El documento proporciona información sobre la caracterización de yacimientos de petróleo y gas. Describe los datos y métodos necesarios para caracterizar un yacimiento, incluidos datos geofísicos, geológicos y de laboratorio. También explica los conceptos clave de roca generadora, roca almacenadora, roca sello y trampa geológica, así como las características de cada una. Finalmente, detalla los tipos de porosidad en rocas carbonatadas como las calizas y cómo se desarrolla la porosidad pri

1. 27 de Enero de 1992
Datos que se requieren para caracterizar un yacimiento:
 Datos geofísicos
 Datos geológicos
 Datos de laboratorio
 Datos del pozo (presión, producción, Registros)
Petrología
Estudia el origen de la tierra
La geología es una sola y no puede haber varias
Paleontología
Da la edad de las formaciones
Cuenca
Es una depresión en forma sinclinal formada por rocas sedimentarias y mide
alrededor de 200 Km.
Estratigrafía
Sedimentalogía
Mineralogía
Geomorfología
Petrología
Paleontología
Geoquímica
Geodesia
Geomagnetismo
Oceanografía
Fisiografía
Geofísica
Ramas
De la
Geología
Según la materia
Que se trate
Según su aplicación
Industria ó
Petrología
Petrogénesis
Meteorología
Climatología
Gravimetría
Magnetometria
Sismología
Métodos eléctricos
Geohidrologia
Geología Económica
Geología Agrícola
Geología Marina
Geología Militar
Geología Minera
Geología del Petróleo
Estratigrafía
Sedimentalogía
Mineralogía
Geomorfología
Petrología
Paleontología
Geoquímica
Geodesia
Geomagnetismo
Oceanografía
Fisiografía
Geofísica
Ramas
De la
Geología
Según la materia
Que se trate
Según su aplicación
Industria ó
Petrología
Petrogénesis
Meteorología
Climatología
Gravimetría
Magnetometria
Sismología
Métodos eléctricos
Geohidrologia
Geología Económica
Geología Agrícola
Geología Marina
Geología Militar
Geología Minera
Geología del Petróleo

2. Para encontrar petróleo, se busca primero la roca generadora
Partes de un yacimiento
 Roca sello
 Roca almacenadora
 Roca generadora (puede ser lutita o caliza)
 Trampa geológica
Características de una roca generadora
1.- Debe haber un alto grado de materia orgánica
2.- Se da en un ambiente anaeróbico (no hay presencia de oxigeno)
3.- Debe haber baja energía
Notas:
 La presencia de materia orgánica solo se da en sedimentos finos
 La materia orgánica se destruye (oxida) cuando hay presencia de
oxigeno
 La materia orgánica esta compuesta de proteínas, lípidos, glucidos,
hidratos de carbono, lignita, celulosa
 El hidrocarburo en contacto con el agua se oxida, formando cadenas de
asfáltenos
 Cuando se define el tipo de porosidad, se define el ambiente de deposito
 La dolomitización se da en el proceso de la depositación
 Sacar la presión de poro en cada intervalo productor en PC
Métodos Directos
Geología superficial
Geoquímica
Perforación
Magnetométrico
Gravimétrico
Sismológico
Métodos Indirectos
Métodos Electricos
Métodos Geofísicos
Métodos Directos
Geología superficial
Geoquímica
Perforación
Magnetométrico
Gravimétrico
Sismológico
Métodos Indirectos
Métodos Electricos
Métodos Geofísicos

3. Condiciones para que se generen hidrocarburos
 Tiempo geológico
 Presión – temperatura
 Composición de la materia orgánica
Características de la roca almacenadora
 Porosidad
 Permeabilidad
 Continuidad
Roca sello, la mejor es la Roca Evaporitica (Sal, Yeso, Anhidrita)
Es aquella que por su escasa permeabilidad no permite el paso del petróleo,
sirve de barrera a la migración de hidrocarburos
Diapiro = Domo Salino
Rocas Evaporiticas
La Halita (NaCl) y el Yeso (CaSO4.2H20) son minerales que se precipitan de
una solución, por evaporación del agua en la que estaba disuelta
La salinidad del agua y la proporción del material disuelto en el agua, determina
el tipo de material que se precipitara
El yeso comienza a separarse del agua cuando la salinidad a 30 °C, alcanza un
valor ligeramente superior a 3 veces el normal, después, cuando la salinidad
del agua de mar aumenta a unas 10 veces de lo normal, la halita comienza a
precipitarse
Los constituyentes más comunes de las rocas evaporiticas son CaCO3,
CaSO4, NaCl y MgSO4
El CaSO4 aparece como Anhidrita y como Yeso (forma hidratada), el MgSO4
aparece en tres diferentes formas hidratadas
El orden de formación de estas sales esta determinada por:
 abundancia de los iones en el agua
Baja energía
Ambientes
de
Deposito
Alta energía
Baja energía
Ambientes
de
Deposito
Alta energía

4.  la temperatura
 la profundidad
Características de respuesta de los registros a leer rocas evaporiticas
La sal homogénea normalmente encontrada en la parte central de domos de
sal tiene una radiactividad baja y se representa por una curva continua hacia la
izquierda de la mediana arbitraria
En pozos que penetran un lado saliente de un domo se distingue fácilmente de
los sedimentos detríticos
Cuando la anhidrita constituye la capa de cubierta en domos de sal,
generalmente es menos radiactiva que la sal y se distingue por la desviación de
la curva hacia la izquierda del contacto sal-anhidrita
La forma de la curva en la cima de la anhidrita depende de la clase de
sedimentos sobre la cima de cubierta. Cuando se toman perfiles por segunda
vez en pozos de producción, se ha observado muchas veces un aumento en la
radiactividad natural al nivel de producción, lo que se atribuye a la incrustación
de sales radiactivas provenientes de partes metálicas encontradas a dicho
nivel, como parte de la tubería de producción, residuos de las operaciones de
disparo, etc. (Campbell, 1951)
Características de la roca sello
 No debe tener fracturas
 Debe ser plástica
 Tener historia geológica simple
 No importa el espesor de la roca
Tipos de sello
 Por traslape
 Por tapón de hidrocarburos
 Por falla geológica
 Por precipitación de anhidrita (H2O + SO4), SO4 = Sulfato
 Por estratos impermeables
Lutitas
Son las más comúnes
Textura y minerales
Motmorillonita
Caolinita
Illita
Evaporitas
Son las mejores
Tipos de
Roca Sello
Carbonatos
sin fracturamiento
Anhidrita
Yeso
Halita
Calizas arcillosas
Margas
Cretas
Calizas anhidriticas
Calizas densas
Lutitas
Son las más comúnes
Textura y minerales
Motmorillonita
Caolinita
Illita
Evaporitas
Son las mejores
Tipos de
Roca Sello
Carbonatos
sin fracturamiento
Anhidrita
Yeso
Halita
Calizas arcillosas
Margas
Cretas
Calizas anhidriticas
Calizas densas

5. Foraminifero = Fósil índice del Paleoceno
Porosidad ideal = 47.6 % (comprobar con ecuación)
Cementante
Alrededor de los granos
Las fracturas naturales cruzan los planos de estratificación (checar)
Tipos de arcilla (checar y poner formula)
 Clorita (montmorillonita)
 Caolinita
 Illita
 Sericita
Etapa de tiempo Porosidad
Pre-depositación Primaria
Depositación Primaria
Post-depositación Secundaria
1.- Selectiva de la fábrica
Interparticular (Bp)
Intraparticular (Wp)
Intercristalina (Bc)
Moldica (Mo)
Fenestral (Ff)
2.- No-selectiva de la fábrica
Tipos básicos de porosidad en carbonatos
Por fracturamiento (Fr)
Acanalada (Ch)
Vesicular (Vug)
En cavernas (Cv)
1.- Selectiva de la fábrica
Interparticular (Bp)
Intraparticular (Wp)
Intercristalina (Bc)
Moldica (Mo)
Fenestral (Ff)
2.- No-selectiva de la fábrica
Tipos básicos de porosidad en carbonatos
Por fracturamiento (Fr)
Acanalada (Ch)
Vesicular (Vug)
En cavernas (Cv)

6. Porosidad de las calizas
El desarrollo de la porosidad en un yacimiento de carbonato se diferencia en
muchos aspectos a uno de areniscas
En las areniscas se puede tener una continuidad horizontal, en los carbonatos
el desarrollo de porosidad horizontal y vertical es de extensión limitada, en las
calizas es raro encontrar una porosidad laminar
Como en las areniscas, la porosidad en las rocas de carbonato puede ser
primaria o secundaria
La porosidad primaria en las rocas carbonatadas puede ser resultado de:
 Vacíos intersticiales entre granos clásticos de una roca detrítica de
carbonato, tal como en el conglomerado, brecha, coquina, oolita, creta,
etc.
 Vacíos formados de esqueletos cuando se remueve materia orgánica de
corales y algas calcáreas
 Vacíos intercristalinos formados en calizas cristalinas a lo largo de
planos de clivaje y por diferencia en el tamaño de los cristales
Los yacimientos de aceite y gas constituidos por calizas con porosidad
primaria, rara vez son importantes, excepto en el caso de facies cretáceas (de
creta) y oolitas
La porosidad primaria, sin embargo, facilita los medios para el desarrollo de
porosidad secundaria permitiendo la circulación de aguas subterráneas
En rocas carbonatadas, la porosidad secundaria puede originarse de:
 Diaclasas causadas por consolidación, contracción, esfuerzos tectónicos
o cambios mineralógicos
La diaclasa consiste en una serie de fracturas que siguen un arreglo
consistente con grupos de fracturas paralelos unos a los otros, mientras otros
grupos intersectan los primeros en un ángulo determinado. Entre las fracturas
que se intersectan algunas son mas grandes que otras, constituyendo una
mayor serie de diaclasas
Por lo general, las diaclasas son verticales, debido a lo frágil de los carbonatos,
las diaclasas pueden producirse como resultado de aplicación de pequeñas
fuerzas de tensión y se encuentran generalmente en la cresta de los
anticlinales
Por consiguiente, la porosidad formada por el efecto de soluciones se
desarrolla más que todo en las partes altas de las estructuras en donde las
aguas meteóricas encuentran fácil acceso
 Acción de lixiviación por aguas subterráneas

7. Este proceso desarrolla la porosidad por medio de soluciones y esta
relacionada con la topografía de antiguas superficies de erosión. Dicho proceso
requiere de un periodo de erosión suficientemente largo y un relieve superficial
por encima del nivel hidrostático tal que permita la acción disolvente de aguas
de percolación. La porosidad en la mayoría de los yacimientos de caliza se
debe a este tipo de desarrollo
 Dolomitización el mecanismo del desarrollo de porosidad por
dolomitización, no se ha establecido claramente, pero se cree que es el
resultado de la sustitución molecular de calcio por magnesio en las
calizas, dando como resultado porosidades hasta del 12 %
El proceso de dolomitización muchas veces es un proceso local, y no es raro
encontrar calizas que gradualmente se convierten en dolomitas en una
dirección lateral con la existencia de porosidad únicamente en las dolomitas
Las calizas se caracterizan por tener mas de un sistema poroso, generalmente
consisten en porosidades intergranular, de canales y de drusas
En algunas calizas la porosidad consiste en una combinación de porosidades
intergranular (primaria) y fracturas (secundaria)
Al sistema múltiple de porosidad en las calizas se debe a la presencia de series
de canales a través de los cuales existe flujo preferencial, mientras que en los
poros pequeños y en los que no están interconectados, el flujo de petróleo
hacia los canales principales depende de la influencia de la expansión del gas
en solución. Por dicha razón, la producción primaria en las calizas es más
eficaz por empuje de gas en solución que la producción por estimulación
secundaria (inyección de gas ó de agua), ya que estos medios externos de
desplazamiento siguen preferentemente el trayecto de menor resistencia,
dejando atrás grandes cantidades de petróleo
Archie en 1951, clasifico en una forma bastante práctica la porosidad de
los carbonatos
 Porosidad cristalina compacta
 Porosidad cretacea ó tipo creta
 Porosidad granular-sacaroidal
Las calizas con porosidad cristalina-compacta
Se reconocen por su lustre brillante y su apariencia resinosa en fracturas recién
hechas, si se examina una cortadura, se observara que los bordes son agudos.
Los cristales individuales están estrechamente entrelazados en forma
compacta y, donde la porosidad secundaria no se ha desarrollado, no existe
espacio visible entre los cristales
El diámetro de los poros es menor de 0.01 mm
El volumen poroso total es inferior al 5 % del volumen total

8. La permeabilidad es, menor de 0.1 md
Por lo expuesto anteriormente, solo pueden producir gas y petróleo en
cantidades comerciales, cuando el desarrollo de porosidad secundaria alcanza
un valor total del 7 al 10 %, en este caso, el espacio entre los poros es visible
con una lupa corriente, las drusas y los canales pueden llegar a formarse con
un mayor grado de lixiviación
Las calizas con porosidad cretácea (tipo creta)
Tienen una apariencia opaca y terrosa, y con frecuencia los cristales
individuales no se distinguen debido al empaque imbricado, es decir, las caras
de los cristales forman distintos ángulos
Este tipo de caliza requiere una porosidad mayor para poder producir petróleo
en forma comercial. Una porosidad del 10 % corresponde aproximadamente a
una permeabilidad de 0.1 md, y una porosidad del 15 % convierte la caliza por
lo general en un productor comercial de hidrocarburos
Las calizas con porosidad granular-sacaroidal
Se caracterizan por la apariencia gruesa de los granos, similar al azúcar. Este
grupo lo constituyen las llamadas calizas ooliticas, la relación entre la porosidad
y la permeabilidad de las calizas con porosidad granular, es similar a las de
porosidad cristalina-compacta y, por consiguiente, se requiere una porosidad
del 7 al 10 % para que la roca pueda producir hidrocarburos en forma comercial
28 de Enero de 1992
Migración
Dismigración
Conmigración
Chopoteras
Volcán de lodo
Emanaciones de gas
Lagos de asfalto
Migración primaria:
Movimiento de hidrocarburos
A cualquier lado mas permeable
Migración Secundaria
Movimiento de hidrocarburos
hacia la roca almacenadora
Termina con la acumulación
de hidrocarburos en la roca
almacén
Lateral
Vertical
Por ascenso
Por descenso
Migración
Dismigración
Conmigración
Chopoteras
Volcán de lodo
Emanaciones de gas
Lagos de asfalto
Migración primaria:
Movimiento de hidrocarburos
A cualquier lado mas permeable
Migración Secundaria
Movimiento de hidrocarburos
hacia la roca almacenadora
Termina con la acumulación
de hidrocarburos en la roca
almacén
Lateral
Vertical
Por ascenso
Por descenso

9. Migración:
Desplazamiento de hidrocarburos en el subsuelo
Dismigración:
Desplazamiento de hidrocarburos hacia la superficie
Conmigración:
Desplazamiento de hidrocarburos que conducen a la formación de un
yacimiento
Migración lateral
Desplazamiento en el interior de una formación de una misma edad, sin
importar la distancia
Migración vertical
Se refiere a los movimientos perpendiculares a los limites cronoestratigraficos,
por lo que los fluidos pasan de una formación a otra de edad diferente y puede
ser por ascenso y descenso
Aspectos relacionados con la migración
 El origen de los hidrocarburos, puede ser origen animal ú origen vegetal
 Saber la historia estructural de la cuenca sedimentaria
 Conocer las propiedades físicas y químicas de la roca generadora y de
la roca almacenadora
 Conocer el gradiente de temperatura y de presión
 Compactación de los sedimentos
 Conocer las propiedades y características de los fluidos de la formación

10. Grupos de la materia orgánica
1.- Tipo vértice (ricos para producir gas), checar
2.- Tipo marino
3.- Tipo microorganismo (ricos para producir aceite)
Si H/C mayor 1, Son soporíficos
Si H/C menor 1, son
Notas:

11.  Los diagramas de Van Krevelen, muestra la evolución térmica
 Un gradiente térmico normal es de 3 °C cada 100 m
Evidencias de la migración
 Presencia de chapopoteras
 Acumulación en rocas inorgánicas
 Correlación entre aceites del yacimiento y de aceites residuales
encontrados en las rocas generadoras
 Aceites químicamente semejantes en una serie de receptáculos
superpuestos
 Ajustes de los hidrocarburos en el yacimiento a los movimientos de las
estructuras
 La presencia de yacimientos supergigantes
 Perforación de pozos
Yacimiento Súper-gigante
Más de 5 mil millones de barriles recuperables
Yacimiento Gigante
Entre 5 mil millones y 500 millones de barriles recuperables
Yacimiento Grande
Entre 500 millones y 100 mil millones de barriles recuperables
Yacimiento Normal
Entre 100 mil millones y 50 millones de barriles recuperables
Yacimiento Pequeño
La recuperación es menor de 50 millones de barriles recuperables
Factores que originan la migración
 Fuerzas hidráulicas (migración primaria)
 Capilaridad (migración primaria)
 Flotabilidad (migración secundaria)
Líquidos inmiscibles (fluidos de diferente densidad)
 Inclinación de las capas (migración secundaria)
 Dilatación (migración secundaria)
 Expansión del agua y del gas (migración secundaria)
Mecanismos de la migración del petróleo
 Flujo simultaneo de la fase agua y de la fase aceite
 Flujo de la fase petróleo (el agua queda fija)
 Movimiento del petróleo con el agua a escala molecular
 Movimiento del petróleo sin la fase agua a escala molecular

12. Llenado de trampas
En una trampa donde el aporte de hidrocarburos se ha dado en un dirección
La geología del petróleo depende del objetivo que se le de
Teorías del origen del petróleo
 Teoría continental
 A partir de algas (Tolomaseas)
 Microorganismo
Notas:
El keroseno es el antecesor del petróleo
El keroseno es insoluble en cualquier tipo de acido
Etapas de la evolución de la materia orgánica (catagenesis) (copias)
PD = Punto donde los hidrocarburos ya no se almacenan, también se le conoce
como punto de derrama o punto de fuga
Ce= Cierre estructural
Geologia
del
Petroleo
Exploración
Subsuelo
Poducción
Superficial
Geologia
del
Petroleo
Exploración
Subsuelo
Poducción
Superficial

13. Rocas sedimentarias
¿Porqué debemos estudiar a las rocas sedimentarias ?
Porque como todos sabemos, las rocas generadoras y productoras de
hidrocarburos, son de origen de este tipo
Ciclo de las Rocas
ROCAS
SEDIMENTARIAS
CRISTALIZACION
INTEMPERISMO
LITIFICACION
EROSIO
N
TRANSPO
RTE
METAMORFISMO
FUSION
Ríos
Glaciares
Viento
Corrientes Oceánicas
Arena
Grava
Fango
ROCAS
IGNEAS
ROCAS
METAMORFICAS
SEDIMENTOS
MAGMA
Mecánico
Químico
Transforma el
material original
en algo diferente
Rompe la roca
en partículas
más pequeñas
ROCAS
SEDIMENTARIAS
CRISTALIZACION
INTEMPERISMO
LITIFICACION
EROSIO
N
TRANSPO
RTE
METAMORFISMO
FUSION
Ríos
Glaciares
Viento
Corrientes Oceánicas
Arena
Grava
Fango
ROCAS
IGNEAS
ROCAS
METAMORFICAS
SEDIMENTOS
MAGMA
Mecánico
Químico
Transforma el
material original
en algo diferente
Rompe la roca
en partículas
más pequeñas
Mecánico
Químico
Transforma el
material original
en algo diferente
Rompe la roca
en partículas
más pequeñas

14. Composición mineralogía de las rocas sedimentarias
Los tres minerales más comunes que forman las rocas sedimentarias, son:
 La arcilla
 El cuarzo
 La calcita
Las Arcillas
Dentro de las arcillas, la caolinita e illita son las más comunes, la
motmorillonita, se observa muy raramente
El Cuarzo
Dentro del grupo de la sílice, el cuarzo es el mineral más común. Pero también
se puede presentar en formas como calcedonia, pedernal y ópalo
El ópalo, es una sílice hidratada SiO2 . NH2O, es más suave que el cuarzo y
carece de estructura cristalina
Estructura criptocristalina
Del griego kryptos – oculto, es una estructura fina
La Calcita
La calcita es el constituyente principal de las rocas sedimentarias y además, el
cementante más común en rocas sedimentarias de grano grueso
El calcio, se deriva de las rocas ígneas que contienen minerales calcicos como
plagioclasa calcica y ferromagnesianos
Los productos del intemperismo de la ortoclasa son:
 Arcilla
 Agua y bióxido de carbono
 Sílice (se presenta en solución)
El calcio es transportado de la zona de intemperismo, como bicarbonato de calcio,
Ca(HCO3)2 y eventualmente se precipita como calcita (Ca.CO3), mediante la
intervención de plantas, animales o procesos inorgánicos
El carbonato, se deriva del agua y bióxido de carbono
Otros materiales de las rocas sedimentarias
Dolomita Ca(HCO3)2 se confunde con la calcita, la calcita eferverece
libremente en HCl diluido, la dolomita eferverece lentamente ó no, a menos que
este triturada o pulverizada
Cuando se encuentran micas y feldespatos en una roca sedimentaria, el
intemperismo mecánico, fue el que origino su incorporación a la roca

15. El hierro producido por el intemperismo químico de los minerales
ferromagnesianos en las rocas ígneas puede ser tomado en nuevos minerales
e incorporado en los depósitos sedimentarios
Los minerales de hierro que se presentan en las rocas sedimentarias son,
Hematita, Geothita y Llimolita. Estos minerales predominan en algunos
depósitos, pero en la mayoría, actúan como materia colorante o como
material cementante
Muchos otros minerales, se pueden formar durante el proceso de
sedimentación, como los carbonatos, sulfatos y compuestos de hierro, así
como minerales accesorios, turmalina, circón, granate
Estudio de las rocas sedimentarias
Las rocas sedimentarias se estudian en base a:
En base a la clasificación de la roca, podemos saber el ambiente de depósito
de la roca
Roca Sedimentaria Autóctona:
No han sufrido transporte
Roca Sedimentaria Aloctona:
Ha sufrido transporte
En carbonatos, el depósito es más lento que en arenas
Carga:
Máxima cantidad de sedimento que puede llevar
Carga total:
Cuando ya no lleva mas sedimento del que lleva
Estudio de las
rocas
Sedimenrarias
Petrografía Sedimentaria
Sedimentación
Estratigrafía
Ciclo erosivo
Ciclo Constructivo
Depositación
Diagenesis
Descripción de los estratos
Correlación
Interpretación de datos estratigráficos
Estudio de las
rocas
Sedimenrarias
Petrografía Sedimentaria
Sedimentación
Estratigrafía
Ciclo erosivo
Ciclo Constructivo
Depositación
Diagenesis
Descripción de los estratos
Correlación
Interpretación de datos estratigráficos

16. El 80 % de los sedimentos se depositan en el mar
Los depósitos formados químicamente, se sedimentan generalmente por
la precipitación de material disuelto en agua, este proceso puede ser
mediante
 Procesos químicos inorgánicos
Ejemplo:
Roca evaporitica, formada por los minerales que quedan después de la
evaporación de grandes masas de agua
 Procesos químicos indirectos
Ejemplo:
Intervención de plantas o animales, Los corales, al extraer el carbonato de
calcio del agua de mar, forman calcita
Los esqueletos de los animales, al morir, se acumulan como un depósito
bioquímico, y la roca que se forma (caliza), es una roca bioquímica
Términos que se utilizan para describir el medio en el que se acumula un
sedimento
Caliza marina
Contiene fósiles de un animal que vivió en el mar
Fluvial (río)
Roca formada por material depositado por un rió
Eolítico (viento)
Roca formada por material depositado por el viento
Lacustre (lago)
Roca formado por material depositado en un lago
Sedimentacion o deposito
Proceso por el que se asienta el material, para que suceda esto, debe haber
 Una fuente de sedimento
 Medio que transporta el sedimento
 Lugar para depositar
 Proceso para depositar el material sedimentario

17. Fuente de sedimento
Las rocas ígneas, son la fuente principal de las rocas sedimentarias
Termino
Arena
( Ø , % )
Caliza
( Ø , % )
Permeabilidad
( mD)
Despreciable ó
muy baja
1 - 5 1 - 2 0.01 - 1.0
Pobre ó baja 5 - 10 2 - 5 1.0 - 10
Mediana o regular 10 - 15 5 - 8 10 - 100
Buena o alta 15 - 20 8 - 10 100 - 1000
Muy buena Mayor de 20 Mayor de 10 Mayor de 1 darcy
Estructuras Sedimentarias
Primaria
Singenéticas
Físicas
Secundarias
Epigenéticas
Estructuras
Sedimentarias
Estructura externa
Estructura interna
Estructura de deformación
Orgánicas Estructura externa
Estructura interna
Físicas
Química
orgánicas
Estructura externa
Estructura interna
Estructura de deformación
Estructura externa
Estructura interna
Primaria
Singenéticas
Físicas
Secundarias
Epigenéticas
Estructuras
Sedimentarias
Estructura externa
Estructura interna
Estructura de deformación
Orgánicas Estructura externa
Estructura interna
Físicas
Química
orgánicas
Estructura externa
Estructura interna
Estructura de deformación
Estructura externa
Estructura interna
Ambientes
de
Deposito
( 1850 )
Continental
Mixto
Marino
Terrestre
Desértico
Glaciar
Litoral
Deltaica
Lagunar
Estuarino
Fluvial
Paludal
lacustre
Acuoso
Nerítico
Batial
Abisal
Ambientes
de
Deposito
( 1850 )
Continental
Mixto
Marino
Terrestre
Desértico
Glaciar
Litoral
Deltaica
Lagunar
Estuarino
Fluvial
Paludal
lacustre
Acuoso
Nerítico
Batial
Abisal

18. Actualmente (1972) se tiene la siguiente clasificación para los medios
sedimentarios:
A continuación se describe esquemáticamente el medio de depósito ó
sedimentario marino
Medio Sedimentario
ó
Ambiente de Deposito
( 1972 )
Medios
continental
Medios de transición
Medios marítimos
Terrestre
Desértico
Glaciar
Deltaico
Lagunar
De litoral
Fluvial
Lacustre
Pantanoso (Paludial)
Cavernoso (Espeteano)
Acuoso
Nerítico
Batial
Abisal
Hadal
Piamonte
Llanura de inundación
Infralitoral ( 0 – 45 mm )
Circalitoral (45 – 180 mm)
Epibatial
Mesobatial
Medio Sedimentario
ó
Ambiente de Deposito
( 1972 )
Medios
continental
Medios de transición
Medios marítimos
Terrestre
Desértico
Glaciar
Deltaico
Lagunar
De litoral
Fluvial
Lacustre
Pantanoso (Paludial)
Cavernoso (Espeteano)
Acuoso
Nerítico
Batial
Abisal
Hadal
Piamonte
Llanura de inundación
Infralitoral ( 0 – 45 mm )
Circalitoral (45 – 180 mm)
Epibatial
Mesobatial
Medio Neritico
ó Sublitoral
Medio Batial Medio Abisal Medio Hadal
Zona
Infralitoral
Zona
Circalitoral Epibatial Mesobatial
45 m 180 m
1080 m
0 m
4050 m
Mayor de
6 200 m
Trinchera
Nivel de Mar
Material
Clástico
Producto
de energía
mecánica
Material
Fino
Producto
de energía
térmica
Plataforma Continental
Talud Continental
AMBIENTE DE DEPOSITO MARINO
Neríticos
Organismos que depositan
Moluscos, Algas, Corales
Crinoideo?, trilobites ?
Arena Lutita
Medio Neritico
ó Sublitoral
Medio Batial Medio Abisal Medio Hadal
Zona
Infralitoral
Zona
Circalitoral Epibatial Mesobatial
45 m 180 m
1080 m
0 m
4050 m
Mayor de
6 200 m
Trinchera
Nivel de Mar
Material
Clástico
Producto
de energía
mecánica
Material
Fino
Producto
de energía
térmica
Plataforma Continental
Talud Continental
AMBIENTE DE DEPOSITO MARINO
Neríticos
Organismos que depositan
Moluscos, Algas, Corales
Crinoideo?, trilobites ?
Arena Lutita

19. En las hojas xxxx, se menciona con más detalle cada uno de estos ambientes
de depósito
Nota:
Cuando hay pedernal, es indicativo de que es caliza de agua profunda, la
estratigrafía es delgada (checar)
Tipos de límites
 Interdigitado
 Acuñado
 Abrupto
 Gradual
Identificación de Arena
Con el comportamiento del potencial espontáneo (SP) y resistividad
Píamente:
Ambiente deltáico, se considera ambiente terrestre
Precipitación de minerales
1.- CaCO3
2.- CaSO4
3.- NaCl
Regresivo
SP Litología
Transgresivo
SP Litología
Regresivo
SP LitologíaSP Litología
Transgresivo
SP LitologíaSP Litología

20. 4.- Sales de magnesio
5.- Sales de sodio y bromo
6.- KCl (sal potásica)
29 de Enero de 1992
Pliegues:
Es una flexión del estrato causado por fuerzas de deformación, pueden ser
fuerzas de compresión o fuerzas de tensión, normalmente de compresión
Los pliegues tienen los siguientes elementos:
 Un plano axial ó plano axial de flexión
 Dos planos o flancos
 Una zona de flexión
 Un eje donde el plano axial cruza algún estrato
Anticlinal simétrico Anticlinal Asimétrico
El buzamiento es curvo (como el domo de un animal)
Sinclinal
Cabalgamiento o cobijadura
Pliegue recumbente, el plano debe ser horizontal
Terraza estructural, Anticlinal simétrico
Trend, puede ser una serie de anticlinales

21. Domo
Tipo de falla
1.- Normal
2.- Inversa
3.- De rumbo
Movimiento de tensión
Nos da falla inversa y pliegues
Falla Inversa
Bajo
Alto
Falla Normal
Alto
Bajo
Falla Inversa
Bajo
Alto
Falla Normal
Alto
Bajo

22. Compresión normal
Tangencial fracturamiento
Los movimientos o esfuerzos pueden ser:
 Tectonicos u orogénicos
 Epirogenicos (movimiento vertical)
 Compactación diferencial
Cuando se presentan esfuerzos en las rocas, se generan:
 Pliegues
 Fallas
 Fracturas
 Juntas
Rompimiento en el plano de debilidad de la roca
 Diabasa y Clivaje
En base al sistema de cristalización
Fenómeno Orogénico
Predominan los esfuerzos tangenciales (tectonica tangencial), frecuentemente
los pliegues resultantes de la tectónica tangencial son estériles a pesar de
poseer grandes cierres estructurales
Son pliegues muy importantes debido a que aparecen a menudo tardíamente
en el curso de la geología histórica del lugar
Esfuerzo Epirogenico (movimientos verticales)
Producen pliegues de fondo o de acomodamiento, aparecen en las zonas más
estables de las cuencas, son producto de desplazamiento y acomodamiento
vertical de los sedimentos profundos
Estos pliegues son el resultado de deformaciones lentas y progresivas, son
contemporáneas a la sedimentación
Esfuerzos de compactación diferencial
Son producto de la constitución de las rocas sedimentarias (domo salino), por
compactación se pueden formar deformaciones anticlinales sin la intervención
de esfuerzos epirogenicos u orogénicos, por ejemplo, por compactación de un
relieve existente o por compactación de un núcleo macizo como puede ser un
arrecife
Trampa, en 1956 se define como:
Es toda anomalía geológica cuyo origen sea:
 Tectónico
Pliegue, Anticlinal ó Falla
 Estratigráfico:

23. Acuñamiento ó Arrecife
 Litológico
Perdida de permeabilidad, cambio de facie que permite la acumulación
de hidrocarburos
Elementos de una trampa
El cierre de una trampa se puede definir y medir en forma precisa, interviene
con otros factores, como son:
 La geometría de la trampa
 Espesor del yacimiento
 Número de yacimientos
 Calidad del yacimiento
 Solución de fluidos
 Presión del yacimiento
En el cálculo de los hidrocarburos de un yacimiento el cierre estructural (Ce) se
define sobre el mapa estructural de las trampas y es el desnivel entre el punto
más alto de la trampa ó techo de la trampa (Top) y la curva de nivel mas baja
que cierra alrededor de ella
Cv = Cierre vertical = Columna vertical = Cp Cierre practico
Es igual al desnivel entre el techo de la trampa y la superficie de separación de
hidrocarburos (contacto agua aceite)
Corresponde a la altura de hidrocarburos realmente impregnada y es el valor
que interviene en el cálculo de la reserva
Releve estructural:
Se representa por curvas de nivel
Clasificación de trampas
 Estructurales
 Estratigráficas
Por variación de permeabilidad
 Mixtas o combinadas
 Hidrodinámicas
 Paleogeomorficas
Trampas Estructurales
Aquellas donde intervienen principalmente los factores tectonicos, pliegues,
fallas, fracturas y sus combinaciones, puede ser anticlinal, domo ó falla
Trampa por variación de permeabilidad
Trampa estratigráfica
Es aquella donde los factores tectonicos no juegan más que un papel
despreciable y que son debidas principalmente a:
 Fenómenos litológicos
Perdida de permeabilidad
Perdida de porosidad

24. Cambios laterales de facies
 Fenómenos sedimentarios
Acuñamientos
Lenticularidades
Arrecifes
 Fenómenos Paleogeograficos
Acuñamientos de erosión
Peleocanales
Trampa mixta o combinada
Son aquellas donde intervienen en partes iguales las deformaciones
estructurales y las variaciones estratigráficas ó litológicas
Trampa paleogeomorfica
No se tienen en México
Trampa asociada a un domo salino
Causas de trampas estériles
1.- No hubo materia orgánica
 Clima poco favorable
 Por alta energía
2.- No se genero petróleo
 Falta de tiempo
 Falta de temperatura
 Inapropiada maduración
3.- El petróleo no alcanza la trampa
 La migración siguió otro camino
 Las fallas retuvieron a los hidrocarburos
4.- El petróleo escapo
 Por fallas y fisuras en la roca sello o trampa
 Por discordancia
5.- El petróleo fue destruido
 Por súpermaduración
 Por intemperismo
6.- La trampa se formo tardíamente
 La estructura no tiene cierre
Establecimiento de un modelo geológico, debe tener

25. A.- Características sedimentológicas
B.- Características estratigráficas
C.- Características estructurales
D.- Características petrofísicas
A.- Características sedimentologicas, se debe definir la siguiente
información, para un proyecto
 Ambiente de Deposito
Características granulométricas
Características geométricas
Características mineralógicas
Fácies sedimentarias
Fácies litofacies
 Estructuras Sedimentarias
Estratificación
Tipos de estructuras primarias (inorgánicas y orgánicas)
Textura de la estructura
Tamaño de la estructura
Forma de la estructura
Arreglo de la estructura
B.- Características estratigráficas
 Litología de la columna geológica
 Relaciones estratigráficas de las facies
Presencia de ciclos
Secuencias sedimentarias
Naturaleza de los contactos
Relación lateral de facies
Continuidad de estratos
 Procesos diageneticos
Compactación
Cementación
Recristalización
Reemplazamiento
Solución
Autogénesis
C.- Características estructurales
 Estructura productora
Tipo de estructura almacenadora
Origen de la estructura
Época de formación de la estructura
Geometría de la estructura
Relación con otras estructuras existentes en el área

26.  Fracturas
Observación directa a núcleos
Uso de cámaras
Análisis de registros geofísicos
Análisis de pruebas de presión
Se debe saber
Tiempo de generación
Alcance estratigráfico del fracturamiento
Zonas más fracturadas
Orientación
Dimensión
Distribución
Su relación con otros tipos de porosidad (comunicación, aislada)
Estado de la fractura (rellenas o vacías)
 Fallas geológicas
Existencia de las fallas
Localización
Rumbo
Echado
Salto
Desplazamiento estratigráfico
Estado de la falla
 Criterios geológicos para sugerir su existencia
Diferencias estructurales de las cimas de los horizontes de correlación
Perdida de espesor de la columna
Repetición de estratos
Diferencias de las características de los fluidos de acumulación
Presiones
Tipos de fluidos existentes
Salinidades
 Bloques estructurales
D.- Características Petrofísicas
 Porosidad
 Saturación de agua
 Espesor neto poroso
 Litología
Información que se requiere de:
 Un núcleo
Porosidad
Saturación de agua
Permeabilidad

27. Permeabilidad efectiva
Permeabilidad relativa
Tensión superficial
Presión capilar
Compresibilidad
Eficiencia de desplazamiento
 Registros geofísicos
Porosidad
Saturación de fluidos
Fracturamiento
Litología
Buzamiento
Comunicación hidráulica
 De la geología de explotación
Porciones dolomitizadas
Porciones compactas
Ubicación de contactos (geológicos, de fluidos)
Tendencia estructural
Fallas geológicas
 Datos de presión
Presión inicial del yacimiento
Presión de fondo fluyendo
Presión estática
Presión hidrostática
 De análisis PVT
Características del aceite y gas
Viscosidad
Densidad
Factor de volumen
Compresibilidad
Aceite
Presión de saturación
Solubilidad
Gas
Composición
Elementos que debe tener el modelo geológico
 Control de la profundidad
 Escala (1: 4 000 Normal, 1:2 000 Detalle)
Misma escala vertical
Misma escala lateral
 Nivel de referencia
Debe estar en metros bajo nivel de mar
 Nombre del pozo

28.  Carril izquierdo
Litológica: Curva de SP, Curva de RG
 Carril derecho
Resistividad
Porosidad
 Datos donde se probo
 Litología
 Presión
 Temperatura
 Plano de orientación
30 de Enero de 1992
Características geológicas locales
 Tipo de trampa
 Definición de yacimiento
 Geometría de los yacimientos
 Limites de los yacimientos
 Profundidad, relieve estructural y buzamiento
 Litología
 Zonificación
 Continuidad
 Extensión aereal
 Espesor neto
 Heterogeneidades
 Distribución de fluidos
 Contacto original agua – hidrocarburos
 Contacto de producción
 Presencia de un acuífero
Definición de yacimiento
Determinación de yacimientos que pueda tener un campo
Geometría del yacimiento
Es la forma que tiene el yacimiento
Estructural:
Control de la profundidad
Tipos de
Sección
Estratigráfica:
Petrofísica:
Valores de Ø, K, s.f.
Estructural:
Control de la profundidad
Tipos de
Sección
Estratigráfica:
Petrofísica:
Valores de Ø, K, s.f.

29. Limites de los yacimientos
La posición y el tipo de hidrocarburos definen el límite del yacimiento
Relieve estructural
Comportamiento que tienen las curvas de nivel que se están graficando
Litología
Las rocas almacenadoras son arenas y carbonatos
La litología se puede saber por:
 Muestras de canal
 Correlación geológica
 Registros geofísicos (densidad, sonico)
 Ambientes de depósito
31 de Enero de 1992
Zonificación
Continuidad
Extensión aereal
Heterogeneidad
Distribución de los fluidos
Se puede determinar con los registros
Caracterización estructural y estratigráfica de la roca almacenadora
1.- Tipo de deformación estructural
Fallas
Cambios de facies
Acuñamiento
Discordancia
2.- Geometría y límites de la acumulación
Posición y tipo de límites
Geometría de la acumulación
3.- Patrón de distribución de litofacies almacenadotas
Criterios geológicos estructurales
Criterios estratigráficos
4.- Espaciamiento entre pozos
Propiedades petrofisicas de la roca almacenadora
Información geológica que se requiere en la simulación numérica de
yacimientos

30.  Geometría del yacimiento
 Limites del yacimiento
 Subdivisiones del yacimiento
 Heterogeneidades
Tipos de porosidad
Saturación de fluidos
Densidad de los fluidos
Espesores de la formación
Tipos de permeabilidad
 Descripción de un acuífero
Áreas donde se aplica la interpretación geológica
 Perforación de pozos
 Desarrollo de campos
 Terminación y reparación de pozos
 Evaluación de yacimientos
 Recuperación de hidrocarburos
 Simulación numérica de yacimientos
 Evaluación de proyectos de inversión
Objetivos de Desarrollo de Campos
 Dar producción
 Dar límites de acumulación
 Incorporación de reservas
 Dar localizaciones
 Perforar el número óptimo de pozos
Evaluación de Yacimientos
 Cuantificación del volumen original de hidrocarburos
 Calculo de reservas de hidrocarburos
 Recuperación de hidrocarburos
 Recuperación primaria
 Recuperación secundaria
Información que requiere la recuperación de hidrocarburos
 Estructura geológica
 Fallas geológicas
 Fracturas y fisuras
 Porosidad y permeabilidad
 Litología y composición mineralogica
 Zonificación y heterogeneidades
 Presión media del yacimiento

31. Se han observado tres estados evolutivos en la exploración de
hidrocarburos
I.- Emanaciones en superficie (Siglo XIX)
Solo se presenta cuando la roca generadora tiene un sello deficiente
II.- Existencia de trampas estructurales, principalmente anticlinales
Utilizando métodos geofísicos para detectar las trampas estructurales, en
Las trampas donde no hay hidrocarburos, esta relacionada con la ausencia
de roca generadora
III.- Desarrollo del concepto sistema petrolero
donde se conjugan los elementos y procesos para la existencia de
yacimientos de hidrocarburos en forma comercial
Elementos que definen la existencia de un sistema petrolero
Roca generadora
Roca almacén
Sello
Almacén
Sepultamiento necesario para la generación térmica
La geoquímica orgánica petrolera ha sido fundamental para el desarrollo
del concepto sistema petrolero
Conceptos necesarios para la geoquímica orgánica
 Cromatografía de gases (años 60S)
 Técnica de espectrometría de masas
 Métodos de pirolisis (fines de los 60S)
 Pirolisis Rock-Eval (fines de los 70S)
Ayuda para identificar y caracterizar la roca generadora de
hidrocarburos
 Uso con fines exploratorios del acoplamiento de la cromatografía de
gases con la espectrometría de masas (inicios de los años 80s)
Permite:
Análisis a nivel molecular del petróleo crudo y de los extractos orgánicos
de las rocas sedimentarias
 Establecimiento de correlaciones de aceite-roca y de aceite-aceite

32. La geoquímica orgánica en la definición del sistema petrolero, incluye
tres aspectos principales
1.- Identificación y caracterización de la roca generadora
2.- Análisis de los líquidos o gaseosos, y su comparación con la roca
generadora
3.- Determinación del tiempo de generación y el tipo de hidrocarburos que
pueden formarse de las rocas generadoras
Discordancia
La superficie de erosión ó de no-deposito, que separa rocas jóvenes de otras
más antiguas se llama discordancia
Discordancia angular
Discordancia en la que los estratos más antiguos tienen un echado o ángulo de
inclinación diferente de los de estratos más jóvenes
Estratificación
Estructura producida por el depósito de sedimentaciones en estratos o capas

33. Echado
El ángulo agudo máximo que forma la superficie de una roca con un plano
horizontal, la dirección del echado siempre es perpendicular al rumbo de la
capa
Falla
Superficie de ruptura de una roca a lo largo de la cual ha habido movimiento
Falla inversa ó falla de empuje
Falla en la que el bloque del techo parece haberse movido hacia arriba con
relación al bloque de piso (la característica mas común, es la repetición de
formaciones)
Falla normal ó falla de gravedad
Falla en la que el bloque del techo parece haberse movido hacia abajo en
relación con el bloque de piso
Buzamiento
Angulo que forma el eje de una masa de rocas plegadas con relación a un
plano horizontal
Dolomita
Mineral compuesto de carbonato de calcio y magnesio CaMg(CO3)2
Coquina
Caliza clástica de grano grueso, porosa y deleznable, formada principalmente
de fragmentos de concha
Creta
Caliza formada en parte de calcita de origen bioquímico, en la forma de
esqueletos o fragmentos de esqueletos de animales y plantas marinos
microscopicos mezclados con depósitos de calcita de grano muy fino que
puede ser de origen inorgánico o bioquímica
Evaporita
Roca compuesta de minerales precipitados a partir de soluciones concentradas
por la evaporación de un solvente, sal de roca, yeso, anhidrita
Fase (en físico-química)
Porción homogénea de materia físicamente distinta en un sistema que no es
homogéneo
Facies sedimentarias
Acumulación de depósitos que muestran características especificas y gradúan
lateralmente a otras acumulaciones sedimentarias formadas al mismo tiempo,
pero que presentan características diferentes
Bibliografía
 Estratigrafía
Corrales I. Z. y otros

34.  Geology of Petroleum
Levorsen A.J.
 Roca Generadora
Tissot B.P. y Welte D.H.
 El petróleo, su formación y localización
CONACYT
Ambientes de depósito
Ambiente aeróbico (oxidante) o medio ambiente evaporitico, Son en áreas
restringidas
Los depósitos están formados por sales, yeso y anhidrita, resultante del exceso
de evaporización
Ocurre en cuencas poco profundas, rodeadas de tierra y limitadas por barreras
a regiones relativamente áridas, que estuvieron intermitentemente
comunicadas con el mar
Ambientes anaeróbicos (reductores) ocurre en porciones restringidas del mar
Este ambiente debe su existencia al abundante material orgánico, cuya
putrefacción agota el oxigeno disuelto en el agua de mar
Los sedimentos depositados y conservados, son característicamente negros
Ambiente en cuencas profundas encerradas
Estas cuencas están rodeadas de tierra o están cercadas por arrecifes, la
comunicación libre con el mar es limitada, la materia orgánica es aportada por
organismos planctónicos que mueren y se hunden al fondo
Los sedimentos depositados son menos extendidos superficialmente y son de
calizas fangosas o negro arcillosas, a estas cuencas se les llama fanáticas
Procesos de Sedimentación
Son reacciones geoquímicas que tienen lugar en presencia de agua
El potencial iónico de un elemento puede determinar su lugar de depositación
durante la sedimentación
Elementos de bajo potencial, Cs, K, Na, Ca, Mg permanecen en solución
durante el proceso de transporte y sedimentación