PRINCIPALES TIPOS DE ROCAS

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PRINCIPALES TIPOS DE ROCAS

1.1 ROCAS SEDIMENTARIAS Las rocas de la corteza terrestre son de origen ígneo o sedimentario, o bien, son los equivalentes metamórficos de ellas. Las rocas ígneas son resultado del enfriamiento y solidificación del magma; las que se muestran en la superficie están expuestas a agentes que tienden a destruirlas. Partes de ellas son disueltas, otras partes se descomponen dando lugar a nuevos minerales y otras partes mas se rompen en fragmentos. Las rocas sedimentarias están formadas a partir de la desintegración o descomposición de rocas pre-existentes. Cuando los materiales erosionados y transportados se depositan forman cuerpos no consolidados de arena, grava y lodos. Frecuentemente las rocas sedimentarias se encuentran dispuestas en capas o estratos. Se ha observado que las rocas sedimentarias se depositan en forma de capas individuales, sensiblemente horizontales, superpuestas. A este hecho se le denomina estratificación; es una propiedad exclusiva de las rocas sedimentarias y es una de sus características. La formación de rocas sedimentarias se inicia con el intemperismo físico (mecánico) o químico. Los productos del intemperismo constituyen la materia prima de las rocas sedimentarias. Los agentes erosivos (de transporte), ríos, viento, glaciares, corrientes oceánicas desplazan los materiales intemperizados hasta su depositación. Posteriormente son transformados en rocas (litificación). Los productos resultantes de esta destrucción se pueden colocar en 3 grandes grupos: Carbonatos, Arcillas y Arenas (incluye gravas y fragmentos más grandes). Capitulo 1. Rocas relacionadas a los yacimientos petroleros UNAM - FI ~ 2 ~ Cada uno de estos productos está sujeto a un transporte largo o corto hasta que finalmente llegan a su lugar de depósito. En este lugar son cementadas, compactadas o recristalizadas formando las rocas del grupo sedimentario. Los tres minerales más comunes son los del grupo de las arcillas, sílice y carbonatos de calcio; otros minerales menos comunes son: dolomita, halita, yeso y anhidrita, feldespatos, micas y minerales de fierro y materia orgánica. 1.1.1 TEXTURA DE LAS ROCAS SEDIMENTARIAS Se refiere al tamaño, forma y arreglo de las partículas que la constituyen. Las cuales se dividen en: > Textura Clástica: La forma y tamaño de las partículas (sedimentos) es determinante en la naturaleza de la roca resultante. De acuerdo con el tamaño de las partículas de sedimentos clásticos es el tipo de roca sedimentaria. > Textura No Clástica: Tiene una apariencia cristalina en la cual los granos están entrelazados. Los cristales que se precipitan de una solución acuosa son muy pequeños aunque pueden crecer por presión; es común una apariencia similar a las rocas ígneas cristalinas; de acuerdo con el tamaño de los cristales pueden ser de grano fino (menos de 1 mm) medio (1 a 5 mm) o grueso (más de 5mm). 1.2 CLASIFICACIONES DE LAS ROCAS SEDIMENTARIAS Existe confusión en los nombre de los sedimentos después que han sido litificados y transformados en rocas, es conveniente señalar las bases utilizadas para la clasificación. A continuación es conveniente señalar las bases utilizadas para las clasificaciones mas conocidas: Capitulo 1. Rocas relacionadas a los yacimientos petroleros UNAM - FI ~ 3 ~ 1.2.1 CLASIFICACIÓN DE GRABAU Es un ejemplo de clasificación genética que considera a las rocas en dos grandes grupos: exógenas (formadas por fuerzas externas: erosión y transporte de las partículas), endógenas (formadas por fenómenos químicos y crecimientos orgánicos), como se muestra en la Tabla 1.1. Tabla 1.1. Clasificación de las rocas sedimentarias según Grabau. GRUPO CLASE ORIGEN Exógenas Piroclastos Acumulación de partículas sólidas expulsadas por volcanes. Autoclastos Material triturado por fallas. Atmoclastos Material residual del intemperismo. Anemoclastos Acumulación de material acarreado por el viento. Hidroclastos Acumulación de material acarreado por el agua. Bioclastos Acumulación de restos orgánicos. Endógenas Hidrolitos Precipitación química Biolitos Acción de organismos o procesos bioquícos 1.2.2 CLASIFICACIÓN DE PIRSSON Se basa en dos características principales: modo de formación y composición de las características físicas. A. Sedimentos de origen mecánico. 1. Depósito de origen acuoso. a. Conglomerados y brechas. b. Areniscas y arenas. c. Lutitas y arcillas. 2. Depósito de origen terrestre. a. Loess. b. Dunas de arenas. Capitulo 1. Rocas relacionadas a los yacimientos petroleros UNAM - FI ~ 4 ~ B. Sedimentos de origen químico formados a partir de soluciones. 1. Concentración. a. Sulfatos: yeso y anhidrita. b. Cloruros: halita (sal de roca). c. Sílice: calcedonia, etc. d. Carbonatos: calizas, travertino. e. Rocas ferruginosas: mineras de fierro. 2. Orgánicas formadas a través de la acción de plantas y animales. a. Carbonatos: calizas de varios tipos. b. Sílice: calcedonia, diatomita, tierras de radiolarios. c. Fosfatos: roca fosfática. d. Carbón: rocas de serie carbonífera. e. Sedimentos conteniendo hidrocarburos. 1.2.3 CLASIFICACIÓN DE CORRALES ZARAUZA. Divide a las rocas en dos grandes grupos: rocas detríticas y rocas no detríticas, limitando dos grandes grupos de características diferentes. De las rocas detríticas establecen tres subgrupos o clases de acuerdo al tamaño: ruditas, arenita y lutita. Dentro de las rocas no detríticas se establecen seis divisiones o clases a partir de la composición química. Ver Tablas 1.2 y 1.3. Capitulo 1. Rocas relacionadas a los yacimientos petroleros UNAM - FI ~ 5 ~ Tabla 1.2. Clasificación de las rocas sedimentarias detríticas según Corrales Zarauza. GRUPO Ø mm. Clase Sedimento y Tamaño Textural Compactada Criterios de Subdivisión R O C A S D E T RIÍTIC A S 256 Ruditas Bloques Grava Según forma: Conglomerado (redondeado) Brecha (angulosos) 1. Génesis. 2. Composición de cantos. 2 Cantos 1/2 * Arenitas Arena muy gruesa Arenisca 1. Composición. % de cuarzo % de feldespatos % de fragmentos de rocas % de matriz detrítica 2. Génesis 1 Arena gruesa 1/4 Arena media 1/8 Arena fina 1/16 Arena muy fina 1/256 * Lutitas Limo Limolita 1. Color. 2. Composición. 3. Textura. *las clases marcadas con asterisco forman en total más del 99% de las rocas sedimentarias. Tabla 1.3. Clasificación de rocas sedimentarias no detríticas según Corrales Zarauza. GRUPO CLASE CRITERIOS DE SUBDIVISIÓN R O C A S N O D E T RÍTIC A S * Rocas Carbonatadas 1. Composición 2. Textura Evaporitas 1. Composición Rocas Silíceas de origen orgánico y químico 1. Génesis 2. Composición Rocas Aluminio - Ferruginosas de origen químico 1. Composición 2. Génesis Rocas organogenas 1. Composición 2. Textura y Estado Físico Rocas Fosfatadas 1. Textura y Estructura 2. Génesis *las clases marcadas con asterisco forman en total más del 99% de las rocas sedimentarias. Capitulo 1. Rocas relacionadas a los yacimientos petroleros UNAM - FI ~ 6 ~ 1.3 ROCAS GENERADORAS DE HIDROCARBUROS La generación de petróleo y la migración primaria del mismo, se efectúan en la roca generadora. La determinación de una roca generadora esta basada en: 1. Su contenido de materia orgánica. 2. El tipo de materia orgánica. El análisis óptico permite definir cualitativa y cuantitativamente cuatro tipos de materia orgánica: ♣Algáceo ♣Herbáceo ♣Leñoso ♣Carbonoso La predominancia de la materia orgánica de los tipos algáceos y/o herbáceos, permite considerar a la roca como generadora de hidrocarburos líquidos; asimismo los tipos leñosos y carbonosos dan lugar a hidrocarburos gaseosos. Si el residuo palinológico contiene materia mixta, entonces podemos considerar a la roca como generadora de de petróleo y gas. Materia Orgánica. Comprende una fracción soluble en solventes orgánicos (tetracloruro de carbono, acetona, etc.) y una fracción insoluble. La segunda se refiere a la materia orgánica de las lutitas bituminosas. El Kerógeno es la forma mas abundante de materia orgánica fósil, existen en forma dispersa en las rocas y es la fuente del petróleo y del gas, así como el constituyente orgánico de las lutitas bituminosas. A partir de un kerógeno determinado, se forman por una parte los hidrocarburos ricos en hidrogeno y por otro un kerógeno residual, sobre todo poliaromático y pobre en hidrogeno. La calidad de un kerógeno, es decir su capacidad para producir petróleo o gas, depende en primer lugar de su composición original. Un kerógeno rico en hidrogeno y en cadenas alifáticas, puede proporcionar una cantidad importante de aceite y después de gas si esta sepultado a una profundidad suficiente, principalmente si la materia orgánica es derivada del filtoplacton, como las algas o las bacterias. Por el contrario, un kerógeno pobre en hidrogeno; constituido principalmente de material poliaromático y de grupos funcionales oxigenados, posee un bajo potencial de aceite; sin embargo, podrá producir gas por cracking a gran profundidad. Capitulo 1. Rocas relacionadas a los yacimientos petroleros UNAM - FI ~ 7 ~ 1.4 ROCAS ENTRAMPADORAS DE HIDROCARBUROS 1.4.1 ROCAS ALMACENADORAS Es aquella roca que sea capaz de almacenar a los hidrocarburos. Generalmente tienen una extensión geográfica mayor que la de los yacimientos, debido a que estos están restringidos a la trampa. La mayor parte de las acumulaciones de petróleo en el mundo se encuentran en rocas almacenadoras clásticas o detríticas, incluyendo las areniscas, pero en México la mayor producción es en rocas carbonatadas. Para que un cuerpo o estrato pueda considerarse como almacenadora debe de ser: > Poroso: Poseer espacios suficientes para almacenar un volumen considerable de hidrocarburos. La porosidad de las rocas de yacimiento o almacenadoras, normalmente queda dentro del intervalo de 5% a 30%, la porosidad de la roca carbonatada frecuentemente es algo menor que en las areniscas pero la permeabilidad de los carbonatos puede ser superior > Permeable: Sus poros deben de estar interconectados de manera que cedan fácilmente los hidrocarburos al ser alcanzados por un pozo para que la roca sea permeable y permita el movimiento del agua, aceite o gas; así como contener poros o espacios para almacenar el petróleo. > Mostrar cierta continuidad lateral y vertical: Las características almacenadoras de una roca pueden ser originales como la porosidad intergranular de las areniscas, o secundarias resultantes de cambios químicos como la disolución en las calizas o el fracturamiento de cualquier tipo de rocas. Los cambios secundarios pueden aumentar la capacidad almacenadora de una roca o puede provocarla en rocas que no tenían originalmente. Capitulo 1. Rocas relacionadas a los yacimientos petroleros UNAM - FI ~ 8 ~ 1.4.1.1 Principales Rocas Almacenadoras La mayor parte de las reservas mundiales de aceite y gas se encuentran en rocas almacenadoras detríticas o químicas. En el primer grupo, las representantes mas importantes son las areniscas; en el segundo grupo, esta representado por dolomías y calizas a las que en lo sucesivo denominaremos rocas carbonatadas. A. Areniscas. Las areniscas se presentan en una variedad de consolidaciones y en algunas partes del país, presentan texturas muy heterogéneas. Aunque la mayor parte de las areniscas son de granos muy finos a medios; por lo general, los núcleos tomados de yacimientos en areniscas tienen mayor número de servicios a realizar una vez que llega al laboratorio. Son mucho más susceptibles a daños de formación debido a la delicadeza de su mineralogía, y la tortuosidad de su sistema de poro. Por lo mismo, la tortuosidad de su sistema de poro requiere mayor número de herramientas para caracterizar dicho sistema y conocer su efectividad para trasmitir fluidos. Areniscas consolidadas Las areniscas consolidadas por lo general son las que tienen de moderada a baja porosidad y permeabilidad. Debido a su regular a pobre calidad de roca, frecuentemente se les realizan estimulaciones para mejorar la producción de las mismas. Los estudios del laboratorio dedicados a suministrar información para el diseño de las estimulaciones de los yacimientos frecuentemente requieren que el núcleo sea tomado con una técnica para orientarlo y preservarlo desde la boca del pozo. En otras instancias, dependiendo del objetivo de la toma del núcleo y las pruebas del laboratorio programadas, es posible que el núcleo consolidado no requiera preservación alguna. Los núcleos de arenisca consolidada impregnados con aceite, por ejemplo los de Chicontepec, siempre deben contar con preservación realizada en el pozo. Frecuentemente los núcleos de la cuenca de Burgos no requieren preservación. Capitulo 1. Rocas relacionadas a los yacimientos petroleros UNAM - FI ~ 9 ~ La mayor parte de las areniscas consolidadas se encuentran productivas en la cuenca de Burgos y el paleocanal de Chicontepec. Otras de menos importancia existen en la subcuenca de Macuspana, la cuenca de Misantla y la cuenca terciaria de Veracruz. Las cuencas de Misantla, Veracruz y Macuspana cuenten con areniscas friables que son, o que potencialmente pueden ser prolíferas para la producción de aceite y gas. A veces, estas areniscas resultan no consolidadas. Areniscas no consolidadas Cuando se sospecha que el núcleo puede presentar sedimentos deleznables, muy friables o no consolidados, se debe contar con un corte, preservación y manejo muy especial. Más del 90% de los núcleos cortados en areniscas deleznables en México hasta la fecha de la publicación de esta guía, han sufrido daños irreparables antes de llegar al laboratorio. Desde un corte brusco, lavado de los sedimentos frente la corona, el viaje a la superficie, su manejo en la superficie, la falta de estabilización en el pozo, todo permite un reacomodo de los granos de las areniscas produciendo un empacamiento de granos no representativo del yacimiento. La textura de las arenas (tamaño de grano, clasificación de granos, angulosidad y esfericidad) con poca o nula arcilla define muchas de las características (reserva y comportamiento de producción) de las areniscas. La alteración de estas texturas por descuido en la planificación de la toma del núcleo representa un gasto innecesario y una pérdida para la empresa. La mayor parte de las areniscas no consolidadas han sido productivas en la Región Marina Suroeste, en las cuencas de Macuspana, Reforma Comalcalco, Istmos de Salinas. Por lo general se encuentra a profundidades menores a 2000 metros en las cuencas mencionadas. B. Carbonatos. Los yacimientos en carbonatos tienen una gran variedad de texturas y sistemas porosos. Muchas de las rocas carbonatadas tienen textura cristalina bastante compacta con poca porosidad exceptuando aquellas que tienen presencia de fracturas. Por lo general, estas rocas son fáciles de manejar en cuanto a su preservación en el pozo. La preservación que requieren estos tipos de caliza cuando están impregnados con aceite tiene la finalidad de prevenir la oxidación de crudo. Capitulo 1. Rocas relacionadas a los yacimientos petroleros UNAM - FI ~ 10 ~ Su sistema poroso de matriz por lo general cuenta con gargantas de poros pequeñas, son de baja permeabilidad de matriz, entonces en algunos casos cuando transcurre poco tiempo entre la recuperación del núcleo y su llegada al laboratorio, no se requiere preservación alguna (solo colocar tapas en los extremos de los tubos antes de despachar al laboratorio). Los carbonatos con texturas más complejas, incluyendo porosidad por disolución (brechas, por ejemplo), son mucho más delicados, y si están impregnados con aceite, se requiere mantener el aceite aislado del aire con una preservación adecuada. La preservación cumple el objetivo de evitar oxidación del aceite que podría provocar cambios de mojabilidad y para facilitar la limpieza de aquellas muestras que las requieren. La preservación debe ser realizada de tal manera que no afecte la porosidad de la roca, bien sea porosidad formada por fracturas abiertas o por cavidades de disolución. La inyección de sustancias de preservación daña la porosidad, reduciéndola a valores menores que su estado natural. Esto afecta todas las mediciones realizadas sobre el núcleo en el laboratorio. La anisotropía de la transmisibilidad de los fluidos en los yacimientos de rocas carbonatadas debe ser tomada en cuenta en la planificación del núcleo si la medición del mismo es importante para el desarrollo o explotación del yacimiento. Los sistemas de fracturas frecuentemente presentes en yacimientos de calizas y dolomías son caracterizados mediante un núcleo orientado. Los núcleos pueden ser orientados cuando se tomen, o posteriormente en el laboratorio. En cualquiera de los dos casos, el núcleo requiere un manejo inicial (desde el pozo) particular para asegurar que se obtenga la mejor información de los estudios del laboratorio. La mayor parte de los niveles Mesozoicos productivos son del sur del país, en los estados de Tabasco y Campeche, aunque también existen en la plataforma de Córdoba, parte de la Faja de Oro, Sur de Tamaulipas, y la cuenca de Sabinas. Capitulo 1. Rocas relacionadas a los yacimientos petroleros UNAM - FI ~ 11 ~ B.1. Clasificación de Rocas Carbonatadas. Existen tres clasificaciones de mayor uso en la actualidad, cada una se enfoca o hace énfasis en un aspecto diferente, pero las tres se fundamentan en la clasificación de Dunham, basada en la textura y es la más ampliamente usada. Las clasificaciones son: > Clasificación de Dunham Esta clasificación identifica una muestra de roca fácilmente de acuerdo a los siete términos que propone Dunham los cuales son presentados a continuación y en la Tabla 1.4. ♣ Mudstone: Rocas que a simple vista se detecta que en su mayoría están formadas por lodo carbonatado, los granos (fósiles, ooides, etc.) son menos del 10% de la roca. ♣ Wackestone: Los granos ya son un porcentaje mayor al 10% de la roca, y están soportados por lodo, esto es como si flotaran en una matriz de lodo. ♣ Packestone: Tiene una gran cantidad de granos con lodo entre ellos, ya no son soportados por el lodo sino por granos. ♣ Grainstone: La cantidad de granos es superior a la de una packestone, con esparita entre ellos y con muy poco o sin nada de lodo (fango microcristalino). ♣ Floatstone: 10% o más de los granos son mayores a 2 milímetros de diámetro y la matriz es de lodo. (como una Packestone) ♣ Rudestone: 10% o más de los granos son mayores a 2 milímetros de diámetro y la matriz es de esparita. (como una Grainstone) ♣ Boundstone: Los componentes orgánicos originales se consolidan en la roca desde su depositación (como son colonias de corales y estromatolitos). Capitulo 1. Rocas relacionadas a los yacimientos petroleros UNAM - FI ~ 12 ~ Tabla 1.4. Clasificación de rocas carbonatadas propuesta por Dunham. LA TEXTURA ORIGINAL DEL DEPÓSITO ES RECONOCIBLE LA TEXTURA NO SE RECONOCE Los componentes originales no están soldados Componentes soldados C A R B O N A T O S C RIS T A LIN O S Contiene lodo Sin lodo B O U N D S T O N E Sostenida por lodo Sostenida por granos % Granos vs Matriz P A C K S T O N E G R A I N S T O N E 10% Granos M U D S T O N E W A C K E S T O N E > Clasificación de Folk. Hace una división práctica en tres familias principales de calizas determinando las diferentes proporciones de los tres miembros externos. En la Tabla 1.5 se puede observar la clasificación de acuerdo a estas familias. Aloquímicos (Espáticas y Microcristalinas). Son partículas carbonatadas procedentes de la propia cuenca, entre las que Folk distingue: Intraclastos. Fragmentos de sedimento carbonatado parcialmente compactado. Tamaño arena o rudita y forma variada. Oolitos. Partículas esferoidales y ovoides con estructura radial y/o concéntrica. Fósiles. Caparazones o restos de organismos sin romper. En el caso de estos fragmentos se les consideran interclastos. Pelets. Partículas en forma esferoidal de tamaño de limo o arenas, sin estructura interna. Capitulo 1. Rocas relacionadas a los yacimientos petroleros UNAM - FI ~ 13 ~ Ortoquímicos. Micrita. Lodo de calcita microcristalina. Cristales de 1 – 4 micras. Producto de precipitación química o bioquímica que puede constituir sedimentos o rocas o formar matriz de rocas carbonatadas con abundancia de aloquímicos. Esparita. Es el cemento de calcita con cristales superiores a 10 micras, claros al microscopio. Tabla 1.5. Los once tipos principales de rocas carbonatadas de Folk. Estas son las tres familias que se determinan con base en el contenido de sus miembros externos, pero debido a que algunas calizas están en parte, constituidas por estructuras orgánicas que crecieron in situ y formaron una masa resistente durante su crecimiento, tales como los biohermas, se clasifican en una cuarte familia debido a su modo génesis único, y estas rocas son denominadas Biolitas. Capitulo 1. Rocas relacionadas a los yacimientos petroleros ~ 14 ~ En la siguiente Tabla 1.6 se presenta la clasificación para rocas carbonatadas de Folk de manera práctica y resumida. Tabla 1.6. Clasificación de rocas carbonatadas propuesta por Folk. COMPOSICIÓN VOLUMÉTRICA DE ALOQUÍMICOS > 10 % DE ALOQUÍMICOS < 10 % DE ALOQUÍMICOS Rocas Biohermales CALCITA ESPÁTICA > MATRIZ MICRITICA MATRIZ MICRITICA > CALCITA ESPÁTICA 1 - 10 % Aloquímicos < 1% Aloquími cos > 25% INTRACLASTOS Intrasparrudita Intramicrita Intramicrudita Intramicrita A B U N D A N T E S A L O Q UÍMIC O S Intraclastos: Micrita con intraclastos Micrita, o parches de spatita. Presenta Dismicrita Organismos en posición de crecimiento < 2 5 % Intra cla sto s > 25 % Ooides Oosparrudita Oosparita Oomicrudita Oomicrita Ooides: Micrita con Oolitas < 25% Ooides Volume n Fósiles / Peloides > 3:1 Bioesparrudita Biosparita Biomicrudita Biomicrita Fósiles: Micrita fosilífera BIO LITIT A 3:1 a 1:3 Biopeisparrudita Biopelsparita Biopelmicrudita Biopelmicrita Peloides: Micrita < peletifera 1:3 Pelsparita Pelmicrita > Clasificación de Folk con base en el tamaño de grano Esta es la más simple de las tres, y es frecuentemente usada, ya que divide a las calizas por su tamaño de grano de la siguiente manera: ∙ Si la mayoría de los granos son mayores a 2 mm. Entonces es una Calcidurita. ∙ Si la mayoría de los granos se encuentra entre 2 mm. y 62 μm, entonces es una Calcarenita. ∙ Si la mayoría de los granos son menores a los 62 μm, entonces se llama Calcilutita. Capitulo 1. Rocas relacionadas a los yacimientos petroleros UNAM - FI ~ 15 ~ Tabla 1.7. Clasificación de rocas carbonatadas con base en el tamaño de grano según Folk. C. Diferencias Fundamentales entre Areniscas y Carbonatos Areniscas > La naturaleza generalmente silícea de las areniscas almacenadoras las hace menos susceptibles a las alteraciones diagenéticas reductoras de la porosidad y permeabilidad, por lo que tales rocas son bastantes consistentes en dichas propiedades, tanto lateral como verticalmente. > Debido a los procesos sedimentarios que intervienen en su formación, las partículas o granos detríticos que las constituyen tienden adoptar formas más bien esféricas a subesféricas por el efecto del transporte prolongado, lo que se traduce en una geometría porosa de alta calidad para la extracción de los fluidos que contengan. LIMITES TRANSPORTADOS AUTIGENICOS LIMITES 64 mm. 16 mm. 4mm Calcirrudita muy gruesa. Calcirrudita gruesa. Calcirrudita media. Cristalino Extremadamente grueso 4 mm. 1 mm. Calcirrudita fina. Cristalino muy grueso 1 mm. 0.5 mm. 0.25 mm. Calcarenita gruesa. Calcarenita media. Cristalino grueso 0.25 mm. 0.125 mm. 0.062 mm. Calcarenita fina. Calcarenita muy fina. Cristalino medio 0.062 mm. 0.031 mm. 0.016 mm. Calcilutita gruesa. Calcilutita media. Cristalino fino 0.016 mm. 0.008 mm. 0.004 mm. Calcilutita fina. Calcilutita muy fina. Cristalino muy fino 0.004 mm. 0.002 mm. 0.001 mm. Afano Cristalino 0.001 mm. Capitulo 1. Rocas relacionadas a los yacimientos petroleros UNAM - FI ~ 16 ~ > El transporte prolongado también se traduce en otras características, tales como predominancia de minerales estables y graduación en la granulometría del sedimento (la mayor parte de las areniscas almacenadoras tienen diámetros de grano entre 0.05 y 0.25 mm.), formando estratos en general bien definidos. > Finalmente, las areniscas de tipo almacenador tienden a formar cuerpos en forma lenticular, más que en forma de capas muy extensas (excepto las depositadas en condiciones marinas transgresivas), y a acumularse en ambientes de alta energía. Carbonatos > La naturaleza mineralógíca de estas rocas (minerales inestables) las hace muy susceptibles a cambios diagenéticos que reducen notablemente su porosidad y permeabilidad primarias; así mismo, estas propiedades no son consistentes en toda la extensión de un mismo cuerpo, por lo que resultan ser muy heterogéneas desde el punto de vista de la explotación de los hidrocarburos que almacenan. > A diferencia de las areniscas, las partículas que constituyen las rocas carbonatadas almacenadoras sufrieron un transporte muy reducido (excepto las que constituyen las turbiditas calcáreas) o nulo, es decir se formaron in-situ en la cuenca de depósito. > El deposito de carbonatos químicos o bioquímicas requiere de condiciones ambientales y de energía del medio acuoso muy especiales, estos se reflejan en cuerpos extensos arealmente y con gran potencia (espesor), frecuentemente masivos si dichas condiciones se mantienen estables; y de cuerpos extensos arealmente pero de escaso espesor (generalmente de estratos delgados), si las condiciones varían frecuentemente. La energía del medio acuoso debe ser esencialmente moderada a baja para repartir el depósito de las partículas que conforman estas rocas. Dado que el primer elemento esencial de una roca almacenadora es su porosidad, a continuación se presenta en la Tabla 1.8 la comparación de esta propiedad entre las rocas carbonatadas y areniscas, publicada por Choquette y Pray. Capitulo 1. Rocas relacionadas a los yacimientos petroleros ~ 17 ~ Tabla 1.8. Comparación de la porosidad entre areniscas y carbonatos publicada por Choquette y Pray. ASPECTOS DE LA POROSIDAD A COMPARAR ARENISCAS CARBONATOS Porcentaje de porosidad en los sedimentos Comúnmente 25 - 40% Comúnmente 40-70% Porcentaje de porosidad en las rocas Comúnmente, la mitad o más de la mitad de la porosidad inicial 15 -30% Normalmente nula o una pequeña fracción de la porosidad inicial 5 - 15% es común en la facies almacenadoras Tipos de porosidad primaria Casi exclusivamente particular Predomina generalmente la interpartícula, pero también la del tipo interpartícular Tipos de porosidad final Casi exclusivamente interpartícular Muy variada debido a las modificaciones postdepositacionales. Tamaño de los poros El tamaño de los poros y de los canales de interconexión están muy ligados al tamaño y clasificación de las partículas sedimentarias El tamaño de los poros y de los canales de interconexión muestra poca relación al tamaño o clasificación de las partículas. Forma de los poros Muestra una fuente dependencia de la forma de las partículas en general Muy variada; de fuertemente dependientes a independiente de la forma de las partículas o de los componentes diagenéticos Uniformidad de la forma, tamaño y distribución Comúnmente muy uniforme dentro de un cuerpo homogéneo Variable; desde uniforme hasta extremadamente heterogéneo aún dentro de un mismo cuerpo Influencia de la diagénesis Mínima; normalmente reducciones mínimas de la porosidad primaria por compactación y cementación. Grande; puede crear, destruir o modificar en gran medida la porosidad inicial. La cementación y la solución son muy importantes. Influencia de fracturamiento Generalmente no es de gran importancia en las propiedades almacenadoras De gran importancia en las propiedades almacenadoras Evaluación visual de la porosidad y permeabilidad Pueden realizarse, de manera relativamente fácil, estimaciones visuales semicuantitativas Variable; las estimaciones visuales semicuantitativas varían de fáciles a virtualmente imposibles. Comúnmente son necesarias las mediciones con instrumentos Utilidad de los análisis de núcleos para la evaluación del yacimiento Los tapones de 2.5 cm. de diámetro normalmente son adecuados para evaluar la porosidad Los tapones normalmente son inadecuados aún los núcleos completos (aprox. 7.5 cm. de diámetro) pueden ser inadecuados en el caso de poros grandes Interrelaciones PorosidadPermeabilidad Relativamente consistentes; comúnmente son dependientes del tamaño y clasificación de las partículas Muy variadas; comúnmente son independientes del tamaño y clasificación de las partículas

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