Evolución de porosidad en yacimientos

Evolución de porosidad en yacimientos de Ku, Zaap y Maloob

El análisis técnico se enfocó en la caracterización de procesos diagenéticos y en la evolución de porosidad de los yacimientos del Eoceno Medio de los campos Ku, Zaap y Maloob. También abarcó estudios diagenéticos orientados a la evolución de la porosidad en la unidad litológica “Calcarenitas del Eoceno Medio”.

Por / By : David Fernando Iracheta Escobedo, Juan Antonio Balleza Correa, María de Jesús Correa López y Ricardo Martínez Ibarra

Para tal efecto, el estudio se basó en descripciones diagenéticas megascópicas de 23 núcleos de pozo y descripciones petrográficas diagenéticas de 125 secciones delgadas. Igualmente, el estudio se realizó empleando la metodología petrográfica conocida en la literatura como “enhanced petrography”, aquí denominada petrografía avanzada.

Dicho método consiste en la aplicación sistemática de las técnicas de petrografía de luz transmitida, petrografía con fluorescencia UV y petrografía de catodoluminiscencia. A partir del análisis se reconocieron cuatro intervalos determinados por su potencial diagenético para conformar roca almacén de calidad:

1. Calcarenita de alta porosidad (CAP) 2. Calcarenita tectonizada o fracturada (CT) 3. Calcarenita Cementada (CC) 4. Packstone-Mudstone-Arcilla (P-M-A)

De los cuatro, las calcarenitas con alta porosidad (CAP) son los intervalos con mejores características de porosidad, permeabilidad e impregnación de hidrocarburos. Por otra parte, en las calcarenitas

Porosity evolution in Ku, Zaap, and Maloob reservoirs

The technical analysis is focused on the characterization of diagenetic processes and porosity evolution of the Middle Eocene reservoirs in the Ku, Zaap, and Maloob fields. It also included diagenetic studies oriented to the porosity evolution in the lithological unit “Middle Eocene Calcarenites”.

For this purpose, the study was based on megascopic diagenetic descriptions of 23 well cores and petrogenetic diagenetic descriptions of 125 thin sections. Likewise, the study was carried out using the petrographic methodology known as “enhanced petrography”, here called advanced petrography.

This method consists of the systematic application of transmitted light petrography techniques, UV fluorescence petrography, and cathodoluminescence petrography. Four intervals, determined by their diagenetic potential to produce quality storage rock, were identified from the analysis:

1. High porosity calcarenite (HPC) 2. Tectonized or fractured calcarenite (CT) 3. Cemented Calcarenite (CC) 4. Packstone-Mudstone-Clay (P-M-A)

Among the four, high porosity calcarenites (HPC) are the intervals with the best characteristics of porosity, permeability, and

que han experimentado tectonismo y/o fracturamiento intenso (CT) se ha generado porosidad secundaria de brecha y fractura, así como de matriz, donde posiblemente la permeabilidad se ve afectada por la molienda.

Las calcarenitas cementadas (CC) conforman intervalos impermeables a la impregnación de hidrocarburo y, cuando están fracturadas, conectan unidades más permeables. Por último, los intervalos de Packstone-Mudstone-Arcilla (P-M-A) se encuentran confinados entre arcilla expandible, por lo que se comportan como intervalos impermeables a la impregnación de hidrocarburos. impregnation of hydrocarbons. On the other hand, in calcarenites that have experienced tectonism and/or intense fracturing (TC), secondary porosity of breccia and fracture has been generated, as well as a matrix where possibly permeability is affected by milling.

Cemented calcarenites (CC) form impermeable intervals to hydrocarbon impregnation. When fractured, they connect more permeable units. Finally, the Packstone-Mudstone-clay (P-M-A) intervals are confined between expandable clays, so they behave as impermeable intervals to hydrocarbon impregnation.