g5 geologia y geofisica petrolera.pdf
TRANSCRIPT
GGGEEEOOOLLLOOOGGGÍÍÍAAA YYY GGGEEEOOOFFFÍÍÍSSSIIICCCAAA
PPPEEETTTRRROOOLLLEEERRRAAA PPPAAARRRAAA IIINNNGGGEEENNNIIIEEERRROOOSSS
MMMaaannnuuuaaalll dddeeelll PPPaaarrrtttiiiccciiipppaaannnttteee
-2- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
ÍNDICE
INTRODUCCIÓN .................................................................................... 5
OBJETIVO GENERAL .............................................................................. 6
1. ROCA GENERADORA Y EL ORIGEN DEL ACEITE Y GAS ....................... 9
1.1 Roca generadora ............................................................................. 9
1.2 Origen del aceite y gas ................................................................... 10
1.3 Sistemas de depósito ..................................................................... 11
1.4 Tipos de kerógeno ......................................................................... 12
1.5 Maduración térmica ....................................................................... 14
1.6 Migración de hidrocarburos ............................................................. 16
1.7 Clasificación de gases naturales y aceites ......................................... 17
2. ROCA ALMACENADORA Y SELLO ...................................................... 21
2.1 Roca almacenadora ....................................................................... 21
2.2 Roca sello ..................................................................................... 22
2.3 Sedimentología de rocas carbonatadas ............................................. 24
2.4 Sedimentología de rocas clásticas .................................................... 27
2.5 Sistemas de depósito ..................................................................... 30
2.6 Geometría de cuerpos arenosos y su conectividad ............................. 31
2.7 Cuerpos arenosos característicos ..................................................... 34
2.8 Perfiles de permeabilidad................................................................ 36
2.9 Efecto de la diagénesis y porosidad, arcillosidad ................................ 37
2.10 Modelo tridimensional .................................................................. 38
3. GEOLOGÍA ESTRUCTURAL ............................................................... 39
3.1 Tipos de cuencas ........................................................................... 39
3.2 Tectónica de placas ....................................................................... 41
3.3 Tipos de trampas ........................................................................... 45
-3- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
3.4 Mapas geológicos y de yacimientos .................................................. 45
3.5 Estructuras e isopacas y de sísmica ................................................. 46
3.6 Generación de secciones ................................................................ 46
4. GEOLOGÍA EN LA EXPLORACIÓN: REGISTROS DE POZOS, PLAYS Y
PROSPECTOS ...................................................................................... 48
4.1 Registros de pozos ........................................................................ 49
4.2 Plays............................................................................................ 49
4.3 Prospectos .................................................................................... 50
4.4 Lead ............................................................................................ 50
5. MÉTODOS INDIRECTOS DEL SUBSUELO .......................................... 52
5.1 Ventajas ....................................................................................... 53
5.2 Desventajas .................................................................................. 53
6. MÉTODOS POTENCIALES ................................................................. 55
6.1 Gravimetría .................................................................................. 55
6.2 Magnetometría .............................................................................. 58
7. MÉTODOS ELECTROMAGNÉTICOS .................................................... 60
8. MÉTODOS SÍSMICOS ....................................................................... 64
8.1 Adquisición sísmica ........................................................................ 65
8.2 Procesamiento sísmico ................................................................... 65
8.3 Interpretación sísmica estructural .................................................... 69
8.4 Interpretación sísmica estratigráfica ................................................ 70
8.5 Integración de la información geológica – geofísica ............................ 70
8.6 Procesamiento sísmico especial ....................................................... 70
9. GEOFÍSICA DE POZOS ..................................................................... 72
9.1 Vertical Seismic Profiling (VSP) ....................................................... 72
9.2 Tomografía entre pozos .................................................................. 74
-4- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
CONCLUSIÓN ...................................................................................... 76
GLOSARIO .......................................................................................... 77
BIBLIOGRAFÍA .................................................................................... 82
ANEXOS .............................................................................................. 84
-5- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
INTRODUCCIÓN
Buscar hidrocarburos es como buscar una aguja en cinco pajares. Para
encontrar un prospecto es necesario buscar y sintetizar una gran cantidad de
datos usando herramientas de varias disciplinas, tales como Geología,
Geofísica, Petrofísica, Micropaleontología y Geoquímica entre muchas otras.
Cuando se reúnen todas estas especialidades solo se alcanza alrededor de un
20 % de probabilidad de descubrir un campo nuevo, aun con los grandes
avances que han tenido lugar en cada especialidad en los últimos años.
Los costos de perforación de un pozo son altos, si el pozo resulta seco la
pérdida es casi total. Sin embargo, cuando se descubre un nuevo campo, la
recompensa es tremenda. Esto impulsa a la industria en la búsqueda de
nuevas ideas para mejorar la probabilidad de éxito.
Este curso presenta un panorama general de las prácticas exploratorias
modernas. No se busca cubrir todos los temas ampliamente, pero sí presentar
los más relevantes relacionados con la Geología y la Geofísica.
-6- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
OBJETIVO GENERAL
Al terminó del curso el participante identificará los métodos y las técnicas más
utilizadas para explorar el subsuelo dentro de la industria petrolera, así como
el de investigar y comprender los fenómenos físicos involucrados en las
actividades de exploración que se llevan a cabo para la localización de
hidrocarburos en el subsuelo, con el fin de que apliquen sus conocimientos en
la exploración petrolera. Empleando métodos deductivos a partir de las
mediciones hechas en los océanos, la atmósfera, la superficie terrestre o en las
perforaciones geológicas; de las variaciones naturales que se producen en la
actividad sísmica, de los campos gravitacionales, geomagnéticos y
geoeléctricos y también los creados artificialmente: Electromagnéticos,
radioactivos y sísmicos.
-7- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
Reseña histórica. La exploración de hidrocarburos ha sufrido cambios
dramáticos en sus cerca de 150 años de historia. En un principio, los
prospectos se localizaban mediante evidencias superficiales; la selección de
sitios para la perforación de pozos era aleatoria. A principios del siglo XX, la
teoría del anticlinal como un elemento dominante en la localización de trampas
ocupó un papel central. El mapeo de estructuras usando Gravimetría,
Magnetometría y Sismología se iniciaron a la mitad de la década de los veinte.
Aunque en los últimos 40 años ha ocurrido una revolución en el uso de la
sismología en exploración.
La primera vez que se usaron datos sísmicos para localizar arrecifes y
formaciones carbonatadas se realizó en los cincuenta, y para la década de los
sesenta se inició la búsqueda de trampas estratigráficas usando el concepto de
los llamados bright spots (puntos brillantes). A partir de entonces se
desarrollaron técnicas de mapeo sismológico con las que es posible mapear
sísmicamente la estratigrafía del subsuelo, modelar análogos estratigráficos y
realizar comparaciones de los datos sísmicos con análogos conocidos que
permitan “leer el subsuelo”.
Actualmente las distintas técnicas de exploración se están integrando a la
delimitación de yacimientos y la ingeniería de producción.
Reservas futuras. Las reservas petroleras pueden ser descritas mediante una
distribución triangular. A medida que la calidad del yacimiento se deteriora un
poco, existen mayores volúmenes de petróleo y gas entrampados en rocas de
menor porosidad y/o permeabilidad. Muchos grandes campos caen en esta
categoría. En la figura 1 se muestra que una gran cantidad de recursos
naturales que están distribuidos en un triángulo; a medida que el triángulo se
expande la calidad del recurso decrece, pero el volumen total se incrementa.
Los geólogos están familiarizados con este concepto: Grandes volúmenes
implican menor calidad que volúmenes pequeños.
-8- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
Figura 1. Triángulo de Recursos Petroleros.
En el futuro la economía será, como lo ha sido en el pasado, la clave para
impulsar la explotación de yacimientos más abundantes de menor calidad y
mayor costo de explotación.
Debido a que los depósitos de hidrocarburos son cada vez más difíciles de
encontrar, es necesario impulsar la formación de grupos que trabajen bajo el
principio de la sinergia con habilidades y disciplinas diversas. Es importante
que en estos grupos se integren disciplinas tales como geoquímica orgánica,
petrofísica, geofísica estratigráfica, entre otras, más tradicionales que ya están
siendo usadas.
También es valioso contar con un programa de educación continua que permita
incrementar la sinergia del grupo. Por ejemplo, que el geólogo esté capacitado
para conversar con el petrofísico y el geofísico para encaminar los esfuerzos a
establecer un play estratigráfico – geofísico. Al trabajar en equipo es
trascendente que cada profesionista entienda cómo los miembros de otras
disciplinas piensan y trabajan. El trabajo en equipos sinérgicos llevará
indudablemente a incrementar el éxito en la búsqueda de hidrocarburos.
-9- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
1. ROCA GENERADORA Y EL ORIGEN DEL ACEITE Y GAS
Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante explicará el
contenido de la roca generadora, el origen del aceite y gas, así como el
sistema de depósito que conlleva a esta para la producción de la materia
orgánica, los tipos de kerógeno que lo constituye, el proceso de la maduración
térmica que lleva a dicha materia, la migración de hidrocarburos y la
clasificación de gases naturales y aceites.
1.1 Roca generadora
Una roca generadora es aquella que está rica en materia orgánica, en las
cuales el material orgánico proveniente de organismos que vivieron en eras
geológicas remotas fue sepultado a una profundidad y un periodo adecuados
para permitir la alteración de materiales orgánicos, y que dieron origen a la
generación de hidrocarburos (figura 2 afloramiento de roca generadora).
Figura 2. Roca generadora. Calizas formadas por antiguos arrecifes de rudistas.
-10- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
1.2 Origen del aceite y gas
El origen de los hidrocarburos ha sido tema de investigación a lo largo de la
historia de la exploración de hidrocarburos. En las últimas décadas, un mejor
entendimiento de la geoquímica y la física ha permitido una síntesis
significativa de los patrones de generación y migración de los hidrocarburos.
Actualmente es aceptado de manera general que los hidrocarburos son
generados a partir de ciertas rocas ricas en materia orgánica, en las cuales el
proceso de metamorfismo orgánico es en gran medida controlado por la
temperatura. La roca generadora primero pasa por una etapa de generación de
aceite, después, por otra etapa de altas temperaturas, asociadas con un
incremento en la profundidad de enterramiento, y al final se producirán
hidrocarburos más ligeros hasta la formación de gas.
En los sedimentos más profundos es probable la formación y preservación de
gas (metano). El tipo de materia orgánica también controla el tipo de
hidrocarburo generado. Únicamente los materiales orgánicos lípidos generan el
rango completo de hidrocarburos desde los muy ligeros hasta los muy
pesados. Los materiales húmicos como el carbón, generalmente producen solo
hidrocarburos ligeros, principalmente metano.
Una pregunta que aún no ha sido contestada y actualmente es tema de
investigación, tiene que ver con los mecanismos exactos mediante los cuales
los hidrocarburos son expelidos de las capas generadoras, como migran y se
acumulan en trampas. En la figura 3 se presenta un esquema de la formación
del aceite y gas.
-11- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
Figura 3. Formación del aceite y gas.
1.3 Sistemas de depósito
La roca generadora se deposita en cuencas con abundante producción de
materia orgánica, en un ambiente de baja energía que permite la depositación
y acumulación de la materia orgánica y en condiciones reductoras y de
sepultamiento relativamente rápido para la preservación de la materia
orgánica. En la figura 4 se muestra un esquema de depósito de la roca
generadora.
Figura 4. Formación y depósito de la roca generadora.
-12- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
1.4 Tipos de kerógeno
Las rocas sedimentarias poseen, en general, muy poco de materia orgánica (en
promedio1.5%). Los carbonatos contienen un promedio de 0.29%, las
areniscas 0.05%. Sin embargo, existen algunos casos como el de las lutitas
negras o las fangolitas bituminosas en las que el contenido de materia orgánica
llega a ser de 3 a 10%. En las lutitas petrolíferas (oil shales) la materia
orgánica puede superar el 25%, y en los carbones llega a ser mayor del 70%.
Las rocas ricas en materia orgánica son muy escasas, ya que constituyen
menos del 1% del volumen total de las rocas sedimentarias. Sin embargo, son
de gran importancia económica porque ellas son las que generan los
hidrocarburos.
El compuesto principal de la materia orgánica es el carbono con cantidades
menores de hidrógeno, oxígeno, nitrógeno y azufre.
En los sedimentos se reconocen tres tipos de acumulaciones de materia
orgánica: Humus, turba y sapropel. La materia orgánica húmica es el principal
constituyente del carbón, la materia orgánica que se encuentra en las lutitas
negras y bituminosas es sapropélica
El humus, constituyente de suelos, es materia orgánica proveniente de plantas
que suele oxidarse rápidamente, razón por la cual es difícil de preservar en el
subsuelo.
La turba es materia orgánica proveniente de plantas que se acumula en
pantanos y ciénagas de agua dulce o salobre con escasa circulación y
condiciones anóxicas, este material se preserva más que el humus.
El sapropel es materia orgánica muy finamente dividida. Proviene de
fitoplancton, zooplancton, esporas, polen y fragmentos muy macerados de
-13- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
plantas superiores. Se acumula en ambientes subacuáticos como lagos y
cuencas marinas donde los niveles de oxígeno son bajos.
La materia orgánica original sufre transformaciones diagenéticas complejas por
degradación química y bioquímica, como resultado se forma kerógeno y
bitumen.
El kerógeno es una sustancia insoluble precursora del petróleo. Constituye el
80% al 90% de la materia orgánica de las rocas productoras de hidrocarburos.
Parte de la materia orgánica que se encuentra en los sedimentos es una
sustancia soluble en solventes orgánicos a la que se denomina bitumen.
El kerógeno es detrito orgánico macerado que se compone de restos de algas,
esporas, polen, resinas y ceras. En la figura 5 se muestra un esquema de la
formación del kerógeno.
Figura 5. Generación del kerógeno.
-14- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
Se reconocen tres tipos de kerógeno:
Kerógeno tipo I: Alto contenido de hidrógeno y bajo contenido de oxígeno,
generado por algas. Es común encontrarlo en lutitas productoras de
hidrocarburos.
Kerógeno tipo II: Bajo contenido de hidrógeno y alto contenido de oxígeno,
generado por fitoplancton, zooplancton y bacterias en ambiente marino. Pasa a
formar hidrocarburos por soterramiento.
Kerógeno tipo III: Bajo contenido de hidrógeno y alto contenido de oxígeno,
generado por restos macerados de plantas terrestres. Es un buen generador de
gas.
En la siguiente tabla se resumen las composiciones características de cada
kerógeno.
Kerógeno % C % H % O % N % S
Tipo I 78.8 8.8 7.7 2.0 2.7
Tipo II 77.8 6.8 10.5 2.2 2.7
Tipo III 82.8 4.6 10.5 2.1 0.2
1.5 Maduración térmica
La primera etapa de diagénesis de la materia orgánica es la formación de
metano por fermentación bacteriana.
Durante el soterramiento se produce la transformación a kerógeno, cuyo tipo
depende de la materia orgánica que constituye parte del sedimento. Los
-15- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
kerógenos del tipo I y II son los más apropiados para la generación de
petróleo.
A temperaturas entre 50° C y 80° C se producen reacciones catalíticas en el
kerógeno y se forman cicloalcanos y alcanos que son los constituyentes
esenciales del petróleo crudo. En esta etapa, la roca generadora está madura.
Con incrementos constantes en temperatura, aumenta la producción de
petróleo. La condición más favorable se da entre 70° C y 100° C y se
denomina ventana de petróleo. Con gradiente geotérmico medio, la
profundidad de la ventana de petróleo se encuentra entre 2 km y 3.5 km.
Con el aumento de temperatura se inicia la producción de gas y decrece la de
petróleo. El gas es húmedo en una primera etapa, pero a más de 150° C se
genera gas seco. En la figura 6 se muestra la relación entre el tiempo de
soterramiento y las temperaturas necesarias para la generación de petróleo y
gas.
Figura 6. Relación entre tiempo de
soterramiento y temperaturas para la
generación de petróleo y gas.
-16- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
Para determinar la madurez de la roca generadora se emplean un grupo de
indicadores, entre los cuales se encuentra el color de polen y esporas
(palinomorfos), que con el aumento de temperatura pasan de tonalidades
amarillas a castañas y finalmente a negras; la reflectancia de la vitrinita, este
material aumenta su reflectividad con la temperatura (aumento del tamaño de
las estructuras aromáticas en anillos); y el color de alteración de los
conodontos de manera similar a la del polen y las esporas. En la figura 7 se
muestra un resumen de estos indicadores.
Figura 7 Resumen de indicadores de madurez de la roca madre.
1.6 Migración de hidrocarburos
Los mecanismos de migración del petróleo desde la roca madre hasta la roca
almacenadora se clasifican en: Primaria, secundaria, terciaria y remigración.
La migración primaria se produce cuando el fluido es expulsado de la
roca madre.
La migración secundaria se produce cuando el fluido se mueve de la roca
madre hasta la roca almacenadora siguiendo un patrón simple o
complejo. Algunos autores también incluyen el movimiento del fluido
dentro de la misma roca almacenadora como migración secundaria.
La migración terciaria se produce cuando el fluido se desplaza desde la
roca almacenadora o desde la roca madre a la superficie (algunos
autores le llaman dismigración).
-17- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
La remigración se produce cuando el fluido se desplaza desde una
posición dentro de la roca almacenadora a otra, o bien de una roca
almacenadora a otra que también es roca almacenadora. Algunos
autores solo consideran remigración cuando el fluido se desplaza de una
roca almacenadora a otra roca almacenadora, clasificando los
desplazamientos dentro de una misma roca almacenadora como
migración secundaria. En la figura 8 se ejemplifican los distintos tipos de
migración.
Figura 8. Esquema ejemplificando los mecanismos de migración.
La migración de los hidrocarburos se produce debido a varias causas entre
ellas las más reconocidas están: Presencia de gradientes de presión inducido
por la compactación; gradientes de presión inducidos por reacciones
diagenéticas; por expansión debido a cambios de fase; gradientes químicos y
expansión termal.
1.7 Clasificación de gases naturales y aceites
El petróleo está constituido por hidrocarburados y otros elementos que
contienen cantidades importantes de nitrógeno, azufre y oxígeno así como de
-18- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
organocompuestos de metales pesados y biomarcadores (vanadio y níquel) en
menor proporción. La mayoría de los crudos están conformados por naftenos y
parafina. Los hidrocarburos de los que se compone el petróleo pueden ser
hidrocarburos alifáticos e hidrocarburos aromáticos.
Los hidrocarburos alifáticos pueden ser de cadena abierta y de cadena cerrada.
Los de cadena abierta a su vez se dividen en hidrocarburos saturados
(alcanos), hidrocarburos no saturados (alquenos y alquinos). Los de cadena
cerrada (carbocílicos) que corresponden a la serie de los que son compuestos
con un anillo de carbono, poseen al menos tres átomos de carbono.
Los hidrocarburos aromáticos se basan en el anillo del benceno. La
aromaticidad se define como la relación existente entre el carbono aromático y
el carbono total; esta aromaticidad está relacionada con la densidad del crudo
(cuanto menos hidrocarburos aromáticos, más ligero será el crudo).
El petróleo también tiene otros constituyentes moleculares como el azufre, el
nitrógeno y el oxígeno; así como los compuestos de algunos metales pesados
como el vanadio y el níquel que hay que destacar. La mayoría de los crudos
contienen pequeñas cantidades de hidrocarburos que no pertenecen a la serie
de las parafinas ni de los naftenos; estos son los denominados fósiles
geoquímicos, los cuales presentan una cadena ramificada con moléculas
saturadas; estas ramificaciones son típicas de las ceras de las plantas, y por lo
tanto, son un buen indicador de la procedencia de los hidrocarburos.
El gas natural está compuesto de hidrocarburos no condensables a 20° C de
temperatura y a presión atmosférica. Si está compuesto casi en su totalidad
por metano se le llama gas seco, si la proporción de etano y otras moléculas
pesadas excede un valor arbitrario (normalmente el 4-5%), al gas se le llama
gas húmedo. El gas natural puede tener tres orígenes:
Gas del petróleo. Formado como bioproducto de la generación de petróleo, el
gas acompaña al petróleo en la roca almacén y es denominado gas asociado.
-19- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
El gas formado por modificación termocatalítica del petróleo se llama gas no
asociado.
Gas carbonoso. Formado por modificación termocatalítica o por otro tipo de
modificación a partir del carbón.
Gas bacteriano. Formado por alteración de la materia orgánica a baja
temperatura, en o cerca de la superficie terrestre.
La gravedad API, o grados API, de sus siglas en inglés American Petroleum
Institute, es una medida de densidad que, en comparación con el agua, precisa
cuán pesado o liviano es el petróleo. Si son superiores a 10, es más liviano que
el agua, y por lo tanto flotaría en ésta. La gravedad API se usa también para
comparar densidades de fracciones extraídas del petróleo.
Por ejemplo, si una fracción de este aceite flota en otra, denota que es más
liviana, y por lo tanto su grado API es mayor. Matemáticamente la gravedad
API carece de unidades. Sin embargo, siempre al número se le aplica la
denominación grados API. La gravedad API se mide con un instrumento
denominado densímetro. Existen gran variedad de estos dispositivos. En la
figura 9 se muestra un esquema de clasificación de los hidrocarburos.
-20- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
Figura 9. Clasificación de los hidrocarburos.
Los hidrocarburos según los grados API se clasifican en:
> 40 - condensado
30-39.9 - liviano
22-29.9 - mediano
10-21.9 - pesado
< 9.9 – extrapesado
-21- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
2. ROCA ALMACENADORA Y SELLO
Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante diferenciará
entre la roca almacenadora y roca sello, así como la sedimentología de las
rocas carbonatadas y la sedimentología de rocas clásticas, asimismo explicará
los sistemas de deposito, geometría de cuerpos arenosos y su conectividad,
además de las características de dichos cuerpos arenosos, estudiando los
perfiles de permeabilidad de un yacimiento y saber la importancia que lleva
acabo, los efectos de la diagénesis y porosidad, arcillosidad y el modelo
tridimensional del mismo yacimiento.
2.1 Roca almacenadora
Está formada por un volumen de roca que contiene espacio poroso y tamaño
adecuado para permitir el almacenamiento y flujo de fluidos. Areniscas, calizas
y dolomitas son las rocas más comúnmente encontradas como almacenadoras.
Las propiedades de capilaridad de los espacios porosos son críticos para
caracterizar la roca como almacenadora. El tamaño y forma de los poros, así
como la naturaleza de su interconexión afectan la capacidad para transmitir
fluidos. En las rocas existen poros de una gran variedad de tamaños, que
pueden variar desde micras en calizas hasta cavernas en arrecifes de
carbonatos.
Otro parámetro crítico es la interconexión de poros a través de la roca. Por
ejemplo, muchas rocas sedimentarias están compuestas por partículas de
arena (0.06 a 2 mm de diámetro) depositadas por los ríos o las corrientes
marinas. Este material naturalmente compactado contiene espacios porosos
entre las partículas individuales de tamaño muy uniforme y los poros están
conectados por pasajes estrechos de tamaño uniforme, por lo general
adecuados para permitir el paso de fluidos figura 10.
-22- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
Figura 10. Partículas de tamaño uniforme.
Cualquier variación en el tamaño de las partículas que constituyen la roca
cambiará tanto la distribución del tamaño de los poros como el tamaño de los
canales que los conectan, modificando de manera radical las características de
las rocas almacenadoras figura 11.
Figura 11. Partículas de varios tamaños.
2.2 Roca sello
La determinación de una trampa es la esencia del reto en exploración. La roca
sello es aquella que conforma las condiciones de entrampamiento de los
hidrocarburos. La estrategia de exploración es entender el marco estructural
de los estratos sedimentarios dentro de una cuenca para concebir las
situaciones potenciales de entrampamiento y diseñar métodos para
detectarlas.
-23- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
Una trampa está formada por discontinuidades en la estructura interna de la
roca que yuxtapone una roca almacenadora contra una roca sello de tal forma
que los hidrocarburos no puedan escapar de la roca almacenadora.
La roca sello, en contraste con la roca almacenadora, es una roca en la cual los
poros y en especial sus interconexiones están ausentes o son muy pequeñas
de forma tal que los hidrocarburos no pueden pasar. Las rocas sello son
altamente variables; pueden variar desde rocas sedimentarias con porosidad
baja y cierto grado de capilaridad (que pueden impedir el paso de aceites
relativamente pesados, pero pueden ser permeables al agua y al gas) hasta
una roca totalmente impermeable tal como una estructura salina o de anhidrita
o una lutita uniforme. A estos últimos se les llama sellos perfectos en los que
esencialmente ni los gases ni los líquidos pueden pasar.
Las trampas pueden presentarse en una gran variedad de configuraciones,
pero en general se clasifican en estructurales y estratigráficas (figura 12). Las
trampas estratigráficas se caracterizan por cambios en porosidad y
permeabilidad dentro de una capa o roca, dando origen a cuerpos lenticulares
de sedimentos con características de roca almacenadora, dentro de rocas sello.
-24- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
Figura 12. Tipos de trampas.
Las trampas estructurales son creadas por fallamiento o plegamiento de las
rocas sedimentarias rompiendo con la continuidad normal, yuxtaponiendo
rocas almacenadoras contra rocas sello. Muchas trampas son el resultado de
una combinación de ambas.
2.3 Sedimentología de rocas carbonatadas
Las rocas carbonatadas son susceptibles a pasar por procesos diagenéticos,
producto de la inestabilidad de sus componentes durante su enterramiento.
Los procesos por los cuales suelen pasar las rocas carbonatadas se describen a
continuación.
Micritización. Es un proceso debido a la acción conjunta de la erosión
biológica y la abrasión mecánica, produciéndose la destrucción total o parcial
de la textura interna de las partículas.
Compactación. Este proceso implica una reorganización de las partículas en
respuesta a las nuevas condiciones de presión por sobrecarga, es decir,
-25- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
reducción de la porosidad por pérdida de volumen. La compactación genera
texturas características identificables en estudios de lámina delgada.
Cementación. Consiste en el crecimiento de cristales en espacios
preexistentes. Estos espacios pueden ser tanto interpartículs como
intrapartícula. La cementación puede llevar a la litificación del sedimento y la
pérdida de porosidad.
Los procesos de cementación están condicionados por factores fisicoquímicos
relacionados a distintos ambientes geográficos. Esto hace que se establezcan
una serie de ambientes de cementación que pueden caracterizarse por la
morfología y la mineralogía de sus cementos.
Los principales ambientes de cementación son la zona vadosa que se
encuentra el paso de las aguas meteóricas; la zona freática continental que es
una zona saturada en agua de origen continental; la zona freática marina que
es una zona saturada de agua de origen marino; y la zona intermareal que
está situada entre la subida y la bajada de marea, queda bajo la acción
alternante de aguas marinas y ambiente vadoso. En la figura 13 se presenta
un esquema de los principales ambientes de cementación.
Figura 13. Zonas de cementación.
-26- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
Disolución. La disolución es el resultado de la interacción de dos factores, a
saber, la composición del agua de los poros y la mineralogía de las partículas.
Cuando estos dos factores se encuentran en desequilibrio, a consecuencia de
los cambios que tienen lugar en el enterramiento, se produce la disolución. El
resultado final de los procesos de disolución va a ser la creación de diferentes
tipos de poros. A este tipo de porosidad se le llama porosidad secundaria. En la
figura 14 se muestra el efecto de la disolución en la porosidad.
Figura 14. Efecto de la disolución en la porosidad.
Recristalización. Esta se identifica como la modificación de los cristales de la
roca. De manera general se equipara el paso de micrita (menor a 4 micras) a
microesparitita (entre 4 y 10 micras) y posteriormente a pseudoespartita
(mayor a 10 micras); de esta manera el resultado final son cristales de gran
tamaño que se pueden confundir con los cristales de cementación (esparita).
La distinción entre unos y otros resulta fundamental.
-27- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
Dolomitización. Se pueden identificar dos casos, reemplazo total y reemplazo
parcial. En el caso del reemplazo total se puede conservar la textura de
depósito total o parcialmente o no conservar vestigios de la textura
deposicional. En el caso de reemplazo parcial, generalmente se produce un
orden selectivo, lo primero en dolomitizarse es la matriz micrítica y
posteriormente los bioclastos. En otras ocasiones la selectividad se establece a
través de fracturas, estructuras sedimentarias, etc.
Dedolomitización. Este proceso se presenta en condiciones superficiales
debido a la acción de las aguas meteóricas. La dedolomitización no destruye la
textura previa, debido a ello es posible distinguir una calcita primaria de otra
que ha sufrido proceso de dolimitización seguido de una dedolomitización.
Sustituciones. El magnesio es uno de los elementos más comunes en las
aguas marinas y una de las substituciones más frecuentes del calcio en la
calcita. En un ambiente marino de condiciones normales con relación calcio -
magnesio constante, la temperatura será el factor principal en la precipitación
de calcita con alto o bajo contenido de magnesio; en altas latitudes o aguas
profundas, con temperaturas bajas se favorecerá la precipitación de calcita con
bajo contenido de magnesio; mientras que en bajas latitudes o aguas
superficiales se favorecerá la precipitación de calcita con alto contenido de
magnesio.
2.4 Sedimentología de rocas clásticas
Las rocas sedimentarias clásticas están hechas de fragmentos de otras rocas
llamadas sedimentos. Cristales minerales llamados cemento, mantienen juntos
a los sedimentos.
Las rocas sedimentarias clásticas se pueden clasificar atendiendo al tamaño de
los sedimentos, la mezcla de sedimentos de distinto tamaño y si estos están
redondeados o son de forma angulosa.
-28- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
Diferentes tipos de rocas se forman en los diversos medios ambientes. Por
ejemplo, la arenisca, una roca sedimentaria hecha de granos de arena, se
puede formar en una playa o desierto de dunas de arena. La pizarra, una roca
sedimentaria hecha de barro y arcilla, puede formarse en pantanos, en el
fondo de los lagos y demás medio ambientes pantanosos. El conglomerado,
una roca sedimentaria hecha de grava y arena, se puede formar del sedimento
proveniente del fondo de corrientes. En la figura 15 se muestran distintos tipos
de rocas clásticas.
Figura 15. Distintos tipos de rocas clásticas.
Los procesos diagenéticos afectan principalmente a los granos. Ocurren los
siguientes procesos: Compactación, cementación, alteración de granos
inestables y disolución de granos.
La compactación consiste en la reducción de los espacios porosos debido a la
presión ejercida por los sedimentos suprayacentes. Aquí los granos se
reordenan, deforman, interpenetran y fragmentan.
La cementación implica la precipitación de minerales a partir de fluidos acuosos
en los poros.
-29- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
La alteración de granos inestables consiste en una alteración química a medida
que progresa la diagénesis. Los más afectados son los feldespatos y los
fragmentos de roca volcánica.
La disolución de granos se debe principalmente a la presencia de ácidos
carbónicos provenientes de la disolución del CO2, afectando de manera
fundamental a los carbonatos y feldespatos. La disolución de granos, matriz y
cemento que ocurre en la diagénesis tardía es de gran importancia en la
génesis de yacimientos de hidrocarburos, ya que crea una porosidad
secundaria que aparece justo cuando la temperatura y profundidad son los
adecuados para la formación y preservación de los hidrocarburos, permitiendo
su migración, entrampamiento y acumulación en yacimientos económicamente
explotables.
Al ser los limos y las arcillas sedimentos de tamaño muy fino, requieren de
muy poca velocidad de corriente para asentarse. Sin embargo, la mayoría de
estos sedimentos se hallan en ambientes costeros y marinos con velocidades
relativamente altas. Esto se debe a que existen dos procesos que permiten su
asentamiento: Uno inorgánico (floculación) y otro orgánico (pelletización).
Cabe destacar que en estos sedimentos además de minerales de arcilla y
granos finos de cuarzo y feldespato, la materia orgánica es uno de los
constituyentes más importantes, siendo por excelencia las rocas madres del
petróleo.
La diagénesis temprana ocurre mientras el sedimento se halla en contacto con
agua marina intersticial, ocurriendo reacciones de degradación de materia
orgánica y formación de minerales de hierro (óxidos, sulfuros). En la
diagénesis intermedia se produce compactación y deshidratación; en la
diagénesis tardía ocurren fenómenos de sobrepresión (cuando la presión de
agua en la roca supera la litostática adquiriendo la roca plasticidad),
generación de hidrocarburos y concentración de elementos trazas (U, Mo, V,
Ni, etc.).
-30- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
La sobrepresión de las lutitas origina estructuras geológicas tempranas que
constituyen canales para la migración del petróleo, y trampas estructurales
que permiten su acumulación; por ejemplo fallas, diapiros de barro y
anticlinales de barro.
2.5 Sistemas de depósito
De manera general, el término de ambiente de depósito sedimentario está
definido como el conjunto de procesos físicos, químicos y biológicos que se
encuentran afectando la sedimentación.
Se han reconocido tres ambientes primarios para el depósito global de
sedimentos: (1) Continental, (2) Marino-marginal, y (3) Marino. Cada uno de
éstos se encuentra dividido en diferentes sistemas de depósito, así como en
una serie de ambientes y subambientes asociados. Estos se muestran en la
figura 16.
Figura 16. Clasificación general de los ambientes de depósito.
En lo que respecta al depósito continental, podemos mencionar que los
sedimentos son acumulados dentro de cinco sistemas bien definidos: Fluvial,
desértico, lacustre, glacial, y volcánico. Cada uno de ellos presenta ambientes
sedimentarios característicos. Por ejemplo, los sedimentos fluviales son
depositados principalmente por ríos generados en regiones húmedas; dentro
-31- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
de los sistemas desérticos, volcánico y glacial, también se tiene el desarrollo
de ríos que depositan el material, pero con características sedimentológicas
diferentes.
En el ámbito global, los afloramientos de rocas sedimentarias de origen
continental son menos abundantes que su contraparte depositada en sitios
marinos y marginal marinos; sin embargo, éstos pueden llegar a representar
un papel muy importante en la historia geológica de una región en particular.
Los depósitos que se generan en los sitios continentales son sedimentos
predominantemente detríticos que se caracterizan por un contenido fosilífero
escaso, llegando a dominar en algunos casos, restos de madera fósil y algunos
vertebrados. Sin embargo, pueden presentarse productos subordinados tales
como calizas de agua dulce que contengan una gran cantidad de invertebrados
fósiles. Inclusive, en aquellos sedimentos finos de planicies de inundación
fluvial o lacustre, podemos encontrar una diversidad de polen y esporas muy
importantes en la palinología.
2.6 Geometría de cuerpos arenosos y su conectividad
Los cuerpos arenosos se depositan principalmente en abanicos fluviales y
aluviales. Los abanicos fluviales se caracterizan por cubrir grandes extensiones
de terreno con pendientes inferiores a 2°; mientras que los abanicos aluviales
son pequeños cuerpos sedimentarios que tienden a desarrollarse a lo largo de
frentes montañosos, vertientes de grandes valles o en los laterales de los
glaciares.
Los abanicos fluviales se caracterizan por diversos tipos de procesos de
acumulación, en los que los materiales se transportan canalizados mediante
barras y formas de fondo de diverso orden y magnitud. En las zonas de curso
sinuoso se llegan a desarrollar barras de meandro representativas de episodios
de acreción lateral.
-32- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
En las estructuras fluviales más comunes se pueden formar varios tipos de
depósitos. Estos son de gran importancia para reconstruir la historia
geomorfológica de los canales. A continuación se describen estas estructuras.
Barra de meandro. Constituyen cuerpos arenosos tabulares con base erosiva
tapizada por material más grueso, los diversos episodios de acreción lateral
forman prismas de sedimento o unidades acrecionales limitadas por superficies
erosivas inclinadas de 1 a 25°.
Fondo de canal. La progresiva disminución de la energía del flujo hace que
cada unidad acrecional se organice en una secuencia grano-decreciente.
Diques naturales. Están compuestos de granos finos con algo de arena más
gruesa hacia el canal, se forman con los sedimentos de mayor tamaño de
grano de la carga en suspensión. Normalmente son una alternancia de arenas,
limos y arcillas que reflejan las múltiples oscilaciones del nivel y energía del
agua.
Llanura de inundación. La sedimentación de estos depósitos depende del
clima y la distancia al canal activo. En general la tasa de sedimentación es muy
baja obteniéndose como resultado espesores de centímetros, principalmente
de lutitas y ocasionalmente algún cuerpo arenoso con una distribución que
alcanza toda la zona inundada. Las inundaciones fuertes suelen suceder de
manera esporádica.
Lóbulo de derrame. Se crean durante las inundaciones. La rotura de los
diques naturales introduce sedimento grueso en la llanura de inundación. Los
depósitos de lóbulo de derrame están constituidos por múltiples niveles finos
lenticulares de arena, normalmente amalgamados y alternantes con lutitas de
llanura de inundación.
Habilitación de canales secundarios. Este fenómeno está vinculado a una o
varias crecientes importantes, en el que el flujo de inundación modela el nuevo
-33- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
cauce cuando alguna de las depresiones que forman la barra de meandro es
excavada y ocupada por la corriente principal.
Estrangulamiento. El río crea meandros debido a la erosión por la acción
hidráulica sobre las orillas. Después de un largo periodo este meandro se va
curvando cada vez más y con el tiempo puede suceder que el cuello del
meandro acabe tocando el lado opuesto. Entonces el río cortará por el cuello,
separando el meandro que formará un Oxbow lake del nuevo cauce. El Oxbow
lake es un pequeño lago en forma de U que se forma en la curva del meandro
abandonado dejando el antiguo canal bloqueado. Éste suele recibir lutitas en
suspensión durante las crecidas.
Avulsión. Se trata de un proceso predominante en un abanico fluvial y hace
referencia al abandono, más o menos súbito, de un tramo relativamente largo
del cauce, con la adopción de una nueva traza alejada de la anterior. Los
factores condicionantes de la avulsión son una gran tasa de sedimentación en
un sitio puntual o trecho del cauce, el cual trae como consecuencia una
sobreelevación del cauce. Si la llanura adyacente en ese punto o tramo, se
ubica en una cota altimétrica menor que el lecho de la corriente, entonces se
produce la avulsión.
En la figura 17 se presentan los elementos morfológicos de un sistema fluvial.
Figura 17. Elementos morfológicos de un sistema fluvial.
-34- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
2.7 Cuerpos arenosos característicos
Areniscas de relleno de canal. Se constituyen cuando los paleocanales se
rellenan de sedimento. Son cuerpos formados por arena media a gruesa, cerca
de la base y la arena fina en la parte superior, encontrándose ocasionalmente
cantos blandos de arcilla en la base. La presencia de gránulos de lodo indica
momentos en que la fuerza del flujo fue suficiente como para erosionar los
materiales cohesivos de la llanura de inundación. La granulometría decreciente
y la falta de estructura de acompañamiento indican la disminución de velocidad
del flujo y sugiere un transporte dominante de carga de suspensión.
Cuerpos tabulares. Son cuerpos arenosos con relación ancho alto > 15, con
base relativamente plana, en forma de canal y rellenos de arena media a fina
que rara vez contiene gránulos de barro. Estos cuerpos se suelen encontrar
intercalados con depósitos de desbordamiento, lo que sugiere que en tiempos
de caudal máximo, el flujo de desbordamiento podía ser importante.
Canales menores. Se caracterizan por geometrías de corte transversal.
Generalmente son masivos y rellenos con areniscas de grano fino. Tienen
bases erosivas y pueden estar amalgamados presentando ocasionalmente un
alto nivel de interconexión con cuerpos tabulares.
Complejos multiepisódicos. Están formados por varios episodios de
deposición de cuerpos confinados menores en la misma estructura de canal.
Por lo general, la unión vertical y lateral de cuerpos individuales constituyen
unidades de areniscas de algunos metros de espesor y varios metros de ancho.
El sedimento varía y suele ser de arena gruesa. Los cuerpos que forman un
complejo multiepisódico generalmente disponen de estructuras bien definidas.
El sedimento de cada cuerpo menor se comporta como un flujo confinado,
depositando los sedimentos como carga de fondo y carga suspendida por
disminución de flujo.
-35- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
Cuerpos tabulares. De flujo poco canalizado. La mayoría de estos cuerpos
presentan superficies basales erosivas suavemente onduladas. En general, los
cuerpos carecen de estructuras deposicionales aunque se pueden reconocer
ocasionalmente algunas estructuras. El tamaño del grano no suele variar
verticalmente a través del depósito, aunque suele haber ligeros cambios
laterales. La fracción más gruesa se acostumbra encontrar en la parte central.
Cuerpos tabulares de flujo no canalizado. Constituido por facies de
marcada base, no erosivas, masivas y de grano fino a muy fino. No hay
variación vertical y lateral en el tamaño de grano. Las estructuras pueden estar
conectadas o aisladas por lutitas. Se presentan como unidades discretas y no
amalgamadas.
En la figura 18 se muestra un esquema de distribución cuerpos tabulares.
Figura 18. Cuerpos tabulares.
-36- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
2.8 Perfiles de permeabilidad
El estudio de la permeabilidad de un yacimiento es muy importante desde sus
inicios. En un principio, es muy significativo porque la permeabilidad efectiva
horizontal promedio del petróleo o del gas controla la productividad y el diseño
de terminación del pozo. Después la permeabilidad vertical es de mayor
trascendencia debido al efecto de conificación del gas y del agua.
La distribución de la permeabilidad, tanto horizontal como vertical afecta de
modo determinado el comportamiento del yacimiento y la recuperación de los
hidrocarburos, al mismo tiempo que determina la viabilidad de los procesos de
recuperación secundaria y terciaria.
La magnitud del contraste de permeabilidades se hace cada vez más
importante en la producción prolongada. Las capas delgadas, las fallas y las
fracturas pueden tener un gran efecto en el movimiento del gas, del acuífero
asociado, y del gas y agua inyectados. Por ejemplo, una capa de baja
permeabilidad, o barrera impermeable, impedirá el movimiento del gas hacia
abajo. Una capa de alta permeabilidad, o conducto, llevará rápidamente agua
indeseada a un pozo en producción. Ambas pueden afectar de manera
significativa la eficiencia de barrido de un yacimiento.
Un manejo eficaz de un yacimiento depende de la distribución lateral y vertical
de la permeabilidad. En la figura 19 se muestran varios esquemas de perfiles
de permeabilidad.
-37- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
Figura 19. Perfiles de permeabilidad mostrando distintos escenarios.
2.9 Efecto de la diagénesis y porosidad, arcillosidad
La diagénesis actúa a través de los diversos procesos diagenéticos y tiene una
influencia importante en la porosidad de las rocas. A continuación se describen
estos efectos.
-38- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
La disolución es un proceso diagenético que crea porosidad secundaria. Suele
actuar entre 2 y 3 km de profundidad y puede remover tanto cementos como
clastos.
La compactación implica la pérdida de volumen de sedimento y el
decrecimiento de la porosidad producidos por fenómenos de sobrecarga y
esfuerzos tectónicos. La compactación inicial conduce a la pérdida de agua que
satura los sedimentos y a un incremento en el empaque de los granos. El
reordenamiento simple de (teórico) de esferas reduce la porosidad desde
47.6% (empaque cúbico) a 26% (empaque romboédrico).
La cementación consiste en la precipitación masiva de substancias en los poros
de las rocas. En los conglomerados y las areniscas es uno de los más
importantes procesos de litificación y de reducción de la porosidad primaria.
La precipitación de halos de arcilla es uno de los eventos diagenéticos más
tempranos, en general precede al crecimiento de cuarzo o a la cementación de
calcita. Cuando este halo o anillo es espeso puede inhibir la cementación
ulterior y preservar la porosidad de la arenisca.
2.10 Modelo tridimensional
Un modelo geológico tridimensional de un yacimiento se construye estimando
sus propiedades petrofísicas; aplicando alguna técnica de interpolación
tridimensional para propagar la información dura disponible en pozos a lo largo
de todo el volumen. Una técnica muy usada es el método de kriging
tridimensional. Las propiedades petrofísicas, las indicaciones de facies, la
porosidad, la permeabilidad y la saturación son algunas de las propiedades que
debe contener el modelo tridimensional.
Otras técnicas para la construcción del modelo tridimensional están la
simulación gaussiana, el método de simulated anealing, las redes neuronales y
el uso de modelos fractales.
-39- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
3. GEOLOGÍA ESTRUCTURAL
Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante analizará los
tipos de cuencas sedimentarias que hay sobre la superficie de la tierra, así
como la tectónica de placas, los tipos de trampas, los mapas geológicos y de
yacimientos y las estructuras e isopacas y de sísmica que actualmente existen
del subsuelo, además de la generación de secciones que permiten construir
cortes verticales, horizontales y en cualquier dirección de visualización.
La geología estructural es parte de la ciencia geológica que estudia la
arquitectura de la tierra. Observa el desarrollo de los procesos mecánicos y los
movimientos de la corteza terrestre. Analiza las deformaciones y las causas
que originaron estas formas que actualmente presentan.
Los movimientos que afectan a la corteza terrestre provienen de los
movimientos tectónicos; los movimientos ascensionales del magma; la presión
litostática ejercida sobre las rocas del subsuelo, debido a la acumulación de
enormes masas de sedimentos; la acción de las corrientes de convección en el
manto terrestre.
3.1 Tipos de cuencas
Las cuencas sedimentarias son áreas de subsidencia donde se lleva a cabo la
acumulación de sedimentos para eventualmente formar una sucesión
estratigráfica.
Una cuenca es un área topográficamente baja sobre la superficie de la Tierra,
con respecto a sus áreas adyacentes, puede ser de origen tectónico o erosional
y representa un área de erosión y depósito de sedimentos, en ocasiones la
sedimentación puede ser interrumpida (discordancias).
-40- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
En cuanto al tamaño pueden ser pequeñas (km2) o grandes (100+ km2),
pueden ser simples o compuestas (subcuencas) y cambiar de forma y tamaño
a partir de la erosión, la sedimentación, la actividad tectónica, y los cambios en
el nivel del mar.
En México se han podido identificar las siguientes cuencas sedimentarias con
potencial petrolero: Sabinas, Burgos, Tampico, Misantla, Veracruz, del Sureste,
Sierra Madre Oriental, Golfo de México Profundo, Sierra de Chiapas, California,
Golfo de California y Chihuahua.
Las principales cuencas por su producción acumulada y reservas remanentes
de aceite son las de Tampico-Misantla y las denominadas Cuencas del Sureste.
Las cuencas de Sabinas, Burgos y Veracruz son primordialmente gasíferas,
destacando por su volumetría la de Burgos.
Actualmente, la cuenca con menor conocimiento es la del Golfo de México
Profundo, figura 20.
Figura 20. Cuencas petroleras de México.
-41- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
3.2 Tectónica de placas
La litosfera es la capa rígida más externa de la Tierra. Pero esta capa no forma
un único bloque, sino que está fragmentada a modo de rompecabezas cuyas
piezas se denominan placas. Las placas adyacentes se conectan entre sí
mediante diferentes estructuras geológicas, que dan lugar a los diferentes
tipos de bordes o límites de placa.
La litosfera es la capa sólida que envuelve toda la superficie terrestre, y está
dividida en grandes fragmentos denominados placas, figura 21.
Figura 21. La litosfera.
-42- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
La reconstrucción de la historia geológica de los continentes, a partir de la
datación de rocas y fósiles, así como de datos paleomagnéticos y
paleoclimáticos, ha permitido deducir la posición de los continentes desde el
Cámbrico.
Los continentes estuvieron unidos por última vez hace 270 millones de años.
Desde entonces, se han desplazado hasta alcanzar la posición que ocupan
actualmente.
La hipótesis más aceptada para explicar el movimiento de los continentes
sugiere que las corrientes de convección de la astenosfera arrastran a las
placas litosféricas como una cinta transportadora.
Las placas litosféricas flotan sobre la astenosfera, y se desplazan sobre ésta a
causa de las corrientes de convección, figura 22.
Figura 22. Deriva continental.
Para que África y Sudamérica se separaran, la litosfera se fracturó en todo su
espesor, hasta alcanzar la astenosfera. A medida que se separaban, el espacio
que quedaba entre estos continentes fue llenado con el océano Atlántico.
¿Significa esto que el fondo del océano Atlántico está formado por la
astenosfera? Según la teoría de la Tectónica de placas, la separación de los
continentes tiene lugar a comienzos del Mesozoico, en esa época todos los
-43- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
continentes se encontraban unidos. La separación progresiva de los
continentes fue acompañada de la creación de litosfera oceánica. Si la litosfera
ya cubría toda la superficie terrestre, no había cabida para más litosfera, figura
23.
Figura 23. Generación del Rift continental
-44- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
La expansión de los océanos debería ir, por tanto, acompañada de otros
procesos que compensaran la generación de un exceso de litosfera. El proceso
más general es la destrucción de litosfera en las zonas de subducción.
La destrucción de litosfera se produce en las zonas de subducción, que son
bordes de placa convergentes, en los que una placa se introduce por debajo de
la otra, figura 24.
Figura 24. Placas convergentes
-45- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
3.3 Tipos de trampas
Delinear una trampa es la parte esencial de los estudios de exploración.
Entender la estructura y los estratos sedimentarios dentro de una cuenca lo
mejor posible; delinear todos los entrampamientos potenciales y diseñar las
estrategias para conocerlos a detalle.
Una trampa está formada por discontinuidades en la distribución de las rocas
que pone en contacto una roca almacenadora con una roca sello de tal forma
que los hidrocarburos no pueden escapar del yacimiento.
En la trampa ocurre una gran variedad de configuraciones que se clasifican
como estructurales y estratigráficas.
Las trampas estratigráficas se forman por cambios dentro de una capa o roca,
resultado del depósito de cuerpos de forma lenticular con características de
roca almacenadora encajonada por sedimentos con características de roca
sello.
Las trampas estructurales son creadas por plegamiento o fallamiento de capas
sedimentarias, que rompen la continuidad normal poniendo en contacto una
roca almacenadora con una roca sello.
En la práctica, algunas trampas son el resultado de una combinación de ambos
tipos de trampas.
3.4 Mapas geológicos y de yacimientos
Actualmente existen en el mercado equipos de cómputo y software muy
poderosos que permiten el manejo virtual de modelos tridimensionales del
yacimiento. Este tipo de visualizadores permiten construir imágenes del
yacimiento incorporando datos de las distintas disciplinas que intervienen en la
exploración.
-46- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
En la figura 25 se muestran tres imágenes construidas en uno de estos
visualizadores. En ellos es posible generar todo tipo de mapas geológicos,
estratigráficos, geofísicos, de producción, etc.
Figura 25. Imágenes tomadas de un visualizador de modelos virtuales del subsuelo.
3.5 Estructuras e isopacas y de sísmica
Los actuales visualizadores de modelos virtuales del subsuelo, permiten
construir mapas de espesores de capas rocosas emplazadas en medio de dos
horizontes conocidos. A este tipo de mapas se les llama de isopacas; mismos
que son útiles para conocer y estudiar espesores de roca almacenadora, de
roca madre y de roca sello, permitiendo así hacer una mejor evaluación de las
capacidades de almacenamiento, producción de hidrocarburos y de sello de
cada una de las unidades rocosas presentes en el subsuelo.
3.6 Generación de secciones
Asimismo, estos visualizadores permiten construir cortes verticales,
horizontales y en cualquier dirección del modelo visualizado. Estos cortes se
llaman secciones y permiten ver al interior del modelo en cualquier dirección y
con cualquier tipo de información que haya sido integrada.
En la figura 26 se muestra un conjunto de perfiles generados dentro del
ambiente de un visualizador de modelos virtuales.
-47- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
Figura 26. Visualización de secciones en el ámbito virtual.
-48- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
4. GEOLOGÍA EN LA EXPLORACIÓN: REGISTROS DE POZOS,
PLAYS Y PROSPECTOS
Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante identificará las
técnicas geofísicas de los registros de pozos que se utilizan en las
perforaciones petroleras, así como los plays, los prospectos y leads que están
presentes en un área de posibles trampas de hidrocarburos.
Si se piensa en el subsuelo en función de una ecuación matemática, esta sería
una ecuación muy complicada. Muchas de sus variables no podrían ser
medidas de manera adecuada antes e incluso después de la perforación. Así
los esfuerzos exploratorios están encaminados a reducir el riesgo de estar
equivocados en la solución de la “ecuación del subsuelo”.
En la figura 27 se ilustra la interrelación entre las seis disciplinas que pueden
ser usadas para minimizar el riesgo de un pozo seco. No siempre se puede
contar con información de todas estas disciplinas, por lo que es común contar
solo con una o dos de ellas para tomar decisiones respecto a la creación de un
play.
-49- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
Figura 27. Disciplinas involucradas en la exploración.
4.1 Registros de pozos
Los registros de pozo son técnicas geofísicas que se utilizan en las
perforaciones petroleras para obtener mayor información de los parámetros
físicos y geológicos del pozo tales como: Cantidad de petróleo móvil,
saturación de agua en la formación, resistividad de las rocas, porosidad, etc.
Estos registros se pueden agrupar en eléctricos, nucleares, acústicos y
electromagnéticos, atendiendo al método físico empleado en las mediciones.
Cada registro proporciona información específica en función de las propiedades
físicas que mide. El análisis en conjunto de varias de ellas, sumada con la
información que se tenga del campo petrolero, permitirá obtener un perfil de la
formación adyacente al pozo, así como estimar la cantidad de petróleo
extraíble y por lo tanto, determinar el valor comercial del mismo.
4.2 Plays
Un play es una actividad exploratoria que involucra un volumen de roca
definido geográfica y geológicamente, en el cual se tienen ubicados uno o más
objetivos petroleros (ver figura 28). Geológicamente, un play puede contener
-50- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
una sección sedimentaria completa o solo algunos horizontes de una sección
estratigráfica.
Figura 28 Plays y prospectos.
4.3 Prospectos
Un prospecto involucra un área más pequeña con posibles trampas de
hidrocarburos que pueden estar apiladas verticalmente y que merecen ser
perforadas en uno o más puntos.
La diferencia entre un play y un prospecto es la escala. Es común que varios
prospectos puedan estar contenidos y desarrollados dentro de un play.
En un play el personal técnico se compone de geólogos y geofísicos que
pueden estar apoyados por un grupo de procesamiento sísmico, brigadas de
campo y un grupo de interpretación. También es común que reciban el apoyo
de especialistas en petrofísica.
4.4 Lead
Un “lead” es un área para la cual hay suficientes datos para indicar la
posibilidad de un prospecto pero no tantos como para recomendar una
perforación.
-51- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
Algunos ejemplos
Un play puede iniciarse con una o varias disciplinas. En la tabla 1 se muestran
diversos ejemplos. Algunos plays pueden ser abordados varias veces, los
cuales pueden ser fallidos o tratados de forma incorrecta antes de hacer
intervenir las disciplinas necesarias.
Un ejemplo es la cuenca de Michigan. El play del reef del Niágara ha sido
abordado anteriormente, pero hasta que el procesamiento de datos geofísicos
pudo tratar los problemas de velocidades superficiales que existen en el área,
fue que se pudo usar una combinación de estratigrafía de carbonatos y
geofísica para localizar los reefs del Niágara.
El play western overthrust belt fue abordado en repetidas ocasiones, pero los
datos geofísicos eran muy pobres para resolver estructuralmente los
prospectos. La migración con ecuación de onda ayudó a definir estas
oportunidades exploratorias.
El reef Edwards en Texas es un ejemplo en el que la selección de localidades
de perforación se realizó con base en geofísica. Se pudieron definir condiciones
favorables de porosidad en carbonatos dentro de una trampa estratigráfica
muy grande.
El descubrimiento en Spring Fields en Nevada es un ejemplo de sinergia
usando geoquímica para definir la generación y migración de hidrocarburos, el
análisis geomorfológico para localizar condiciones de entrampamiento óptimas
y la respuesta geofísica para mapear el campo. Este es un play único porque el
yacimiento es una ignimbrita con porosidad de matriz y fracturas selladas por
rocas clásticas en una secuencia de relleno del valle.
-52- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
5. MÉTODOS INDIRECTOS DEL SUBSUELO
Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante observará las
propiedades físicas de las rocas y sus contrastes, así como el conocimiento del
arreglo de las rocas en el interior de la tierra, partiendo de las ventajas y
desventajas de los métodos indirectos del subsuelo.
En general, la geofísica aplicada o exploración geofísica se refiere al uso de
métodos físicos y matemáticos para determinar las propiedades físicas de las
rocas y sus contrastes. El propósito de tal determinación es conocer el arreglo
de los cuerpos de roca en el interior de la tierra, así como las anomalías
presentes en ellas.
Algunos de los métodos de exploración geofísica más usados son:
Electromagnéticos, potenciales y sísmicos.
El conocimiento del arreglo de las rocas en el interior de la tierra puede tener
un objetivo científico o comercial. Por ejemplo, conocer las dimensiones de un
reservorio de hidrocarburos a través de métodos sísmicos o caracterizar la
cámara magmática de un volcán por medio de estudios gravimétricos.
También es utilizado en la ingeniería civil para estudiar un terreno donde se
comenzará una construcción. Se hace una exploración para determinar la
profundidad a la que se encuentran los estratos de roca sana, es decir, capaces
de soportar la construcción.
La expresión geofísica aplicada es usada de forma intercambiable con las
expresiones: Métodos de prospección geofísica, exploración geofísica e incluso,
aunque de forma muy poco frecuente, ingeniería geofísica.
-53- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
5.1 Ventajas
Las grandes ventajas de los métodos indirectos se pueden resumir en tres
aspectos: Economía, rapidez de ejecución y amplio cubrimiento. A continuación
se explican cada una de estas ventajas.
Economía. Permite obtener información del subsuelo sin grandes gastos como
los que se tendrían que hacer usando un método directo. Este tipo de
procedimientos también tienen un impacto en el costo de perforación de pozos,
ya que al tener información indirecta del subsuelo, antes de la perforación de
un pozo, se pueden prevenir posibles problemas en la perforación. Por otro
lado, un mejor conocimiento del subsuelo ayuda a orientar mejor los
programas de perforación a estructuras con mayor probabilidad de éxito.
Rapidez de ejecución. Como se realizan desde la superficie de la tierra o en
ocasiones en el interior de pozos para obtener información del material rocoso
situado por debajo del suelo, entre pozos o en las vecindades de estos últimos,
estos estudios se realizan en un tiempo breve comparado con el que se
emplearía si se efectuaran en una gran cantidad de pozos para tener acceso a
todo el volumen de roca estudiado.
Amplio cubrimiento. Permite cubrir grandes volúmenes rocosos en el
subsuelo. Hacerlo con métodos directos sería imposible.
5.2 Desventajas
Las desventajas de los métodos indirectos se pueden resumir en tres aspectos:
Resolución, ambigüedad y superposición. A continuación se explica cada una
de estas ventajas.
Resolución. Con ellos es difícil obtener detalles de cuerpos cuyos tamaños son
menores a las decenas de metros. La resolución está en función de la
-54- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
profundidad; a medida que la profundidad del objeto de estudio aumenta,
disminuye la capacidad del método para resolver cuerpos pequeños.
Ambigüedad. Los resultados proporcionados por los métodos indirectos tienen
que ver con las propiedades físicas del subsuelo y no con un material
específico. Las propiedades físicas identificadas en el subsuelo pueden
corresponder a una gran variedad de materiales o combinaciones de los
mismos. Una anomalía en las propiedades eléctricas del subsuelo se debe a la
presencia de un material resistivo o conductor, pero en ningún caso es
identificativo de un tipo de roca o de fluido específico en los poros de las rocas.
Superposición de efectos. Las mediciones tomadas por métodos indirectos
reciben la influencia de un volumen de roca en el subsuelo y no solo del cuerpo
de interés. Aunque en algunos casos es posible aplicar técnicas para separar
los efectos debidos a cuerpos distintos del que se estudia, éstos parten de
ciertas suposiciones teóricas que generalmente no se cumplen en su totalidad;
y requieren de información adicional que puede provenir de otros métodos
indirectos o de métodos directos. De cualquier manera estas técnicas son un
buen auxiliar en la exploración del subsuelo.
-55- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
6. MÉTODOS POTENCIALES
Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante describirá los
métodos potenciales, tales como la gravimetría y la magnetometría, la
interpretación de los datos y obtener los resultados que tengan sentido
geológico.
6.1 Gravimetría
Es un procedimiento muy importante en la búsqueda de depósitos minerales.
Este método aprovecha las diferencias de la gravedad en distintos sectores. La
gravitación es la aceleración (m/s2) de un objeto que está cayendo a la
superficie. La gravitación normal (promedio) en la tierra es 9,80665 m/s2.
Grandes cuerpos con valores de densidad alta pueden aumentar la gravitación
en una región determinada porque rocas de mayor densidad aumentan la
aceleración. En la figura 29 se presenta un esquema de las bases de la
gravimetría.
Figura 29. Bases de la prospección gravimétrica
-56- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
El gravímetro es un equipo que puede medir diferencias muy finas en la
gravedad. Principalmente cada balanza es un "gravímetro" porque una balanza
mide el peso de un objeto. En la figura 30 se muestra un esquema del principio
de funcionamiento de un gravímetro.
Figura 30. Principio de funcionamiento de un gravímetro
Una anomalía de gravedad se define como la variación de los valores medidos
de la gravedad con respecto a la gravedad normal después de haber aplicado
las correcciones necesarias.
Las correcciones comúnmente aplicadas a los datos gravimétricos tomados en
terreno son por: Calibración, deriva del gravímetro, influencia de las mareas,
latitud, altura, topografía y Bouguer.
La anomalía de aire libre resulta de las correcciones de la influencia de las
mareas, de la deriva del instrumento de medición, de la latitud y altura.
La anomalía de Bouguer se obtiene aplicando todas las correcciones antes
mencionadas.
Un valor corregido es igual al valor observado de la gravedad menos el valor
previsto de la gravedad basándose en el modelo terrestre elegido. En
consecuencia, una anomalía es la diferencia entre lo observado y lo previsto de
acuerdo con el modelo terrestre aplicado. En la figura 31 se presenta el mapa
-57- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
de anomalías gravimétricas según el Gravity Recovery and Climate Experiment
(GRACE).
Figura 31. Mapa de anomalías gravimétricas
En la actualidad, es posible medir el gradiente del campo gravitatorio en lugar
de su valor absoluto. Esto se realiza con un gradiómetro de gravedad: Sensor
gravitatorio que según su orientación, puede medir el gradiente en X, Y o Z (o
combinaciones en diagonal). En la figura 32 se muestra un esquema de las
mediciones tensoriales realizadas en gravimetría.
Figura 32. Mediciones gradiométricas
-58- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
En términos simples, el gradiente corresponde a la fluctuación de la gravedad
por unidad de longitud.
6.2 Magnetometría
Es un método geofísico como la gravimetría, relativamente simple en su
aplicación. El campo magnético de la tierra se ve afectado por la presencia de
cuerpos rocosos que contienen minerales ferromagnesianos. Estos cuerpos
producen su propio campo magnético. Un magnetómetro mide simplemente las
anomalías magnéticas en la superficie terrestre, las cuales son producto de las
variaciones del contenido de minerales magnéticos en las rocas. En la figura 33
se esquematizan las bases teóricas de la prospección magnetométrica.
Figura 33. Bases teóricas de la prospección magnetométrica
Existen varios métodos de medición y varios tipos de magnetómetros, con que
se puede medir el campo magnético. El primer método para determinar la
intensidad horizontal absoluta del campo geomagnético lo desarrolló el
matemático alemán Carl Friedrich Gauss (1831).
El primer magnetómetro útil para la prospección geofísica fue desarrollado en
los años 1914 y 1915. El llamado variómetro del tipo Schmidt mide variaciones
de la intensidad vertical del campo magnético con una exactitud de 1 gamma.
-59- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
El magnetómetro flux-gate se basa en el principio de la inducción
electromagnética y en la saturación, y mide variaciones de la intensidad
vertical del campo magnético.
El magnetómetro nuclear se basa en el fenómeno de la resonancia magnética
nuclear y mide la intensidad total absoluta del campo magnético a tiempos
discretos.
El magnetómetro con célula de absorción se funda en la separación de líneas
espectrales (absorción óptica) por la influencia de un campo magnético. Este
instrumento mide la intensidad total del campo magnético continuamente, con
sensibilidad alta y una exactitud hasta 0.01gamma.
Además de los estudios terrestres tradicionales, en la actualidad es posible
realizar estudios gravimétricos y magnetométricos marinos y aéreos. Aunque
generalmente estos estudios se efectúan de forma separada, desde hace
algunos años es una práctica común llevarlos a cabo de manera simultánea
con los levantamientos sísmicos y con un incremento mínimo en el costo de los
estudios.
Las mejores prácticas de interpretación en la industria petrolera recomiendan
la interpretación conjunta de los datos gravimétricos y magnéticos con los
resultados obtenidos de la sismología.
-60- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
7. MÉTODOS ELECTROMAGNÉTICOS
Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante analizará los
métodos electromagnéticos utilizados en la geofísica de exploración, además
de los procedimientos que se utilizan en dicha exploración en las zonas
petroleras.
Los métodos electromagnéticos utilizados en geofísica de exploración tienen
como objetivo principal cuantificar las variaciones en conductividad eléctrica de
la tierra en función de la profundidad. Avances recientes en la teoría así como
la instrumentación, han permitido utilizar estos procedimientos en la
exploración de zonas geotérmicas, de hidrocarburos, mantos acuíferos y zonas
de alta mineralización caracterizadas por presentar cambios en la
conductividad eléctrica.
Uno de los métodos electromagnéticos de mayor éxito en la industria petrolera
es el llamado Controlled Source ElectroMagnetic (CSEM). Este método usa los
mismos principios que los estudios resistivos de registro de pozo, para mapear
cuerpos resistivos en el subsuelo como yacimientos de hidrocarburos en el
mar.
Como la resistividad del fluido contenido en los poros determina en gran
medida la respuesta electromagnética, el levantamiento CSEM es el compañero
perfecto de las técnicas sísmicas, que generalmente proporcionan información
estructural. Estos dos métodos juntos y con información adicional del subsuelo,
forman un valioso conjunto de herramientas de exploración.
-61- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
En un levantamiento CSEM, un dipolo eléctrico horizontal muy poderoso es
arrastrado cerca de 30 m por encima del fondo marino. La fuente dipolar
transmite una señal electromagnética de baja frecuencia diseñada con mucho
cuidado hacia el subsuelo (figura 34).
Figura 34. Disposición de fuentes y receptores para CSEM
La energía electromagnética es rápidamente atenuada en los sedimentos
conductivos, pero es menor y se propaga con mayor velocidad en las capas
más resistivas como los yacimientos de hidrocarburos.
Una malla de receptores puestos en el fondo marino mide la energía que se ha
propagado a través del mar y del subsuelo (figura 34). Los datos recolectados
se procesan y se efectúan trabajos de modelado e inversión para producir
volúmenes 3D de resistividad. En la figura 35 se muestra el diagrama de flujo
de trabajo para el método CSEM. Estos conjuntos de datos son integrados con
otra información del subsuelo para permitirnos tomar importantes decisiones
de perforación y con mayor certidumbre.
Figura 35. Flujo de trabajo para el método CSEM
-62- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
De una manera similar a los levantamientos CSEM, la técnica de
MagnetoTelúrico (MT) es sensible a los cuerpos resistivos en el subsuelo.
Los levantamientos marinos de MT mapean las variaciones de la resistividad
del subsuelo mediante la medición de campos eléctricos y magnéticos
naturales existentes en el fondo marino. La resistividad de los receptores
usados nos permite adquirir datos MT de alta calidad como parte de un
levantamiento CSEM cuando la fuente controlada está apagada.
Los campos eléctricos y magnéticos naturales son generados por las
interacciones del viento solar con el campo magnético de la tierra, si es muy
fuerte se le llama tormenta geomagnética. Estos campos que se utilizan como
fuente son de muy baja frecuencia, además de que ofrecen una excelente
penetración en profundidad.
La naturaleza de alcance profundo para bajas frecuencias en un levantamiento,
hace a la técnica excelente para mapear e interpretar la geología regional. La
tecnología MT no tiene la misma sensibilidad hacia cuerpos resistivos
horizontales delgados como la tiene la técnica CSEM; más aún, puede penetrar
las capas resistivas gruesas que pueden ser un reto para las técnicas de CSEM
y la sísmica. En la figura 36 se muestra un ejemplo de los resultados que se
obtienen con el método CSEM.
Figura 36. Resultados obtenidos con el método CSEM
-63- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
Los sondeos MT han sido de mayor utilidad en ambientes con cuerpos de sal y
basaltos en donde los flancos y/o la base no pueden ser identificados de
manera adecuada. Los sondeos MT pueden ser un excelente complemento a
otros métodos geofísicos, particularmente en ambientes en los sedimentos de
alta impedancia como rocas volcánicas o sal hacen que la interpretación de
otros datos geofísicos sea difícil. En la figura 37 se esquematiza el tipo de
ambiente adecuado para la aplicación de los métodos electromagnéticos.
Figura 37. Esquema del tipo de ambiente adecuado para la aplicación de métodos
electromagnéticos
-64- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
8. MÉTODOS SÍSMICOS
Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante estudiará los
métodos sísmicos para obtener información geológica acerca de los materiales
que conforman el terreno, así como su adquisición sísmica, el procesamiento
sísmico, la interpretación sísmica estructural y la interpretación sísmica
estratigráfica, para después integrar la información geológica – geofísica del
área de estudio y concluir con el procesamiento sísmico especial que
determinara las condiciones geológicas del subsuelo partir de los datos
sísmicos.
La exploración sísmica emplea las ondas elásticas que han sido generadas
artificialmente propagándose a través del terreno. Su objetivo es estudiar el
subsuelo para obtener información geológica de los materiales que lo
conforman. La prospección sísmica es una herramienta poderosa, ya que con
ella se puede estudiar, con buena resolución, desde los primeros metros del
terreno (sísmica de alta resolución) hasta varios kilómetros de profundidad
(sísmica profunda).
Para la sísmica profunda se utilizan fuentes de energía muy potentes
(explosivos o camiones vibradores) capaces de generar ondas elásticas que
llegan hasta las capas profundas del subsuelo. En la sísmica superficial se
utilizan martillos de impacto, rifles sísmicos y explosivos de baja energía. De
manera que el diseño de un estudio sísmico está en función del objetivo del
estudio.
La sísmica profunda se emplea en la detección de yacimientos de
hidrocarburos (terrestres o marinos), grandes estructuras geológicas (zonas de
subducción), yacimientos minerales, domos salinos, etc. Mientras que la
sísmica superficial tiene aplicación en la obra pública y la ingeniería civil.
-65- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
8.1 Adquisición sísmica
El diseño de un levantamiento sísmico varía dependiendo de factores
geológicos, tales como: Objetivos, la accesibilidad de la zona, la tierra o medio
ambiente marino y de superficie. Es común que los receptores se coloquen de
forma lineal para levantamientos 2D y en forma de malla en la superficie del
área en estudio para levantamientos 3D. Incluye también la distribución de las
fuentes en el área de estudio y; establece el orden en la que las fuentes van a
ser disparadas y los receptores que registrarán la señal generada por la
misma.
Existen varios tipos de geófonos utilizados para la adquisición sísmica, siendo
los más comunes el geófono electromagnético, el de reluctancia, el de
capacitancia, y el piezoeléctrico.
Las fuentes más empleadas en la exploración sísmica son las fuentes
impulsivas (dinamita, pistolas de aire, cañones de agua) y las codificadas
(vibradores).
Se encuentra gran variedad de formas para disponer los geófonos en el terreno
con respecto a las fuentes. Con ellas se busca tener una buena iluminación de
los horizontes que se desea estudiar. Para este fin, existen programas de
cómputo que son útiles en el diseño de adquisición sísmica.
8.2 Procesamiento sísmico
El procesamiento de datos sísmicos consiste en la aplicación de un conjunto de
procesos con el fin de obtener secciones sísmicas de calidad. El objetivo
fundamental es aislar las reflexiones; interés de los otros eventos sísmicos que
se superponen a ellas (ruido ambiental, “ground roll”, onda de aire, etc.). En la
actualidad, debido al incremento del volumen de datos y al desarrollo de
nuevos algoritmos, las técnicas de procesado forman uno de los temas más
importantes de la prospección geofísica.
-66- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
Durante el procesamiento sísmico de alta resolución es importante la
preservación de altas frecuencias, ya que muchas estructuras geológicas de
interés están en el límite de la resolución sísmica. También se debe tener
cuidado para preservar al máximo las reflexiones originales, con el propósito
de que no se generen “artefactos” que puedan alterar la información original.
En una secuencia convencional de procesamiento de datos hay tres etapas:
Preapilamiento, en donde una de las operaciones más importantes es la
deconvolución. Apilamiento con el análisis de velocidad, como punto muy
importante. Post apilamiento, siendo la migración uno de los organismos
finales. En la figura 38 se muestra el esquema básico de una secuencia de
procesamiento.
Figura 38. Secuencia básica de procesamiento
Los datos sísmicos de campo se graban digitalmente para su posterior
procesamiento en equipos de cómputo. Existen diferentes formatos de
grabación, siendo el más usado el formato SEGY, que es un estándar
establecido por la Society of Exploration Geophysicists (SEG).
-67- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
Es necesario contar con las coordenadas (X,Y,Z) de cada una de las fuentes y
receptores, así como la relación que existe entre ellos. Para almacenar esta
información se cuenta con dos estándares definidos por la SEG uno se le
conoce como el formato United Kindom Offshore Operators Association
(UKOOA) y el otro es el formato Shell Processing Support (SPS).
Edición de registros: Consiste en eliminar aquellas trazas que no pueden ser
utilizadas por la mala calidad de la información; hacer cambios de polaridad en
aquellas trazas que lo ameriten; lectura de primeros arribos para el cálculo de
las correcciones estáticas; aplicación de un borrado por zonas (mute) para
eliminar efectos no deseados; aplicación de filtros (pasa altas, pasa bajas,
paso de banda, F-K) para eliminar ruido y resaltar los eventos de reflexión.
Aplicación de correcciones estáticas: Tiene como finalidad corregir por los
efectos locales debidos a la capa intemperizada. Esta primera capa está
caracterizada por ser altamente heterogénea, poseer bajas velocidades y
presentar un relieve irregular. El objetivo principal es ajustar el tiempo de viaje
real al que se observaría si la fuente y los receptores estuvieran ubicados en
un mismo plano de referencia por debajo de la capa intemperizada.
Amplitud de los datos sísmicos: Varía dentro de un amplio rango, debido al
efecto que sobre ella tienen los coeficientes de reflexión y el decaimiento de la
energía con la distancia (divergencia esférica); sin mencionar las posibles
pérdidas en la transmisión de los datos o la atenuación intrínseca. Para
compensar todos estos factores se aplican varios tipos de algoritmos, basados
cada uno de ellos en criterios específicos, como el control de ganancia
programada, el control de ganancia automática y la corrección por divergencia
esférica.
La deconvolución puede ser aplicada en las diferentes etapas del
procesamiento, es un algoritmo que se utiliza para aumentar la resolución
temporal de las reflexiones. Para ello, se obtiene la ondícula básica y
-68- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
convolucionándola con cada traza, como resultado, se obtiene una compresión
de la señal.
Una vez editados los datos de campo se realiza un reordenamiento de las
trazas en conjuntos de punto reflector común o Common MidPoint (CMP) que
consiste en agrupar las trazas que pertenecen al mismo punto medio entre la
fuente y el receptor. En este nuevo orden, todas las trazas pertenecientes a un
punto reflector, contienen información de las características de reflectividad de
un mismo punto, y por lo tanto, pueden sumarse para obtener una traza
resultante que posee mejor señal al ruido.
Para realizar este apilamiento es necesario transformar la trayectoria
hiperbólica de los eventos a una línea horizontal, como si todas las trazas
tuvieran la fuente y el receptor en el mismo punto (offset cero) de tal manera
que todas las trazas al ser sumadas estén en fase. Misma que se le conoce
como corrección Normal Move Out (NMO), para lograr esta alineación es
necesario calcular la velocidad de la trayectoria de cada reflexión.
Para tener una velocidad del subsuelo útil en el procesamiento sísmico se
realizan análisis de velocidad sobre grupos de CMP. El resultado del análisis es
un campo de velocidades que se usará en el apilamiento para obtener la
sección sísmica. Cuando hay poca precisión en el cálculo de las velocidades, la
calidad de la sección apilada puede degradarse, ya que las reflexiones no se
suman correctamente.
A continuación se procede a realizar el apilamiento que nos produce una
sección sísmica formada por todas las trazas CMP y representa una imagen de
los reflectores presentes en el subsuelo en offset cero y modo tiempo doble.
Después del apilamiento es común realizar una deconvolución para recuperar
las altas frecuencias perdidas durante el apilamiento y suprimir las
reverberaciones y múltiples de periodo corto. También es común aplicar un
filtro pasa banda para eliminar el ruido asociado a bajas frecuencias generado
por el apilamiento.
-69- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
El proceso de migración se aplica para corregir las difracciones que se
producen en una sección sísmica debido a un brusco relieve de algún receptor.
Su objetivo es reubicar esta energía en su verdadera posición, lo que se logra
colapsando las difracciones.
Como las secciones sísmicas están en tiempo doble, el punto final del
procesamiento es construir una sección en profundidad haciendo uso de un
campo de velocidades de intervalo que puede ser obtenido a partir de las
velocidades de apilamiento.
8.3 Interpretación sísmica estructural
En la interpretación sísmica, a partir de los datos se buscan definir los grandes
rasgos estructurales de las rocas de subsuelo. Para esto se basa en los
principales reflectores identificados en un volumen sísmico. Los rasgos
estructurales a ser estudiados son el comportamiento de las capas
sedimentarias, fallas presentes en el subsuelo, disconformidades, cuerpos
intrusivos de rocas ígneas, estructuras salinas, etc.
Con los rasgos estructurales identificados por sus reflexiones, se construyen
mapas de horizontes que pueden representar estructuras geológicas del
subsuelo. En la figura 39 se muestra un modelo estructural tridimensional
generado a partir de la interpretación sísmica.
Figura 39 Modelo estructural tridimensional.
-70- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
8.4 Interpretación sísmica estratigráfica
Esta interpretación busca predecir la litología, ambientes de depósito y/o
fluidos intersticiales, usando como base la información sísmica, especialmente
usando la sísmica de reflexión. Para este tipo de interpretación es necesario
preservar la amplitud verdadera de los datos sísmicos. Ahora la sismología ha
sido refinada hasta el punto que es una herramienta valiosa para el ingeniero
petrolero en la caracterización de yacimientos.
8.5 Integración de la información geológica – geofísica
En esta etapa se integra toda la información disponible del área en estudio. La
idea es que cada porción de información que aporta cada método geofísico,
junto con las hipótesis y evidencias recolectadas por la geología se utilice para
conformar un modelo congruente con todas ellas. En esta etapa es muy
importante el trabajo en grupo de especialistas de distintas áreas, cada uno de
los cuales aporta los conocimientos de su especialidad para conformar ese
modelo que satisfaga todas las observaciones tomadas en el campo y que a su
vez sea congruente con las hipótesis geológicas postuladas para el área.
8.6 Procesamiento sísmico especial
El análisis Amplitue Versus Offset (AVO) es el estudio de las variaciones en
amplitudes a medida que aumentan los offsets. Este tipo de estudio se hace en
cada CDP en donde las trazas con correcciones NMO se organizan de offsets
menores a mayores. Estos análisis se usan para determinar litologías e
identificar fluidos dentro de las rocas.
En los atributos AVO, se selecciona un reflector de interés y se grafican los
cambios de amplitud contra la distancia fuente receptor. Se hace un análisis de
regresión lineal para definir la línea recta que más ajuste a los datos y se
define el punto de intersección (a) y el gradiente de amplitudes (B). Cada CDP
va a tener dos atributos AVO. El gradiente y la intersección.
-71- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
Para establecer litologías y fluidos contenidos en las rocas se necesita tener un
buen control de pozos en la zona. En una gráfica se colocan los pares gradiente
– intersección de cada CDP y se comparan con los resultados de gradientes e
intersecciones de los pozos, de esta manera se identifican los tipos de rocas y
los fluidos que contienen. En la figura 40 se muestra un gráfico de atributos
AVO.
Figura 40. Gráfico de atributos AVO
La inversión sísmica es el proceso mediante el cual se trata de determinar qué
características de rocas y fluidos generan el comportamiento de la ondícula
sísmica. El objetivo de la inversión es determinar el tipo de roca, sus
propiedades y los fluidos que contienen a partir de los datos sísmicos.
-72- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
9. GEOFÍSICA DE POZOS
Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante analizará los
estudios de VSP realizados en pozos la evolución de la prueba de velocidad
dentro de los pozos, basados en la propagación de las ondas, utilizándolos para
la calibración sísmica de la superficie, así como la tomografía entre pozos con
la finalidad de medir campos de velocidades en las diferentes capas del
subsuelo.
9.1 Vertical Seismic Profiling (VSP)
El VSP es una evolución de la Prueba de Velocidad donde se analiza no sólo el
arribo directo sino la onda completa, generalmente 3 o 4 segundos de registro
y donde los geóponos están equiespaciados en unas pocas decenas de metros
o en el espesor correspondiente a unos pocos milisegundos de tiempo de
tránsito integrado (TTI). Habitualmente, un registro de 3 segundos cada 30
metros o 7 milisegundos de TTI.
El campo de ondas presente en un VSP puede dividirse en dos grandes grupos:
Los eventos sísmicos que llegan al geópono desde arriba hacia abajo, ondas
"D", y los que lo hacen desde abajo hacia arriba, ondas "U". En la figura 41 se
muestra un esquema de un estudio VSP.
-73- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
Figura 41. Perfil VSP
El VSP permite estudiar el proceso de generación y propagación de ondas
viajando en una sola dirección. Como usa un arreglo vertical de receptores
atraviesa las capas sedimentarias permitiendo un mejor conocimiento de ellas.
Cuando un receptor es ubicado debajo de estratos heterogéneos, el ruido se
reduce significativamente. Se obtiene un incremento de la banda de
frecuencia. De esta manera la familia de soluciones posibles al programa
inverso se reduce de forma considerable.
Los estudios de VSP se pueden utilizar para calibración de sísmica de
superficie, mejorar la identificación de horizontes reflectores, dentro y por
debajo del pozo. Apoyar la determinación de parámetros de procesamiento de
líneas sísmicas, como cálculo de velocidades, recuperación de amplitud y
deconvolución. Mejorar en la identificación de reflexiones múltiples y la
conversión tiempo–profundidad de alta precisión. Determinar propiedades de
las rocas mediante análisis de amplitud y contenido de frecuencias, así como la
determinación de anisotropía de la velocidad. Estimación de un perfil de
impedancia acústica por debajo del fondo del pozo.
-74- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
En la figura 42 se muestra un sismograma generado por un estudio VSP.
Figura 42. Sismograma obtenido con un Perfil Sísmico Vertical (VSP)
9.2 Tomografía entre pozos
Un estudio de tomografía consiste en la emisión y recepción de señales
acústicas entre pozos, con la finalidad de medir campos de velocidades entre
diferentes capas del subsuelo. En los estudios de tomografía se utilizan tanto
los eventos directos como los reflejados. La tomografía también se puede usar
para determinar el factor de atenuación, mejora del conocimiento del
yacimiento, generación de datos sísmicos con alto contenido de frecuencias,
determinación de espesores de capas y velocidades del material que está entre
los pozos. En la figura 43 se muestra el esquema de un estudio de tomografía.
-75- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
Figura 43. Esquema de un estudio de tomografía
-76- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
CONCLUSIÓN
Este curso no se pretende convertir al ingeniero petrolero en un experto en
geología y/o geofísica. Si no, en profundizar los temas y sus complementos
para que lo puedan llevar a cabo en la práctica exploratoria, de esta manera
motivar al participante de que investigue sobre los temas presentados para
llegar a tener un mejor conocimiento.
Así como el tomar en cuenta la importancia que se tiene al conocer sobre la
exploración de los hidrocarburos y su trascendencia que ha tenido a lo largo de
los tiempos, y las reservas que se tiene para un futuro ya que es la clave para
impulsar la explotación de yacimientos de menor calidad y mayor costo de
explotación.
Actualmente son aceptados los hidrocarburos que son generados a partir de
ciertas rocas ricas en materia orgánica, en donde estos pueden ser controlados
por la temperatura, incluso esta la migración de los hidrocarburos que se
produce debido a varias causas.
Los hidrocarburos de los que se compone el petróleo pueden ser hidrocarburos
alifáticos e hidrocarburos aromáticos.
El petróleo está constituido por hidrocarburados y otros elementos que
contienen cantidades importantes de nitrógeno, azufre y oxígeno así como de
organocompuestos de metales pesados y biomarcadores (vanadio y níquel) en
menor proporción.
Al concluir el curso el participante estará en condiciones para trabajar en
equipo, y entender el trabajo que realizan sus colegas geólogos y geofísicos.
-77- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
GLOSARIO
Acreción: Proceso mediante el cual un cuerpo rocoso o mineral incrementa su
tamaño por adición de partículas extrañas o afines.
Acuífero: Roca porosa y permeable que permite la retención del agua en
cantidades suficientes para su posterior extracción en beneficio del hombre.
Los acuíferos se clasifican en: Acuíferos confinados, acuíferos artesianos,
acuíferos semiartesianos, acuíferos termales, etc.
Aluvial: Término usado para referirse a todo tipo de proceso o material
relacionado con los procesos fluviales.
Anhidrita: Mineral de la clase de los sulfatos que cristaliza en el sistema
rómbico. Sulfato de calcio.
Astenosfera: Parte del manto superior sobre la que descansa la litosfera y
que presenta propiedades físico-químicas particulares, como la de poseer
cierta “fluidez”. Muchos fenómenos geológicos están relacionados con esta
capa.
Benceno: Es el compuesto aromático más simple con un anillo de átomos de
carbono y seis átomos de hidrógeno; una de las materias primas más
importantes para la industria química.
Bioclasto: En una roca, cualquier elemento fósil, entero o más
frecuentemente en fragmentos, de origen animal o vegetal, que haya sido o no
transportado. Este término se aplica, esencialmente, a los fragmentos de
fósiles con caparazón carbonatado, e implica, en general, que los fósiles son
pene-contemporáneos del sedimento en el que se encuentran.
-78- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
Bitumen: Producto semi-sólido extremadamente pesado de la refinación del
petróleo, compuesto de hidrocarburos pesados utilizado para construcción de
caminos y para impermeabilización de techos.
Calcita: Roca común formada por minerales, CaCO3. Generalmente gris o
blanca, tiene hendiduras romboédricas y reacciona fácilmente con ácido
clorhídrico frío diluido.
Catálisis: Es el proceso por el cual se aumenta la velocidad de una reacción
química, debido a la participación de una sustancia llamada catalizador y las
que desactivan la catálisis son denominados venenos catalíticos. Un concepto
importante es que el catalizador no se modifica durante la reacción química, lo
que lo diferencia de un reactivo.
Clástica: Término textural usado para los sedimentos y rocas compuestas por
fragmentos o clastos, que han sido transportados mecánicamente. En rocas
carbonáticas se usa fundamentalmente para calizas compuestas por bioclastos
y otros aloquímicos que han sido movidos de su lugar de origen.
Conodonte: Microfósil (0.1 - 4 mm.) en forma de cono, barra u hoja. La
opinión moderna es que son de estructura vertebrada, por su naturaleza
fosfática. Vivieron del Cámbrico al Jurásico.
Dedolomitización: Proceso diagenético de reemplazamiento de la dolomita
por calcita. También denominado “calcitización de la dolomita”.
Dolomitización: Proceso de reemplazamiento de un mineral, generalmente
calcita o aragonito, por dolomita, Ca Mg (CO3)2.
Esparita: Cristales de calcita equidimensionales, de tamaño grande
(normalmente, > 10 µm) y fácilmente observables petrográficamente. Término
empleado para designar el cemento en la clasificación Folk (1959 y 1962).
-79- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
Estratigrafía: Parte de la geología que estudia la disposición y caracteres de
las rocas sedimentarias estratificadas y de lo que en ellas se contiene: En la
clase de estratigrafía observamos unos cuantos fósiles.
Fango: Depósito detrítico inconsolidado constituido por clastos de tamaño
inferior a 1/16 mm. Sinónimo de “barro”.
Ferromagnesiano: Minerales componentes de las rocas ígneas en los cuales
predominan los elementos hierro y magnesio. Tienen generalmente colores
oscuros y son densos.
Feldespato: Mineral de origen ígneo que forma rocas y constituye el 60% de
la corteza terrestre, formado por silicatos de aluminio y otros metales, de
diversos colores y gran dureza. Se disgrega en caolín y arcilla.
Floculación: Es un proceso químico mediante el cual, con la adición de
sustancias denominadas floculantes, se aglutinan las sustancias coloidales
presentes en el agua, facilitando de esta forma su decantación y posterior
filtrado. Es un paso del proceso de potabilización de aguas de origen superficial
y del tratamiento de aguas servidas domésticas, industriales y de la minería.
Fluvial: Son todos los fenómenos geológicos que se realizan por acción de las
aguas de escorrentía. Todo proceso geológico fluvial se desarrolla en tres
etapas que son: Erosión, transporte y sedimentación.
Freática: Zona del subsuelo, por debajo del nivel freático, caracterizada por la
presencia en los poros, del sedimento o roca, siempre de agua.
Geófono: Aparato, amplificador y transmisor de las ondas sonoras que se
propagan por el subsuelo. Se le utiliza para los métodos sísmicos y eléctricos.
Gradiente: Variación de intensidad de un fenómeno por unidad de distancia
entre un lugar y un centro (o un eje) dado.
-80- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
Gravimetría: Parte de la física que trata del estudio y la medición de la
gravedad terrestre.
Hidrocarburos alifáticos: Son compuestos orgánicos constituidos por
carbono e hidrógeno cuyo carácter no es aromático.
Hidrocarburos aromáticos: Es un compuesto orgánico cíclico conjugado que
cumple la Regla de Hückel, es decir, que tienen un total de 4n+2 electrones pi
en el anillo.
Lenticular: Estructura en lentes.
Litificación: Proceso diagenético por el que un sedimento se transforma en
roca. A dicho proceso colaboran, fundamentalmente, la compactación y la
cementación.
Litostática: Presión que ejercen las rocas suprayacentes sobre las
infrayacentes ocasionándoles transformaciones en su constitución física, esto
es metamorfismo, que puede ser dinámico o cataclástico regional.
Lutita: Roca detrítica cuyos clastos tienen tamaños < 1/16 mm.
Magnetometría: Tecnología de la geofísica que emplea equipos especiales
para medir las atracciones magnéticas de las rocas y/o las densidades de ellas.
Mediante esta tecnología se pueden determinar los tipos de rocas que se
encuentran en el subsuelo así como su potencia.
Micrita: Carbonato criptocristalino (< 4 µm), aragonito o calcita. Término
empleado como sinónimo de barro carbonático (ooze), y para rocas
compuestas por barro carbonático (calizas micríticas) Folk (1959 y 1962).
Microesparitita: Micrita que ha sufrido un proceso de neomorfismo agradante
(recristalización). Los cristales tienen un tamaño en general entre 5 y 15 µm;
pudiendo ser de hasta 30 µm (Folk, 1965).
-81- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
Naftenos: Hidrocarburos de la serie CnH2N.
Palinomorfo: Término utilizado en ciencia para referirse a partículas de
dimensiones comprendidas entre 5 y 500 μm, que se encuentran en
sedimentos y están compuestas de materia orgánica como la quitina (o
pseudoquitina) y la esporopolenina.
Parafina: Hidrocarburo cuya fórmula puede expresarse por CnH2n+2 que va
desde los gases ligeros (el metano CH4) pasando por la serie de los líquidos
(gasolina) hasta la cera mineral o parafina (C20H42) y términos más elevados.
Salina: Serie sedimentaria del Paleoceno, consta de areniscas que alternan
con arcillas y conglomerados. Tiene 260 m de potencia, aflora en la Salina,
Negritos. Se le conoce con el nombre de conglomerados.
Sapropélita: Carbón formado a partir de lodos orgánicos.
Vanadio: Metal muy parecido a la plata por el color y el brillo, pero de menor
peso específico. Símbolo: V. Se le encuentra en la vanadinita, carnotita y
patronita. Combinado con el acero le proporciona gran resistencia al choque
(acero al vanadio). Es el metal más duro que se conoce. Descubierto en 1801
por A. Manuel del Río, en plomo. México. Vanadis, dios escandinavo de la
belleza y la juventud.
-82- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
BIBLIOGRAFÍA
A guide to CSEM and MT. Compañía EMGS. (s.f.). Obtenido de www.emgs.com
Ashton, C. P. (1994). 3D Seismic survey design. Lamont-Dotherty Earth
Observatory Columbia University.
Ayan, C. (2002). Caracterización de la permeabilidad con probadores de
formación (Vol. 13). Oilfield Review.
Berger, B. D., & Anderson, K. E. (1992). Petróleo modern. Tulsa Oklahoma:
Penn Well.
Caballero, C. (2012). Sedimentología y Estratigrafía. Instituto de Geofísica
UNAM.
Fernández, R. (1987). Teoría electromagnética en la exploración del subsuelo y
un ejemplo de aplicación en México. Revista Mexicana de Física 33.
Griffiths, D. H., & King, R. F. (1972). Geofísica aplicada. Madrid: Paraninfo.
Hernández, I. A. (2008). Obtenido de www.extremos.org.ve
Herrera, Y. (2010). Manual para la adquisición y procesamiento de sísmica
terrestre y su aplicación en Colombia. Departamento de Geociencias,
Universidad Nacional de Colombia.
Kamal, J. C., & Ruiz, J. P. (1982). Society of Exploration Geophysicists. En
Concepts and techniques in oil and gas exploration. Figueiredo Editores.
Liner, C. L. (2004). Elements of 3D seismology. Tulsa Oklahoma: PennWell.
PEMEX, E. y. (s.f.). Hydrocarbon reserves of México.
-83- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
Procesado de datos sísmicos de reflexión. Universidad Politécnica de Cataluña.
(s.f.). Obtenido de http://upcommons.upc.edu
Rocas sedimentarias. (s.f.). Obtenido de www.bdigital.unal.edu.co
Rodríguez, M. R. (2011). Proyecto de grado. Análisis de las relaciones,
porosidad y permeabilidad en sedimientos no consolidados. Venezuela:
Universidad Simón Bolivar.
Saavedra, R. M. (2005). Curso de estratigrafía. Universidad de Sonora.
Sheriff, R. E. (2002). Encyclopedic dictionary of applied geophysics.
Geophysical reference series, society of Exploration Geophysicists.
Sheriff, R. E., & Geldart, L. P. (1991). Exploración sismolólogica. Noriega
editores.
Spalletti, L. A., & Poiré, D. G. (2007). Diagénesis de las rocas clásticas.
Universidad Nacional de la Plata.
Tectónica de placas. (s.f.). Obtenido de www.librosvivos.net
Villegas, E. J. (2007). Interpretación de registros de pozos de petróleo.
Obtenido de http://sisbib.unmsm.edu.pe
Yilmaz, Ö. (2008). Seismic data analysis. Society of Exploration
Geophysiscists.
Zarza, A. M. (2010). Petrología sedimentaria. Departamento de Petrología y
Geoquímica. Facultad de Ciencias Geológicas Universidad Complutense
de Madrid.
-84- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
ANEXOS
ROCA GENERADORA Y EL ORIGEN DEL ACEITE Y GAS
ROCA ALMACENADORA Y SELLO
Instrucciones. De acuerdo a los temas vistos conteste las siguientes
preguntas:
1.-Mencione las características más importantes de una Roca generadora y su
función en un sistema petrolero.
2.- Mencione el material que da origen al kerógeno tipo I y el hidrocarburo que
de él se origina.
3.- Describa en qué consiste la Migración terciaria.
4.- Describa en qué consiste la Migración primaria.
5.- Describa en qué consiste la Remigración.
6.- Mencione el material que da origen al kerógeno tipo III y el hidrocarburo
que de él se origina.
7.- Describa en qué consiste la Migración secundaria.
8.- Mencione el material que da origen al kerógeno tipo II y el hidrocarburo
que de él se origina.
-85- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
9.- Mencione las características más importantes de una Roca almacenadora y
su función en un sistema petrolero.
10.- Mencione las características más importantes de una Roca sello y su
función en un sistema petrolero.
11.- Explique en qué consiste el proceso de compactación.
12.- Explique en qué consiste un modelo tridimensional y su utilidad en la
exploración petrolera.
13.- Mencione las características de las rocas clásticas.
14.- Explique en qué consiste el proceso de disolución.
15.- Explique en qué consiste un ambiente de depósito continental.
16.- Explique en qué consiste el proceso de cementación.
17.- Explique en qué consiste la avulsión.
18.- Mencione cuales son las características más importantes de los cuerpos
tabulares.
-86- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
GEOLOGÍA ESTRUCTURAL
GEOLOGÍA EN LA EXPLORACIÓN: REGISTROS DE POZOS, PLAYS
Y PROSPECTOS
Instrucciones. De acuerdo a los temas vistos conteste las siguientes
preguntas:
1.- Mencione las características más importantes de una trampa estructural y
su importancia en un sistema petrolero.
2.- Mencione las características más importantes de una trampa estratigráfica
y su importancia en un sistema petrolero.
3.- Mencione las cuencas petroleras más importantes del país.
4.- Describa brevemente en qué consiste la teoría de la tectónica de placas.
5.- Diga cuál es la cuenca petrolera de mayor futuro en el país.
6.- Desde su punto de vista, cuál es la utilidad de los modelos virtuales
tridimensionales.
7.- Mencione las características más importantes de un prospecto.
8.- Mencione las características más importantes de un play
9.- Mencione las características más importantes de un lead
10.- Mencione los métodos de exploración indirectos más usados en la
exploración petrolera.
-87- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
MÉTODOS INDIRECTOS DEL SUBSUELO
MÉTODOS POTENCIALES
Instrucciones. De acuerdo a los temas vistos conteste las siguientes
preguntas:
1.- Mencione cuáles son los métodos indirectos más usados en la exploración.
2.- Enumere las ventajas de los métodos indirectos.
3.- Enumere las desventajas de los métodos indirectos.
4.- Mencione cuales son los principios de la gravimetría.
5.- Mencione las correcciones que se deben realizar a los datos gravimétricos.
6.- Mencione en qué consisten las mediciones gradiométricas
7.- Diga en qué consiste la magnetometría.
-88- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
MÉTODOS ELECTROMAGNÉTICOS
MÉTODOS SÍSMICOS
Instrucciones. De acuerdo a los temas vistos conteste las siguientes
preguntas:
1.- En qué consiste el método CSEM.
2.- En qué consiste el método magnetotelúrico.
3.- Diga qué tipo de fuentes usa la sismología.
4.- Diga cuál es la diferencia entre la sismología 2D y la 3D.
5.-Mencione en que consiste el procesamiento de datos sísmicos.
6.- Diga cuál es la diferencia entre interpretación sísmica estructural e
interpretación sísmica estratigráfica.
7.- Diga en qué consiste el AVO.
-89- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros
GEOFÍSICA DE POZOS
Instrucciones. De acuerdo a los temas vistos conteste las siguientes
preguntas:
1.- Diga en qué consisten los estudios VSP.
2.- Mencione cuáles son las aplicaciones más comunes de un estudio VSP.
3.- Mencione las características más importantes de los estudios de tomografía
entre pozos.