Correlaciones estructuralesY estratigráficas

INTEGRANTE:MARIELIS SOLER

CI: 21423527

República bolivariana de Venezuela

Ministerio de poder popular para la educación superior

Introducción

Por medio de este trabajo vamos a conocer que son las correlaciones estructurales y estratigráficas, sus usos en la industria petrolera. Además cuales son fuentes de información para elaborar las correlaciones que son: Historias de pozos, Bases de datos de historia de producción de fluidos etc. Por otra partes conoceremos El yacimiento petrolero de Cantarell se encuentra principalmente en formaciones geológicas del cretácico y jurásico, teniendo también yacimientos de menor importancia en el terciario. También los modelo estructurales de los campos de Cantarell y Sihil. La evolución que tuvo durante del tiempo geológico entre otros. Para concluir definiremos el cálculo de rumbo y buzamiento de los estratos.

Definición

Definición correlaciones estructurales y estratigráficas:

Correlación estructural es aquel que busca mostrar la posición real que tienen las unidades estratigráficas y las estructuras que afectan el subsuelo. también nos permite establecer los mejores diseños de perforación, por ejemplo, establecer las profundidades hasta donde perforar, garantizando por una parte, encontrar el objetivo, y por otra, no perforar en exceso. Estos tipos de correlación se realizan con la finalidad de estudiar problemas referentes al marco estructural regional o local, la geometría de las fallas y correlaciones generales.

Correlación estratigráfica es un procedimiento que sirve para establecer la correspondencia entre partes geográficamente separadas de una unidad geológica. Es una de las técnicas de mayor interés en la estratigrafía ya que se utiliza para comparar dos o más secciones estratigráficas de un intervalo de tiempo semejante, a partir de alguna propiedad definida. También podemos decir que es la equivalencia en edad geológica y posición estratigráfica de zonas separadas. Además establece la relación entre dos o más columnas estratigráficas de zonas distantes. La cual determinar edades relativas y/o absolutas y nos permite hacer reconstrucciones paleogeográficas donde describe los tipos de correlación que son las siguientes: Litocorrelación, biocorrelación, cronocorrelación.

Las diferencias que existen entre correlaciones estructurales y estratigráficas son:

Correlaciones estructurales:

Muestran la variación de profundidad que presentan los horizontes geológicos a lo largo de un plano vertical y permiten ilustrar los aspectos estructurales como el buzamiento de los estratos, La presencia fallas y pliegues.

Se realizan con la finalidad de estudiar problemas referentes al marco estructural regional o local, la geometría de las fallas y correlaciones generales.

Toman en cuenta la profundidad de los estratos.

En cambio las correlaciones estratigráficas:

Determina las relaciones laterales y verticales entre las unidades Geológicas atravesadas por diferentes pozos.

Ilustran correlaciones estratigráficas, cambios de facies o de espesor, discordancias, barreras de permeabilidad o cualquier otra característica Estratigráfica.

No toman en cuenta la Estructura o profundidad De los estratos.

Usos en la industria del petróleo:

Se debe mencionar que las correlaciones permiten determinar el uso combinado de las diferentes curvas o trazas generadas en el proceso de registro de un pozo y su correlación entre los diferentes pozos perforados en un yacimiento, hace posible:

Definir los límites de extensión de un yacimiento, y de las diferentes formaciones en la columna estratigráfica.

Generar modelos geológicos para el yacimiento, para usar en etapas futuras de explotación en un campo y evitar su abandono prematuro.

Si el pozo forma parte o no de una determinada estructura geológica mayor.

Si la profundidad del pozo ha alcanzado un horizonte productivo conocido, y de lo contrario, cuanto falta por perforar.

La presencia o ausencia de fallas.

Fuentes de información para elaborar las correlaciones

Historias de pozos

Bases de datos de historia de producción de fluidos

Agua en barriles/día (BWPD) y gas en pies cúbicos/día (SCF).

Presiones del área (libra por pulgada cuadrada, PSI).

Curvas de registros eléctricos de pozos.

El yacimiento petrolero de Cantarell en México

El yacimiento petrolero de Cantarell fue descubierto por el pescador Rudesindo Cantarell en 1976, se localiza a 80 kilómetros de la costa, en la Bahía de Campeche. Esta reserva se formó durante la era Cetácea, a partir del impacto del asteroide que creó el Cráter Chicxulub. Este complejo está constituido por los campos Nohoch, Chac, Akal, Kutz, Ixtoc y Sihil. Este yacimiento fue descubierto en 1976, desde el año en que comenzó su explotación en 1979 hasta 2006 ha producido 11,492 millones de barriles de aceite y 4,691 millones de millones de pies cúbicos de gas natural. Este complejo es una ciudad en el mar con todos los servicios que hay en tierra y cuenta en total con 190 pozos.

Su producción durante el año 2003 lo colocó como el segundo productor más rápido, detrás del Campo Ghawar en Arabia Saudita. La producción de Cantarell podría disminuir de 2 millones de barriles diarios en 2003 a alrededor de 600 mil barriles en 2009. En el 2008 ya promedia menos de 1 millón de barriles diarios. Este rápido declive es el resultado de mejores técnicas de extracción, las cuales ocasionan una mayor rapidez a expensas de la longevidad del yacimiento. Complejo Cantarell produce dos terceras partes del petróleo de México.

El Campo Cantarell se encuentra ubicado en la Zona Marina (“offshore”), a 75Km de Ciudad del Carmen, Campeche (Figura I-1). El complejo ocupa un área de 162 Km2 y está constituido por los campos Akal, Nohoch, Chac y Kutz, mientras el yacimiento principal se localiza en la estructura Akal. Hasta finales del 2008 fue el principal productor de hidrocarburos del país, primero en reservas probadas y segundo en reservas totales después del Campo Chicontepec. Es además el sexto campo del mundo y es considerado, por sus

reservas iniciales, como un campo supergigante por la AAPG (PEP-1999). Produce hidrocarburos en la brecha KT y en las dolomías del Cretácico Inferior, Medio y Jurásico Superior (PEP, 1999). Estos yacimientos se encuentran en trampas estructurales, con espesores de hasta 300m. La densidad del aceite que producen varía de 20-22 ºAPI.

Geológicamente localizados en la plataforma continental del Golfo de México, frente a las costas del estado de Campeche. Estos campos están formados por trampas de tipo estructural con espesores netos de más de 300 metros de roca productora. Se localizan aproximadamente a 100 kilómetros al noroeste de Ciudad del Carmen, Campeche, con un tirante de agua de 30 a 50 metros. Por su nivel de producción de hidrocarburos pesados y sus reservas probadas estos campos son considerados dentro de los campos más importantes de México.

Modelo estructural

Modelo Estructural del Campo Cantarell y Sihil se localizan en un complejo sistema de estructuras compresivas costa afuera (offshore) en la Sonda de Campeche. La geometría de la estructura Cantarell-Sihil varía desde una estructura simple relacionada a una falla en el sur a un duplex que consiste en las estructuras Cantarell y Sihil en la parte central y hasta un sistema más complejo que consiste en bloques compresivos separados por fallas normales Terciarias en el norte.

Las estructuras Cantarell-Sihil se formaron durante tres principales episodios de deformación.

1. Un evento extensional del Jurásico al Cretácico Temprano.

2. Una fase compresiva del Mioceno.

3. Un evento extensional del Plioceno al Holoceno.

Estos tres episodios principales de deformación y estructuras relacionadas:

1) Extensión El primer episodio es un periodo de fallamiento normal que se extiende desde el Jurásico Tardío al Cretácico Temprano. Esas fallas normales desplazan las unidades del Tithoniano y Kimmeridgiano y terminan en el Cretácico Inferior. Muchas de estas fallas tienen una dirección aproximada N-S, aunque algunas III Campo Cantarell 47 rotaron durante periodos posteriores de deformación hacia el NW-SE. Algunas de esas fallas parecen tener geometrías lístricas, y despegan en unidades del Oxfordiano. La estructura Chac se formó en el borde de un bloque levantado formado a lo largo de una de estas fallas normales, que posiblemente fue reactivada durante el Terciario.

2) Compresión Las estructuras de Cantarell y Sihil se formaron durante un episodio compresivo del Mioceno. La falla Sihil se origina durante el Oxfordiano-Calloviano y después es reactivada en el Mioceno. El movimiento del bloque alóctono sobre esta rampa produce la formación de la estructura Cantarell. Muchas imbricaduras frontales se originan en la separación superior y cortan a través de unidades Mesozoicas y Terciarias en la cobertura alóctona. El sistema de imbricaduras que marca el borde frontal de la brecha Cretácica alóctona es referido como el frente cabalgado. Existen un conjunto de fallas inversas que cortan a través de la cobertura alóctona. Algunas de estas fallas inversas están también asociadas a la deformación compresiva. La más prominente de ellas es la falla inversa Nohoch que marca el borde oeste de la estructura Nohoch. La falla Sihil y la estructura Cantarell se presentan también plegadas por la estructura Sihil, relacionada con la falla cabalgante sub-Sihil que termina en las unidades cretácicas (Mitra et al., 2005).

3) Extensión Después de la deformación compresiva tuvo lugar una fase extensiva, que se desarrolló en el Plioceno y continuó hasta tiempos recientes. El Mioceno muestra esta transición con algunas unidades plegadas del Mioceno Medio, que se disponen en concordancia con las unidades plegadas cretácicas subyacentes, mientras que las unidades del Mioceno tardío exhiben plegamiento ya relacionado al fallamiento normal. Muchas de las fallas normales jurásicas preexistentes fueron reactivadas durante esta fase extensional. Las fallas normales secundarias terminaron en la falla Sihil y no penetraron la sección sub-cabalgada. Una falla normal principal separa los bloques Kutz y Akal. Se cree que esta falla se horizontaliza en el corrimiento Sihil. La mayoría de las fallas normales del Terciario tienen una tendencia promedio N-S comparado con la tendencia NW-SE de la estructura compresiva.

Estratigrafía

Originalmente, la corteza continental del Caribe y Golfo de México formó parte del gran“Continente Pangea” hasta que se presentaron las primeras incursiones marinas que en esa región iniciaron en donde hoy se localiza el estado de Oaxaca y continuaron hasta la apertura del Golfo de México, (Schlumberger, 1984). De acuerdo con Cantú-Chapa (2001), la región oriente de México constituía la margen occidental de Pangea desde el Pérmico hasta el Jurásico Medio, y el Golfo de México no existía para ese intervalo de tiempo. Este mismo autor presenta evidencias bioestratigráficas y biogeográficas para determinar los límites aleogeográficos entre secuencias sedimentarias, las capas rojas, rocas intrusivas o metamórficas localizadas al oriente de México; así también establece las rutas por las cuales

ocurrieron las incursiones marinas y la mayor transgresión del Jurásico Medio y Superior que cubrió a México y el sureste de los Estados Unidos. Cantú-Chapa (2001.) también comenta que si el bloque de Yucatán estaba unido al Sur de Estados Unidos durante el Triásico al Jurásico Medio, entonces la separación podría haber sido antes del Jurásico Superior Oxfordiano con la llegada de la transgresión marina y su correspondiente fauna, desde el territorio mexicano preexistente hacia el área de Louisiana, Campeche y Cuba.

La columna estratigráfica de la figura 3.1, determinada por los pozos perforados en el área, reporta edades desde el Jurásico Superior Oxfordiano al Reciente, con un espesor aproximado de 6,000 metros. El paquete de rocas sedimentarias está constituida por rocas que incluyen evaporitas para el Jurásico Superior Oxfordiano, rocas carbonatadas para el Jurásico Superior Kimmeridgiano, calizas arcillosas y bituminosas en el Jurásico Superior Tithoniano, dolomías y calizas arcillosas en el Cretácico Inferior y Medio y una brecha sedimentaria formada por clastos angulosos de caliza y dolomía de edad Cretácico Superior - Paleoceno Inferior (límite Cretácico -Terciario). El Terciario lo constituyen grandes espesores de arcillas alternadas con limolitas, areniscas y carbonatos. El Reciente está formado por una alternancia de capas de arcillas y arenas poco consolidadas. La columna sedimentaria descansa sobre un basamento de tipo ígneometamórfico, el cual fue alcanzado en los pozos Yucatán-1 y 4 (Santiago Acevedo, et. al, 1984). El evento orogénico Pérmico-Triásico da origen a una paleotopografía particular de horts y grabens, y se caracteriza por una secuencia de areniscas y limolitas de coloración rojiza (Santiago Acevedo, et. al, 1984). Durante el Kimmeridgiano continuó la transgresión sobre el área continental de Yucatán. En cambio, en la Sonda de Campeche se depositaron carbonatos con alternancia de terrígenos finos, de ambientes someros, propiciando condiciones favorables para generar el magnesio de las micro-dolomías y macro-dolomías. En el Tithoniano cambian las condiciones de sedimentación en la Sonda de Campeche, como resultado de la transgresión; los ambientes marinos someros del Kimmeridgiano pasan a ambientes profundos, depositándose arcillas y carbonatos con alto contenido de materia orgánica. Se crea una plataforma calcárea en el área de Yucatán, con sedimentación de ambientes predominantemente de laguna hacia su interior y de borde de plataforma en la periferia; esto ocurre en el Cretácico Temprano y continúa durante todo el Cretácico.

Evolución cinemática estructural del Campo Cantarell

La evolución estructural del complejo Sihil-Cantarell se representa en una sección tomada al centro del Campo, donde son más evidentes los episodios principales de deformación.

Geología Petrolera

Se han identificado tres principales sistemas generadores de hidrocarburos en la región: el Jurásico Superior Oxfordiano, el Jurásico Superior Tithoniano y el Mioceno (Terciario). Con base en estudios geoquímicos y correlaciones roca-aceite algunos autores (Holguín Quiñones, 1985 y Romero-Ibarra, et al, 2001) consideran al subsistema Tithoniano como el principal generador, con una aportación de más del 90% de las reservas probadas y de la producción acumulada. Estas rocas generadoras del Jurásico Superior Tithoniano corresponden a lutitas bituminosas y calizas arcillosas con un alto contenido de materia orgánica y de amplia distribución regional.

Las rocas almacenadoras comprenden rocas del Jurásico Superior Kimmeridgiano, del Jurásico Superior Tithoniano, del Cretácico Inferior y Medio, del límite K/T (brecha calcárea del Cretácico Superior – Paleoceno) y en menor grado los horizontes productores del Paleoceno y Eoceno Medio (PEMEX Exploración y Producción, 1999). La brecha calcárea de edad Cretácico Superior – Paleoceno (límite K/T) está formada por clastos angulosos de caliza y dolomía y con desarrollo de alta porosidad secundaria debido a fracturamiento y a la formación de disolución (vúgulos). Es la unidad que presenta las mejores características de almacenadoras y constituye la principal roca formadora de yacimientos de la región.

En cuanto al sello, éste está formado por una capa arcillosa y limolítica, dolomitizada e impermeable, la cual constituye la parte superior de la misma unidad de Brecha calcárea del límite K/T. Referente al tipo de trampas, éstas son en su mayoría de tipo estructural, de forma anticlinal, asociadas a fallamiento normal e inverso y con cierres contra fallas o contra intrusiones salinas. Un ejemplo es la estructura del Campo Abkatún, la cual tiene un desarrollo de 18.5 kilómetros de largo por 5 kilómetros de ancho y con un cierre máximo de 900 metros. Se encuentra afectada por fallas normales e inversas con orientación perpendicular al eje de la estructura, lo que la secciona en diferentes bloques (PEMEX Exploración y Producción, 1999).

Sus El Campo Cantarell está considerado como un campo supergigante (>4mil millones de barriles de petróleo crudo (mbpc)) y ocupa el sexto lugar a nivel mundial con su reserva original de 17700 mbpc. En El 2006 aportó un promedio de 1millon 81 mil bpc y 718 millones de pies cúbicos de gas y 55% y 13% de la producción nacional para ese año. Para el cierre de 2008 fue de 811 mil bpc por día, la producción menor en 20 años, para el primer trimestre del 2009 la producción del Campo Cantarell fué superada por el Campo Ku-Malob-Zaap. Por ser un recurso no renovable a casi 30 años de inicio de su producción el Campo Cantarell se encuentra en una etapa de declinación, lo que ha obligado a prospectar nuevas áreas en aguas profundas del golfo de México, el paleocanal de Chicontepec y campos marginales (Plataforma PEP, marzo, 2007).

Correlaciones estratigráfico de pozos cercamos del campo Cantarell

Correlaciones estructural de pozos cercamos del campo Cantarell

Desarrollo parte II

Calculo de rumbo y buzamiento de los estratos:

Buzamiento real del plano Se define como el ángulo que forma este plano con la horizontal, medido según la línea de máxima pendiente del plano, por tanto, medido en el plano vertical que es perpendicular a la línea de dirección del plano (Fig. 1). Se representa con la letra . Para que el valor de este ángulo sea correcto, es necesario especificar su sentido: 34ºS, 45ºE, 82ºN, etc, ya que cualquier plano con una dirección dada puede buzar en dos sentidos opuestos. Por ejemplo, un plano con dirección 000º, puede buzar al este o al oeste, por tanto hay que especificar el sentido de buzamiento.

Cálculos:

Dirección y Buzamiento de CapasA menudo, cuando se realizan sondeos, es frecuente obtener información de la profundidad a la que se encuentra una determinada formación geológica. Frecuentemente, la cota a la que se encuentra esa formación en profundidad de diversos puntos es distinta. Si se tiene información de, al menos, tres puntos de un mismo plano geológico es posible calcular tanto la dirección de capa del plano en cuestión como su buzamiento. Ello constituye el denominado problema de los tres puntos. En la fig. Dada. En este problema se pretende pues determinar la dirección y el buzamiento de una capa a partir de tres puntos pertenecientes a la misma y situados a Diferentes alturas. Para resolver gráficamente este problema conviene tener antes en cuenta el siguiente razonamiento. Dos puntos situados a igual altura definen la dirección de capa, si uno de estos 3 puntos es el que se encuentra a altura intermedia, lógicamente el otro punto se encontrará entre el punto más alto y el punto más bajo. El buzamiento se puede calcular mediante la distancia perpendicular a la 54 de 140 dirección de capa y la diferencia de altura entre la línea de dirección de capa y el punto más bajo.

El problema se puede construir de la siguiente forma: 1) Situar los tres puntos A, B y C en una hoja orientada como mapa. Unirlos después formando un triángulo. 2) Entre los puntos más alto y más bajo, A y C, hay uno D a la misma altura que el punto intermedio B. 3) Para encontrar el punto D hay que realizar un corte geológico (C.G.) que pase por la línea AC. El corte geológico se puede realizar abatiendo gráficamente la línea inclinada AC sobre el plano horizontal a la cota 450 m de A (C.G.1.-450 m). 4) El punto que tendría la misma cota que B (525 m) estaría proyectado en D sobre la línea AC. La dirección de capa (D.C.) a la cota 525 m estaría pues sobre la línea BD (D.C.-525 m). 5) El buzamiento de la capa se puede calcular realizando un corte geológico por la línea AE que pasa por A y que es perpendicular a la dirección de capa (D.C.). De este modo, el abatimiento del punto A de cota 450 según la línea AE de cota 525 (C.G.2.-525 m), la diferencia es de 75 m, permite conocer el ángulo de buzamiento δ de la capa.

Como influye el buzamiento en el cálculo de los espesores de los estratos

Un mapa Isochore delinea el verdadero espesor vertical de una unidad de roca un mapa isópaco ilustra el verdadero espesor estratigráfico de una unidad. Una unidad de Isochore o isópacos puede ser tan pequeño como un grano de arena solo unos cuantos pies de grosor o tan largo como algunos miles de pies y un circundante número de unidades de arenas. Un mapa isópaco es extremadamente útil determinando la “Armazón Tectónica” sobre el origen de la relación estructural dada para un tipo de sedimentación. La forma de una cuenca, la posición de áreas de elevación y bajo algunas circunstancias el ascenso de elevaciones verticales y erosión, pueden ser reconocidas mapeando las variaciones de espesor de un dado intervalo estratigráfico (Bishop 1960).

Ejemplo de mapa isopaco.

Los Isochore/Isópacos para la evaluación de potencial petrolero. Estos incluyen intervalos isópacos, arenas netas, y mapas Isochore. Un intervalo de mapas Isópacos de línea el verdadero espesor estratigráfico de una unidad específica. A un mapa de arena neta es un mapa Isochore el cual representa el total agregado del espesor vertical de una roca con calidad de reservorio (porosa) presente en un particular intervalo estratigráfico, como se ilustra en la figura , Las técnicas y calculaciones derivados de los mapas.

El diagrama muestra el espesor de la unidad específica que se está mapeando. La parte superior de la figura es un mapa isopaco de la unidad. Modificado por el Appelbaum geológico e ingeniero mapa del subsuelo. En un curso realizado por Robert y Appelbaum. En un intervalo el mapa isópaco delinea el verdadero espesor estratigráfico de una unidad específica. Un mapa Isochore de una arena neta representa el total agregado del espesor vertical una roca con calidad de reservorio (porosa) presente en un particular intervalo estratigráfico, como se ilustra en la figura, Las técnicas y las calculaciones para derivar el espesor vertical. El fluido contenido en un intervalo Isochore puede ser hidrocarburos o agua, o cualquier combinación de los dos. La Figura muestra un mapa Isópaco de arena neta de unos 10.500 pies.

Consiste en una arena neta, roca con calidad de reservorio. Todos la lutitas son rocas que no tienen calidad de reservorio. (Teaopock y Harris 1.987. publicado por Tenneco oil Company).

La porción de la arena neta en el mapa isochore es de 10,500 pies. La arena ubicada en el campo Golden Meadow. La fourche Parish. Lousiana (Publica por Texaco, USA).

Conclusión

En este trabajo demostramos que el campo de Cantarell que está localizado en México. Se localiza a 80 kilómetros de la costa, en la Bahía de Campeche. Esta reserva se formó durante la era Cetácea, a partir del impacto del asteroide que creó el Cráter Chicxulub. Este complejo está constituido por los campos Nohoch, Chac, Akal, Kutz, Ixtoc y Sihil. Geológicamente localizados en la plataforma continental del Golfo de México, frente a las costas del estado de Campeche. También hay que destacar modelo Estructural del Campo Cantarell las cuales provienen de la geometría de la estructura Cantarell-Sihil varía desde una estructura simple relacionada a una falla en el sur a un duplex que consiste en las estructuras Cantarell y Sihil en la parte central y hasta un sistema más complejo que consiste en bloques compresivos separados por fallas normales Terciarias en el norte. Y por la parte la sucesión estratigráfica en Cantarell se puede observar en la sección geológica. La unidad basal consiste en niveles de evaporitas, carbonatos, areniscas y limolitas del Calloviano. Las unidades sobreyacentes delKimmeridgiano consisten en lutitas y calizas oolíticas parcialmente dolomitizadas. El Tithoniano consiste en calizas arcillosas y lutitas negras, que constituyen la roca generadora de la cuenca. El Cretácico Inferior y el Cretácico Medio están constituidos por dolomitas y calizas arcillosas. El Cretácico Superior y específicamente las unidades del límite KT consisten en dolomías y brechas que constituyen el yacimiento más importante del Campo. Las unidades Cretácicas son sobreyacidas por lutitas del Paleoceno. El Eoceno está formado por calcarenitas que constituyen un yacimiento secundario. Por otra lado las fuente de correlación; Historias de pozos, Bases de datos de historia de producción de fluidos, Agua en barriles/día (BWPD) y gas en pies cúbicos/día (SCF), Presiones del área (libra por pulgada cuadrada, PSI) y Curvas de registros eléctricos de pozos.

Bibliografía http://www.eleconomistaamerica.com/nacional-eAm-

mx/noticias/6000395/08/14/Yacimiento-Cantarell-la-mina-de-oro-negro-descubierta-por-un-pescador.html

http://docplayer.es/25779951-Golfo-de-mexico-aguas- profundas-norte-cinturon-plegado-perdido-cinturon-subsalino.html

http://www.portaldelpetroleo.com/2016/04/tecnicas-de- correlacion-de-registros.html

https://es.wikipedia.org/wiki/Complejo_Cantarell