumen
de hidrocarburos, también se incluye la definición de las estrategias y alternativas
de explotación de los yacimientos, con el propósito de apoyar los planes de
operación para optimizar la explotación del área de estudio, incrementando las
reservas o la producción de los mismos. (Kircher, 1664).
2.1. Las rocas.
En geología se le denomina roca a la asociación de uno o varios minerales,
natural, inorgánica, heterogénea, de composición química variable, sin forma
geométrica determinada, como resultado de un proceso geológico definido.
Las rocas están sometidas a continuos cambios por las acciones de los agentes
geológicos, según un ciclo cerrado (el ciclo de las rocas), llamado ciclo litológico,
en el cual intervienen incluso los seres vivos. (Rawlinson, 1612).
Las rocas están constituidas en general como mezclas heterogéneas de diversos
materiales homogéneos y cristalinos, es decir, minerales. Las rocas
poliminerálicas están formadas por granos o cristales de varias especies
mineralógicas y las rocas monominerálicas están constituidos por granos o
cristales de un mismo mineral. Las rocas suelen ser materiales duros, pero
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también pueden ser blandas, como ocurre en el caso de las rocas arcillosas o
arenosas. (Rawlinson, 1612).
En la composición de una roca pueden diferenciarse dos categorías de minerales:
2.1.1. Minerales esenciales o Minerales formadores de roca.
Son los minerales que caracterizan la composición de una determinada roca, los
más abundantes en ella. Por ejemplo, el granito siempre contiene cuarzo,
feldespato y mica. (Rawlinson, 1612).
2.1.2. Minerales accesorios.
Son minerales que aparecen en pequeña proporción (menos del 5% del volumen
total de la roca) y que en algunos casos pueden estar ausentes sin que cambien
las características de la roca de la que forman parte. Por ejemplo, el granito puede
contener zircón y apatito. (Rawlinson, 1612).
2.2. Tipos de rocas.
2.2.1. Rocas ígneas.
Se forman gracias a la solidificación del magma, una masa mineral fundida que
incluye volátiles, gases disueltos. El proceso es lento, cuando ocurre en las
profundidades de la corteza, o más rápido, si acaece en la superficie. El resultado
en el primer caso son rocas plutónicas o intrusivas, formadas por cristales gruesos
y reconocibles, o rocas volcánicas o extrusivas, cuando el magma llega a la
superficie, convertido en lava por desgasificación. (Rawlinson, 1612).
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Las rocas magmáticas intrusivas son las más abundantes, forman la totalidad del
manto y las partes profundas de la corteza. Son las rocas primarias, el punto de
partida para la existencia en la corteza de otras rocas. (Rawlinson, 1612).
Dependiendo de la composición del magma de partida, más o menos rico en sílice
(SiO2), se clasifican en ultramáficas (ultrabásicas), máficas (básicas), intermedias
y félsicas (ácidas), siendo estas últimas las más ricas en sílice. En general son
más ácidas las más superficiales. (Rawlinson, 1612).
Las estructuras originales de las rocas ígneas son los plutones, formas masivas
originadas a gran profundidad, los diques, constituidos en el subsuelo como
rellenos de grietas, y coladas volcánicas, mantos de lava enfriada en la superficie.
Un caso especial es el de los depósitos piroclásticos, formados por la caída de
bombas volcánicas, cenizas y otros materiales arrojados al aire por erupciones
más o menos explosivas. Los conos volcánicos se forman con estos materiales, a
veces alternando con coladas de lava solidificada (conos estratificados).
(Rawlinson, 1612).
2.2.2. Rocas sedimentarias.
Los procesos geológicos que operan en la superficie terrestre originan cambios en
el relieve topográfico que son imperceptibles cuando se estudian a escala
humana, pero que alcanzan magnitudes considerables cuando se consideran
períodos de decenas de miles o millones de años. Así, por ejemplo, el relieve de
una montaña desaparecerá inevitablemente como consecuencia de la
meteorización y la erosión de las rocas que afloran en superficie. En realidad, la
historia de una roca sedimentaria comienza con la alteración y la destrucción de
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rocas preexistentes, dando lugar a los productos de la meteorización, que pueden
depositarse in situ, es decir, en el mismo lugar donde se originan, formando los
depósitos residuales, aunque el caso más frecuente es que estos materiales sean
transportados por el agua de los ríos, el hielo, el viento o en corrientes oceánicas
hacia zonas más o menos alejadas del área de origen. Estos materiales,
finalmente, se acumulan en las cuencas sedimentarias formando los sedimentos
que, una vez consolidados, originan las rocas sedimentarias. (Rawlinson, 1612).
Se constituyen por diagénesis (compactación y cementación) de los sedimentos,
materiales procedentes de la alteración en superficie de otras rocas, que
posteriormente son transportados y depositados por el agua, el hielo y el viento,
con ayuda de la gravedad o por precipitación desde disoluciones. También se
clasifican como sedimentarios los depósitos de materiales organógenos, formados
por seres vivos, como los arrecifes de coral, los estratos de carbón o los depósitos
de petróleo. Las rocas sedimentarias son las que típicamente presentan fósiles,
restos de seres vivos, aunque éstos pueden observarse también en algunas rocas
metamórficas de origen sedimentario. (Rawlinson, 1612).
2.2.2.1. Rocas sedimentarias o estratificadas.
Están dispuestas en capas sucesivas o estratos, generalmente de poco espesor,
formados por sedimentos. Algunas son de naturaleza aluvional, otras son simples
depósitos químicos y otras son de origen orgánico. A veces se dio el nombre de
terrenos aluvionales a los terrenos terciarios; esto no es exacto, porque, en toda
época hubo aluviones, es decir, depósitos arrastrados por las aguas. Su
composición varía, según la proporción en que se encuentren mezclados
fragmentos rocosos, cantos rodados y limo. (Koestler, 1612).
A menudo se presentan bajo el aspecto de partículas sin cohesión (arena); a
veces se amalgaman y forman terrenos arcillosos. Podemos observarlas en todo
su esplendor en el Gran Cañón del Colorado de Estados Unidos de América, y en
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el Valle Encantado del río Limay (Parque Nacional de Nahuel Huapi, República
Argentina). (Koestler, 1612).
Las rocas de depósitos químicos se formaron por la lenta precipitación de
sustancias que se encuentran en suspensión en las aguas. Así, en las lagunas y
en los lagos, la sal gema o el yeso se sobrepuso lentamente hasta formar
verdaderas rocas. Admirables ejemplos nos presentan las estalagmitas, de donde
derivan algunas variedades de alabastros, que confieren a ciertas grutas un
aspecto arquitectónico refinado e imponente a la vez. (Koestler, 1612).
Las rocas calcáreas, formadas por ácido carbónico y cal combinados (carbonato
de calcio), son duras y de aspecto granuloso; entre ellas podemos mencionar el
mármol, la piedra caliza, la piedra litográfica, la calcita, la creta, etc. Por lo común
son blancas, pero presentan también coloraciones muy variadas. De ellas se
extraen la cal, la tiza, el yeso y el cemento, que se emplean en la construcción.
(Koestler, 1612).
Las rocas sedimentarias son muy variadas e importantes. Tanto, que mientras que
una de ellas, la caliza, configura buena parte de los paisajes, otra, el petróleo, no
sólo es la única roca líquida que existe, sino también la principal fuente de
energía. (Koestler, 1612).
2.2.2.2. Caliza.
Roca sedimentaria evaporita constituida por carbonato de calcio (calcita aunque
en su composición pueden aparecer pequeñas cantidades de otros minerales e
impurezas. Su formación, en muchos casos, está asociada a la acumulación de
restos de seres vivos (fundamentalmente conchas de moluscos, ricas en
carbonato de calcio). En otros casos, se debe a la precipitación del carbonato
disuelto en agua, en ambientes propicios, como sucede en las cuevas, donde el
carbonato precipita en forma de caliza y origina las estalactitas y las estalagmitas.
(Dorhelm, 1746).
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La caliza es una roca muy abundante: constituye más de 10% del conjunto de
rocas sedimentarias de nuestro planeta. Se presenta en numerosas variedades,
que se distinguen por su textura, su contenido en fósiles, su grano (que puede ser
fino o basto) y su color. La caliza pura es blanca, pero su contenido en impurezas,
como arcilla, óxido de hierro, etc., hace que pueda tener colores crema, rojizo o
gris. (Dorhelm, 1746).
Por su abundancia, la caliza siempre ha sido una roca muy utilizada. Se obtiene
de canteras, explotaciones al aire libre, cortándola directamente de los conjuntos
rocosos. Sus usos son muy variados: es una de las materias primas del cemento.
Su resistencia a la intemperie hace que se pueda usar para el revestimiento de
fachadas y la construcción de edificios representativos. También ha sido un
material utilizado en escultura desde la Antigüedad, ya que se trabaja con relativa
facilidad y tiene un bello aspecto. (Dorhelm, 1746).
A pesar de su resistencia, la caliza es muy sensible al ataque con ácidos. Por eso,
en los lugares donde hay lluvia ácida, los edificios con fachada de caliza (como en
las catedrales, por ejemplo) corren peligro de deterioro. (Dorhelm, 1746).
2.2.2.3. Petróleo.
El petróleo es la única roca líquida que existe. Es una roca sedimentaria
organógena, formada por restos de seres del plancton marino. La sedimentación
de estos seres en zonas poco profundas y su transformación, que requiere un
proceso de millones de años, originó el petróleo que hoy se extrae. Se trata de
una mezcla de hidrocarburos, que a temperatura ambiente se encuentra en estado
líquido, acompañados frecuentemente de gases. Puesto que es un fluido, los
yacimientos de petróleo no forman parte de estratos, sino que ocupan las bolsas o
espacios entre rocas. (Sagan, 1934).
En la formación del petróleo influye la profundidad (por la presión a la que se
encuentran es sedimentos) y la temperatura. Si el sedimento se encuentra en una
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zona poco profunda, a temperatura baja, es habitual que predomine la formación
de petróleo pesado, el más denso. En zonas más profundas y a mayor
temperatura, el petróleo menos denso (llamado absotualmente crudo) es más
abundante. Si las temperaturas superan los 100 °C, se forma gas natural.
(Sagan, 1934).
Se puede decir que el petróleo es el combustible fósil más utilizado y, en buena
medida, sociedad actual depende de él para su funcionamiento. De ahí que se
piense que puede producirse una crisis energética importante si, como se prevé,
las reservas de petróleo se agotan en un futuro más o menos próximo.
(Sagan, 1934).
2.2.2.4. Carbón.
Comienza a estar en desuso, pero 0n el pasado el carbón era un combustible fósil
de la máxima importancia. A diferencia del petróleo, el carbón se formó a partir de
restos vegetales (fundamentalmente de los helechos gigantes del período
Carbonífero), acumulados en zonas pantanosas. De la lenta transformación de
estos restos en un ambiente sin oxígeno y su litificación se formaron los carbones,
rocas en cuya composición es abundante o predominante el elemento carbono.
La explotación del carbón se realiza mediante minas, normalmente subterráneas.
Los yacimientos suelen formar estratos, cuyo espesor oscila entre los 2 cm. y los
20 m. o más. (Broca, 1846).
2.2.3. Rocas metamórficas.
Se llaman así porque pueden encontrarse en las rocas eruptivas y en las
sedimentarias; se diferencian entre sí por profundas metamorfosis de estructura. A
veces, rocas cristalinas de origen eruptivo han soportado una segunda
cristalización, o el magma eruptivo ha penetrado entre las capas de la roca
sedimentaria (no cristalina) que sufrió corto metamorfismo (transformación natural
ocurrida en un mineral o en una roca). (Vidali, 1913).
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Los tipos principales de estas rocas son los gneis (roca pizarrosa), las micacitas,
las pizarras, los esquistos anfibólicos (formados por feldespato y anfíbol) y los
filadíos. Las rocas sedimentarias así transformadas en esquistos cristalinos,
contienen mucho grafito. (Vidali, 1913).
Los factores que definen o clasifican las rocas metamórficas son dos: los
minerales que la forman y las texturas que presentan dichas rocas. En cuanto a su
composición, minerales que se forman como consecuencia del metamorfismo se
asocian, y estas asociaciones se suelen repetir en diferentes rocas, constituyendo
lo que se conoce como metamórficas. Así, existen las facies de las ceolitas, de las
anfibolitas, de las granulitas... Cada facies se define por unas condiciones de
presión y temperatura determinadas, en las cuales la composición mineral se
mantiene estable. (Vidali, 1913).
Las texturas son básicamente de dos tipos: foliada o esquistosaza (con bandas
por la alineación de los minerales en planos paralelos) y no foliada o granoblástica
(minerales desordenados). Existen, a su vez, tres subtipos de texturas foliadas. La
pizarrosidad es característica de rocas con metamorfismo poco intenso en las que
los minerales no se ven, y presentan láminas que se separan fácilmente. La
esquistosidad aparece en rocas que han sufrido metamorfismo más intenso. El
bandeado gnéisico es la alternancia de colores claros (por cristales de cuarzo) y
bandas oscuras (anfíboles y micas). (Vidali, 1913).
2.2.3.1. Mármol.
El mármol es una roca metamórfica que se origina a partir de la caliza (o de la
dolomita). Puesto que esta roca es muy abundante en la corteza, el mármol
también lo es, y, además, es muy variable. En general, el mármol es una roca más
dura que la caliza, su grano es mucho más fino, y su aspecto, más terso. Puede
pulirse hasta conseguir superficies muy brillantes y sedosas, por lo que se ha
considerado siempre una roca de gran interés para el arte y la decoración.
(Freda, 1953).
21

Durante el metamorfismo de la caliza, los fósiles que contienen estas rocas
desaparecen (aunque no siempre, porque es posible encontrar mármoles pulidos
en los que se observan cortes de fósiles). Los restos de los fósiles y el cemento
original de la roca se disuelven y se recristalizan. Puesto que los nuevos cristales
de carbonato de calcio (calcita) que se forman lo hacen prácticamente al mismo
tiempo, su tamaño es muy homogéneo. Esta es la causa del aspecto tan particular
de la textura del mármol. (Freda, 1953).
El mármol se obtiene en canteras al aire libre. Las canteras más conocidas
mundialmente son las de Carrara (Italia) y las del Pentélico (Grecia). Con mármol
de Carrara, el escultor italiano Miguel Ángel Buonarroti realizó algunas de sus más
bellas creaciones. Y con mármol del Pentélico se construyó el Partenón en la
acrópolis ateniense. (Freda, 1953).
2.2.3.2. Pizarra.
Es una roca bastante abundante, de grano fino, y que se forma por metamorfismo
no demasiado intenso, a temperaturas y presiones relativamente bajas.
Habitualmente se considera que la pizarra proviene del metamorfismo de las
arcillas (lutitas), aunque también se puede producir pizarra a partir de depósitos de
cenizas volcánicas. (Howard, 1942).
Se trata de una roca de color variable, aunque predominan el gris y el negro, que
tiene una textura foliosa característica. Su capacidad para exfoliarse en láminas ha
sido aprovechada para construir techos en la arquitectura popular. Se ha usado
también para las pizarras de las aulas. En China, un uso tradicional de esta roca
es la fabricación de las piedras, ricamente talladas, en las que se prepara la tinta
para la caligrafía. (Howard, 1942).
2.2.3.3. Génesis.
22

Es una roca que ha sufrido un metamorfismo de alto grado. Se forma a partir del
granito y de los esquistos. Los gneises tienen una textura característica, y
normalmente presentan un bandeado debido a la orientación de los minerales, que
se han separado por la acción de la presión y la temperatura. Los minerales
predominantes en el gneis son el cuarzo, los feldespatos de varios tipos y las
plagioclasas. No obstante, puesto que el granito es una roca bastante
heterogénea, los gneises también lo son. (Howard, 1942).
2.2.3.4. Cuarcita.
Es la roca derivada del metamorfismo de la arenisca rica en cuarzo, y es mucho
más dura que esta. Se trata de una roca bastante común, con un color que varía
entre gris (variedades más puras) y anaranjado, ocre o marrón (variedades que
contienen impurezas en su composición). Se forma por exposición de las masas
rocosas de arenisca a las altas temperaturas causadas por la proximidad de
magmas, a bastante profundidad. El metamorfismo provoca la recristalización y la
fusión de los granos que formaban la arenisca, dando lugar a una roca muy
compacta, dura y bastante áspera al tacto. A pesar de ser una roca metamórfica, a
veces conserva restos de fósiles. Muchas crucianas (huellas fósiles de artrópodos
marinos) se conservan en cuarcitas. (Frontino, 1937).
Formación de las rocas: 1- erosión, transporte, sedimentación y diagénesis; 2-
fusión; 3- presión y temperatura; 4- enfriamiento.
23

2.3. Análisis de la columna geológica esperada.
La columna litológica consiste en una secuencia alternada de rocas
sedimentarias. Con el estudio sísmico, y los datos geológicos obtenidos de los
pozos vecinos perforados, se correlaciona y obtiene la columna geológica que se
espera atravesar en la intervención del pozo a perforar. (Frontino, 1937).
El conocimiento de estas formaciones geológicas permite determinar la existencia
de formaciones con presiones anormales (normalmente altas o bajas) que
complican severamente las operaciones cuando son atravesadas durante la
perforación. Los problemas asociados con sobrepresiones afectan todas las fases
de la operación. (Frontino, 1937).
El conocimiento de las presiones en un área determinada ayuda a prevenir
problemas. En México los trabajos de exploración geológica y explotación
petrolera han permitido evaluar las formaciones y lograr la elaboración del mapa
geológico del país. (Frontino, 1937).
Casi todas las áreas que actualmente producen hidrocarburos, se hallan en la
planicie costera y en la plataforma continental del Golfo de México, sobre una
franja que extiende desde la frontera de estados unidos, hasta la margen
occidental de la Península de Yucatán y del frente de la sierra madre oriental
hasta la plataforma continental del Golfo de México. (Frontino, 1937).
2.4. Geología estructural.
La detección de los yacimientos petrolíferos se halla limitada debido a que estos
no pueden aflorar a la superficie lo que hace necesario una serie de estudios que
generalmente comprende tres etapas sucesivas: geológica, geofísica y de sondeo,
24

siendo la geología la más importante y la menos costosa de las tres ya que los
estudios geológicos previos permiten indicar o confirmar la posible existencia de
petróleo acumulado, antes de proceder a la perforación de pozos destinados a su
extracción.(Said, 1835).
La exploración petrolífera, y en particular la geología estructural, tiende con las
técnicas que dispone, a:
· Localizar un emplazamiento favorable para la acumulación de petróleo o
gas, donde implantar un sondeo.
· Reconocer en el curso del sondeo, la presencia de hidrocarburos en los
terrenos atravesados por la broca.
Del primer objetivo, se ocupa la Geología de Superficie, mientras que, el segundo
pertenece a la Geología del Subsuelo.
2.4.1. Exploración Geológica de superficie.
Esta se fija dos metas principales:
1. Reconocer la presencia y determinar la naturaleza de las facies favorables para
la génesis y acumulación de hidrocarburos y fijar su posición en la serie
sedimentaria.
2. Develar y localizar las trampas y determinar con mayor precisión posible, su
geometría.
Esta se fundamenta en Búsquedas Estratigráficas y Estudios Estructurales.
2.4.1.1. Búsquedas estratigráficas.
Se basan en mostrar información sobre la naturaleza y potencia de los diferentes
terrenos sedimentarios encontrados, así como sus posiciones relativas.
25

La información se obtiene tomando muestras sistemáticamente, para su posterior
estudio en el laboratorio, con el fin de conocer las características petrográficas,
petrofísicas, geoquímicas y su contenido en microfauna. Estas investigaciones
permiten hacerse una idea del valor petrolífero de la serie sedimentaria.
(Said, 1835).
2.4.1.2. Estudios estructurales.
Tienen por objetivo la búsqueda de trampas estructurales ya que son las únicas
accesibles a la geología de superficie. El procedimiento de dicha búsqueda se
basa en el levantamiento de un mapa geológico clásico o en algunos casos donde
este no es suficiente se debe completar con un mapa estructural. (Hervas, 1821).
2.4.2. Exploración Geológica del subsuelo.
Una vez que se elige la localización de un sondeo de exploración, queda por
descubrir rápidamente la presencia de petróleo o de gas en las rocas-almacén
atravesadas. (Hervas, 1821).
Teniendo en cuenta que el sondeo es una operación muy costosa, es necesario
obtener el máximo de datos geológicos que serán indispensables para el
desarrollo posterior de la investigación. (Hervas, 1821).
Estos datos como por ejemplo: Detección de indicios, recolección y utilización de
muestras, entre otros, se obtienen por medio de la geología de subsuelo.
Esta se fundamenta en el Control Geológico de Sondeo e Interpretación de Datos.
(Hervas, 1821).
2.4.2.1. Control geológico de sondeo.
26

Es la base de toda la geología de subsuelo. Depende de la precisión y fidelidad de
sus observaciones así como también de la calidad de las interpretaciones
posteriores. Es igualmente el geólogo residente en el sondeo, quien debe prever la
proximidad del objetivo del sondeo, utilizando para ello los datos sobre la geología
local, aportados por los estudios del terreno. (Bickel, 1832).
2.4.2.2. Interpretación de datos.
Con la utilización conjunta de los diversos parámetros físicos obtenidos por los
registros y las observaciones directas recogidas de las muestras, es posible
obtener un conocimiento muy detallado de la serie estratigráfica atravesada por el
sondeo, como por ejemplo: Edad de las formaciones, naturaleza petrográfica,
caracteres petrofísicos, contenido de fluidos. (Bickel, 1832).
2.5. Fallas.
Las fallas ocurren cuando una superficie rocosa se fractura y ocurre un
desplazamiento de las partes una relación a la otra. La presencia de una falla es
de importancia para los geólogos ya que estas afectan la localización del petróleo
y las acumulaciones de gas ya que un desplazamiento de las partes puede
ocasionar el movimiento de la roca que contiene los hidrocarburos de su ubicación
original. (Bickel, 1832).
2.5.1. Tipos de fallas.
2.5.1.1. Falla Normal.
Estas presentan un desplazamiento principalmente vertical y se dan cuando la
superficie de fractura esta inclinada hacia el bloque deprimido.
27

2.5.1.2. Falla Inversa.
Estas fallas al igual que las normales presentan un desplazamiento principalmente
vertical y se dan cuando la superficie de la falla esta inclinada hacia el bloque
levantado. Una falla de este tipo puede pasar a ser un cabalgamiento, cuando el
ángulo de inclinación de su plano tiende hacia la horizontal. (Bickel, 1832).
2.6. Trampas.
Las trampas son todas aquellas anomalías geológicas que detienen la migración
del petróleo y produce su acumulación, su origen puede ser tectónico,
estratigráfico o litológico. (Bickel, 1832).
2.6.1. Clasificación de las trampas.
2.6.1.1. Trampas estratigráficas.
Se originan debido a fenómenos de tipo litológico (perdida de permeabilidad),
sedimentario (Acuñamiento, lentejones, arrecifes) y paleográficos (acuñamiento de
erosión, paleo cadenas). (Bickel, 1832).
Se consideran dentro de esta categoría las trampas que no aparecen relacionadas
con estructuras claramente definidas, tales como las que se encuentran en los
flancos de los pliegues, arrecifes, trampas secundarias. (Bickel, 1832).
28

2.7. Análisis de registros geofísicos.
Generalmente el uso de esta palabra está directamente relacionado con los
registros de tipo geofísico. En los que incluye registro de potencial espontaneo,
registros de doble inducción, registros de doble laterolog, registros de rayos
gamma, registro sónico compensado, registro neutrónico compensado, registro de
densidad compensado, registro de litodensidad, registros de echado de la
formación, registro de desviación y calibre del agujero y por último el registro de
cementación. (Bickel, 1832).
La existencia de zonas problemáticas puede comprenderse mejor si se cuenta con
información de carácter geofísico. Las zonas arcillosas son potencialmente zonas
problemáticas durante la perforación. La forma en la que el material arcilloso se
encuentra depositado, afecta algunos parámetros, los cuales son obtenidos por
medio de los perfiles dependiendo de la proporción de arcillas presentes, sus
propiedades físicas y la forma en que se encuentran. Estudios al respecto
muestran que el material arcilloso se encuentra depositado en tres formas;
laminar, estructural y dispersa. (Bickel, 1832).
El laminar consiste en una serie de latitas y/o arcillas en forma laminar,
depositadas entre las capas arenosas y/o limoliticas. Aunque este tipo de arcillas
no tiene mucha interferencia en la porosidad pero si en los registros, en especial
los rayos gamma, inducción de alta resolución (HRI). (Bickel, 1832).
El estructural es un tipo de arcilla que se encuentra presente en forma de granos o
nódulos en la matriz de la formación, es decir, forma parte del cuerpo, aunque este
29

tipo de arcilla tampoco le afecta la porosidad se considera con las mismas
propiedades de las arcillas laminares. (Bickel, 1832).
Y finalmente la dispersa es una arcilla que se encuentra en dos formas diferentes;
en forma de acumulaciones adheridas a los granos o revistiendo los mismos.
Llenando parcialmente los canales porosos más pequeños (intergranulares,
intersticios), este tipo de arcilla reduce la porosidad considerablemente. Todas las
arcillas pueden presentarse simultáneamente en la misma formación, sin embargo
por lo general la arcilla predomina en una sola capa o tipo y se han originado
modelos simplificados, los cuales permiten obtener valores razonables de
porosidad y de saturación de agua, dependiendo del tipo predominante de arcilla.
(Bickel, 1832).
Los registros de resistividad son afectados debido a las bajas resistividades de las
arcillas, esta reducción es en mayor proporcionen arenas arcillosas de tipo laminar
y estructural que en las dispersas. (Bickel, 1832).
La curva de SP (potencial espontaneo) varia cuando se perfora con lodos base
agua, cuanto más grande sea la porción de arcillas más reducida será la
desviación o valor de la curva SP respecto al valor de este en una formación
limpia de suficiente espesor, que tuviese el mismo tipo de agua de formación.
(Bickel, 1832).
Cabe mencionar que además la presencia de hidrocarburos, también contribuye a
reducir aún más el valor de la curva SP y es mayor en arenas arcillosas.
2.7.1. Registros de densidad.
30

El registros de densidad es el perfil de la densidad, responde a la densidad
electrónica del medio, la presencia de arcillas en la formación produce el aumento
de la porosidad efectiva que puede obtenerse de las latitas están en el orden de
2.2 a 2.65 gr/cm³. (Hervas,1821).
Los registros por neutrones responden a todo el hidrógeno contenido en la
formación, esto también incluye el hidrogeno en el agua intersticial presente en
las arcillas, lo cual significa que la lectura del perfil se encuentra incrementada por
efecto de arcillas presentes en la formación. (Hervas, 1821).
Y por último el registro sónico que es la presencia de arcillas en la formación y
afecta a la lectura del registro, aumenta dependiendo del tipo de distribución de la
arcilla presente ya sea laminar, estructural o dispersa. (Hervas, 1821).
Estas consideraciones aplican más a formaciones compactas. El análisis de
registro en arenas arcillosas es difícil especialmente cuando se tienen
resistividades bajas en el orden 1 o 2 ohm y cuando los registros de densidad
neutrón demuestran pobre desarrollo en la porosidad. (Hervas, 1821).
La única forma de obtener información del subsuelo, además de la perforación, es
utilizando los métodos geofísicos. La técnica más común usada es el sistema
sísmico. (Hervas, 1821).
El sismógrafo de reflexión se utiliza para generar una imagen acústica de la
sección sedimentaria de la tierra. La configuración estructural de las formaciones
es interpretada por los geofísicos con el fin de determinar si existe un ambiente
favorable para el entrampamiento de hidrocarburos. De estas imágenes sísmicas,
también es posible obtener datos que bien procesados aportan información del
subsuelo, como por ejemplo, las probables presiones del fluido de la formación,
31

litologías, posibles yacimientos petrolíferos, y peligros potenciales al perforar en
presiones anormales. (Hervas, 1821).
Los datos sísmicos de campo pasan por procesos de filtrado con el fin de eliminar
el ruido y posteriormente procesar la información y obtener secciones sísmicas.
Las secciones sísmicas son una representación de los cambios del producto
velocidad- densidad de la roca del subsuelo. Cuando hay un cambio en este
producto, se origina una reflexión de energía. Es recibida en la superficie
(geófonos) y grabada en una cinta magnética. El conjunto de esas grabaciones es
procesado digitalmente y presentado visualmente en las secciones sísmicas.
(Hervas, 1821).
Debido a que contienen una mayor cantidad de fluido, las zonas sobrepresionadas
tienen una menor velocidad de transmisión al sonido respecto a una zona normal.
Por tanto, originan reflexiones en su cima y base y dentro de ella no se observa
casi ninguna reflexión debido a la homogeneidad del material. No es fácil descubrir
una zona sobrepresionada a partir del análisis de una sección sísmica a simple
vista, pero existen procedimientos para determinar velocidades de intervalo,
durante el procesado de la sección. (Hervas, 1821).
Esto permite determinar el registro sónico sintético o registro de pseudo–
velocidades, similar al sónico de porosidad registrado en el pozo y el cual se
obtiene por medio del análisis de la velocidad sísmica. (Hervas, 1821).
Una vez determinado el registro de pseudo- velocidades, resulta viable la
detección y evaluación de las presiones anormales existentes en las formaciones.
(Hervas, 1821).
2.7.2. Núcleos.
32

Las operaciones de corte de núcleos proporcionan muestras intactas de
formación. Es el único método para realizar mediciones directas de las
propiedades de la roca y de los fluidos contenidos en ella. (Frontino, 1937).
A partir del análisis de los núcleos, se tiene un conjunto de datos muy valiosos
para los diferentes especialistas relacionados con la ingeniería petrolera,
geólogos, ingenieros de perforación e ingenieros de yacimiento. (Frontino, 1937).
Los geólogos y los ingenieros de yacimiento obtienen información sobre: litología,
porosidad, permeabilidad, saturación de aceite, gas y agua, interfaces aceite-agua,
gas – aceite y rumbo y echado de las capas. (Frontino, 1937).
Para los ingenieros de perforación, la mecánica de la roca proporciona
información más detallada a considerar en los futuros proyectos de perforación.
La selección de la profundidad de corte de núcleo depende de varios factores
entre ellos el tipo de pozo (exploratorio, desarrollo), tipo de información requerida
(geológica, yacimiento y perforación). Para casos de los pozos exploratorios, se
requiere evaluar los horizontes que por correlación tienen posibilidades de ser
productores. Se cortan de 1 a 2 núcleos por intervalo dependiendo del análisis de
los primeros núcleos. Así mismo, se busca obtener información geológica
adicional como: litología, textura, edad, depositacion, planos de fractura,
porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos. (Frontino, 1937).
Para el caso de los pozos de desarrollo, la información requerida depende de los
antecedentes de producción de los pozos de correlación: distribución de
porosidades, distribución de permeabilidad, permeabilidades relativas, saturación
de aceite, mojabilidad, presión en el volumen poroso, contacto agua- aceite y
33

susceptibilidad de acidificación. Por lo general se corta un núcleo en cada una de
las formaciones que son productoras en los pozos de correlación.
(Frontino, 1937).
Existen dos métodos para cortar núcleos; núcleo de fondo y núcleos laterales
(pared de pozo). La selección del método depende de varios factores entre ellos la
profundidad del pozo, condiciones del agujero, costo de la operación y el
porcentaje de recuperación. Por lo que las operaciones de fondo permiten la
obtención de diferentes tipos de núcleos en los que destacan: núcleos
convencionales, núcleos encamisados, núcleos orientados y núcleos
presurizados. (Frontino, 1937).
2.8. Petrofísica.
La petrofísica se encarga de caracterizar las propiedades físicas y texturales de
las rocas, especialmente la distribución de los poros, que sirven como depósitos
para la acumulación de hidrocarburos y que permitan considerarlas como posibles
prospectos para la explotación. También caracteriza los fluidos contenidos en
ellas, mediante la integración del entorno geológico, perfiles de pozos, análisis de
muestras de roca y sus fluidos e historias de producción. (Hutton, 1835).
Mediante la caracterización petrofísica de un yacimiento, se busca calcular con
mayor precisión las reservas de hidrocarburo para evaluar la factibilidad
económica de un proyecto. En cuanto a los parámetros necesarios para llevar a
cabo dicha evaluación se encuentran la porosidad, la permeabilidad, la saturación
de fluidos (agua e hidrocarburos- petróleo y/o gas), el volumen de arcillosidad, el
espesor del yacimiento, la mineralogía de la formación, la movilidad del petróleo y
la distribución del tamaño de los granos. Adicionalmente, se tienen que considerar
la geometría del yacimiento, la temperatura, la presión y la litología, los cuales
34

representan las características más importantes en la evaluación, completacion y
producción del yacimiento. (Hutton, 1835).
2.8.1. La petrofísica y su relación con otras ciencias.
La petrofísica constituye una de las bases fundamentales de la interpretación del
subsuelo y tiene afinidad no solo con la geología del petróleo, si no con la
geofísica y la ingeniería de yacimientos. (Hutton, 1835).
De hecho la interpretación del registro del buzamiento requiere conocimientos de
geología estructural y sedimentología que solamente se encuentran en el
curriculum académico del geólogo; mientras que en la interpretación de un
registro sísmico de un pozo requiere del concurso de un geofísico, así como la
interpretación de un registro de producción requiere la de un ingeniero de petróleo.
(Hutton, 1835).
Esto demuestra que en esencia la petrofísica es una ciencia multidisciplinaria, y
que su ejercicio dependerá más de la disposición del profesional de aprender los
conocimientos básicos de las disciplinas involucradas, que el propio conocimiento
adquirido en la universidad. Obviamente, un programa académico de petrofísica
involucraría materias tan disimiles como matemáticas, geoestadistica, física,
química, físico- química, geoquímica, geofísica, geología general, mineralogía,
petrología, estratigrafía, registrados de pozos, geología estructural, ingeniería de
yacimientos, ingeniería de producción, análisis de núcleos, economía,
termodinámica y computación, que no sería practico formar un profesional a nivel
de pregrado con un curriculum tan complejo. (Hutton, 1835).
35

Por esta razón existen muy pocas universidades en el mundo que, aun a nivel de
postgrado, ofrezcan petrofísica como carrera. Lo que generalmente ocurre en la
industria petrolera es que un geólogo, ingeniero o geofísico que siente
predisposición por formarse como petrofísico va adquiriendo a través del
adiestramiento en el trabajo, de cursos de registro de pozos generalmente
dictados por las compañías de servicio del ramo), de las practicas operacionales
e interpretativas y, sobretodo, de perseverancia y paciencia en la adquision
autodidactica de conocimiento científicos, las herramientas necesaria para su
formación. (Hutton, 1835).
Indudablemente que la formación de personal especialista en petrofísica en
cualquier empresa, así como en a cualquier otra especialidad, dependerá en gran
medida del apoyo que la línea gerencial que supervisa la actividad, le brinde al
personal en vía de desarrollo. (Hutton, 1835).
2.8.2. Análisis petrofísicos.
El estudio de las propiedades de las rocas y su relación con los fluidos que
contienen en estado estático se denomina petrofísica. Las propiedades
petrofísicas más importantes de una roca son: porosidad, permeabilidad,
saturación y distribución de los fluidos, conductividad eléctrica de los fluidos y de
la roca, estructura porosa y radioactividad. Después de todo lo anterior podemos
definir entonces la ingeniería de yacimientos como la aplicación de principios
científicos a los problemas de drenaje que surgen durante el desarrollo y
producción de yacimientos de gas y petróleo, vale decir también que es el arte de
permitir una alta recuperación económica a través de la producción óptima de los
campos de hidrocarburos. (Hutton, 1835).
2.8.2.1. Porosidad.
36

La porosidad es la fracción del volumen bruto total de la roca que constituyen los
espacios no sólidos, y está definido por:
Φ= Vb-Vm/Vb*100%
φ=Porosidad Absoluta
Vb = Volumen Bruto
Vm =Volumen Matriz
Siendo el volumen poroso (Vp), la diferencia entre el volumen bruto y el de la
matriz (Vb Vm).
2.9.2.1.1. Clasificación de la porosidad.
2.8.2.1.1.1. Absoluta o Total.
Fracción del volumen total de la roca que no está ocupado por material denso o
matriz.
2.8.2.1.1.2. Efectiva.
Fracción del volumen total de la roca que está compuesto por espacios porosos.
Que se hallan comunicados entre sí.
La porosidad total siempre va a ser mayor o igual a la efectiva. Para el ingeniero
de yacimientos la porosidad más importante es la efectiva, pues constituye los
canales porosos interconectados, lo que supone que puede haber importantes
saturaciones de hidrocarburos en dichos espacios. (Kircher, 1879).
La porosidad es considerada:
Muy Baja cuando es =< 5%
37

• Baja cuando es >5% pero =<10%
• Promedio cuando es >10% pero =<20%
• Buena cuando es >20% pero =<30%
• Excelente cuando >30%
2.8.2.2. Factores que Afectan la Porosidad.
2.8.2.2.1. Escogimiento de los granos.
Mientras los granos de la roca sean más uniformes mayor será la porosidad.
2.8.2.2.2. Arreglo de los granos.
La simetría influye en el valor de la porosidad, mientras menos simetría exista
más afecta la porosidad.
2.8.2.2.3. Cementación.
Los granos están “pegados” entre sí mediante una cementación natural que por
supuesto resta espacio poroso a ser ocupado por los hidrocarburos.
2.8.2.2.4. Presencia de Grietas y Cavidades.
Son factores que favorecen la porosidad.
2.8.2.2.5. Consolidación.
La presión de sobrecarga de un estrato crea acercamiento entre las rocas.
38

Mientras sea menor su efecto, mayor será el valor de porosidad.
2.8.1.3. Métodos para Determinar la Porosidad.
Mediciones de laboratorio, aplicados a muestras de núcleos, y utilizando
instrumentos especiales.
(i.e. posímetro de Ruska):
• Volumen Total
• Volumen de granos
• Volumen poroso efectivo
Mediciones en sitio, es decir en los pozos, mediante los registros eléctricos.
2.8.2.2. Saturación.
La saturación es el porcentaje de un fluido ocupado en el espacio poroso, y está
definido como:
Sfluido= Vf / Vp∗100%
Sfluido= Porcentaje del Fluido que satura el espacio poroso
Vf= Volumen del Fluido dentro del espacio poroso
Vp= Volumen Poroso.
Si consideramos que básicamente el volumen poroso de una roca que contiene
hidrocarburos, está saturada con petróleo, gas y agua tenemos que:
Sw + So + Sg = 1
Sw=Saturación de Agua
39

So=Saturación de Petróleo
Sg=Saturación de Gas
2.8.2.3. Permeabilidad.
La permeabilidad es la facultad que tiene la roca para permitir que los fluidos se
muevan a través de los espacios porosos interconectados, se tiene, por medio de
La Ley de Darcy.
K= q L/ A ΔP
K= Permeabilidad (Darcys)
μ= Viscosidad en la dirección de recorrido del fluido (cps)
L= Distancia que recorre el fluido
A=Sección transversal (cm2) h
ΔP = Diferencia de Presión (atm) (P2 – P1)
q= Tasa de producción (cm3/s)
La unidad de la permeabilidad es el Darcy. Se dice que una roca tiene una
permeabilidad de un darcy cuando un fluido monofásico con una viscosidad de un
centipoise (cps) y una densidad de 1 gr/cc que llena completamente (100% de
saturación) el medio poroso avanza a una velocidad de 1 cm/seg) bajo un
gradiente de presión de presión de 1 atm. Como es una unidad bastante alta para
la mayoría de las rocas productoras, la permeabilidad generalmente se expresa en
milésimas de darcy, milidarcys. Las permeabilidades de las formaciones de gas y
petróleo comercialmente productoras varían desde pocos milidarcys a varios
miles. Las permeabilidades de calizas intergranulares pueden ser sólo una
fracción de un milidarcy y aún tener producción comercial, siempre y cuando la
roca contenga fracturas u otro tipo de aberturas adicionales naturales o artificiales.
Rocas con fracturas pueden tener permeabilidades muy altas y algunas calizas
cavernosas se aproximan al equivalente de tanques subterráneos. (Kircher, 1879).
40

La permeabilidad de un núcleo medida en el laboratorio puede variar
considerablemente de la permeabilidad promedio del yacimiento o parte del
mismo, ya que a menudo se presentan variaciones muy grandes en la dirección
vertical y horizontal. Muchas veces la permeabilidad de una roca que parece
uniforme puede cambiar varias en un núcleo de 1 pulgada. Por lo general, la
permeabilidad medida paralela al plano de estratificación es más alta que la
permeabilidad vertical. Además, en algunos casos, la permeabilidad a lo largo del
plano de estratificación varía considerable y consistentemente con la orientación
del núcleo debido probablemente a la deposición orientada de partículas de mayor
o menor alargamiento y a lixiviación o cementación posteriores por aguas
migratorias. (Kircher, 1879).
En algunos yacimientos pueden observarse tendencias generales de
permeabilidad de un sitio a otro, y muchos yacimientos determinan sus límites total
o parcialmente por rocas de cubierta superior. Es común la presencia de uno o
más estratos de permeabilidad uniforme en parte o en todo el yacimiento. Durante
el desarrollo adecuado de yacimientos es acostumbrado tomar muchos núcleos de
pozos seleccionados a través del área productiva, midiendo la permeabilidad y
porosidad de cada pie de núcleo recuperado. (Kircher, 1879).
2.8.2.3.1. Permeabilidad Efectiva.
Es la permeabilidad de una roca a un fluido en particular cuando la saturación de
este es menor al 100%.
K f =qf μfL/A ΔP
Donde el subíndice f indica el tipo de fluido.
2.8.2.3.2. Permeabilidad Relativa.
Es la relación entre la permeabilidad efectiva a la permeabilidad absoluta
41

K f=Kf/k
Krf= Permeabilidad relativa al fluido f
Kf= Permeabilidad al fluido f
K= Permeabilidad absoluta
2.8.5. Compresibilidad.
La compresibilidad es el cambio en volumen por cambio unitario en de presión
C = −1/v (∂v/ ∂P) (psi)-1
C=Compresibilidad
V=Volumen
ΔV/δP =Cambio en Unidad de Volumen por Cambio Unitario de Presión.
Las compresibilidades más importantes en conocer son:
• Compresibilidad de la Matriz
• Compresibilidad de los Poros
• Compresibilidad Total
• Compresibilidad Efectiva
42

CONCLUSION
Cualquier acción que un ingeniero o un geólogo emprenda con relación a un
yacimiento, requiere poseer una idea o modelo claro de cómo es el yacimiento.
Los geólogos se inclinan a pensar en términos de estratigrafía y estructuras,
mientras que los ingenieros se preocupan más por las propiedades petrofísicas de
los fluidos.
La clave para obtener un modelo o concepto real del yacimiento es la integración
de la informacion geológica y los datos petrofísicos, ya que los datos geológicos
contienen informacion tridimensional (3D) que no se encuentra en los datos
petrofísicos.
Mediante la vinculación de las propiedades petrofísicas con los procesos
geológicos, es posible imaginar y construir modelos reales de yacimientos y
representarlos con imágenes.
La petrofísica puede jugar un papel importante al proporcionar grandes cantidades
de datos petrofísicos provenientes de registros de pozos, esta informacion es de
escasa utilidad para visualizar modelos 3D, a menos que se la pueda vincular con
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datos que contengan informacion especial, si esto se recopila correctamente, las
descripciones geológicas contienen enormes cantidades de informacion como la
porosidad, la saturación y la permeabilidad.
Los datos petrofísicos y geológicos están relacionados con el nivel de los poros, la
porosidad, la permeabilidad y las fuerzas capilares están relacionadas con la
distribución del tamaño de los poros, las descripciones de la textura de la roca
proveer el vínculo entre la petrofísica y la geología.
REFERENCIAS
 geologiavenezolana.blogspot.com/.../diseno-de-la-perforacion-de-pozos....
 Oil On My Shoes -- Ciencia y práctica de la Geología del petróleo
 Instituto Mexicano del Petróleo
 Página venezolana con información sobre exploración petrolífera
 es.scribd.com/doc/59821194 -petrofísica
 www.slideshare.net/1948yo/caracterizacion-petrofisicade...
 es.wikipedia.org/wiki/Petrofísica
 www.ingenieria.unam.mx/paginas/Carreras/.../petrofisica_y.
 es.wikipedia.org/wiki/Geofísica
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