Fig.9 Porosidad de fractura en una formación de piedra caliza quebradizo causado por plegado (izquierda) y (derecha). Poros de hasta cinco metros de altura se encuentran en la caliza fusselman del campo Dollarhide de texas( Stormont , 1949) y en la piedra caliza jurásica D árabe del campo Abqaiq , Arabia Saudita ( McConnell , 1951) . El último tipo importante de porosidad secundaria es la porosidad de la fractura. Los yacimientos fracturados pueden ocurrir en cualquier roca quebradiza que rompe fracturando más que por deformación plástica. Por lo tanto, hay yacimientos fracturados en lutitas, areniscas cuarzosas cementadas duro, calizas, dolomías y , por supuesto , las rocas del basamento , como granitos y rocas metamórficas . Como se muestra en la figura 9, las fracturas pueden desarrollarse a partir de esfuerzos tectónicos asociados con el plegamiento y fallas. También pueden desarrollarse a partir de la descarga de sobrecarga ya la intemperie inmediatamente bajo incon - formities.Volume contracción de enfriamiento de rocas ígneas y deshidratación de esquistos también causar la fractura en las rocas Fig.10 Es un esquema del núcleo slabbed mostrando porosidad de fractura. Fracturas son generalmente vertical o subvertical con anchuras que varían de papel fino a aproximadamente 6 mm. La figura 10 es un esquema del núcleo slabbed mostrando porosidad de fractura. Cuando este tipo de porosidad se desarrolla, el depósito puede tener una permeabilidad muy alta a pesar de la porosidad real puede no ser muy alta.Uno debe ser capaz de distinguir entre la porosidad de la fractura y la porosidad que se produce dentro de la roca misma. Muy a menudo, las fracturas son una parte importante de la capacidad de almacenamiento, ya veces sólo el petróleo o el gas del espacio de los poros de la fractura en sí se produce realmente. Porosidad de fractura puede resultar en altas tasas de producción durante la prueba inicial de un pocillo, seguido por una rápida disminución de la producción a partir de entonces. Cuando una roca se ha fracturado, las fracturas no tienen por qué siguen siendo necesariamente poros abiertos siempre. Pueden ser rellenadas por la cementación más tarde por sílice, calcita o dolomita ( fig.11 ) . Sílice, calcita o dolomita de cemento Fig. 11 Porosidad de fractura infilled por cementación Theymay be infilledbylatercementationbysilica, calciteordolomite(fig.11). insummarizingthisaccount of thedifferenttypes of porosity, rememberthatsandstonesgenerallycontainprimaryintergranularporosity, butmayalsocontainsecondarysolutionporosity. carbonatesgenerally show onlysecondaryporosity . fractureporosity can be present in anybrittle rock .appendix a (choquette and pray, 1970) containsanexcellentdiscussion of porositytypes in carbonates, as well as a bibliography, and a glossary of porosityterms. Thisappendixisatronglyrecommendedforthosewhodesirefurtherclarification of theprecedingdiscussion of porosity .Othermethodstoclassifyporosityhavebeenpresentedbyrobinson (1966) and levorsen(1967) permeability permeabilityisthesecondessentialattributefor a reservoir . Itisnotenoughfor a rock justtocontainporestoholdoilor gas. Pueden ser rellenadas por la cementación más tarde por sílice, calcita o dolomita (fig.11). . así como una bibliografía y un glosario de términos de porosidad. Apéndice A (Choquette y orar. Otros métodos para clasificar la porosidad han sido presentadas por Robinson (1966) y Levorsen (1967 ) Permeabilidad Permeabilidad es el segundo atributo esencial para un depósito. Carbonatos generalmente muestran sólo porosidad secundaria.En el resumen de esta cuenta de los diferentes tipos de porosidad. 1970) contiene una excelente discusión sobre tipos de porosidad en carbonatos. No es suficiente para una roca solo para contener poros y mantener el petróleo o el gas. Este apéndice es muy recomendable para aquellos que desean una mayor clarificación de la discusión precedente de la porosidad. recuerde que las areniscas generalmente contienen porosidad intergranular primaria. Porosidad de fractura puede estar presente en cualquier roca frágil. pero también puede contener porosidad solución secundaria. Fig. La figura 12 muestra la forma en la permeabilidad de una muestra de roca puede ser medida.es la capacidad de un líquido fluya a través de la roca.theporesmust be connectedtoallowhydrocarbonstomove in and out of thereservoir . Un fluido de viscosidad conocida es bombeado a través de una muestra de roca de la conocida sección transversal y la longitud. por lo tanto. theunit of permeabilityisthedarcy . therefore . Se define como que la permeabilidad que permite que un fluido de una viscosidad centipoises fluya a una velocidad de un centímetro por segundo para una caída de presión de una . the formula fordarcy’slaw as formulatedbymuskat and botset . 1931 . permeabilityis . Esta permeabilidad. Los poros deben estar conectados para permitir el movimiento de los hidrocarburos dentro y fuera del depósito. figure 12 shows howthepermeability of a rock simple can be measured . 1937 ) is as follows : Poros para mantener petróleo o gas.12 Representación de aparatos para medir la permeabilidad de una muestra de roca Porestoholdoilorgas . itisdefined as thatpermeabilitywhichallows a fluid of onecentipoiseviscositytoflow at a velocity of onecentimeter per secondfor a pressuredrop of oneatmosphere per centimeter .( botset . La caída de presión a través de la muestra se mide a través de medidores de presión. theability of a liquidtoflowthroughthe rock . 1931 . muskat . muskat and botset . a fluid of knownviscosityispumpedthrough a rock sample of knowncross-sectional área and length . La unidad de la permeabilidad es el darcy. thepressuredropacrossthesampleismeasuredthroughpressure gauges . sorting and fabric (packing and graiorientation ). muskat. boththeirroundness and sphericity. permeability and texture. Grainshapeprobablydoesnotplay a Permeabilidades de más de 3. gas reservoirsmay be abletoflow at comercial rateswithpermeabilities of only a fewmillidarcies. muskat y bitset. Thevarious textural parameters of a sedimentincludetheshape of thegrains. 1931. Algunos de los yacimientos de areniscas cretáceas del campo Burgan en Kuwait tienen permeabilidades de 4000 milidarcies ( greig 1958 ) .atmósfera por centímetro. Relationsshipbetweenporosity. 1937) es la siguiente: Permeabilities of more tan 3000 millidarcies. Howevwe. La fórmula para la ley de Darcy formulado por muskat y bitset. in Kuwait Sinceflowratedependsonthe ratio of permeabilitytoviscosity. Theporosity and permeability of a rock are Thefollowingisbasedprimerilyonworkbypryor(1973). (bitset. .000 milidarcies. grainsize. Soe of thecretaceoussandstonereservoirs of theburganfield havepermeabilities of 4000 millidarcies (greig 1958). oilreservoirsgenerallyneedpermeabilities in theorder of tens of millidarciesto be comercial. 1931. closelyrelatedtoitstexture. Lo siguiente se basa principalmente en el trabajo de Pryor (1973). La forma del grano. yacimientos de gas pueden ser capaz de fluir a tasas comerciales con permeabilidades de sólo unos pocos milidarcies.and whenthereisonlyone fluid phasepresentcompletelyfillingthepores. permeabilityisgenerallyreferredtobytheletter k . darcy’slawisonlyvalidwhenthereis no chemicalreactionbetweenthe fluid and rock . tanta en su redondez y esfericidad. la clasificación y la tela (embalaje y la orientación del grano). tamaño de grano. probablemente no juega un Q= K ( P 1−P 2 ) A μL Where: Q= rate of flow K= permeability (p1-p2)= pressuredropacrossthesample A= crossselectional área of sample µ= viscosity of fluid l= length of sample sincemostreservoirshevepermeabilitiesmuchless tan a darcy . Averagepermeabilities in reservoirs are commonly in therange of 5 to 500 millidarcies. la permeabilidad y la textura. Howevetsomeexceptionalreservoirscontain.Dado que la tasa de flujo depende de la relación de la permeabilidad a la viscosidad. iscommonlyused . themillidarcywhichisonethousandth of a darcy. Thesituationisfarmerecomplexformixedoilor gas phasesalthoqh a modifieddarcytypeequationisassumedtoapply. Dónde : Q = tasa de flujo . Los diversos parámetros texturales de un sedimento incluyen la forma de los granos. La porosidad y la permeabilidad de la roca están estrechamente relacionados con su textura. Sin embargo. los yacimientos de petróleo generalmente necesitan permeabilidades en el orden de decenas de milidarcies ser comercial. Relación entre la porosidad. Suchwellsorted sanos willhaverelativelyhighporosity and permeability. Whatistheeffect of sortingontheporosity and permeability of a sand? Figure 14 is a sketch of a poorlysortedsand (a) and a wellsortedsand (b). Noticepoorlysortedsandthere are many fine grainedparticlesoccurringbetweentheframework of coarsergrains. La ley de Darcy sólo es válida cuando no hay ninguna reacción química entre el fluido y la roca. Figure 15 ilustratestheeffect of sortingonporosity and permeability: Thebettersortedthasand . Promedio de permeabilidades en los embalses están comúnmente en el intervalo de 5 a 500 milidarcies . la millidarcy que es una milésima de un darcy . Permeabilityincreaseswihtincreasinggrainseze. with no finergrainned material tofilltheporespacesor block thethroatbpassages. thegrainsprovidevacleanframework .thusporosity and permeabilitymayboth be low . ¿Cuál es el efecto de la clasificación de la porosidad y la permeabilidad de una arena? La figura 14 es un dibujo de una arena pobremente ordenado (a) y una arena bien ordenados (b). Gy contrast . in thewellsortedsand . se utiliza comúnmente . y cuando sólo hay una fase de fluido presente llenando completamente los poros. Permeabilidad es generalmente conocido por la letra k. Howevet algunos embalses excepcionales contienen. La situación es mucho mero complejo para las fases de petróleo o gas mixtas althouqh se asume una ecuación de tipo modificado darcy aplicar. Theporespaces are beingplugged up bythefinerparticles . Note arena pobremente ordenados hay muchas partículas de grano fino que se producen entre el marco de granos gruesos.K = permeabilidad ( p1 .p2 ) = caída de presión en la muestra A = área de la sección transversal de la muestra μ = viscosidad del fluido l = longitud de la muestra Ya que la mayoría de los embalses tienen permeabilidades mucho menos que un darcy . .thehigher are boththeporosity and permeability Aumenta la permeabilidad con el aumento de tamaño de grano. En teoría. Es un procedimiento común para medir tanto la vertical y la horizontal permeabilidad de una muestra. de este modo la porosidad y la permeabilidad pueden ser ambos bajo. La permeabilidad se mide en el eje z será generalmente a medio camino entre estos dos valores. 16). la superior son tanto la porosidad y la permeabilidad Estas relaciones entre el tamaño de grano y la clasificación. sin grano más fino material para rellenar los espacios porosos o bloquear los pasajes de la garganta. Hay dos aspectos de la estructura a considerar: la forma en que los granos se embalan. Contraste Gy. hay seis maneras en las esferas wich puede ser embalado geométricamente. y la porosidad y la permeabilidad son comúnmente se reunieron en yacimientos de areniscas siempre que no hayan sufrido grandes modificaciones posteriores por cementación. como flujos de granos y turbiditas. Figura 15 ilustra el efecto de la clasificación de la porosidad y la permeabilidad: El mejor ordenados la arena. en la arena bien ordenada. Intuitivamente. Dirección de la corriente es de izquierda a derecha a lo largo del eje x. para exponer más flojo de empaque de granos y . El último parámetro a considerar es la textura de la tela de la manera en wich los granos en el sedimento en realidad están dispuestos. y la forma en hch las diversas partículas se orientan en realidad. Los sedimentos se depositan Wich bajo la influencia de la gravedad. hasta el estilo romboédrica más apretado donde la porosidad puede ser tan bajo como 26 por ciento (b). Tales Sanos bien clasificados tendrán relativamente alta porosidad y permeabilidad. pero rara vez de tener en cuenta las variaciones en la permeabilidad en el plano horizontal. La Figura 17 es un esquema de una piedra arenisca con cama típica consiste en granos de cuarzo alargados paralelamente a la dirección actual y escamas de mica y otras partículas alineadas en paralelo a la ropa de cama. y a lo largo del eje Y en un mínimo. uno podría esperar poco efecto sobre la porosidad. los granos proporcionan marco limpia. Permeabilidad a lo largo del eje x generalmente será en un máximo. aunque en realidad tales variaciones pueden ser significativas. Estos van desde el estilo más flojo cúbico (fig. que tiene un efecto importante en la permeabilidad. donde la porosidad puede ser tan alta como 48 por ciento (a).Los espacios de los poros se tapan por las partículas más finas. vamos a considerar la diagénesis de piedra arenisca. cuanto mayor el gradiente de geothereal. la composición química de una arena es uno de los factores de control en su tasa global de la pérdida de porosidad. Por lo tanto.This rara vez es cierto de cualquier sedimento excepto para oolitas. Aunque la forma en granos wich se orientan tiene. la porosidad se puede conservar hasta profundidades de 4 a 5 kilómetros. La mayoría de los granos de cuarzo son en realidad un poco alargadas. La mayoría de los modernos arenas se depositan con porosidades de alguna parte entre 40 y 50 por ciento. En general. que la compactación post-deposicional provoca ajustes rápidos de embalaje y la pérdida de la porosidad durante el enterramiento temprano. A continuación. En primer lugar. sin embargo. Areniscas pierden porosidad con el entierro en varios tipos de acuerdo a varios factores. La figura 19 muestra la porosidad: relaciones de profundidad para areniscas asociados con dos gradientes de temperatura en diferentes cuencas del Pacífico Nordeste. Estos cambios se denominan colectivamente como diagénesis. A profundidades de entre 2 y 3 kilometros porosidad es menos de 10 por ciento. Sands. Dodge y Loucks (1979) presentan datos que muestran cómo la nore mineralógico arenas estables de la Costa del Golfo de Texas son más capaces de mantener su porosidad con la profundidad. En general. la porosidad puede sobrevivir a algo mayores profundidades. que contienen granos escamosos de mica o arcilla y los wich se constituyen de carbonatos esqueléticos tienen todavía formas de grano más excéntricos. la orientación. Middleton y Murray (1980). esta porosidad se pierde al aumentar la profundidad de enterramiento. Químicamente inestables arenas volcánicas de Japón pierden porosidad muy rápidamente con el entierro. Para los arcosas feldespato rico del Mar del Norte. Es más probable. se remite al lector a Friedman y Sanders (1978). La Figura 18 ilustra el efecto de la mineralogía. se consideraron los cambios que tienen lugar cuando se entierra un sedimento. litificada y se transforma en un potencial roca del yacimiento. . el segundo elemento de la tela. Blatt. y Selly (1982). 1974). Por las arenas de cuarzo pua químicamente estables del delta del Níger. Se indica una mayor tasa de reducción de porosidad asociada con el gradiente de temperatura más alta. La discusión anterior de embalaje se basa en la suposición de que particies sedimentos son spherical. El gradiente geotérmico también afecta a la velocidad de las reacciones químicas que causan la destrucción porosidad. Unidad II Efectos de Diagénesis en yacimientos de areniscas Se han discutido la relación entre la textura primaria deposicional de un sedimento y la porosidad y permeabilidad. mayor es la tasa de reducción de la porosidad con la profundidad (Galloway. Por lo tanto.por lo tanto mayor porosidad que las establecidas por la corriente de tracción. es probablemente más importante que el embalaje al considerar las variaciones de porosidad y permeabilidad. Para las cuentas más detalladas de la siguiente. que muestra la preservación de porosidades por debajo de la parte superior de la zona de presión super-normal. sin embargo. Hay varios tipos de arcilla. Son las caras de los cristales del cemento secundaria que dan los espacios de los poros de sus límites angulares. La figura 24 es un dibujo de una piedra arenisca con illita en los espacios porosos. estos cristales de caolín ocupan espacio poroso. 1967). La figura 25 es un gráfico de la porosidad wich se representa frente a la permeabilidad en una escala logarítmica. Illita authigenic ocurre generalmente cristales angulares como ling finas que irradian desde los granos de cuarzo en wich que cultivan. Muchos yacimientos de areniscas han perdido parte de su porosidad por cementación silice secundaria de este tipo. La figura 22 es un dibujo de una sección delgada de una porosidad arenisca mostrando haber sido totalmente destruida por un cemento de grandes cristales de calcita. Un tipo importante de thirt cemento en yacimientos de areniscas es proporcionado por los minerales de arcilla autigénicos. destruyendo la porosidad. Ahora nos movemos a partir de los aspectos más amplios de la pérdida de la porosidad de la piedra arenisca a los detalles de menor escala. que muestra los porosidad: distribuciones de permeabilidad de las arenas cementadas illita y arenas de caolín-cementado de algunos yacimientos de gas del Mar del Norte. . pero las permeabilidades para arenas de caolín-cementado son mucho mayores que las permeabilidades de las arenas illita-cementado.Sobrepresión puede ayudar a preservar la porosidad en las grandes profundidades (Plumley. una pequeña cantidad de illita puede afectar la permeabilidad en gran medida por la reducción de una y el bloqueo de los pasajes de la garganta entre los poros. La Figura 23 es una sketh de una piedra arenisca con cristales de caolín intersticiales. Cabe señalar que la porosidad es en su mayoría entre 5 y 25 por ciento. La figura 21 es un dibujo de una sección delgada de una roca yacimiento de areniscas del campo Brent del Mar del Norte. especialmente calcita y los minerales de la arcilla. Estos por lo general se producen con un hábito euhedral grueso. con independencia del tipo de arcilla. la porosidad puede aún ser disminuido por compactación. Por lo tanto. Una vez petróleo o gas invaden un depósito. La forma angular de muchos de los límites de los granos se debe al cemento de sílice que ha crecido por encima de ellos en continuidad con el grano original. Muchos otros tipos de cemento se encuentran en yacimientos de areniscas. La Figura 20 es un gráfico de la porosidad frente a la profundidad en un pozo en la costa del Golfo de los Estados Unidos. 1980). pero que no afectan significativamente la permeabilidad de la roca. Dos de las más particularmente importantes son el caolín y la illita. aguas connados no pueden moverse a través de él con los productos químicos que pueden precipitar como cementos. Como puede ver. La presencia de hidrocarburos también conserva la porosidad (Fuchtbauer. Incluso después de la invasión de hidrocarburo. Por lo tanto. buenas rocas del yacimiento se pueden encontrar en profundidades en las que uno podría esperar más porosidad primaria de haber sido destruida por la compactación y cementación. Es probable que en estos casos. desde la superficie cerca de la superficie profunda en las areniscas del Terciario Inferior de la Costa del Golfo de Texas (Loucks et al. Se mencionó que la porosidad en gran parte conservado en yacimientos de areniscas es más comúnmente intergranular y primaria. la cementación se hereda y cualquier pérdida de porosidad adicional es mínima. El enterramiento profundo puede conducir a una destrucción total de la porosidad por una extensa cementación y compactación (c). su porosidad disminuye por compactación y cementación de un 20 a 30 por ciento (b). Entierro profundo puede llevar finalmente a metamorfismo.Hasta ahora. 1979). feldespato y tanto la sustitución se produce como un cemento authigenic en su propio derecho. sin embargo. El predominio de caolín y el hecho de que el carbonato se ha lixiviado sugieren que la lixiviación fue causada por soluciones ácidas que se desplazan a través de la roca. ocurre lo contrario. causada solamente por la compactación. Estas arenas están enterrados debajo onlapping sedimentos por encima de la discordancia. dolomita. La porosidad secundaria generalmente implica la lixiviación de cementos y granos de carbonato. En este último caso. Como estas arenas encuentran entierro superficial. particularmente. incluyendo calcita. Hay muchos ejemplos de porosidad secundaria se producen por debajo de discordancias. siderita y escombros shell. tan grandes que es improbable que se forman cuando el sedimento fue depositado originalmente. También implica la lixiviación de minerales detríticos inestables. Sands se depositan con una porosidad de aproximadamente el 40 a 50 por ciento (a). Estos son poros solución secundaria. ya sea profunda o superficial. Unidad III Efectos de Diagénesis en yacimientos carbonatados Ahora vamos a considerar los efectos de la diagénesis en yacimientos carbonatados. La figura 27 muestra los caminos diagenéticos de piedra arenisca. el agua meteórica causa erosión de piedra arenisca inducir porosidad secundaria. Porosidad lixiviado Secundaria en areniscas también se informó a ser común en todas las profundidades. A veces. La fuente de estas soluciones es aún materia de debate. en la revisión de la diagénesis arenisca hemos visto cómo se da cuenta de una disminución de la porosidad. La mejor incluso que posiblemente le puede pasar a una arena es de petróleo o gas para invadir los espacios de poros (e). la porosidad lixiviado se asocia generalmente con la cementación caolín. porosidad secundaria puede ser inducida por lixiviación (d). En cualquier punto durante el enterramiento. Una vez que esto sucede. Observe que hay varios espacios de poros muy grandes. La figura 26 es un dibujo de una sección delgada de una arenisca. donde un grano se haya disuelto y la porosidad se ha incrementado. . Los carbonatos generalmente tienen porosidad secundaria que refleja un cada vez más complicada historia diagenéticos. así como en los documentos por sobrecargo (1978) y Longman (1980). Es inestable en el subsuelo. Esto puede causar graves. . Cuentas detalladas de carbonato de diagénesis se pueden encontrar en los textos principales publicados por Bathurst (1975). sin embargo. Wilson (1975) y Chilingar et al (1972). de modo que uno de los primeros cambios diagenéticos de una arena de cal es la alteración de aragonita a calcita. Aragonita es el tipo de carbonato de calcio (CaCO3) que se produce en la mayoría de arenas y lodos recientes. . La segunda minera importante es el carbonato de dolonite [CaMg (CO3). arena línea CNA carbonatos esqueléticos tienen porosidades iniciales de 45 a 50 por ciento. En cualquier diente en su historia incluso si la porosidad ha sido dest oyed por compactación y cenentation solución secundaria porosidad puede formar (g). Esto puede ser de tela rolojc colectiva o sentarse como discutimos poros vuggy dad. Por lo tanto. Figura 28 shcws las diversas rutas que te ray tomada por una arena me skeletol ya que está enterrado y se somete a Agere s 15 En el momento de la deposición rit Poros dades son tan hasta el 50 por ciento (a) ir entierro tiene lugar muy cuickly Hout peso primeros niagenes es.modificación de la porosidad Los granos skeletel originales se leachec y un cemento borde crece alrededor de las ies bouncar grano originales. una mayor pérdida de porosidad por Cerent A Ti originales en y se evita la r en cenent da la resistencia a la compactación de roca (f). porosidad residual puede estar en rilled por un ccment sparite (c). que es transversal a los granos y la tela de la roca originales. Al igual que las arenas terrígenos. deberá considerar las características dad porcs de puertas embalses Ite dolomita Primer son los que forman contemporáneamente con sedinents asociados. Tendremos en cuenta la diagénesis y porosidad evolución de 11 mestoneg y dolorites separado. ser nvacec por hidrocarburos que impiden . J. una mezcla de calcio y carbonato de nagnesiun. los poros secundarios pueden ser rellenadas con un cemento de calcita espática (i). Si la invasión de petróleo hace poros (h) se produce. generalmente de piedra línea ya menudo evaporitas Son sólo Conn encuentran en secuencias sabkha marismas y por lo general están acostados. él deberá ver de cerca no toma B en c vías genet dia de carbonato E. en gran medida por la compactación como las conchas y granos aplastados (b) a continuación. claman a Crystal Line la porosidad se puede reducir. En algunos entornos génesis temprana de diámetro se lleva a cabo con un cenent borde de cristales de calcita espática sonctime acompañado de solución de las células o granos que dan lugar a Bi invadir el depósito. se puede observar que las vías di agnetic de carbonatos son extremadamente complejas y que los yacimientos carbonatados son muy difíciles de desarrollar Po: distribución dad c puede no estar relacionado con la origina) facies deposicionales. pero en 11mestones antiguos rost que la porosidad ha sido casi totalmente destro ed. La Figura 29 ilustra dos tipos de solución secundaria poros móldica y vuggy como se muestra en el diagrama anterior. Cuando dolomita reemplaza calcita hay una reducción mayor del volumen original de la roca por Nuch como un 13 por ciento si el OBSE: 2c czysta11ine inte porosidad se relaciona con esta reducción de volumen es una cuestión de debate. son los que forman dolomitización por la sustitución de 8 depósito de carbonato de calcio pre-existente.su vida tiza o pizarras en que a menudo son porosas. son no sólo porosa sino también permeable y por lo tanto pueden hacer una . A menudo son gruesamente cristalino y. como se ha visto anteriormente tienen porosidad intercristalina que pueden superar el 30%. pero carecen de la permeabilidad significativa debido a su tamaño de grano fino. La figura 30 es un dibujo de sección delgada de una dolomía secundaria que demuestran que los poros intercristalinos son grandes ya menudo interconectados Eecause esto. dolomitas secondar por otro lado. y el enorme campo de Panhandle-Hugoton de Texas- . ejemplos importantes son: el Jay rield en la Florida. De hecho. aproximadamente el 80% de los yacimientos carbonatados en América del Norte son Zenger dolomita et al. 1976) Caza edad Devónico en el gas del depósito s de la cuenca Anadarko Silúrico (Harvey . con más de 340 millones de barriles de reservas recuperables de petróleo en su mayoría de dolomitas lixiviados de la merienda era Jurásica más de formación (ottmann et al.yacimientos de hidrocarburos excelentes. 1972). 1960). Oklahoma-Kansas en shich Por mi edad Nolfcamp dolomita y iclo una parte importante de los cerca de 70000 mil millones de pies cúbicos de gas y mil millones de barriles más de petróleo (Pippin. Una variedad de tipos dolonite existe en la naturaleza y son objeto de discusión uing contingencia Para una revisión de la . 1970 ). en proporciones aproximadamente iguales Las reservas restantes se producen en lo que mejor puede ser describec como reservorios típicos. granitos y otras rocas ígneas y me c tancrphi rocas Generalmente porosidad que bccurs en estos es debido a la fracturación. En resumen el 90 por ciento de petroleun descubierto del Vorld ocurre en piedra arenisca y carbonato embalses.problema dolomita y para los papeles repre senta diversas opiniones con respecto a la de nación de dolomita se refiere al lector a Zenger et al (1980). Casi cualquier roca puede servir como un depósito. Un reservorio típico se muestra en la Figura 31 una sección transversal thiough la Augil un campo de Libia (Williams 1972) Este campo consta de un sótano alta cf resistido Nith granito de arena ING lapp y carbonetes Ieefal. Embalses atípicos incluce pizarras. . proporcionando que tiene las dos propiedades de porosidad y permeabilidad. . 000 barriles de petróleo por cay Fron el granito La porosidad era una mezcla de fracturación y la solución donde los granos químicamente inestables vere. si los poros están interconectados. permeabilidades pueden ser mayores Tizas y lutitas NAY también dolomías primarias mostrar considerable porosidad pero tienen permeabilidades muy bajas debido al tamaño snall de los pasajes de la garganta que conectan los poros. La Figura 32 muestra gráficos de porosidad representan frente a la permeabilidad Sunnar izing las relaciones Connon de perneability.es anc evolución poros dad de los distintos tipos de depósitos también se han discutido Por último. Por otra parte Producción proviene de los carbonatos y arenas. Porosidad de fractura aumenta la capacidad Perne de cualquier depósito Gire a las preguntas 5 10 a 5. Ct sus importantes ejemplos S cf fracturado embalses son: el franciscano fracturada (Jurásico) campos de esquisto en el sur de California Truex. La porosidad secundaria tanto vuggy y móldica se encuentran comúnmente en Las porosidades de piedra puede ser alto. pero si las cavidades y poros móldica son aislados.LINEAL uno campos de irán Hull y Mar nan.La Paz y campos Mara de Venezuela (Miller et al. así como el granito. el cont de rocas del yacimiento será contras ce rojo. 1953) Embalse de Continuidad dolonites secundarias con sus interrelaciones Poros crystelline dades mostrar modesta a las buenas porosidades y tienen altas permeabilidades (c). la porosidad y tipos de roca comunes Primar intergranular Orosi t es común en yacimientos de areniscas donde la porosidad y aumento de la permeabilidad en una línea recta (a). Embalses como éste son raros. penetrado a través de la roca de cubierta del campo en granito sin penetrar ya sea reerel o arena reservorio Este pozo fluyó a niños huérfanos y vulnerables: 40. sil t ond piedra arena fina tanc (Nilkinson.feldspar-1 caché para dejar una ceniza de granito una gran parte maue de granos de cuarzo residuales. el pozo d1 en la sección transversal. Sin embargo. Desafortunadamente campos petroleros ncs t no ocurren en depósitos en forma de hoja individuales de gran continuidad lateral con uniforme . sin embargo. la perneability puede ser relativamente (b). 1970). Sótano rocas ígneas comúnmente apretado y rocas metamórficas tienen permeabilidades y porosidades que son nulas. 2950) y la Asanar i ESTIMACION.12 porosidad Hasta ahora y por neability y su relación con el sedimento de textura se han abordado la NES diage. 1972) el campo aber spr ves ye sei de mil millones de barriles de esquisto fracturado. Un pozo. . . Todavía hay una acumulación de petróleo o al menos uno de un importante Ahora ty continui depósito será discutido en un pequeño detalle nore e ilustrado por vievs Rap presentados en la Figura 34. Esto sólo puede hacerse efectiva cuando el peologist desarrollo y el trabajo de ingeniero petrolero juntos El geólogo intenta Establ! Sh el ambiente de depósito de las unidades de depósito voricus y utilizar ese conocimiento que trata de Nake Leones precic sobre donde el depósito se puede esperar a eo espesar y delgada . sino una serie de tropa que pellizcar cortada hacia la cresta de la estructura Para cada pey neta depósito es igual a la remuneración bruta. La segunda (b) es un tanto diferente de la arena se Shaling cabo Fron derecha a izquierda a través de la sección. La tercera sección transversal (c) muestra otra situación. La figura 33 muestra las secciones transversales de trampa sencilla nai antici que ilustran diferentes grados de continuidad de una roca yacimiento de areniscas En el primero (a) se ve el ingeniero de yacimientos soñar un manto de arena porosidad uniforme y distribución de la permeabilidad Esto ocurre con un solo aceite: agua contacto. Hay una serie de piscinas de petróleo independiente con sus propias aceite: contactos vater. por lo tanto fa así drillec en la ubicación 2 de la ret pago del depósito es menor que el salario bruto.porosidad y permeabilidad mayoría acumulaciones oli ocurren en heterosexuales ce sin retardo embalses barreras causa de las interrupciones de esquisto o zonas cementadas locales. una hoja de gran extensión lateral vith una longitud: rata ic wioth de aproximadamente 1 a 1. El siguiente se basa en la schemc proponer Potter (1962) La parte superior es una vista de un areal voir ideales scr Re. Los restantes puntos de vista de la siesta muestran diferentes tipos de depósitos alargados con una relación longitud: anchura mayor que a 1 La variedad de la correa es esencialmente aa SANC shce con agujeros aislados reemplazados por esquisto La variedad dendroid tiene longitud: anchura relaciones que generalmente son superiores a 3 a 1 Esto normalmente se encuentran con ec en arenas fluviales y deltas que tendencia perpendicular a la línea de costa palec-. Esto no es una verdadera trampa estructural anticlinal. En ª! s el caso de un lugar bien o th: cugh el voir rese de cualquier otro lugar bruto igual remuneración neta. La figura 33 muestra la importancia de establecer la continuidad de camas de yacimientos. El ambiente de depósito de este tipo de cuerpo SANC se ilustra en la Figura 35 la cinta de opciones o zapatos arenas de cuerdas son característicamente pero hay un pequeño ación accurul independiente con su propio aceite: el contacto del agua en la parte amante izquierdo de la figura (b). En todos los casos. Las golondrinas de mar cuerdos y las condiciones del yacimiento se aplicarían para las arenas de barrera eny otro tipo genérico aunque las formas de sección transversal de mineral diferente caso ideal de un depósito 18 se muestra en la .producido por arenas de barras de barrera morine y por lo general la tendencia a la costa paralle1 paleo.El environnent deposicional de este tipo de cuerpo de arena 111 ustrated en la Figura 36. Estos ocurren a menudo donde la erosión ha renoved Nuch de la arena y lo reemplazó con pizarra dejando vainas aisladas de 50nd. Continuidad del yacimiento en la sección transversal es la siguiente consideración (Harris y Hewitt. 1977) Figura 37 ilustra diferentes grados de continuidad vertical. pasado se pueden aislar las vainas que son difíciles de encontrar anc Horder todavía a desarrollar. los cuerpos de arena individuales mostrados representan depósitos de canal ideales con tapas planas y bases cóncavas hacia arriba. . 011 atrapamiento i. se muestra en la Figura 37 (b) se deforma estructuralmente. donde una serie de canales tiene coallescec. En un depósito de este tipo. hay un movimiento fluido dooc en todo el campo y 011 y el gas se puede producir fácilmente Secundaria r ccover y por las inundaciones de agua efectivamente se puede utilizar en estos reservorio s ya que el agua se puede inyectar en la base para ayudar a la producción de la Fron cresta. Bocies arena aisladas (c) se producen sin continuidad vertical de ningún tipo. Si el cuerpo de arena con continuidad tera 1a. oli .(A) cuando las arenas muestran una gran continuidad vertical Estos a veces son llamados de varios pisos cuerpos cantó. En este tipo de situación de atrapamiento o11 sólo puede ser estratigráfica Con fluido unicación entre embalses. este caso sería stra gráfico ti. La siguiente sección transversal (b) muestra el cuerpo de arena con gran continuidad lateral. . se examinarán dos historias de casos de Ø 11 rields que ilustran las variaciones que pueden ocurrir dentro de las rocas del yacimiento. El sueldo bruto es de unos 2. Para concluir. El siguiente relato del campo Hanci. y Atik (1980). en muchas acumulaciones separgt con sus propias tapas de gasolina y contactos agua-aceite Estas acumulaciones separadas han sido causados en parte por fallas pero 1 ely por el fornation general tener una arena: ació esquisto de unos 1-1 Sith muchos reservorios individuales unidades de s uno de 5 a 20 metros de espesor . Indonesia se basa en el trabajo publicado por Verdier ok 1. Este se divide sin embargo. esencialmente un amplio trampa anticlinal.000 metros de espesor.atrapamiento se convertiría en r estructural distinta de strat i gráfico (F1gure 38). La Figura 39 es una sección transversal a través de parte de este campo. .Análisis de facies del subsuelo se ha utilizado ampliamente para identificar los diferentes ambientes sedimentarios de los envíos y para hacer predicciones acerca de su geometría y orientación. note que los canales han reducido hacia abajo en la más extensa geometría hoja de la arena bares. En algunos yacimientos carbonatados todavía hay una correlación entre facies y porosidad pero en muchos como en nuestro ejemplo no hay tal coincidencia.5 kilómetros. porosidad en este campo es esencialmente de tipo intergranular primaria con modificación diagenético mínimo la clave del desarrollo y la producción de este campo ha sido la utilización de análisis de facies del subsuelo para calcular la geometría y la orientación de los cuerpos de arena. sin embargo. como el arrecife se burled porosidad primaria desarrollado de manera irregular debido a la solución. ya no hay ninguna correlación simple entre las unidades litológicas y los petrofísicos. de éstos en la medida tanto de arenas de canal unidades se puede ver . la figura 42 es un mapa isopaca de uno de los campos de Intisar (antes idris) arrecifes ubicados en la cuenca de Sirte de libia. este examen era por la necesidad de amplia base. Esta ilustracion del se basa en la interpretación de largo los yacimientos de carbón que proporcionan principales tipos el marcador más fiable horizontes.200 pies en una distancia aproximada de sólo 2. este campo es una trampa estratigráfica contenida dentro de un arrecife o bulldup carbonato. Figura 41 que estaban preparados después de la perforación de desarrollo se había completado. las referencias son útiles para desarrollar más de áreas específicas. Figura 43 es una sección transversal geológica que muestra las diversas facies litológicas de la figura 44 es una sección transversal petrofísica que muestra la distribución de las zonas de porosidad diferente. hemos examinado en detalle la naturaleza de yacimientos de petróleo y gas rocas. con yacimientos carbonatados embargo trabajen los ambientes de depósito sólo podrán ser parte del desafío. . por tanto. en este último caso la ayuda que el geólogo del petróleo puede dar al ingeniero petrolero es así a menudo muy limitada. para el contraste Se considerará ahora un depósito de carbonato. a continuación. Porosidad primaria Cuando el arrecife se depositó primero estaba estrechamente relacionada con las unidades de rocas originales.La Figura 40 es una sección transversal detallada que muestra la naturaleza lenticular de las arenas que comprenden una porción del depósito la 19-7 campo. en general. el espesor del depósito aumenta de cero a unos 1. habrá una estrecha correlación entre porosidad y permeabilidad a las unidades litológicas originales. tanto las secciones transversales se dibujan a lo largo de la línea de A a B en la figura 42 hay que señalar que no existe una correlación entre el litológica y las unidades petrofísicas.Dos de cuerpos de arena han sido reconocidos lateralmente extensas arenas de barras y el canal realmente más restringido envía que tienen esencialmente una geometría muy reducido. estas dos secciones transversales ilustrar muy claramente los problemas de desarrollo de los yacimientos carbonatados. en el mapa notar la geometría subcircular simple del depósito. en resumen con yacimientos de areniscas la clave es trabajar en los ambientes de depósito. estos libros canónicos proporcionan una descripción más detallada de la geología de areniscas de arena .finalmente la lectura adicional es recomendado para aquellos que se especializará en este tema en particular.
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Report "Porosidad y Permeabilidad de las rocas almacenadoras "