CURSO AUXILIAR TÉCNICO EN PETRÓLEO Módulo 1: GEOLOGÍA
RESULTADOS DE APRENDIZAJE DEL MODULO 1 - GEOLOGIA
Historia del Petróleo: El petróleo en la antigüedad. El pozo Drake, primeros tiempos de la industria del petróleo. Breve reseña de acontecimientos mundiales vinculados con el petróleo. El petróleo en la Argentina; propiedad del subsuelo, herencia Española. Diferencias con el sistema inglés. El pensamiento de J. B. Alberti con relación con la política minera. El código de minería. Los pioneros del negocio del petróleo en la Argentina. Descubrimiento del petróleo en Comodoro Rivadavia. Nacimiento de Y.P.F. La década del ´30. Política Petrolera 1945-1989. La desregulación.
Exploración del Petróleo: Geología de campo: Campaña de reconocimiento, observaciones generales, económicas, estratigráficas y estructurales. Planos geológicos. Foto geología. Estudio del subsuelo: sondeos estructurales y estratigráficos. Exploración geofísica . Las Rocas: Su clasificación: endógenas o ígneas, sedimentarias y metamórficas, caracteres generales de cada una de ellas. Principales minerales y sus propiedades. Estado cristalino y amorfo. Las formas. Escala de Mohs.
Geologia Estructural: Propiedades mecánicas de las rocas, esfuerzo y deformación. Factores que controlan el comportamiento de las rocas. Pliegue, diaclasas, fallas.
Rocas Reservorios: Propiedades principales: porosidad y permeabilidad, ley de Darcy. Relaciones entre la porosidad y la permeabilidad. Petrografía: Rocas detríticas o clásticas. Rocas calcáreas, fósiles. Rocas reservorios debida a fracturas. Mapas isopáquicos.
Trampas Petrolíferas: Definición y clasificación, noción de cierre. Trampas estructurales y estratigráficas.
INDICE UD 1:
1. BREVE RESEÑA HISTORICA DEL PETROLEO 2. NOCIONES DE GEOLOGÍA 3. ROCAS RESERVORIOS
1. BREVE RESEÑA HISTORICA DEL PETROLEO El petróleo y el gas fueron usados por el hombre muchos años antes de que su producción se convirtiera en industria. El uso de las filtraciones del petróleo y asfalto para el calafateo de embarcaciones se remota a los albores de la historia y sin duda hasta la prehistoria. Noe, el del antiguo testamento, era un mercader de asfaltos. Tenía sus mercados a lo largo del río Eufrates; naturalmente calafateo su arca con sus propios productos. De modo análogo, la cuna anfibia del niño Moisés fue impermeabilizada con asfalto. En el nuevo mundo, las filtraciones de petróleo en el norte de Pensilvania y en el Oeste del estado de Nueva York eran recogidas por indios y blancos para su uso como lubricante, linimento y laxante. En los últimos tiempos de la historia preindustrial del petróleo y del gas estas sustancias eran encontradas accidentalmente en pozos perforados para buscar agua potable o agua salobre. El arte de perforar pozos es antiguo: En china se perforó un pozo en busca de sal hasta una profundidad de 137 metros en el año 221 a J. C. La hora de la industria del petróleo no sonó hasta el momento oportuno. En los comienzos del siglo XIX el hombre empezaba a rebelarse contra la costumbre de acostarse con el crepúsculo, estaba aprendiendo a leer y eso requería mejor iluminación que el fuego del hogar. El movimiento de urbanización estaba en camino y se hacia deseable la iluminación en las calles. Un lubricante satisfactorio era necesario para la maquinaria de una naciente civilización mecanizada. Todas estas demandas iban a multiplicarse en las siguientes décadas y a ellas se añadirían otras nuevas. Durante los siglos anteriores la demanda relativamente modesta de aceites había sido satisfecha por la industria ballenera. Pero en el siglo XIX los pedidos cada vez mayores pusieron en peligro incluso la existencia misma de las ballenas y en 1850 el precio del aceite de ballena se incremento de tal modo que acelero la investigación para hallar un reemplazante que fue encontrado en un “aceite de carbón” obtenido por destilación del carbón. Durante la década de 1850 - 1860 se construyeron sólo en Estados Unidos 56 plantas para la obtención de este producto. Aunque podía competir con éxito con el aceite de ballena, era aun un producto relativamente caro. El carbón tenía que ser extraído y destilado destructivamente, el aceite resultante debía ser refinado y además quedaban gran cantidad de escorias. La ocasión era propicia para un aceite extraído directamente de la tierra que sólo necesitara su refinado para ser utilizado por un mercado que crecía rápidamente, y las refinerías de aceite de carbón podían ser convertidas fácilmente y muchas de ellas lo fueron, para el refino del petróleo bruto. Al menos una de estas refinería que empezó con carbón en 1854 y llego a ser el mayor productor de destilado de carbón del mundo antes de convertirse en refinería de petróleo en 1860, esta aun trabajando en el lugar original en Brooklyn, Nueva York
El primer pozo del mundo
Se considera generalmente que el primer pozo productivo de EEUU perforado con el propósito de encontrar petróleo fue el pozo Drake (1859) que aunque situado al Oeste de Pensilvana, fue financiado por un grupo de la costa Oriental. entre los comienzos de este grupo estaban: George H. Bisell, joven abogado Neoyorquino; James M. Townsed, banquero de New Haven, Benjamín Silliman, profesor de química, geología y minerologia en la universidad de Yale; Edwin L. Drake coronel honorario y ex conductor de ferrocarriles por vocación y William A. Smith, perforador de pozos de agua. En la terminología moderna estos hombres eran respectivamente promotor, financiero, consejero técnico, superintendente de perforación y perforador. El 27 de agosto de 1859 empezó a producir petróleo a 21 m de profundidad. Petróleo en Argentina En nuestro país los misioneros jesuitas hallaron los primeros afloramientos en el Norte. El monje jesuita Olascoaga describe en (1884) la existencia de un afloramiento de una grieta existente en el cerro de los Buitres a 200 Km. Al S.O. de Mendoza. Alfredo Stelzner (1876), J. N. Arata (1877) J. J. Kile (1876) ; L. Brackebush 81881) y R. Zuber (1889) , efectuaron reconocimiento de petróleo en el norte del pais. En 1865 se formó la campaña Jujeña de Kerosene que obtuvo el permiso para explotar el petróleo en esa provincia. En 1881 Sanchez de Bustamante fundó una sociedad con los servicios del geólogo, L. Brackebush. En 1887 se fundó la compañía Mendocina de petróleo para explotar los yacimientos de Cacheuta, habiéndose perforado 30 pozos entre 80 y 150 metros de profundidad y se extrajeron 8.000 metros cúbicos. El geólogo Zuber pocos años después halló los yacimientos de Garrapatal (Jujuy) perforando 4 pozos sin valor comercial. Comodoro Rivadavia Un hecho casual fue el origen de un descubrimiento histórico. En el pueblo no se disponía de agua potable para su población, lo que indujo al Ministerio de Agricultura de la Nación a encomendar a una comisión dirigida por los técnicos José Fuchs y Humberto Beghin, efectuar la perforación para obtener agua potable. En 1903 fue perforado el primer pozo, en el centro del pueblo siendo abandonado a los 175 metros sin hallar agua el segundo pozo se comenzó a perforar a 3 km. al norte del pueblo y a 1 km de la costa los trabajos comenzaron el 24 de marzo de 1907 y el 21 de noviembre del mismo año llegaron a los 500 metros de profundidad con resultado negativo al punto de abandonar, por ese impulso del último intento, decidieron continuar unos metros más y al llegar cerca de los 530 metros, la inyección de agua utilizada para arrastrar al mineral triturado contenía vestigios de petróleo emulsionado.
Exactamente el 13 de diciembre de 1907 a los 530 metros surgió petróleo marcando a esa histórica fecha rumbos definitivos para el porvenir del país. El 29 de octubre de 1918 se descubre el segundo yacimiento en Plaza Huincul. En 1926 se descubre petróleo en el yacimiento de Agua Blanca en Salta, en 1932 se inicia la explotación en Cacheuta (Mendoza). Finalmente se descubre en 1950 la quinta zona petrolífera en Río Grande, Tierra del Fuego.
Con relación a este capitulo, recuerde que... El hombre usó petróleo desde tiempos muy remotos como combustible, si bien su uso se generalizó en la era industrial a mediados del siglo XIX. Reemplazó a otros combustibles por ser abundante y más barato que otros tales como el aceite de ballena y el aceite resultante de la destilación del carbón. Ya a fines del siglo XIX (1887) existía una compañía Argentina de petróleo en Mendoza (Cacheuta), habiendo perforado 30 pozos a una profundidad de entre 80 a 150 metros y se extrajeron 8.000 m3. En Comodoro Rivadavia buscando agua se encontró petróleo en 1907 el 13 de Diciembre, a los 530 metros de profundidad, en el segundo pozo ubicado en km3, los descubridores fueron Humberto Beghin y José Fuchs. El segundo descubrimiento del siglo XX el 29 de Octubre de 1918 fue en Plaza Huincul Neuquen y el tercero en 1926 en el yacimiento de Agua Blanca en Salta, en 1932 se reinicia en Cacheuta Mendoza la explotación y posteriormente a mediados del siglo XX se realiza el cuarto descubrimiento (1950) en Río Grande, Tierra del Fuego
EN EL TERRENO DE LO PRÁCTICO Reflexione sobre las siguientes cuestiones: El objetivo de este pequeño ejercicio es tratar de, a la luz de los conocimientos teóricos, ayudarle a individualizar los problemas, desafíos, oportunidades, etc. de la Industria del Petroleo en definitiva vincular la teoría con la práctica de su trabajo cotidiano en la actividad petrolera. Recuerde que si necesita apoyo en este ejercicio o si simplemente quiere compartir su análisis con los tutores, contáctenos vía correo electrónico a adistancia@institutolectum.com.ar
En este caso, le proponemos que mencione sintéticamente: 1. Para que se utilizó el petróleo en los inicios de su explotación?
2. Cuál fue el primer pozo productivo y donde estaba ubicado?
3. En que lugar de nuestro país se hallaron los primeros afloramientos de petróleo?
4. A cuantos metros de profundidad se encontró petróleo por primera vez en Comodoro Rivadavia? Y en que año fue este acontencimiento?
5. Cuales son las zonas petroleras a inicios del siglo XX en nuestro país?
2. NOCIONES DE GEOLOGIA
La tierra tiene la forma de una esfera ligeramente aplanada en sus polos, de aproximadamente 6371 Km. de radio. Las montañas más altas se elevan a 9000 metros escasos sobre el nivel del mar. Las mayores profundidades marinas son aproximadamente de 11.000 mts. Nuestro conocimiento sobre las regiones profundas de la tierra escapan al acceso directo del hombre puesto que las perforaciones más profundas alcanzan hasta los 10 Km. Por tanto al no tener ningún acceso directo a las regiones más profundas de la tierra debemos contentarnos con métodos indirectos, como por ejemplo la investigación de las rocas que, a través de procesos geodinámicos han sido trasladados desde su lugar de formación hasta la superficie terrestre. En estos casos tienen una significación especial los métodos geofísicos, sobre todo la investigación de los terremotos (sismología). Los terremotos se forman relativamente cerca de la superficie, a causa del desplazamiento brusco de paquetes rocosos independientes entre sí. Con ello se liberan grandes energías, que se extienden en forma de ondas de materia. Una de estas ondas son las llamadas ondas S u ondas transversales, que presentan una forma sinusoidal similares a las ondas que se producen al lanzar una piedra sobre la superficie del agua. Se extienden concentricamente desde el lugar de su formación, por la superficie de la tierra. La segunda clase de onda son las llamadas ondas longitudinales o de compresión (ondas P). Pueden compararse directamente con la onda del sonido emitido por vibraciones de un altavoz, y se introducen dentro de la materia. Así pues, avanzan por el interior de la tierra. Se reflejan en la superficie existente y su velocidad de propagación depende del estado de la materia y su densidad. Los sólidos permiten el paso de ambos tipos de ondas, mientras que un líquido o gas solamente permiten el de las ondas de compresión. Por el estudio precisamente de la propagación de estas ondas sísmicas, se ha podido deducir que la tierra está formada por varias capas de distinta naturaleza y dispuestas concéntricamente con respecto a su centro. Estas capas están separadas por superficies de discontinuidad y cada una de ellas se comporta de distinta manera ante el pasaje de aquellas ondas sísmicas. El primer nivel de discontinuidad se encuentra a 60 Km. de profundidad, el segundo a 120 Km., el tercero a 1200 Km., y el cuarto a 2900 Km. Al pasar de un manto a otro las ondas sísmicas sufren cambios en su velocidad, la que se mantiene constante dentro de un mismo manto. Se atribuye esa variación a las diferentes densidades que poseen los diversos mantos. Luego debemos admitir que dicha densidad aumento hacia el interior. Dichas partes superficiales (masas continentales) están integradas por rocas en la que predominan la sílice y el aluminio; por ello recibe el nombre de sial. En los océanos por debajo de los 4.800 m. de profundidad, el subsuelo submarino está formado por sílice y magnesio recibiendo el nombre de sima; por él viajan las ondas sísmicas con una velocidad mayor que en los continentes. El sima se extiende por debajo de los continentes pero a profundidades que oscilan entre 45 y 60 km. Los bloques siálicos entonces flotan en el sima y es fácil comprender que se hundieran en él en medida diversa según la forma y volumen, del mismo modo que varios trozos de madera flotando en el agua, se hundieran en medida proporcional a su forma y volumen.
El segundo manto de la tierra ocupa desde los 60 Km. y hasta los 120 Km. Le sigue un tercer manto, siendo sus materiales constituyentes, similares a los del sima; los continentes no pueden hundirse en él y por ello se lo denomina sima no desplazable. Luego entre los 1200 Km. y los 2.900 Km. se extiende el cuarto manto, se lo supone constituido por óxidos y sulfuros, juntamente con sílice, finalmente entre los 2.900 Km. y el centro de la tierra (aproximadamente 6.300 Km.) se halla un núcleo que se supone formado principalmente por níquel y hierro, conociéndoselo entonces como Nife. La frontera entre el núcleo y el manto (2.900 Km.) se denomina la discontinuidad de Gutemberg y la frontera entre el manto y la corteza: discontinuidad de moho; la corteza tiene una densidad media de 3.3 y la velocidad de ondas P: 8 Km./.seg. Ciclo de los fenómenos geológicos: Llamamos fenómenos geológicos a las manifestaciones de las fuerzas que actúan en la tierra modificando su composición y estructura interna o configuración exterior. Algunos de esos fenómenos tienen lugar en el interior del planeta o, más propiamente de la litosfera es decir de los mantos rocosos que componen la tierra hasta una profundidad aproximada de 1.200 Km.: constituyen en conjunto la geodinámica interna. Otras fuerzas obran en la misma superficie terrestre (geodinámica externa); ellas son el producto de las reacciones de la atmósfera y de la hidrosfera sobre la litosfera. Fuerzas Internas: Un primer grupo de fenómenos geológicos esta constituido por los procesos llamados magmáticos; consisten en la formación de rocas por el enfriamiento de una masa en fusión (magma) que asciende desde el interior de la litosfera. En ocasiones este magma no alcanza la superficie terrestre y se enfría lentamente en el interior de la corteza, dando origen a rocas llamadas plutónicas esto es, consolidadas en la profundidad. Si en cambio el magma llega a la superficie por grietas y fisuras, da origen a los volcanes y las rocas así formadas se llaman volcánicas o efusivas. El conjunto de las rocas plutónicas (o intrusivas) y efusivas, esto es derivados de la actividad magmática, se conocen como rocas ígneas. Un segundo grupo de fuerzas internas constituye el conjunto de fenómenos llamados diastrofismo, o sea la deformación de las rocas en virtud de movimientos producidos en la litosfera. Estos movimientos pueden ser tangenciales con respecto a la superficie del planeta, en cuyo caso las rocas experimentan deformación conocida como plegamiento; o radiales y en tal caso la deformación sufrida por las rocas es la fracturación en trozos o bloques que elevándose o hundiéndose unos con respecto a otros, dan nacimiento a elevaciones y depresiones. Cuando la elevación o descenso afectan a toda una masa continental o a una gran parte de ella, hablamos de movimientos epirogénicos o basculares; ellos determinan la emersión de grandes áreas de la litosfera sobre el nivel de los mares circundantes. Si en cambio la elevación interesa sólo a determinadas franjas de un continente, a veces longitudinalmente muy extensas, tenemos movimientos orogénicos o sea “formadores de montañas”.
También pueden darse movimientos epirogénicos negativos, permitiendo el avance del mar sobre lo que es tierra firme, o bien hallarse restringido a franjas más o menos largas y estrechas, en cuyo caso tendremos “cuenca de sedimentación”.Veremos oportunamente que estas cuencas pueden adquirir grandes dimensiones, tanto longitudinal como verticalmente, constituyendo receptáculos de sedimentos llamados geosinclinales. Un tercer fenómeno geológico de suma importancia, que contribuye a la modificación de la naturaleza física y química de las rocas, es consecuencia de la combinación de los dos grupos anteriores: se lo conoce como metamorfismo, en virtud de él las rocas pueden transformarse profundamente. Esto es si las rocas son llevadas del lugar de formación, a través de procesos geológicos, a otro ambiente físico, algunos o incluso todos los minerales originarios revuelven inestables. Si se dispone de tiempo suficiente la roca se adapta a las condiciones modificadas, transformando los minerales inestables en otros estables. A este proceso se le llama metamorfismo. Fuerzas externas: Son las que contribuyan a modelar la superficie terrestre. Si a consecuencia de las fuerzas internas surge un continente o un cordón de montañas; de inmediato los agentes atmosféricos comenzarán a desgastarlo: las variaciones de temperatura disgregarán las rocas; las aguas corrientes y los vientos arrastraron las partículas disgregadas, elaborando los relieves; el conjunto de fenómenos responsables de este trabajo se conoce como erosión y el proceso suele denominarse gliptogénesis (de gliptos, escultura) o sea “formación de un relieve”. Los productos de desgaste por erosión son transportados a distancias más o menos larga por agentes atmosféricos hasta que finalmente se depositan en una depresión del terreno, o cuenca: este fenómeno es conocido como sedimentación. Tipos de Rocas Tanto los procesos magmáticos como los sedimentarios dan lugar a la formación de rocas; tales procesos reciben el nombre conjunto de litogénesis.
Aquellos derivados del enfriamiento del magma se llaman rocas ígneas. Aquellas originadas por acumulación de los productos de erosión se llaman rocas sedimentarias. Aquellas que resultan de la acción de fuerzas posteriores a la formación de los dos grupos precedentes, se llaman rocas metamórficas.
Ejemplos: -
Rocas plutónicas: el granito Rocas volcánicas: piedra pómez Rocas sedimentarias
Clásticas: Químicas
Arenisca Conglomerado
Yeso
-
Roca metamórfica: mármol (caliza, metamórfica)
Con relación a este capitulo, recuerde que... Siendo el origen de la tierra un proceso dinámico que aún está en marcha, existen fenómenos geológicos en interior de la misma (fuerzas internas) y en exterior (fuerzas externas) que continúan modificando la forma, estructura y se producen cambios aunque nosotros no los percibamos Las ciencias geológicas nos ayudan a conocer la estructura física de la tierra y los métodos geofísicos son auxiliares de la exploración petrolera permitiendo que a través de la interpretación de las ondas originadas artificialmente podamos descubrir las rocas reservorios. Tanto las fuerzas internas como las externas han dado lugar ala formación de distintos tipos de rocas y según sea el proceso del cual provienen es su estructura física: Las rocas provenientes del magma se llaman Rocas Igneas por ejemplo: el Basalto y las originadas por acumulación de productos de erosión se llamas Rocas Sedimentarias por ejemplo la Arcilla. Hay un tercer grupo que es el proveniente de la acción posterior a la formación de los dos grupos anteriores, son las llamadas Rocas Metamórficas. De este último grupo podemos hacer cuatro clasificaciones: Rocas Plutónicas Rocas Volcánicas: Rocas Sedimentarias Rocas Metamórficas
EN EL TERRENO DE LO PRÁCTICO Reflexione sobre las siguientes cuestiones: El objetivo de este pequeño ejercicio es tratar de, a la luz de los conocimientos teóricos, ayudarle a individualizar los problemas, desafíos, oportunidades, etc. de la Industria del Petróleo en definitiva vincular la teoría con la práctica de su trabajo cotidiano en la actividad petrolera. Recuerde que si necesita apoyo en este ejercicio o si simplemente quiere compartir su análisis con los tutores, contáctenos vía correo electrónico a adistancia@institutolectum.com.ar
En este caso, le proponemos que mencione sintéticamente: 1. Como se producen las Rocas Metamórficas?
2. Mediante qué método se analizan los posibles Reservorios?
3. Que tipo de fuerzas originaron las Rocas Sedimentarias?
3. ROCAS RESERVORIOS La acumulación de petróleo o gas en un yacimiento requiere una combinación de roca reservorio, roca de cierre y trampa. La roca reservorio es el recipiente en que esta contenido el petróleo y por general es mucho mas extensa que el yacimiento de hidrocarburos que ha sido fijado como trampa. Fuera de los confines de la acumulación de petróleo o gas, la roca reservorio está casi siempre llena de agua. Las condiciones para que una roca sea roca almacén o reservorio son simples: debe proveer espacios suficientes para almacenar un considerable volumen de hidrocarburos y las condiciones de almacenaje deben ser tales que ceda fácilmente el petróleo o gas contenido cuando sea alcanzado por un pozo. Cualquier roca enterrada, ígnea, sedimentaria o metamórfica, que cumple estas especificaciones puede ser utilizada por los hidrocarburos en migración como roca reservorio. La mayoría de los petróleos en el mundo se encuentran en las areniscas y rocas carbonáticas. El carácter de reservorio de una roca es la porosidad intergranular de las areniscas o por un carácter secundario resultante de cambios químicos como ser la porosidad por disolución de cualquier tipo de roca o por cambios físicos como ser fracturación de cualquier tipo de roca. Los cambios secundarios pueden simplemente aumentar la capacidad de almacenaje de una roca originalmente almacén o puede convertir en roca almacén una que originalmente no lo era. Para que una roca reservorio contenga suficiente petróleo o gas debe poseer una porosidad y espesor mínimo para que una extracción fuese provechosa. La porosidad es el porcentaje del volumen total de la roca reservorio ocupado por espacios vacíos (intersticios). Un método común para determinar la porosidad es: tomar una muestra de roca, extraer los fluidos que contenga y obtener el volumen total de la muestra. Se determina el peso en seco de la muestra y a continuación se llenan los intersticios de la roca con un líquido de densidad conocida. Se obtiene así el peso de la roca más el del líquido. El volumen de poros puede entonces calcularse sustrayendo el peso en seco de la roca del peso de la roca más el líquido y dividiendo esta diferencia en pesos por la densidad del líquido. El volumen de poros dividido por el volumen total es la porosidad fraccional que multiplicada por 100 nos da la porosidad en “por ciento”. Debemos hacer notar que existen dos clases de porosidades: la absoluta y la efectiva, la absoluta es el porcentaje del espacio total con respecto al volumen total de la roca sin tener en cuenta si los poros están interconectados entre sí o no.
Una roca puede tener una porosidad absoluta considerable y aun no tener conductividad a fluidos debido a la falta de intercomunicación de los poros. Este es el caso de la lava y otras rocas ígneas con porosidad vesicular. La porosidad efectiva es el porcentaje de espacio poroso intercomunicado con respecto al volumen total de la roca. Por consiguiente, es una indicación de la conductividad a fluidos. La porosidad efectiva es una función de muchos factores litológicos, los más importantes son: el tamaño de granos, empaque de los granos, cementación, cantidad y clase de arcilla, etc. Estudiaremos a continuación estos factores geológicos que afectan a la porosidad: La porosidad es una propiedad de las rocas de gran importancia a los yacimientos de gas y petróleo, ya que determinan la capacidad de acumulación de fluidos. La porosidad en los sedimentos se forma y se reduce o elimina por procesos geológicos naturales. La porosidad primaria y secundaria se debe a condiciones geológicas. La porosidad primaria resulta de los vacíos que quedan entre los granos y los fragmentos minerales después que se acumulan como sedimentos. La porosidad secundaria resulta por la acción de agentes geológicos tales como lixiviación, fracturamiento o fisuración que ocurren después de la litificacion de los sedimentos. De todos los sedimentos las rocas más porosas y permeables son las areniscas. Aunque se asume que los carbonatos contienen la mayor parte de las reservas del mundo. La porosidad de los areniscos pueden ser de dos tipos ínter granular y de fracturas. La porosidad íntergranular es el espacio neto que queda después que la porosidad inicial ha sido reducida por agentes geológicos como consolidación, cementación, recristalización, granulación, etc. La porosidad primaria de una arenisca o de cualquier otra roca elástica depende inicialmente del grado de distribución o arreglo de los granos según su tamaño. Los granos bien distribuidos moderadamente redondeados, depositados en agua resultan en un empaque de 30 o 40% de porosidad. En sedimentos de distribución deficientes los granos más pequeños se acomodan en los espacios existentes entre los granos más grandes, lo que reduce considerablemente la porosidad. Gran parte de la porosidad en algunas areniscas y otro tipo de rocas aparentemente compactas, se deben a fracturas. La consolidación (compactación) es un factor geológico que reduce la porosidad debido a la presión de los sedimentos superpuestos o a la presión orogénica. La cementación es el agente que tiene mayor efecto sobre la porosidad original y afecta el tamaño, forma y continuidad de los canales debido a una posible deposición de cuarzo secundario, calcita, dolomita o de combinaciones de éstas.
Además las arcillas a menudo pueden actuar como material de cementación. El cemento de carbonato en una arenisca se puede formar al mismo tiempo que la arena se deposita o poco después del proceso de sedimentación. Es posible que como una cementación secundaria por calcita o dolomita proveniente de aguas en circulación pero de todas maneras es de menor importancia que la cementación de sílice secundaria. En la mayoría de los casos el cemento dolomita forma estructura de cristales bien definidos, mientras que el cemento calcítico es irregular en su forma. El cemento de calcita se puede convertir en cemento dolomitico, lo que resulta en un aumento adicional de la porosidad. El cemento de arcilla no causa exactamente endurecimiento de las arenas. El efecto obtenido por las partículas de arcillas es una acción de unión floja que deja a las rocas bastante friables. Rocas recipientes fragmentarios: Las rocas reservorios fragmentarios son agregados de partículas, fragmentos de minerales o fragmentos de roca más antigua. También son llamadas elásticas o detríticas porque están formadas por partículas minerales y de roca lavadas de áreas que han sido erosionadas. Su carácter varia su factores tales como la naturaleza del material erosionado, la distancia a la que es transportado, el clima, la inclinación de las pendientes, el agente de transporte (ríos, olas, corrientes o vientos), las condiciones bioquímicas del área de deposición, la distancia de la costa, las afecciones por las que se seleccionan las partículas, y la profundidad del agua. El tamaño de las partículas de las rocas reservorio fragmentarios oscila entre partículas coloidales y el de bloque y guijarros. Generalmente se usa la escala de graduación de Wentworth para identificar la textura de varios sedimentos elásticos y también para describir la textura de las rocas reservorio. Los análisis granulométricos de las rocas reservorios fragmentarios brindan indicios seguros acerca de las características potenciales del contenido de fluido. La matriz de una roca elástica esta compuesta por partículas claramente más pequeñas que el promedio y que llenan parcial o enteramente los intersticios entre granos mayores tales partículas pueden estar compuestas por los mismos minerales que los granos mayores o por otros minerales o lo que es frecuente por ambos. La matriz se diferencia del material de cementación, que es principalmente un depósito químico o bioquímico o una arcilla que se a infiltrado tanto entre las partículas mayores como en las partículas de la matriz.
CLASIFICACION DEL TAMAÑO DE LAS PARTICULAS (Wentworth) Clasificación Bloque Guijón grande Guijón pequeño Guijrro Guijarro muy grande Guijarro grande Guijarro mediano Guijarro pequeño Granulo Arena Arena muy gruesa Arena gruesa Arena mediana Arena fina Arena muy fina Limo Limo grueso Limo mediano Limo fino Limo muy fino Arcilla Arcilla gruesa Arcilla mediana Arcilla fina Arcilla muy fina
Limites de la graduación (diámetros en mm) Más de 256mm 256-128 128-64
Micrones
64-32 32-16 16-8 8-4 4-2 2-1 1-1/2 ½-1/4 ¼-1/8 1/8-1/16
125-62,5
1/16-1/32 1/32-1/64 1/64-1/128 1/128-1/256
62,5-31,2 31,2-15,6 15,6-7,8 7,8-3,9
1/256-1/512 1/512-1/1024 1/1024-1/2048 1/2048-1/4096
3,9-1,95 1,95-0,975 0,975-0,487 0,487-0,243
Con relación a este capitulo, recuerde que... La acumulación de petróleo o gas en un yacimiento requiere una especial combinación de roca reservorio, (roca de cierre y trampa). La roca reservorio es el recipiente en que está el petróleo. Fuera de la confinación del petróleo o gas casi siempre la roca reservorio esta llena de agua. Además para que tenga el carácter de Reservorio es necesario que posea porosidad inter-granular y para que contenga suficiente petróleo y sea la explotación provechosa debe ser de buen espesor y la porosidad efectiva (es decir que existe comunicación capilar para poder sacar el mismo). La porosidad es una propiedad de las rocas de gran importancia a los yacimientos de gas y petróleo, ya que determinan la capacidad de acumulación de fluidos. Esta porosidad se puede deber a espacios intergranulares o a fracturas. La consolidación (compactación) es un factor geológico que reduce la porosidad debido a la presión de los sedimentos superpuestos o a la presión orogénica. La cementación es el agente que tiene mayor efecto sobre la porosidad original y afecta el tamaño, forma y continuidad de los canales debido a una posible deposición de cuarzo secundario, calcita, dolomita o de combinaciones de éstas. Además las arcillas a menudo pueden actuar como material de cementación.
Las rocas recipientes fragmentarios son agregados de partículas, fragmentos de minerales o fragmentos de rocas más antiguas y pueden tener tamaños microscópicos (medidos en micrones) tal es el caso de los limos, pasando por las arenas, a los guijarros, hasta bloques de más de 1 pulgada (256 mm) y bloques de gran tamaño. Y obviamente combinación de varios de estos tamaños, o sea fragmentos ocupando los espacios que dejan los más grandes.
EN EL TERRENO DE LO PRÁCTICO Reflexione sobre las siguientes cuestiones: El objetivo de este pequeño ejercicio es tratar de, a la luz de los conocimientos teóricos, ayudarle a individualizar los problemas, desafíos, oportunidades, etc. de la Industria del Petróleo en definitiva vincular la teoría con la práctica de su trabajo cotidiano en la actividad petrolera. Recuerde que si necesita apoyo en este ejercicio o si simplemente quiere compartir su análisis con los tutores, contáctenos vía correo electrónico a adistancia@institutolectum.com.ar
En este caso, le proponemos que mencione sintéticamente: 1. Que condiciones debe tener una roca para ser considerada Roca Reservorio?
2. En que tipo de rocas se encuentran la mayoría de los petróleos del mundo?
3. Como se puede determinar la porosidad efectiva de una roca?