BIBLIOTECA UCM

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ESTUDIOSEDIMENTOLÓGICO,DIAGENÉTICOY ESTRUCTURAL DE LAS FORMACIONESGEOLOGICASDEL EMIRATO DE ABU DUARI

(EMIRATOS ÁRABES UNIDOS)

Antonio de la Cruz de la Calle

1~~’‘4

TesisDoctoralFacultadde CienciasGeológicas

DEPARTAMENTO DE ESTRATIGRAFIAUniversidadComplutensede Madrid

Septiembre1994

T

TesisRealizadaporAntoniode la Cruzy dela Callebajo la DireccióndelProfesorDr. Cristino Dábrio

Gonzalez,Catedráticodel DepartamentodeEstratigrajiade la UniversidadComplutensede Madrid

RESUMEN

Esteestudiosedimentológico,diagenéticoy estructuralde lasformaciones petrolíferas de los Emiratos Arabes fue realizado paraestimular las aplicacionesde Dipmeteren carbonatos,quehastala fechason muy escasassi selascomparaconsu uso en las regionesdetríticas.

Los perfilesde Dipmeterregistranlos buzamientosmediantela correlacióndecurvasde ¡nicrorresistivídad,obtenidaspor cuatrobrazosen contactocon las paredesdel sondeo,que identifican cualquiercambiode texturaen la estratificación.Estacapacidadde respuesta,inclusoa lospequeños cambios de textura, hace del Dipmeter la herramientainsustituible para estudiar la complicada fibra diagenética de loscarbonatos.Duranteesteproyectosepudo comprobarqueel registrode lafirma textura! de los carbonatos,por las curvas de resistividad,proporcionaunainformacióntanto o másinteresantequela de los propiosbuzamientos.

Este proyecto se benefició del uso del Microescónercuyoprimer prototipo fue utilizado extensamenteen los carbonatosde AbuDhabi. EsteDipmeter, de última generación,presentacomo novedadquelos brazos3 y 4 tienen, cadauno, 27 electrodosqueobtienenotras tantascurvasde resistividadque, unavez procesadas,proporcionanimágenesderesistividadde 1 cm de resolución. El Microescánerha permitido, porprimera vez, la visualización directa de una serie de elementossedimentados,diagenéticosy estructuralescuyapresencia,en el subsuelo,sólo podía establecerseanteriormente por métodos indirectos deinterpretación.Así se han obtenidoimágenesinéditasque muestrangrancantidadde detalle sobrelaminaciones,nódulosde anhidrita, estilolitos,fracturas e inclusofallas. Estas imágenespennitentambién estudiar lainterrelaciónde todos estos elementosentre si y evaluar la estructurainterna de la rocaalmacény la distribución de la porosidaden relacióncon la producciónpetrolífera.

Para lograr una interpretaciónmas certera se han utilizadotodos los datos e información disponiblesde otros perfiles petrofisicos,testigos, microfotografia de sección delgaday microscopio electrónico,perfilessísmicos,etc.

Debido a la originalidad del proyecto encomendadoporSCHLUMBERGERMIDDLE EAST de encontrar las respuestasdeDipmeter a los carbonatosde Abu Dhabi, y a la poca bibliografiaexistente,el procedimientoa seguir fue comparar exhaustivamentelostestigosdisponiblescon las respuestasdel Dipmeter(buzamientosy curvasde resistividad>parapoderextrapolare interpretardespuésestasrespuestasa otros intervalos del sondeocon perfiles de Dipmeter, ó incluso a otrossondeosdel campopetrolíferoaunqueno dispongande testigos.

Los resultadosobtenidosen las interpretacionesde .Dipmeteren carbonatos,ponende relieve los aspectosy problemasqueafectana la

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geologíadel petróleo en Oriente Medio. Lejos de habercoleccionado,solamente,un interesantecatálogode interpretaciones,sehanincluido enel proyecto nueve casos prácticos, ampliamente tratados, donde seexponen problemas en diferentes campos petrolíferos y formacionesgeológicas,proponiendometodologíasy aportandosoluciones.Entre lasnumerosasconclusionesdel estudiomerecendestacarselas siguientes

En la formación Arab (JurásicoSuperior) se han obtenidobuzamientosdel Dipmeter en sedimentosafectadosmoderadamentepordiagénesis en casos de bioturbación, dolomitización, disolución,cementaciónorgánica,compactacióny precipitación.Cuandola diagénesishaactuadoconmasintensidadno seobtienenbuzamientos.

En cambio, las curvas de resistividad (Geodip) reflejanfielmente la textura de los carbonatosaún en los casosmas extremosdediagénesis.Permitiendo identificar la estructurainterna (zonas porosas,permeables,masivas,desarrollode estilolitosetc.), la litología diagenética(dolomitización,anhidritaetc.).Así como los contactosdiagenéticos(agudoo gradual).

La correlación de las 16 electrofacies obtenidas por elprogramaFaciolog en los veintiséissondeosque atraviesanla formaciónArab (Jurásico Superior) en el campo Bunduq, permiten reconocer losdiferentesmediossedimentariosy diagenéticosentrelas zonassuperioresdela formaciónArab (A, .8 y C), y la zonaD. En la zonaC seidentificaronocho ciclos de carbonato-anhidrita(sabkhas). La presencia de estosnumerososciclos y su espesortotal, ponende manifiesto la subsidenciarelativa de la región durante el período de deposición. La correlación deelectrofacies refleja la complejidad de la diagénesis en los depósitos desabkhas y los continuos cambios laterales de facies, incluso en distanciaspequeñas.

E] espesory la frecuenciade laselectrofaciescon presenciadeanhidrita aumentahacia arriba en la zona.C. Esto es debido al fenómenode acrección vertical de facies que está directamente relacionado con elmedio de deposición de estos materiales, cada vez más someros

Las electrofaciescon desarrollo de porosidad; tienen másespesor en la zona de cresta del campo. Hacia los flancos,estasfacies sehacen muy delgadas o desapareceny su lugar es ocupado por limemudstonesconescasaporosidad(Facies1).

Los acufiamnientossontípicosde la formaciónArab tanto en lazonaC comoen la D. Las faciesmásdensasy compactas(menosporosas),desarrollanacuflarnientoshaciala cresta,mientrasquelas faciesporosas lohacen hacia los flancos.

La respuestade las curvasde resistividad(programaGEODJP)a las zonasestilolíticas en la zona B del grupo Thamama(Crei’ácicoInferior) hapermitidocorrelacionarestaszonasa lo largo de masde 20 Kmen la direcciónde máximoelongamiento(NF-Sil) del campopetrolíferodeSa/giL

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El espesorde las zonasde estilolitos correlacionadasvariaentreun mínimo de 5-8pulgadas(12.7-20.3cm.) y un máximode3-4pies.(1-1,22m)

Lapresencia de estilo//tos es menor en la cres&z del campe. Encambioson más frecuentes en los flancos del campo y especialmente haciael contacto de las fases hidrocarburos/agua (Oil/Water Contact-OWC).Larazónesel incrementode la presiónlitostáticaen los flancosquepromuevelos efectosde la disolución por presión,y tambiéna la presenciade aguaabundanteque favorecela disolución. Comparandolas zonasestiloliticasconperfiles de producción,la zonamassupenor,quecoincidecon la zonadensaDl, es la quetiene mascontinuidada lo largo de la crestay por lotanto constituye la barrera vertical más impermeable al flujo dehidrocarburos.

Las imágenes de zonas estilolíticav proporcionadaspor elMicroescáner han permitido explicar las anomalías existentes en laproducción de la zona D de la formaciónArab en el campopetrolíferodeUmmAI-Anhar. Normalmentela producciónde estazona,en otros camposde Oriente Medio, proviene de los niveles dolomitizadosen las calizaspelíticasperoen estecampoaparecenmuy densosy sin porosidad.A pesarde no existir testigosenestazona, las imágenesdel Microescáneraportaronla respuestaa estaanomalíaseñalandoque, precisamente,en los nivelesdolomitizados es donde tuvo lugar el proceso de estilolitización qñeaprovechólas discontinuidadesde los nivelesdolomitizadosparacomenzarsudesarrollo.

Lasimágenesdel Microscanerobtenidasen la fonnaciónKhuff(Pérmico Medio) en el campo petrolíferoAbu Al Bukhooshpermitieronidentificar 225fracturasentre3.658 y 3.963 m. La dirección dominantedeesta fracturases NF NNE (350 N), existe otra dirección conjugadade laanteriorpero menosabundanteen dirección NWNNWasí comofracturastensionalesen dirección N-S y un sistema adicional de fracturaspocodesarrolladoen direcciónE-W. En cuantoal buzamientode estasfracturas,las fracturas dominantes,cuya dirección es N35E, buzanen la direcciónNWWNW, aunque algunas fracturas también buzan hacia el SEESE.Algunas de las fracturas, dentro de esta dirección dominante sonsubverticales.El otroconjunto defracturasdedirecciónN35W, conjugadodel anterior,buza en la dirección S~VWSW. Las fracturas tensionalesdedirección N-S, buzan hacia el E y W. Las fracturasen dirección E-W,buzanhaciael Norte.

Considerandoestosresultados,se recomendóefectuarel mayornúmerode sondeosinclinadosen dirección opuestaa la dirección NW enque predominanel buzamientode las fracturas. La razón es que en ladirecciónpropuesta(S.E). se interceptaríanmayor cantidadde fracturasconel consiguienteaumentodela producción.

Las imágenesdel Microescánerobtenidasen los sondeosSY-13 y SY-l5 en la formación Simsima (Cretácico Superior) del campo

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petrolíferode Shah hanpuestodemanifiestoquela dolomitizaciónen estazonaconsisteengrandesparchesalargadosqueatraviesanla estratificacióna gandesángulos.Las fracturasse presentanen formas sinusoidalesquecortan al sondeode forma elipsoidal. En el crucede las fracturas,quetieneforma de aspa(“X’9, es dondese concentrala dolomitización,indicandoque las fracturas actuaron como canalizadorasde los fluidos dedolomitizaciónque se concentraronpreferentementeen la interseccióndelas fracturassiguiendoel gradientedemínimapresión.En las interseccionesde fracturases dondeseconcentrala máximaporopermeabilidady por lotanto la máximaproducciónde hidrocarburos.Todo esto implica que lasdolomíassondiagenéticasy que sedesarrollaroncomoepisodioposterior alafracturacion.

Relacionadas con las fracturas anteriores, las imágenespresentan otras fracturas de karstificación subverticales y conb(furcaciones. Estas fracturas karstif;cadas atraviesan las fracturasinclinadasy son por tanto masrecientes. Desdeel punto de vista de laproducciónpetrolífera es interesantehacer notar que ambossistemasdefracturas están interconectadasy esta circunstanciaha hecho mejorarnotablementela permeabilidadde la roca almacénen la formaciónSimsima.

Con respecto a la presenciade fallas, la interpretación debuzamientosen los sondeosSA-7 y SA-34 situadosen flanco occidentaldelcampo petrolífero de Sahil, permitió determinar la presencia de fallasnormalesinterceptadaspor estos sondeosen la grupo Thamama.La fallamtersectadapor el sondeoSA-34, tiene unadireccióndel bloque hundidoyun buzamientodel planode falla haciael 5W y unadireccióndel plano defalla NW-SE. Parala falla intersectadapor el sondeoSA-7 la direccióndelbloque hundidoy el buzamientodel plano de falla es hacia el Oestey ladireccióndel planode falla N-S.

Las imágenes de resistividad proporcionadas por elMicroescánerhanconseguidoresultadosinéditosen la visualizaciónde loselementosestruci’urales de las fallas cortadaspor el sondeoSA-48 situadoen el flanco oriental del campo.en tresnivelesdiferentes(9.340, 9.240 y9.165pies) en cuyasimágenespuedeobservarsela reduccióndel espesordesedimentosproducidapor la intersecciónde la falla (el mínimo espesorcoincide con la dirección de buzamientodel plano de falla). También seapreciala deformaciónproducidapor la falla en el bloque hundidoque hageneradouna gran profusiónde fracturasacompañantes.La orientacióndelas imágenestambiénha permitidoprecisarel buzamientoexactodel planode falla queanteriormenteno podíacalcularse.

En los tres niveles citados se pudieron comprobar lasreducciones de espesorde sedimentosentre sondeos, como condiciónnecesaria,pero no suficiente, para que probar la existencia de fallasnormales.

Los buzamientosde los planosde fallas en los tres sondeoscitadosindican la existenciade ungrananticlinal en el campopetrolíferodeSahil en contradicción con el sinclinal propuesto por una compañía

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consultoraque basó su estudio exclusivamenteen perfiles sísmicosquepresentandificultadesde interpretaciónen la región.

La interpretaciónconjuntageológico-geofísicaen la formaciónSudair(TriásicoInferior) sugierela presenciade unafalla intersectadaa laprofUndidadde 13.740piespor el sondeoSARB-8 dondela correlacióndeperfilesindicaunareducciónde espesorde 750 pies.Hastaqueestesondeofue realizadose creía que dicha formación se extendíaregionalmenteenAbu Dhabi con un espesoruniforme. La interpretacióndel Dipmeter indicauna falla cuyo pianoy bloquehundidoestánen situadoshacia el ENE ycuya direcciónes NNW-SSE. La comparacióndel Perfil SísmicoVertical(PSP’) y del Sismograma Sintético(SS)señalanla presenciade un fuertereflector lateral probablemente producido por un escarpe de falla que estáde acuerdo con la profi¿ndidady geometría de la falta interpretada por elDipmeter.

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AGRADECIMIÉNTOS

Este estudio representala experienciaobtenidapor el autordurante el período de trabajo con SCHLUMBERGER MIDDLE EASTLTD. comoresponsabledel Departamento de Geologíaen la UNIDAD DEINTERPRETACIÓN DE SCHLUMBERGER en Abu Dhabi (EmiratosArabesUnidos)entreAgosto de 1983 y Octubrede 1986.

Durante este período tuvieron lugar múltiples proyectos nosolamenteen los EmiratosÁrabes Unidos sino también en Egipto e Irán,paisesque segúnla organizaciónde Schlumberger en OrienteMedio eranasistidostécnicamentepor la Unidad de Interpretación de Abu Dhabi, locual constituyó una oportunidadexcelentepara conocerla geologíamásrepresentativade la región. La misión principal del autor consistió eninterpretar y divulgar las aplicaciones de los perfiles petrofisicos obtenidospor la instrumentación tecnológica de vanguardia fabricada porSCHLUMBERGER destacandosus aplicaciones geológicas, así comoasesorar a geólogos e ingenieros de las compañías petrolfie ras de ANtDhabi, Egipto e Irán sobre la interpretación de estas aplicaciones. Estosinstrumentosson mtroducidos en los pozos de petróleo para conseguirperfiles petrofisicosde los sondeos(wireline logs) los cualesson de vitalimportanciaen la exploracióny produccióndehidrocarburos.

Como partede las actividadesdel autor, se realizarontambiénnumerosaspresentacionesen cursos,semrnanos,compafliasde petróleosyconferenciasinternacionalesdandoaconocerlos resultados.

Las compaflias de petróleosque operan en estos paisesengeneral, y sus departamentosde geología en panicular merecenagradecimientoporcompartirsu experienciay facilitar información.

El autoragradecela interesanteoportunidadofrecidapor el Sr.RichardPiggin de SCHLUMBERGERMIDDLE EAST LTD enDubai alencomendarmeel proyectode encon>’rar solucionespara la aplicación deDipmeteren carbonatos, las cualesconstituyenel principal objetivo de esteestudio.

El Director de la División de Abu Dhabi, Sr. 1. Tergiman,facilito mis tareasenmomentosdificiles con su optimismoy jovialidad.

El Dr. Stephan Luthi de SCHLUMBERGER MIDDLEEAST (Dubal) mereceagradecimientopor su hospitalidade inspiraciónprofesional.

Duranteel dificil periodode la guerra entre Irak e Irán, losviajesa Irán fueronorganizadosy resultaroninclusoagradables,graciasalentusiasmoy sentidodel humor del Sr. iP. Plomb, Director TécnicodeSCHLUMBERGERSERVICESIRAN.

El trabajo en Egipto resultó fructífero graciasa las gestionesdel Sr. Cristopher Smith, Director Técnico de SCHLUMBERGEREGYPT LTD.

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Este proyecto se ha beneficiado de las conversacionesmantenidascon mis colegasingenierosy geofisicosde la UNIDAD DEINTERPRETACIÓN DE SCHLUMBERGER en Abu Dhabi, Srs. J. P.[ver,M. Awad, ShabbirAhimedy Dr. M. Watfa.

Deseoagradecera las compañíasde petróleosde Abu Dhabi,Egipto e Irán el permisoparala publicaciónde perfilesde sondeosy otrosdatos, así como a los geólogosde estas compañíasque contribuyeronconmigo,como coautores,en algunosde los informesy publicacionesqueaparecenen la bibliografia de esta tesis. En este sentido, merecenunamenciónespeciallas siguientescompañíasy geólogos:

BUNDUQ OIL COMPANY JAPAN.Dr. Higuchíy Mr.H: Takizawa.ABU DilABI OIL COMPANY LTD (ADOC).Mr. 1-1. Takizald.ABU DJláBí NATIONALOIL COMPANY(ADNOC).ABU DHABI MARINE OFFSHORE AREAS(ADMA) Mr. S. AzerZAKUM ABU DHABI OIL COMPANY (ZADCO).Mr. NazerABU DHABI ONSUORE OPERATIONS COMPANY(ADCO). Dr. Ayoud y Mr. Agrab.

La experienciaprevia de] autor como geólogo y geofisicoobtenida en Sudáfrica con la compañía SOUTHERN OILEXPLORATION CORPORATION (SOEKOR) y en Inglaterra con lacompañía ESSO EXPLORATION INC. EUROPE-AFRICA, hacontribuido notablementeen la interpretaciónde los resultadosde esteproyectoy por lo cual expresoagradecimientoa estascompañías.

Tampoco quisiera olvidar a los esforzados y pacientesingenierosde SCHLUMBERGERM1DDLE EAST, que trabajandoencondicionesmuy duras, consiguieroncon éxito los perfiles de sondeospresentadosen esteproyecto.

Finalmente, deseo expresar mi profundo agradecimientoaldirectorde estatesisdoctoralDr. Cristino Dábrio Gonzalez,catedráticodelDepartamento de Estratigrafía de la Universidad Complutense deMadrid, por sucontribucióna la mejorageneraldeesteproyecto.

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ÍNDICE

PáginaRESUMEN.. 2AGRADECIMIENTOS 7ÍNDICE 9FIGURAS 15TABLAS 25CAPÍTULO 1. INTRODUCCION 26CAPÍTULO II. GEOLOGIA REGIONAL 30

2.1. TECTÓNICA DE PLACAS 302.2. LA ACUMULACIÓN DE

HIDROCARBUROS.ENORIENTEMEDIO 312.2.1. Relaciónentrerocamadre,rocaalmacény rocasimpermeables 32

2.3. RELACIÓN ENTRE LA TECTÓNICA DEPLACAS Y LA ACUMULACIÓN DEHIDROCARBUROS 34

2.4. GEOLOGIA DE ABU DHABI 362.4.1.EstratigrafiaGeneral 362.4.2.PALEOZOICO 37

2.4.2.1. Permo- Triasico 372.4.3.MESOZOICO 38

2.4.3.1.Jurásico(lnf,Med. y Sup.) 382.4.3.2. Cretácico(Inf.,Med. y Sup.) 39

2.4.4.CENOZÓICO 422.4.4.1. Terciano(Infl,Med. y Sup.) 43

2.4.5.CUATERNARIO 44CAPITULO III. METODOLOGI.A 45

3.1. TECNOLOGÍADE LOS PERFILESDE SONDEOS 45

3.1.1. Introducciónal perfil medidordebuzamientos(Dipmeter) 453.1.2.La ultimageneracióneninstrumentaciónde Dipmeters:El Microescánerde Fonnaciones 46

3.l.2.l.Procesamientodedatos 483.1.3.Conceptode Electrofacies 48

3.l.3.l.Obtenciónde Electrofacies 493.2. PROCEDIMIENTODE INTERPRETACIONDEDIPMETERS 50

3.2.1.Factoresqueafectanla resistividadde las rocas 51

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PáRina3.2.2. Diferenciasen la interpretacióndeDipmetersen carbonatosy areniscas 53

3.3.CLASIFICACIÓN DE ROCAS CARBONATADAS... 543.4. CLASES DE POROSIDAD 55

CAPÍTULO IV. ANÁLISIS SEDIMENTARIO,DL4GENETICO Y ESTRUCTURAL EN LASFORMACIONES DE ABU DHÁBI 57

4.1. LA FORMACIÓN KHIJFF 574.1.1.CASOPRACTICON01DETERMINACIÓNDEFRACTURASENLAFORMACIÓNKHUFFRELACIONADASCONLA PRODUCCIÓNDE HIDROCARBUROS(Campopetrol(feroANt Al Bukhoosh) 594.1.2.Análisisde las fracturas 614.1.3.Fracturasasociadasa fallas 624.1.4.Relaciónentrefracturasy produccióndehidrocarburos 634.1.5.Fracturasy zonasdeestilolitos 64

4.2. LA FORMACIÓN ARAEJ 654.2.1.Estudiode las estructurassedimentariasy diagenéticasmediante Microescáner 66

4.2.1. 1. Estructurassedimentarias 664.2.1.2.Estructurasdiagenéticas 664.2.l.2.a.FormaciónAraej Superior 674.2.í.2.b. FormaciónAraej Medio

(miembroUweinat) 684.2.l.2.c. FormaciónAraej Inferior 68

4.3. LA FORMACIÓN ARAB 704.3.1.CASO PRACTICO N0 2ESTUDIO PILOTO SOBREEL USODE GEODIP(BUZAMIENTOS Y CURVASDE RESISTIVIDAD)ENCARBONATOSDE LA FORMA CLONARAR.(Campopetrol(feroBunduq) 714.3.2.Medios sedimentariosy diagenéticos 714.3.3. Interpretaciónde losbuzamientos 72

4.3.3.1. Grainstonesdolomitizadas 724.3.3.2.Packstonesy Grainstones 734.3.3.3.Calizasarcillosasy Packstones 74

4.3.4. Interpretaciónde las curvasde resistividad 754.3.4.1. Mediodiagenéticoencimadelnivel freático(vadosezone) 76

4.3.4.í.a.Dolomíasanhidriticas 764.3.4.l.b.Determinaciónde faciesdemareasconel perfil de radiactividad... 77

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Página4.3.4.2.Medio diagenéticobajo elnivel freático 774.3.4.2.a.Calizasarcillosasdolomitizadas.... 784.3.4.3. Estructurade la roca almacén 784.3.4.4. Fracturas 794.3.4.5. Cementosbituminosos 80

4.3.5.El MicroescánerdeFormacionesen laFormaciónArab 8]

4.3.5.1. Laminacióndealgasy nódulosdeanhidnta 824.3.5.2. Fracturascerradas 834.3.5.3. Identificaciónde faciessedimentarias 83

4.3.5.3.a.Laminaciónde algasenfaciesdemareas 844.3.5.3.b.Depósitoslaminadosenzonasdemareas 844.3.5.3.c.Laminacióncruzada 85

0. 4.3.5.4.Identificaciónde faciesoc

diagenéticas 864.3.5.4.a La anhidritade la sabkha 864.3.5.4.b.Dolomitizaciónen laszonassuperioresde la FormaciónArab

NS (zonasA, B y C) 864.3 .5.4.c. Cementosbituminosos 874.3.5.4.d.Disoluciónpor presion 874.3.5.4.e.Fracturas 884.3.5.4.f Interpretacióndel Microescánerde Formacionescuandono sedisponede testigos 894.3.5.4.g.Respuestadel Microescáneraproblemasdeproduccion 90

4.3.6. CASO PRACTICO N0 3EFECTOSDE LA ESTILOLJTIZA CJÓNEN LIPRODUCCIÓNDE HIDROCARBUROSEN LAZONA D DE LA FORMACIÓNARAB(Campopetrol(feroUmmAl-Anbar) 90

4.3.6.1. RespuestadelMicroescáneralos estilolitos 914.3.6.2.AsociacióndeestilolitosconDolomíasno porosas 914.3.6.3.Asociaciónde fracturasyestilolitos 924.3.&4. Relaciónentrelos perfilesradiactivosy estilolitos 93

II

Página4.3.6.5.Usode lascurvasderesistividaddel Microescánercuandono sedisponede imágenes 944.3.6.6.Interacciónde dolomias,estilolitosy fracturas 95

4.3.7. CASO PRACTICO N0 4DETERMINACIÓNDEELECTROFACIESENLA FORMACIÓNARAR(Campopetrol(feroBunduq) 96

4.3.7.1.Calibrado de los perfiles conlos testigos 964.3.7.2. Basede Datosde Electrofacies 974.3.7.3. Identificacióny descripcióndeElectrofacíes 984.3.7.4.Cambiosde facieslateralesy verticales lOO

4.4. LA FORMACIÓN HITH 1014.5.1.Anhidritasy carbonatosdolomitizados 101

4.5. GRUPOTRAMAMA 1024.5.1.Presenciade estilolitosenel grupoThamama 103

4.5.1.1. La influenciade estilolitosen lageologíadelpetróleo 103

4.5.1.2. Disoluciónpor presion 1034.5.1.3. La formaciónde estilolitos 1054.5.1.4.Clasesdeestilolitos 106

4.5.l.4.a.Estilolitosdentados 1064.5.1.4.b.Microestilolitos 1074.5.l.4.c.Marcasde disolución 1084.5.1.4.d. Disoluciónsin marcas 109

4.5.2.CASO PRACTICO N0 5.IDTIFICIÓN Y CORRELACIÓNDE ZONASESTILOLÍTICAS POR GEODIP: ANALISIS DELAMINAClONFINA PARADETERMINARBARRERASDE PERMEABILIDAD(Grupo Thamama- Campopetrol(ferodeSah¡1).... 109

4.5.2.1.Característicasde la rocaalmacénen el grupoThamama 1104.5.2.2.RespuestadeGeodipen laszonasde estilolitos 1114.5.2.3. Correlaciónde las zonasdeestilolitos 1134.5.2.4. Determinaciónde barrerasdepermeabilidad 114

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Página4.5.3.Estudiodel grupoThamamaconel Microescánerde Formaciones 116

4.5.3.1. Zonadensas 1164.5,3.2.FaciesdeBacinellaboundstones 1174.5,3.3.FaciesdePackstonespelíticas 1174.5.4. CASOPRACTICON0 6.

ESTUDIOESTRUCTURALDEL GRUPO THAMAMA(Campopetrol(ferodeSah¡1) 118

4.5,4.1.Influenciade las fallas en laproduccióndehidrocarburos 1194.5.4.2.Detecciónde fallas 1194.5.4.3.Identificaciónde fallasconDipmeter 1214.5.4.4.Identificaciónde fallascon Microescáner 124

4.5.4.4.a.Reduccióndeespesoren fallas normales 1244.5.4.4.b.Buzamientosenzonasdeformadasde falla 1254.5.4.4.c.Interpretaciónde las imágenesen las zonasdeformadasde falla 125

4.5.5.CASO PRACTICON07ESTUDIO ESTRUCTURAL GEOLOGICO-GEOFISICOEN LA FORMACIÓNSUDAIR 128

4.5.5.1. Interpretacióngeológica 1294.5.5.2.Interpretacióngeofisica 1294.5.5.3. Modelos sísmicos 1304.5.5.4. ObtencióndelPerfil SísmicoVertical (PSV) 1314.5.5.5. Resultadosdel Perfil SísmicoVertical (PSV) 1314.5.5.6. ComparaciónPSVy SismogramaSintético 131

4.6. LA FORMACIÓN SHUAIBA 1324.7. LA FORMACIÓN MISHRIF 1334.8. LA FORMACIÓN SJMSIMA 135

4.8.1.CASO PRACTICO N0 8INFLUENCIA DE LA FRA CTURACIONEN LIDISTRIBUCIÓN DE LI DOLOMITIZA CIÓNYEN LA PRODUCCIÓNDE HIDROCARBUROSDE LI FORMAClON SIMSIMA(Campopetrol([ero Shah) 135

4.8.1.l.Identificacióndeestructurassedimentarias 136

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Página4.8.1.1.a.Identificaciónde loscontactosde la rocaalmacén 1364.8.1.1.a.a.TopRl ReservoirZone 1374.8.l.l.a.b.TopR2 ReservoirZone 1374.8.1.l.a.c.TopR3aReservoirZone... 1374.8.1.1.a.d. TopR3bReservoirZone... 1374.8.l.1.a.e.Top R3c ReservoirZone... 1374.8.l.1.a.f.Basede la formaciónSimsima 138

4.8.1.2.Identificaciónde estructurasdiagenéticas 138

4.8. l.2.a. Porosidadparcheada 1384.8.1.2.b.Calizanodular 1394.8.1.2.c.Estructurasdedisolucion 1394.8.1.2.d. Dolomitizacióny fracturas.... 1394.8.l.2.e.Fracturasdekarstificacion.... 1404.8.1.2.f.Los sistemasde fracturasy la permeabilidad 1414.8.1.2.g.Disoluciónpor presióny estilolitos 142

4.8.1.3.Fracturasy Microescáner 1424.8.2.CASO PRACTICO N0 9IDENTIFICAClONDEFACIESCONMICROESCANEREN LA FORMA CLONSIMSIMA(CampoPetrohferoBu ¡lasa).... 143

4.8.2.1.Identificación de Facies 1444.8.2.1 a. Packstonesnodulares 1444.8.2.1.b. Packstonesy microestilolitos 1454.8.2.1.c.Packstonesdolomíticas 1454.8.2.1.d. Packstonesconnódulosdeanhidrita 145

4.8.2.2.Evaluaciónde laspasadasdeMicroescaner 1464.8.2.3.InterpretaciónconDipmeter(SHDT).. 146

CAPÍTULO V. CONCLUSIONES 148CAPÍTULO VI BIBLIOGRAFIA 155

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LISTA DE FIGURAS

Figura1. El instrumentomedidorde buzamientos,Dipmeter,esrevisadoantesde serintroducidoen el sondeo.Figura 2. Componentesdel Microescánermostrandolos 27 electrodosdelos brazosterceroy cuarto.Figura3. Elementosestructuralesy placastectónicasen OrienteMedio conlas seccionesAB y CD.Figura 3a. Seccionestransversalesen el Mar Rojo (Tipo Rift) y delEscudo/PlataformaArábigosy Golfo Pérsico.Figura 4. ImagenLandsatmostrandoplegamientosNW-SE causadosporchoquede lasplacasArábigay Asiática.Figura5. Grandesanticlinalesconcéntricosproducidospor el stresscreadoal chocarlas placasArábigay Asiática.Figura6. CamposPetroliferosde OrienteMedio.Figura7. Campospetroliferosy elementosestructuralesen Abu Dhabi.Figura7a. Formacionesque proporcionanrocasmadres,rocas almacényrocasimpermeablesen los campospetrolíferosde OrienteMedio.Figura 8. Orientación E-W de los campospetrolíferos del Sur de Irán(FormaciónAsmari)paralelamenteaestructurasdecabalgamiento.Figura9. CorrelacionesLito-EstratigráficasenOrienteMedioFigura 10. Correlacionesestratigráficasde sondeosen campospetrolíferosde la zonamarítimadeAbu Dhabi.Figura 11. Correlacionesestratigráficasde sondeosen campospetrolíferostierraadentrode Abu Dhabi.Figura 12. El instrumentomedidorde buzamientos,Dipmeter, y geometríade los buzanuentosde la estratificación.Figura 13. Registro de Microescánermostrandolanimacion mclrnadayfracturassubverticales.Figura 14. Relaciónde los perfilesde sondeocon la mineralogía,la texturay la estructura.Figura15. Procesodeobtenciónde Electrofacies.Figura 16. Posiblesinterpretacionesde los modelosde buzamientosen losperfilesdeDipmeter.Figura 17. Determinaciónde facies en materialesclásticosmediante lascurvasderesistividaddelDipmeter.Figura18. Clasificaciónde rocascarbonatadas(Dunham, 1962).Figura19. La porosidaden carbonatos(Choquettey Pray, 1970>.Figura20. Fotografíade microscopioelectrónicopresentandooolitos muyabundantesen sedimentosrecientesde Abu Dhabi.Figura 21. Fotografíade microscopioelectrónicopresentandocristalesdedolomita bien desarrolladoscon porosidadintereristalina(formaciónArabzonaC)Figura22. Testigo de la formación Khuff (Pérmico)presentandofracturassubverticalesy nódulosdeanhidrita.

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Figura23. PerfilesGeodipy Globalen la formaciónKhuffFigura 24. Identificación de fracturas subverticalesen calizas pelíticasmedianteel Microescánerde formaciones(MSF).Figura 25. Determinación de la profundidad, dirección y ángulo debuzamientoy direccióndefracturasinclinadas.Figura 26. Mediciones de fracturas inclinadas obtenidas por elMicroescáneren la formaciónKhuff.Figura 27. Determinación de la profundidad, dirección y ángulo debuzamientoy direcciónde fracturassubverticalesFigura 28. Mediciones de fracturas subverticales obtenidas por elMicroescáneren la formaciónKhuff.Figura 29. Determinaciónde la dirección de buzamientoy dirección defracturasen las imágenesdelMicroescaner(formaciónKhuff).Figura30. Sondeodeparedesirregularescausadaspor stresstectónico.Figura3 1. Direccionesde las fracturasobtenidaspor el Microescáneren laformaciónKhuff.Figura32. Buzamientosde las fracturasobtenidaspor el Microescáneren laformaciónKhuff.Figura33. Elementosestructuralesde la penínsulaArábiga.Figura34. FallasNormalesy Elipsede deformación.Figura 35. Dirección de las fracturas dominantes(N350E) mostrandofracturasverticalesasociadasy direccionesde buzamientosal NWWNW ySEESE.Figura 36. Relaciónentrela dirección y buzamientode las fracturascon ladireccióndominantede las fallas en la formaciónKhuff.Figura 37. Los sondeosinclinados (A), en contra? del buzamientode lasfracturas,tendríanmayorproducción(formación Khuff1CampoABK).Figura 38.Orientacionesen la producción de hidrocarburos según ladirecciónde las fracturasdominantes(N250E).Figura 39. Fracturasdominantesde más de 4 pies en dirección N350Eidentificadasen zonaestilolítica(fonnaciónKhuff).Figura 40. Las fracturas dominantes,de gran extensión,han logrado lapermeabilidadsuficienteparasalvarel obstáculode laszonasdeestilolitos.Figura41. Las abundantesfracturasen estazona de estilolitosha mejoradola poropermeabilidady saturacióndehidrocarburosFigura 42. Perfiles de sondeosy evaluación de fluidos (Global) en laformaciónAraej (JurásicoMedio).Figura 43. Fotografia de microscopio electrónicode la formación AraejInferior mostrandoporosidadpor disolucion.Figura44. Laminaciónen la formaciónAraej SuperiorFigura45. ComparacióndelMicroescánercontestigoscon identificacióndeporosidad parcheadaen calizas arrecifales con intervalos de estilolitos(formaciónAraej Superior).Figura46. Patchyporous limestonesoverlying a relatively tighter intervalcausedby stylolitization,UpperAraej fonnation.

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Figura47. Tight liinestonesectioncausedby stylolitesandstylolite zones,UpperAraej.Figura48. Alternatingporousandtight limestonescausedby stylolitization,UpperAraej formation.Figura49. Tight andporouslimestones(white and dark intervals), UpperAraej formation.Figura50. Altematingporousandtight limestonescausedby stylolitización,UpperAraej.Figura 51. Tight limestone section originated by stylolite seains andstylolitezones,UpperAraej.Figura52. Tight limestonecausedby stylolitization,Uweinatformahon.Figura53. Tight dolomite sectioncausedby stylolitization, LowerAraej.Figura54. Subroundedporositypatchesiii tight limestones,UpperUweinat.Figura55. Relatively porousandtight limestones(dark andgrey intervals)identifiedin the Uweinat formation.Figura 56. Tight limestone interval caused by stylolitization, Uweinatfonnation.Figura 57. Tight limestone interval causedby stylolitization reducingporosityandpermeabiíity,Uweinatfonnation.Figura58. Tight andporousintervalsin te Uweinatformation.Figura 59. Porous intenta! with a relatively tight section in tite middlecausedby stylolitization,Uweinatformation.Figura60. Tight dolomitic intervalcausedby stylolitization,lower Araej.Figura 61. Microscanner-corecompansonwith identification of stylolitesandanhydritenodaleslii a tightsection,lower Araej.Figura62. Fracturesin the lower Araej section.Figura63. Tight dolomitesdueto stylolitization.Figura 64. Thin and heterogeneousreservoirsin te lower Araej whichproducedgasandsomecondensate.Figura65. Zonaestiloliticaenla fonnacionAraej Inferior.Figura 66. Identificación por Geodip de ciclos de Sabkha(Dolomías yAnhidrita) en la formaciónArab(JurásicoSuperior).Figura 67. Tidal depositionalenviromnent iii carbonatesdetenninedbySHDT (Local andSideby Side dips).UpperArab formations.Figura 68. Isochoresof sedimentaryenvironmentsshowing thickeningandthinning of sedimentsalong a generalNW-SE direction in agreementwitGeodipresuits.Figura69. Geodip showingcurrentdirection (ESE) in moderatediagenetiegramstones.Figura70. Ripple cross-laminationin tidal lagoonenvironment.Arab D.Figura71. Geodipresultsover tar zone.ArabD.Figura 72. General Dipmeter results in carbonateenvironmentsunderdiagenesis.Figura73. Geodipresultsin Diageneticenvironments.ArabC.Figura74. Microresistivity responsein anhydriticdolomites.Arab B

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Figura 75. The gammaray log as indicator of tidal environxnentsin theupperArabformations.Figura 76. Microresistivity resolution in gradationalintenta!betweenhigjresistivity lime mudstonesandIow resistivitydolomites.Figura 77. Microresistivity responsesin tight lime mudstonesandporousdolomites.ArabD.Figura78. Microresistivityresoluciónin tight andporousdolonÉte,Arab D.Figura79. Microresistivity responsein porousandtight dolomites,ArabD.Figure80. Microresistivity responseto fracturing,upperArabD.Figura81. Microresistivity responsein dolomitcanhydrite.Figura82. Hígh linearmicroresistivityin zonesofbitumentar.Figura 83. Microscanner-corecomparisonof lamination, algal mat andanhydritestringer,Arab B fonnation.Figura84. Carbonate-Anhydritecyclesin te Arab B fonnation.Figura85. Carbonate-anhydritecyclesin te Arab Cformation.Figura86. Carbonatereservoirsin the Arab C formation with inclusionsofnodularanhydrite.Figura87. Alternatingtight limestonesandporousdolomiteswith anhydritenodules.Figure 88. Nodularanhydrite(white) in conductivecarbonates(liniestonesanddolomites),Arab B.Figure 89. Microscanner-corecomparison identif~’ing fihled fracture,stylolite andshárpcontact,Arab A.Figura 90. Microscanneridentification of thin lamination indicating algalmatdevelopment(tidal enviromnent,Arab B).Figura91. Microscanneridentificationoftidal lamination,ArabC.Figura 92. Microscanneridentification of cross-beddingand herring bonestructurecharacterizingtidal environment,Arab A.Figure93. Microscanneridentification of anhydritenodulesandlaminationiii dolomitizedpackstones/grainstones(tidal enviromnent,ArabB).Figura 94. SW direction of sedimenttransport from doloniitized crossbedding,ArabA.Figura95. Limestonelaininationdisruptedby diageneticanhydiite,ArabD.Figura96. Microscanneridentificationof dolomitizedpatchesof packstones- grainstonesshowinghigberporosityandcrossbedding,ArabA.Figura 97. Microscanneridentification of dolomitizedpatchesandlaimnaewíth bigherporosity,Arab B.Figura98. Organiccementationby bitumen.Figura 99. Identification of dolomitic packstonescementedby bituinen ashigh resistivityMicroscannerimages.Figure 100. Microscanneridentification of tight nodular lime mudstonessorroundedby conductive argillaceous seanis as a result of pressuresolution, ArabC.Figura 101. Microscanneridentification of fractures iii tight packstones,ArabC.

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Figura 102. Stylolite related fracture, unloading fracturesand te paleo-stressthatoriginatedthem.Figura103.Generaciónde estilolitospor disoluciónpor presión.Figura104. Fractureidentificationin tight dolomitic wackestones,ArabC.Figura 105. Microscanneridentification of laminated limestone contortedby growthof diageneticanhydrite,Arab C.Figura 106. Microscanneridentification of contorted dolomite lanunaemmassiveanhydriteinterval(Sabhkasupratidalenvíronment,ArabA.).Figura 107. Microscaxmer identification of diagenetic anhydrite reducingporosityandhydrocarboncontentin ArabC reservoir.Figura108. Why aretesedolomitestight?Figura109. Tigbt dolomites,Arab D.Figura110. Tight dolomites,Arab D.Figura 111. Microscanneridentification of stylolites in tight dolomites,ArabDFigura 112. Microscanneridentification of stylolites iii tight dolomites,ArabDFigura113. ThreeMicroscannerruns displayedwith padorientationFigura 114. Pressuresolutionfeatureswhich are likely to be identifled byMicroscannerFigura 115. Open fracturesassociatedwith subhorizontallamination andstylolites,ArabD.Figura 116.Three Microscannerrunsdisplaywith padorientation.Figura 117. Open fracture associatedwith stylolites can provide reservoircommunication,Arab D.Figura11 8. Three Microscannerrunswith padorientation,Arab D.Figura119. Estadiosde la asociacióndeestilolitosy dolomias.Figura120. High gammavaluesassociatedwith tight dolomites,Arab D.Figura 121. Stylolitization effects increasing radiactivity and reducingporosityandfluid content,ArabD.Figura 122. Effects of different degreesof stylolitization in te carbonatematrixandcontenisofte styloliteseam.Figura ¡23. SHDT interpretation<Dualdip) indicating the occurrenceofopenfracturesassociatedwith stylolitesanddolomites.Figura124. Relationshipbetweenstylolitesidentified by Microscannerwithopenhole Iogs andhydrocarbonfluids, ArabD.Figura 125. Identificationof sedimentaiyanddiageneticfeatures,Arab D.Figura126. Comparisonofelectrofaciesresultsandlog data.Figura 127. Comparisonof eletrofaciesobtainedfrom the databank (right)with core data.Figura 128. Electrofaciescorrelation in te Arab formation showing thecomplexityof diageneticfacieschangesandpirich-outs.Figura 129. Nodular anhydrite (white) in carbonates(limestones anddolomites),Hith formation.Figura130. Anhydrite intenta!with thin layersof dolomite (from mud log),Hith formation.

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Figura131. SteepcontactAnhydrite/Dolomite,I-Iith formation.Figura132. Anhydritic doloniite, Hith formation.Figura 133. Perfiles de sondeosy analisis de fluidos (Global) en laformaciónThamama(Zonamarítimade Abu Dhabi).Figura 134. Perfiles de sondeosy analisis de fluidos (Global) en laformaciónThamama(ZonamarítimadeAbu Dhabij).Figura 135. Stylolitic lime mudstone.Figura136. Geodipresponseto stylolitezone.Figura 137. Stylolite zonesreduceporosity andpermeability lii carbonatereservoirs.Figura138. Stylolite zonesfrom core datacan be identified by Geodip.Figura139. Campopetroliferode Sahil mostrandolos sondeosutilizadosenla correlaciónde zonasestilolíticas.Figura140. Dipmeterinterpretationprocedurein carbonates.Figura 141. Comparisonbetweenstyíolite identification by Geodip andbyMSFL.Figura 142. Identification ofpermeabilitybarriers.Figura 143. Correlationof stylolitezonesbasedon Geodipinterpretation.Figura 144. Geodipcurvesshowingfacies signaturechangesfrom flank tocrestalareasandfaciesthinningdueto faulting.Figura 145. Correlationwith Geolog.Figura 146. Locationofreservoirfeaturesin relationto structures.Figura 147. Dips increasingdownwards(red pattem)producedby drapingof shalelammaeover limestones,DenseBadmember.Figura 148. Identification of conductive shale laminations and pyritenodules(P)characterizingthe DenseBadmember.Figura 149. Massive homogeneousintentals of argillaceous limestonesmterruptedby shalelaininations.SectionbetweenzonesB andC (Thamamaformation).Figura 150. Tight limestoneswith pyrite nodules(P) andconductiveshalelaminationstypical ofdensezones,Thamama,zoneC.Figura 151. Identificationof algaeBaccinellaboundstonesunderlyingtightstylolitezone.Thamama,zoneC.Figura152. Identification of pellitical algaepackstones,Thamama,zoneB.Figura 153. Bedding disturbance probably produced by burrowing ordiagenesis,Thamama,zoneC.Figura154. Análisisestructuralen el campopetrolifero “El Morgan” (GolfodeSuez)a lo largo del tiempo.Figura 155. Imagen del píano de falta y lammacionesobtenidapor elMicroescánerde formaciones.Figura156. Structuralmodel for Sahil fleld. CFPTotalFigura157. Siructura]model for Sahil f;e!d. Adco.Figura158. Interpretaciónestructuralen el sondeoSA-34(CampoSahil).Figura ¡59. Reduccelónde espesor(36 pies) en los perfiles de RayosGammaentrelos sondeosSA-21 y SA-34.Figura160. Geometríade fallas interpretadascon Dipmeteren el subsuelo.

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Figura 161. PossibleFaulting.Figura 162. Interpretaciónestructuralen el sondeoSA-7. (CampoSahil).Figura 163. Missingintervalby normal faulting in well SA-7 (Sahil Field).Figura164. Comparisonof “STANDARD PLOT” and“CLUSTER” resultsFigura 165. Seismic map with the NE-SW strike of the fault in theproximity of wells SA-7 and SA-14 in agreementwith the Dipmeterinterpretation.Figura166. Changesin the structural dip.Figura167. Structuralinterpretationftom Dipmeter(MSD).Figura168. Fault interpretationfrom Microscanneranddips(MSD).Figura169. Fault interpretationfrom Microscanneranddips (MSD).Figura1 70.Faultinterpretationfrom Microscanneranddips(MSD).Figura171. Dipping faultplane.Figura172. Interpretaciónestructuralde los datosde Dipmeter en el sondeoSAiRB-8 (FormaciónSudair-TriásicoInferior).Figura 1 73. Interpretaciónsísmicaen la formaciónSudair(TriásicoInferior)Figura 174. Modelo structuralmedianteel Perfil SísmicoVertical (PSV).Figura 175. Perfil Sísmico Vertical mostrandoreflectoresdebajo de laformaciónKhuff.Figura 176. Comparación entre el Perfil Sísmico Vertical (PSV) y elSismogramaSintético(SS).Figura ¡77. Correlación entre el Perfil Sísmico Vertical, SismogramaSintético(Geogram)y Perfil Sísmico.Figura 178. Modelo estructuralde la interpretación sísmica de la fallaintersectadaenel sondeoSARB-8.Figura 1 79. Zonasde facies arrecifalesde la formación Shuaibacon suscorrespondientesvaloresdeporopermeabilidad.Figura 180. Perfiles de sondeosy análisis de fluidos (Global) en laformaciónShuaiba(Aptense).Figura 181. Ciclos de secuenciasregresivasen la formaciónMishrif.Figura182. Litofaciesarrecifalesde la formacionMishrif.Figura 183. Perfiles de sondeosy análisis de fluidos (Global) en laformaciónMishrif.Figura 184. Distribución de los organismosen relación con los mediossedimentariosde la formaciónMishrif.Figura 185. Distribución de la porosidad en la formación Mishrif enrelacióncon los mediossedimentarios.Figura 186. Altemating tight and porous intervals showing shawheterogenouscontacts.Simsimaformation.Figura 187. Sharp boundarybetween tight and porous interval and tightnodules.Figura 188. Identification of shaw contacts between porous and tightintervais.Figura 189. Top Rl (4205 FO showing the contad between Umni ErRadhuma shaks (aboye) and Upper Simsima argillaceous carbonates(below).

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Figura 190. Top R2 (4.276 Ft) showing the base of the Upper Simsima(aboye)with uniform cyclic sedimentation.Figura 191. TopR3a(4.364Ft) showingleacheddolomite reservoirfabrics.Figura 192. Top R3b (4.406Ft.) showingnodularandlaminateddolomiticlimestones(dark) with resistiveshales(gray)Figura 193. Top R3c showing the contactbetweenpatchy dolomiteswithhydrocarbons (aboye) and nodular and laminated limestones withouthydrocarbonscontent(below)Figura 194. Base Simsima(4.472 Ft) showing the contactof nodularandlaminatedlimestones(aboye)anddolomitic shales(below).Figura 195. Differenciation betweenregularand patchysedimentationintheUpperSimsima.Figura 196. Connecteddolomite patches(dark) enhancingporosity andpermeabilityin the UpperSimsima.Figura 1 97. Non-connecteddolomitized patches(dark) reducing porosityandpermeabilityin the R3areservoirFigura 198. Microscannerimagesiii badholesections,R3areservoir.Figure 199. Mapping of well resistivity by two runs of the Microscannershowingpatchyporosity in heterogenousbeds.Figure 200. Identification of tight subroundedpatches(nodules ?) inintervalwith goodporosity.Figura20]. Patchyporosityanddippingfracturesshowingdifferentdegreesofconductivity (openandclosedfractures7).Figura 202. Identification of porous interval with uniform conductivityoverlying atighter interval with patchyporosity.Figure 203. Highly heterogeneousbeds showing tight aud conductivepatches.Figura204. Porositypatchesin tightsection.Figura205. Resistivenodulesin porousdolomite. R3b reservoir.Figura206. Nodularsectionin the R3czone.Figura 207. Laminar and nodular section in the R3c zone.(Probablefractures).Figura208. Laminarandnodularsecúlonin the R3c zone with steepdippingfractures.Figura 209. lntercalations of dolomite laminae (dark) and resistiveargillaceouslimestones(gray), UpperSimsima.Figura210. Steepdolomitized intervals (dark) associatedwith fracture-likefeaturesin the UpperSimsima.Figura 211. Steepdolomite bands (dark) showing close associationwithsteepdippingfractures,UpperSimsima.Figura212. Subverticaiandsteepdippingfracturesin the UpperS¡msima.Figura213. Subverticalandsteepdippingfracturesin theUpperSimsma.Figura 214. OccuiTence of dipping fractures (associated withdolomitization)andsubverticalfractures(associatedwith tight argillaceouslimestones)

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Figura215. Steepdoloniite bandsassociatedwith former fracturing, UpperSimsima.Figura 216. Shear fracture system associatedwith dolomitization, R2reservoir.Figura 217. Steepdipping fracturesassociatedwith dolomitizationbands,R2reservoir.Figura 218. Crossed pattems (“X”) of dolomitization due to shearfracturing,R3breservoir.Figura219. Dolomitic shales.BaseSimsima.Figura220. Dolomitie shales.BaseSimsima.Figura 221. Fracture identification in tight intervals separatedby thinconductivedolomitic intervais(darkcolor).Figura222. Identificationof sinusoidaltracesof steepfracturesin the wraparoundimagesof theformation Microscanner(two runs).Figura 223. Procesosdesencadenantesde la fracturaciónen la formaciónSimstma.Figura 224.Fractures enlarged by solution (karstification), Simsirnaformation.Figura 225. l-Iighly fractured section showing high conductivity andpermeabilitydueto karstification.Subverticalfracturesbranchingoff.Figure 226. Diagram from Microscanner showing the fracture¡nterconnecting system that enhancespermeability in the Simsimareservoirs.Figura227. Identificationof fracturesandstylolite zoneswith tight sections(light graycolor) andporousintervals(darkcolor).Figura 228. Tight interval showing fractures associatedwith stylolites.Símsimaformation.Figura 229. Thin tight zone boandedby sty!olites iii a porous section.Simsimaformation.Figura230. High samplingrateGlobal.Figura 231. Sharpcontact boundary betweenporousdolomite (dark) andtight argillaceouslimestones(gray color section),R2 reservoir(Simsima)Figura 232. Crossedpatterns (“X’) of dolomitization due to intersectingshearfractures,R2 reservoir.Simsimaformation,Figura233.Perfil de producción(Global) indicandobuenascaracterísticasde la roca almacénen las seccionesdolomitizadas.FormaciónSimsima.Figura 234. Microscanner identification of nodular lime packstonessubboundedby argillaceousseams.Figura235. Caninicrostylolitesbe identified by Microscanner?.Figura236. Identificationof microstylolitezonesby SHDT.Figura237. Microscanner- core comparisons(3 runs),Simsimaformation.Figura238. Comparisonof Microscannerandcore data,Simsimaformation.Figura239. Microscanner- Core comparison,Simsimaformation.Figura240. Microscanneridentification of anhydritenodulesand nodularlimestonesurroundedby argillaceousseams.

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Figura 241. Microscanneridentification of anhydritenodules in dolomitcpackstones.Simsimaformation.Figura 242. Microscanneridentification of porousgrainstoneswith largeanhydrítenodules Simsimaformation.Figura 243. Microscanner identification of anhydrite nodules in limepackstones.Figura 244. lncreasing borehole coverage in succesive runs andrepeatabilityofMicroscannerresults.Simsimafonnation.Figura245. SHDT identificationof nodularpackstoneswith argillaceousseams(faciesA andD) andalternationof graypackstoneswith dark browndolomitic layers(faciesB = C)Figura246. Identificaciónde nódulosde anhidritapor Dualdipy DuadimFigura247. Identificaciónde nódulosde anhidritapor Dualdipy Duadim

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LISTA DE TABLAS

Tabla 1. Influenciade la diagénesisen los buzamientosde Dipmeter.Tabla II. Aplicación de las curvasde resistividaddel Dipmeteren

la identificaciónde carbonatosy suspropiedades.

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CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN

Este estudio de las formacionesgeológicas de Aiim Dhabi, se harealizado principalmentemediantela interpretacióny correlaciónde losperfiles de sondeosy testigosde muestras,procedentesde los pozos depetróleos perforados en tierra y en el mar, para la producción dehidrocarburos.

Como las formaciones carbonatadasde Abu Dhabi estáncubiertasen todasu extensión,no ha sido posiblehacercorrelacionesconningún tipo de afloramientos. Estas formaciones, depositadas enplataformasmarinas de poca profundidad, están cubiertas por grandesextensionesde dunas,superficiesde gravasy cantosangularesformandoeltípico “suelo del desierto”y depósitosevaporiticosde sabkhas,por losque la zona costerade Abu Dhabi es bien conocida en la bibliografíageológica internacionalgracias a los trabajos de grupos británicos querealizaronvariastesis doctoralesde la zona. Entre estosautorespodemosdestacar a Evans (1964), Butler (1965), Kinsman (1966), Kendall ySkipwith (1968),y Schneider(1975).

El perfil de sondeo más utilizado en este proyecto es elDipmeter, ya que es el instrumentoque proporcionamásdatosgeológicos,entre ellos, el buzamientode las capas. Estos buzamientosse consiguenmediantela correlaciónde curvasde resistividad,obtenidaspreferentementeen los contactoscon la estratificaciónpor medio de electrodosque estáhsituadosen los brazosextensiblesde este instrumento. Estos brazosestánsiempreencontactoconlas paredesdel pozo y son cuatroen los Dipmetersmodernos(Fig. 1).

Durantemás de 50 años, los perfiles de Dipmeter han sidoutilizados con notable éxito en la exploración y posterior desarrollo decampospetrolíferos.La bibliografia especializadarebosacon articulosquefacilitan descripcionesdetalladasde interpretacionessedimentológicasyestructurales.

Lamentablemente,la inmensamayoríade estasaplicacionesdeDipmeter han tenido lugar, con monótona persistencia, en regionesdetríticas, siendo muy escasoslos trabajos realizados en carbonatos.Teniendoen cuentala gran extensiónglobal ocupadapor las regionesdecarbonatos y su gran potencial como rocas capaces de almacenarhidrocarburos, la respuesta de estas formaciones en los perfiles deDipmeter y su correcta interpretación,es un asunto importante por susdenvacionescientificasy económicas.La interpretaciónde estasrespuestasdel Dípmeteren regionescarbonatadas,constituye el motivo principal delpresenteestudio.

En el pasado,el uso de Dipmeter en estasregionesha sidomuy escasodebido a la creencia,bastanteextendiday razonableen ciertomodo,quelos complejosprocesospostsedimentáriosdediagénesisque

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tienen lugar en las rocas carbonatadashabrían afectado su estructuraprimariatan severamente,quealteraríanlos rasgossedimentariosoriginalesy, por lo tanto, poca información podría conseguirsede los datos debuzamientode estosperfiles, en contraposicióna la gran riquezade estosdatos disponiblesen las formacionesde areniscas.Esta creenciaestá tanextendiday es tan intuitiva, que incluso los especialistasde prestigioconsultadosen la etapapreliminarde esteproyecto.semostraronescépticosencuantoa los resultadospositivosde estetrabajo.

Indudablemente,los procesosdiagéneticospuedeneliminar parcial ototalmentela textura primaria en las rocas carbonatadas,Sin embargo, losresultadosde esteproyectomuestranque la información, verdaderamenteimportante, facilitada por las curvas de resistividad del Dipmetermuestran una visión realista sobre los procesos seditnen/o/ógica5,diagenéticos e incluso estructurales que pueden haber afretado a las rocascarbonatadas. Si los procesosdiagenéticoshan sido leves, las texturassedimentáriasy diagenéticaspuedencoexistiren la roca siendomostradaspor los datosdebuzamientoy por lascurvasde resistividad.Si la diagénesisha actuadoen profundidad,sólamentelos procesosdiagenéticosquedaránregistradosen las curvasde resistividad. En cualquiercaso, las curvasderesistividaddel Dipmeterreflejandeunaforma muy precisael estadoactualde la roca carbonatada,tal y como se encuentraen la roca almacénen elmomento de la producción de hidrocarburos,que es lo que realmenteinteresa.

De todo estose desprende,de una forma muy general,que losi’alores de buzamiento llenen su aplicación máxima en regiones detríticas;en cambio, en carbonatos es donde se encuemran mayor utilidad a lascurvas” de resisilvidad Sin embargo, el estudio conjunto en cualquierregión, de buzamientos y curvas de resistividad proporcionará,generalmente,los mejoresresultados.

Este estudio se ha beneficiado notablemente del usogeneralizadode la última generaciónde instrumentaciónde Dipmeters.Entre estos se encuentrael Microescánerde Formacioneso ForníationMicroscanner(FMS) comose le conoceen inglés, o también,MST(MicroScannerStratigraphic 1’ool). La principal innovaciónde este Dipmeterdeúltima generación,consisteen que dos de Sus cuatro brazos(el tercero ycuarto) contienen cada uno 27 sensores o electrodos que registrancontinuamentela resistividadde la formación con la queestánen contacto(Fig.2). Como resultado,este Dipmeter proporcionauna imagen de laresistividad(como contrapuntode la conductividad),de gran resolución.Esta imagen responde cualitativamente a los contrastes demicrorresistividad,variando dentro de una gama de blanco a negro condiferentesintensidadesde tonos grisesentreellos. Las zonasclarc¿~ ¿‘siónrelacionadas con alta resistividad en la formación, mienlra~ que, por elcontrario, las zonas oscuras identifican zonas de conductividad

Las comparaciones efectuadas entre los perfiles delMicroescánerde Formacionesy los testigosde muestra,sugieren un gran

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parecidoentre estos perfiles y las fotografiasen blanco y negro de lostestigos.

Schlumberger distribuyó intemacionalmente los primerosprototiposdel Microesc&inerde Formaciones,a mediadosde 1984, en sietepaisesdiferentes,a fin de comprobarsusrespuestasen diferentesregionesgeológicas.La región de Abu Dhabi fue unade las primerasseleccionadasconel fin de estudiarlas respuestasde esteinstrumentoen los carbonatosdela zona. 12</os perfiles fueron cuidadosamentecorrelacionadoscon lostestigos de muestra, consiguiéndoseresultados muy interesamesen laidentificación de laminación delgada, ¿4/eremes procesosdiagenédcoscomoporosidadsecundariay estilolitos, así como aspectosestructuraleshiles comofracturasyfallas, las cualesjueganun papelmuy importanteenla producción de hidrocarburos en rocas carbonatadas.Todos estosresultadosseránpresentadoscondetalleen los siguientescapítulos.

Siempre que ha sido posible, se ha procurado que lasconclusionespresentadasen este estudio sean el resultadode diferenteslineasde evidenciaapuntandoen la mismadirección, talescomo diferentesperfiles de sondeos(radiactividad, porosidad, resistividad), estudios detestigos,microfotografías e interpretaciones geológicasy geofísicas.

Este proyecto ha sido estructurado del siguiente modo:Introducción generalen el capitulo primero. El marco geológicoregionaldentro de la tectónica de placas, su relación con la acumulación dehidrocarburosy la geologíadeAbu Dhabi son descritosel capitulosegundo.En el capitulo tercero se incluye la metodologíausada en el proyecto,conteniendounadescripciónde Dipmetersasí como los procedimientosatener en cuenta en su interpretación. El capitulo cuarto contiene lasinterpretacionessedirnentológicas,diagenéticas y estructuralesen lasformaciones de Abu Dhabi, siguiendo el orden cronológico desedimentación.En este capitulo se han incluido nueve casos prácticos,ampliamentetratados,en los que el análisisde la información obtenidahapennitido al autor exponertodos los factoresy dificultadesque afectan lageologíadel petróleo en Oriente Medio, así como proponer iniciativas,métodologíasy solucionesparatodosestosproblemas.Las conclusionesdelestudioestándescritasen el capituloquinto, y la bibliografia en el capitulosiguiente.

El autorha comunicadopreviamentepartede los resultadosdeesteestudioen las siguientesconferenciasinternacionales:

GEOLOGY ANO LOGGING. SCHLUMBERGER,Dubai, U.A.E. 1983SCHLUMBERGER DIPMETER SEMINAR.Paris 1984.6OTH ANNUAL TECUNICAL CONFERENCEAND EXHIBITION OF THE SOCIETYOF PETROLEUN ENGINEERS (S.P.E.),Las Vegas,Ny. USA 1985.

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COMPONENTES DEL MICROESCANER MOSTRANDO LOS27 ELECTRODOSDE LOS BRAZOS TERCERO Y CUARTO

PAD CONFIGURATION

4

47”/1.4390 lbs ‘40 kg

129”I&28 ni160 Ibs/73 kg

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4k

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Otra parte importante de este estudio está incluida en numerososmformes técnicos y presentacionespreparadaspor el autor para lascompañíaspetrolíferasde Abu Dhabi(ver CapítuloVI. Bibliografía).

29

CAPÍTULO II. GEOLOGIA REGIONAL

Paracomprendermejor la geologíade Abu Dhabi y cómo hasido afectadapor la tectónicaregional, convendríarelacionarladentro delmarcogeológicodeOrienteMedioal quepertenece.

En términosgeológicos,OrienteMedio es unaregión de graninterésen la queen unadistanciarelativamentecoda,de aproximadamente900 kilómetros, se encuentranvarios estilos tectónicos completamentediferenciadosquecaracterizana estaregión.

En un viaje imaginarioen direcciónNorestequecomenzaraenEgipto, encontraríamoslas cuencas de extensión de tipo RW, conabundantesbloquesasociadosa fallas normalesque caracterizanla zonadel Mar Rojo y el Golfo de Suez (Figs. 3 y 3a). A continuación nosencontramoscon las dos provincias geológicasque forman la peninsulaarábiga:El escudoArábigo y la plataformaArábiga. El escudoArábigoestáfonnado por rocas ígneasy metamórficasy ha permanecidocomocratón emergidodesdeel Cámbrico. Más hacia el Este, encontramoslaplataformaArábiga que forma una gran extensióncon un paleotalud deinclinación suave hacia el Este (Fig 3a), la cual ha experimentadosubsidenciasperiódicas,teniendopor resultadouna gran acumulacióndelitofacies que ocupangrandesextensiones,y cuyas edadesvan desdeelCámbrico hasta el Pleistoceno, sin que hayan sufrido grandestransformaciones tectónicas. Esta zona de la plataforma Arábiga, esprecisamentela quecaracterizala geologíade los EmiratosArabesUnidosy Qatar. Nuestroviaje hacia el Este terminaríaen Irán, en el sistemadecabalgamientosquecaracterizanla región de len montañas Zagros,cuyosmantos de corrimiento se extienden por encima de la plataforma Arábiga(Fig. 3a). La figura 4 presentauna imagende satélite Landsat sobre Iránque refleja el sistemade plegamientoscon orientaciónNoroeste-Sureste,que fueron causadospor la interacciónde las placasArábigay Asiática. Elautorha tenido la fortunade trabajaren estosestilostectónicosde OrienteMedio, incluso en el mismo ordenque sehandescritoen esteviaje haciaelEste,y cuyosresultados,en la regiónde Abu Dhabi, seránexpuestosenesteestudio.

2.1. TECTÓNICA DE PLACAS.

Estos estilos tectónicos bien diferenciados, constituyen elresultadode la estrechainteracciónde la tectónicade placasen la región y,comoseveráen la siguientesección,tiene importantesconsecuenciasen lapresencia, tamaño y orientación de los campos de petróleo de OrienteMedio.

LasplacasAfricana y Arábiga quehabíanpermanecidounidashastael Oligoceno,tienenporlo tanto la mismacargade sedimentosen susextremos.Duranteel Pre-Oligoceno,estossedimentosfueron sometidosa

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levantamientosque provocaronsu erosióny dejaron expuestala cortezagranítica. En el Oligoceno, las placasAfricana y Asiática comienzansuseparacióncomo resultadodel stress de distensiónlateral. Durante esteprocesose originan grandesbloquesseparadospor fallas normalesqueprovocanel hundimientode la cortezagraníticay la creaciónsubsiguientedefosastectónicasde tipo RW quecaracterizanla zona. Estasdepresionesfueron sometidasa inundaciónpor aguasdel OcéanoIndico y, en ciertasépocas,cuandodebidoal movimientoirregularde las placas,la aberturadela depresiónfue másestrecha,seincrementóla evaporacióndepositándoseacontinuaciónpotentescapasde evaporitas.A medida que progresabalaseparaciónde estasplacas,la intensidadde las fallas normalesagudizó laseparaciónde los bloques, que a su vez hizo más extensaslas fosastectónicasfavoreciendocadavez máslas inundacionesdel OcéanoIndico yla formaciónde lo quehoy conocemoscomo el Mar Rojo y el Golfo deSuéz.

Hacia el otro extremode este escenario,en el Sur de Irán, elmovimiento de stresstensionalNorestede la placaArábigachocade frentecontrala placaAsiáticaquetiene muchamásextensión.Comoresultado,laplaca Arábiga desciendepor debajo de la placa Asiáticay estaenormeconcentración de esfuerzosproduceplieguesy cabalgamientosde granintensidad que estánpresentesen la región de las montañasZagros, enIrán, con sus dpicas estructurasde “lomo de ballena” formadas porgrandesanticlinales([Vg. 5). Estructurassimilaresy conel mismo origenseencuentranen el Norte de Irak, Norte de Paquistán,Norte de Siria ySurestedeTurquía.

2.2. LA ACUMULACIÓN DE HIDROCARBUROS EN ORIENTEMEDIO.

La región de OrienteMedio contiene24 camposde petróleogigantes.De éstos,14 entranpor derechopropio dentrode la categoríadesupergigantes, lo cual significa que contienen unas reservas dehidrocarburosquesuperanlos 10 billones de barriles.Estos supergigantesse encuentran en Arabia Saudí, la Zona Neutral (entre Irak y ArabiaSaudi), Kuwait, Irak, Irán, Emiratos Árabes y Babrein (Figs. 6 y 7).

Para comprendermejor las enormesreservasde petróleo deestaregión, es suficientemencionarque solamente4 de estos 14 campossupergiganteshansido descubiertosfuerade OrienteMedio (2 en la UniónSoviéticay los otrosen Venezuelay Méjico).

Además de tener una serie de factores geológicospositivostalescomobuenasrocasmadres,capacesde generargrandescantidadesdehidrocarburos, rocas de almacenamiento de buena porosidad ypermeabilidady rocasimpermeablesqueevitan la fuga de hidrocarburos,los camposde petróleogigantesde OrienteMedio, estánpresentesen unagran variedad de formacionesgeológicasde diferentes edades(desdeel

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2.2.1.Relaciónentreroca madre,racaalmacény rocasimpermeables

Todos los carbonatosde Oriente Medio relacionadosconacumulaciónde hidrocarburos,ya seacomo rocamadre, roca almacénorocasimpermeables,que evitan la fuga de hidrocarburos,se formaron enplataformasde pocaprofundidad(Fig. 7a-II). El Golfo Pérsico,tal comoloconocemoshoy día,ocupaunaextensiónmuchomásreducidade lo que fueen otros períodos geológicos. Durante los episodios de reducción seformaron ingentescantidadesde depósitossalinos quemástardeactuaríancomoun selladoimpermeableevitandola fuga dehidrocarburos.

Los camposde petróleogigantesde ArabiaSaudíqueproducende la formación Arab, tienen rocas almacén formadas por partículascalcáreasllamadas oolitos, del tamaño de arenas. Estas partículas seencuentran abundantementeen las playas- de los Emiratos Arabes(principalmenteAbu DhabQ, Qatar y Arabia Saudí, y juegan un papelimportanteen la calidadde la rocaalmacéncomosedescribirámásadelante(Fig. 20).

Los carbonatosque fonnan la roca almacénde la formaciónArab (JurásicoSuperior)formansecuenciasquereducensuespesorhacialaparte superior de la formación (estrato-decreciente),para finalizar endepósitos de anhidrita formados por encima de las llanuras de marea(sabkhas). Depósitos de anhidrita de generación equivalente, se estánformandohoy díaen las llanurascosterasde variospaísesde OrienteMedioy principalmenteen el emiratode Abu Dhabi.

La formación Arab está supe~uestapor la formación Hithformadapor grandesespesoresde anhidrita, que al ser impermeable,haactuadocomounaJosaimpidiendola fuga de hidrocarburos.

Las formaciones Khuff (Pérmico Superior) y Thamama(Cretácico Inferior) tienen característicasdeposicionalessimilares a laformaciónArab, perosediferencianen sucomposiciónlitológica. Las rocasimpermeablesque sellan los hidrocarburosen la roca almacén de laformación Thainama, no están formadas por anhidritas sino por limemudstonesde la formaciónNahrUmr, que son materialesde grandensidady sin porosidad,donde se han desarrolladofenómenosde disolución porpresióncon la consiguienteformaciónde estilolitos.El campopetrolíferodeBurgan en Kuwait está impermeabilizado por pelitas cuyo espesorsobrepasalos 100 pies(30 m).

Los depósitos de anhidrita del Triásico Medio e Inferiorconstituyenla roca impermeableque inmovilizaronlos hidrocarburosde laformación Khuff (Pérmico Superior). Estas rocas impermeablespueden

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FORMACIONES QUE PROPORCIONAN ROCAS MADRES, ROCAS ALMACENY ROCAS LMIPERMIEABLES EN LOS CAMPOS PETROLIFREOS DE ORIENTE

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llegar a fracturarsey formar fallas por donde pueden -filtrarse loshidrocarburosa formacionesmássuperiores.Estacircunstanciase produceen el campopetrolíferode Abu Al Bukhooshdonde,al fallarse los nivelesdeanhidritade la formaciónHith, los hidrocarburoscontenidosen rocasdelJurásicopudieronmigrarbastarocasalmacénde edadCretácica.Cuandonoexistenrocasimpermeables,los hidrocarburospuedenaflorar en superficiey esta circunstanciase ha aprovechadoa veces para descubrirnuevoscampospetroliferos. En los orígenes de la exploración petrolífera enOrienteMedio, la fuga de hidrocarburosa través de rocas impermeables,dieron buenas pistas sobre el descubrimiento de grandes campospetrolíferos,especialmenteen regiones de plegamientoscomplicados.Estefue el casodel sondeoquedescubrióel campopetrolíferoKirkuk en Irak,quefue perforadoen las proximidadesde los ‘fuegos eternos” generadospor la combustiónde los escapesde gas.

Los carbonatosde la formaciónKhuff seencuentrana menudodolomitizadosy fracturados.Estosfactoreshanmejoradolas característicasde la roca almacén,con escasaporosidadprimaria, de esta fonnaciónqueproducehidrocarburosapesarde encontrarseagrandesprofundidades.

La formación Asmarí produce grandes cantidades dehidrocarburosen el Sur de Irán; estaformaciónsecomponeprincipalmentede unacaliza de grano fmo, pero de porosidadreducida.Sin embargo,elintensoplegamientoy fracturaciónde la cadenamontañosaZagros,produjouna excelenteroca almacén intensamentefracturada. Los testigos de laformaciónAsmari, al igual quelos de la formación Khuff, muestranla graninfluencia de la fracturaciónen la mejora de la porosidad,poniendoencontacto, mediante fracturas, las diferentes zonas de escasaporosidad.Algunos testigosde la formaciónAsmari, muestranclaramentela presenciade fracturasrellenasde hidrocarburos.Esta porosidadsecundariacontrastacon la porosidadprimaria de las formacionesArab y Thamama, comoconsecuenciadirectade sucomposicióngranularprimana.

En cuantoa las rocasmadresgeneradorasde hidrocarburos,lasque encontramosen Oriente Medio no contienengrandescantidadesdemateriaorgánicaque pudieranjustificar los grandesvolúmenesde crudosgenerados,como contraposiciónpodemoscitar por ejemplo, las ingentescantidadesdemateriaorgánicade las rocasmadresdel Kimmeridgian, en elMar del Norte. De hecho,teniendoen cuentala gran producciónde crudosde Oriente Medio, no existe una correspondenciaclara entre la escasapresenciade materiaorgánicade las rocas madresy la acumulacióndehidrocarburosen la rocaalmacén.Hastahacepocosaños, este asuntoeramuy debatido.

La prolífica producción de la formación Arab, debe sucontenido en hidrocarburos a la materia orgánica presente en lasformacionesHanifay Tuwaiq del JurásicoMedio de Arabia Saudi,que secorrespondecon la formación Dukhanen la región de Abu Dhabi (Fig. 9).La tendenciade los materialesJurásicosa proporcionarrocasmadresestámuy extendidaen todoslos continentes.

33

Los perfiles Gammaray y Sonic respondencon eficacia alcontenidoorgánicodelas rocasmadres(Fig. 7a-I)

Los estudiosde geoquímicaindican quelas rocasmadresquegeneraronlos hidrocarburosde la formaciónAsmari (Mioceno)procedendela formación Kazhdunii (Cretácico Inferior). La migración de estoshidrocarburosrellenó primero la roca almacén de la formación Sarvak(Cretácico), continuando después hasta introducirse finalmente en laformación Asmari a favor de fracturasy fallas. Una vez allí quedarondetenidospor los materialesimpermeablesde la formaciónGachsaranconabundanciadematerialesplásticossalinos(Fig. 8).

2.3. RELACIÓN ENTRE LA TECTÓNICA DE PLACAS Y LAACUMULACIÓN DE HIDROCARBUROS.

La tectónica de placas contiene respuestasinteresantesconrespectoa la distribución,tamañoy orientaciónde los campospetrolíferosgigantesdeOrienteMedio.

En el Golfo de Suéz,a pesarde concurrir todos los factorespositivos mencionadosanteriormente, no existen campos de petróleosgiganteso supergigantes.Segúnlo descritopreviamenteen la tectónicadeplacasde la región, el procesode distensiónquecreó las fosastipo Rift,ocasionónumerososbloquesseparadospor fallas normales,contribuyendopor lo tanto, a la interrupción de campospetrolfferosa gran escala Encuantoa la forma y orientaciónde estoscampos,tienenformaselongadas,con tendenciaapresentarel eje de mayor longitud en direcciónNoroeste-

Sureste,que es perpendiculara la dirección Noreste- Suroestedel stressextensionalquecausóel Rift en el Mar Rojo y en el Golfo de Suéz(Fig.3a). Como era de esperar, la dirección de las fallas normales, essubparalela a la dirección de máxima elongación de los campospetroftferos (Noroeste - Sureste), en respuestaal stressextensionalqueactuóperpendicularmentea estadirección Lo cual estáde acuerdocon elesquemade fallas derivadosde los modelos de laboratorio, que sonproducidospor fuerzasde extensión.

Hastala fecha,se handescubiertooncecampospetrolíferosenel Golfo de Suéz,siendoel campoMorgan el de mayor extensióny cuyasreservasalcanzan 1,5 billones de baniles. Sin embargo, debido a laznterrupcionde bloquesfallados, no existencampossupergigantesen estaregión.

En la región de los Emiratos Árabes, el aumento de lainclinación de la plataforma Arábiga hacia el Este, tuvo comoconsecuencia un mayor espesorde la sedimentaciónenestadirección ([Vg3a). La región se caracterizapor la presenciade plieguessuavesy de granextensión, formando muchos de ellos la estructura de grandes campospetrolíferos. Las principales direccionesde plegamientoson Norte-SurNoreste-Suroestey Noroeste-Sureste.Los plieguesde dirección Norte-Surllamadostambién “pliegues arábigos,” son muy abundantesen la región

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En la zonamarítimade Abu Dhabi, existengrandesplieguesendirección Este-Oesteque estánsuperpuestosen los plieguesarábigos,queson más antiguos.Estos pliegues,fueron producidosal chocar las placasarábigay asiáticay son, por tanto, contemporáneoscon el plegamientodelas montañasZagrosen Irán. Algunos de los campospetrolíferosqueAbuDhabi poseeen su zonamarítima,talescomoZalcumy Ghasha,tienenesteorigen(Figura 7).

Un grannúmerode los plieguesde Abu Dhabi tienensu origenen movimientosdiapíricos de la formación salina Hormuz, que yace agrandesprofundidades,y que en algunas zonas también ha producidoestructurasen forma de domos.Varios sondeosde la zonamarítimahanencontrado material salino de la formación Hormuz, incrustado enformacionesdel Terciario. Algunas de las islas de la región de Abu Dhabi,talescomo Dalma, Das Baniyasy la penínsulade Jebe?Dhanna(Fig.7),debensu origen a la formaciónsalinaHormuzqueaflora en superficiepordiapirismo,junto con una asociaciónde materialescámbricos,terciariosycuaternarios.La inclinación de la placaarábiga hacia el Este,junto con elincremento de la sedimentaciónen esta dirección, pudo constituir elmecanismocausantedeldiapirismo (Fig. 3aj Estosmovimientosverticalesprodujeronfracturasy fallas que, como veremosen los siguientescapítulos,desempeñanunagraninfluenciaen la produccióndehidrocarburos. -

La zona de choquede las placasarábigay asiáticatambiénjuega un papel importante, imponiendo su estilo tectónico en laacumulaciónde hidrocarburos.Las principalesestructurasse encuentranenlos cabalgamientosy fallas inversasde las montañasZagrosen Irán, quetienenunaorientacióncasi paralelaa la zonade contactode placas(Fig. 8).Comoconsecuenciadel choqueinicial de las placasseoriginó unapequenacuencaestrechay alargada,dondese depositaronlas arenasy calizasde laformaciónAsmari que, mástarde,almacenaríanhidrocarburosen muchosde los camposgigantesde OrienteMedio.

Durante las fasesfinales de subducciónde la placa arábigabajo la placa asiática, la formación Asmari se plegó y se fracturóintensamente,lo cual contribuyó positivamente a suscaracterísticascomoroca almacén, proporcionando grandes estructuras y permeabilidadOtroaspectofavorable del choque de placas en esta zona, es la influenciapositiva del grado geotérmicoen la zona de subducción,causandounarápida maduraciónde hidrocarburosde la roca madre. La emigraciónposteriortuvo un papel importanterellenandode hidrocarburosel espacioporoso disponible, lo cual evitó un deterioro futuro debido a lacompactaciónexcesiva.El campopetrolíferode Gaebsaranproducede laformaciónAsmariy esde los demayoresdimensionesenIrán.

35

2.4. GEOLOGÍA DE ABU DHARI

Las formacionesgeológicasdel subsuelode Abu Dhabi estánocultascasi en su totalidad,existiendosolamenteafloramientosaisladosenlos alrededoresde la ciudad de Al Am y en el límite de la zonamontañosade Omán(Norestede los EmiratosÁrabes).

Las formaciones de Abu Dhabi fueron depositadas enplataformas de carbonatosmarinosdepocaprofundidad,y estáncubiertaspor dunasde arenaquecubrengrandesextensionesy que, haciael interiordel país, alcanzanuna alturade 150 metros.La superficieno cubiertaporlas dunasestáocupadapor gravasy cantos angulares,formandoel típicosuelo del desierto.Las regionescosterasestándominadaspor depósitosdesabkhascuya formación tiene aúnlugar en nuestrosdías, preferentementeen las llanurascosterasbajo la acciónde las mareas.Estaformación sevefavorecidapor la altastemperaturasde la región. Las sabkhascosterasdeAbu Dhabi se extienden hasta 100 Kilómetros tierra adentro,desapareciendodespuésbajo las dunas.

2.4.1.EstratigrafiaGeneral.

La siguientedescripciónde la estratigrafiade Abu Dhabi estábasadaprincipalmenteen la información del subsuelo,obtenida de lossondeosrealizadospara la investigaciónde hidrocarburos(SchlumbergerWEC, 1981).

En la región de Abu Dhabi, el espesormáximo de sedimentossobre la plataformaArábiga, esde 17.000pies (5.182 m). La informaciónque tenemosde la sedimentaciónPre-Pérmicaes muy escasapuestoqueexistenpocossondeosquehayanalcanzadoformacionesde esaedad.

Comoerade esperar,la evoluciónestructuralde la plataformaArábiga, ha tenido una gran influencia en la sedimentaciónde la región.Como resultado de la orogénia Hercínica del PaleozoicoSuperior, lasedimentaciónclástica que había predominado hasta entonces cambióprofundamente hasta convertirse en sedimentación calcárea, enplataformas marinas carbonatadasde poca profundidad que persistieronhastael Eoceno.

La orogénia Alpina cambió de nuevo el ambiente desedimentación,restableciendolas condicionesclásticasen la región.

Los procesossedimentariosde la región sehan visto afectadosfuertementepor movimientos verticales, cambios de nivel del mar yvariacionesclimáticas.

La figura 9 muestralas correlacioneslitoestratigráficasde laregión. Las figuras 10 y 11 reflejan respectivamentelas correlacionesestratigráficasde sondeosen la zona marítimay en el territorio continentalde Abu Dhabi.

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2.4.2.PALEOZOICO

Los primeros materiales no metamórficos que cubren laplataformaArábigason sedimentosevaporíticos,clásticosy carbonatospre-Cámbricosdel grupo lluqf. Sobreestosmaterialesse depositaron,en elPaleozoicoInferior, areniscasmarinasde pocaprofundidadalternandoconpelitas y limos que ocuparongrandesextensiones.En la región de AbuDhabi se depositaronduranteel Cámbrico dolomías,rocas volcánicasypelitas. Partede estos materialesfueron transportadosa la superficiepordiapirismo.

Durante el Carbonífero Superior, el escudo Arábigoexperimentóintensos pliegues y fallas con la consiguienteerosión, aconsecuenciade la orogéniaHercinica. Sobrela discordanciaoriginada,sedepositaronsedimentosdelCarboníferoSuperiory del PérmicoInferior.

2.4.2.1. Permo-Triásico

Los períodosPérmicoy Triásico se caracterizanpor el ciclosedimentariocontinuadoa quedieron lugar, en un ambientesedimentario,cada vez másrestringido, donde se depositarondolomías asociadasconevaporitas(principalmenteanhidritas)y materialdetrítico sobrela extensaplataforma de carbonatosoriginada durante la transgresiónmarina delPérmico Medio. Durante este período, las condiciones climáticas sehicieronprogresivamentemásáridasycalurosas.

Las formacionesmásconocidasdepositadasen Abu Dhabi sonKhuff, Sudair, Gulailah y Minjur.

La formación Khuff consisteprincipalmenteen evaporitasycarbonatosmarinos de poca profundidad. Hasta la fecha, la formaciónKhuff no ha sido intersectada,tierra adentro,en su totalidad. En la zonamarítima de Abu Dhabi esta formación alcanzacasi- los 3.000 pies deespesor(915 m).

En el Triásico Inferior, continúandepositándosecarbonatosmarinos de poca profundidad,acentuándoselas altas temperaturasy laaridezgeneral, produciéndoseun levantamientopronunciadodel escudoArábigo hacia el Oeste. En estascondicionesse depositala formaciónSudairquealcanzaun espesormediode 950pies(290 m) y puededividirseentresunidades:La unidadinferior la fonnan dolomíasy calizasarcillosas.La unidad media se compone de dolomías con intercalaciones fmas deanhidrita y pelitas. La unidad superior la forman intercalacionesdedolomíasy pelitas.

Durante el Triásico Medio, continúan las condicionesclimáticas anteriores, en un medio restringido, donde se depositansimultáneamentedos formaciones: la formación Gulailah en la zonasmarítimasde Abu Dhabi conun espesormáximode 1.000pies( 305m) y la

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formaciónJilb queseextiendebajo el territorio de Abu Dhabi, alcanzandounaprofundidadde 1.400pies(427m) haciael Sureste.

Ambasformacionestienenuna litología semejantecompuestadedolomíascristalinas,intercaladasconanhidritay calizasarcillosas.

Durante el Triásico Superior sedepositanmateriales de origencontinentalde la formación Minjur, que correspondena unaslitofacies deregresióngeneralquetienencierta potenciaen el territorio de Abu Dhabi,pero que estánausentesen la zona marítima. Lo cual pareceindicar queexisteunadiscordanciahaciafmalesdel períodoTriásico(Fig. 9).

2.4.3.MESOZOICO

Puestoque al formar un ciclo sedimentariohomogéneo,elperíodoTriásicoha sido asociadocon el Pénnico;solamentesedescribiránel Jurásicoy el CretácicodentrodelMesozoicode estaregión

2.4.3.1.JURÁSICO

El Jurásico Inferior se caracteriza por una pronunciadatransgresión marina que produjo una extensa plataforma donde seacumularon carbonatosy evaporitas, con cieno aporte de materialeselásticosdel Oeste.En estaplataformasedepositarondolomíasseguidasdecalizasarcillosasy pelitasde la formación Hamlah, cuya potenciaoscilaentre 172 y 442 pies. (52 y 134 m) Sobre estaformación se depositarongrandesespesoresde calizas arcillosasy pelitas de la formación Izhara,cuyapotenciamáximaesde 700pies(213 m).

En el JurásicoMedio las condicionesde sedimentaciónsonlasde unaplataformamarina de aguas claras, pocoprofundasy cálidas quefavorecieronlos depósitosde la formación Araej, que puede dividirse entresunidades:

Araej Inferior compuesto de Packstones/Grainstonesy calizasarcillosasdeun espesormedio 350pies(106m).

Araej Medio (Uweinat Member) formado por wackestonesypackstonescon pequeñasintercalacionesde grainstones,con un espesormáximode 180 pies (55 m). Las condicionesde sedimentaciónduranteelAraej Medio fueron muy establesen unaplataformamuy extensacubiertapor marespocoprofundos.

Araej Superiorcompuestode calizasarcillosasseguidashaciaarribapor grainstonesy packstones,conunespesortotal entrel28y 335 pies(40 y105 in).

El JurásicoSuperiorse sedimentósobre la discordancia quemarcael final delJurásicoMedioy secomponedeunapotentesecuenciadecarbonatosy evaporitas, formando un megaciclode sedimentaciónquerepresentaun cambioprogresivoque incluyedesdeun mediorelativamente

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profundo de plataforma marina hasta depósitospor encima de mareas(supramareales).

A principios del Jurásico Superior, se produce una rápidasubsidenciaen la parteoccidentalde Abu Dhabi quegeneraunacuencaenla anteriorplataforma.A continuacióntiene lugar una transgresiónmarinadesdeel Este haciael Oeste,que depositalos carbonatosde la formaciónDiyab enaguasrelativamenteprofundasqueconsistenencalizasarcillosascon cambiosde facieshaciael Este, dondesedepositanlas calizasmenosprofundasy menosarcillosasde la formaciónFateh.

Hacia finales del JurásicoSuperior,estacuencaoccidental seva cohuatandocon una sedimentacióncíclica de carbonatosy evaporitas,que son los materialesquecomponenla formación Arab. Estaformaciónestábiendefinidaen la parteoccidentalde la cuenca,pero va perdiendosuidentidad progresivamentehacia el Este. Debido a sus diferentescaracterísticas,la formaciónArah sehadividido en las zonasA, B, C, y D(siendola zonaA la mássuperior).

La formaciónHith (JurásicoSuperior)representala fasefmalregresivade sedimentaciónen ambientessupramareales.Esta formacióntiene un espesormáximode 325 pies (99 m) y secomponeprincipalmentede anhidritay dolomíasen la región occidental,mientrasquehaciael Este,la anhidritava disminuyendogradualmente(Figs.9 y 10).

El final del Jurásico se caracterizapor la presenciade unhiato en algunaszonasde Abu Dhabi (surestey centro). Sin embargo,existeuna conformidadgeneralizadaentrelos sedimentosdeesteperíodoylos delCretácico.

2.4.3.2.CRETÁCICO

Existe un amplio consensode opinión que consideraa laformaciónHith comola separaciónentreel Jurásicoy el Cretácico.Segúnestaopinión, estaformación marcael fm de las facies evaporiticasy lareanudaciónde las condicionesque favorecenel depósitode los carbonatosde plataforma.

Durante el CretácicoInferior tiene lugar el depósito de lasformacionesqueconstituyenel importantegrupoThamama.

Los depósitosde la formación Habshancoinciden con unaextensa transgresión marina, en un medio de sedimentacióndondepredominanunas condicionesde litorales protegidosy poco expuestos,donde se depositancalizas arcillosas de lagoon y wackestones.Hacia elEste, las primerasfaciesde estaformación secaracterizapor sus depósitosde calizasgranulares(oolitos y grainstonescon alternanciade dolomíasydolomias anhidríticas).Los sedimentosde la fonnaciónHabshanterminanen unadiscordanciaqueseva atenuandohaciael mar (Norte).

La formación Lekhwair representael restablecimientodecondicionesde sedimentaciónde faciesde plataformaa maresmásabiertos

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quedurantela formación anterior,pero siempreconsiderandolas cuencasde plataformascarbonatadasde pocaprofundidad,que es la constanteentoda la región. Esta formación se caracterizapor una serie de secuenciascíclicasdesedimentación,cadaunade lascualescomienzainvariablementecon calizas arcillosas que gradualmentevan haciéndosemás porosasymenosarcillosas,haciaarriba.Lasfaciesarcillosas representanlasfa.sesdetransgresión en un medio de plataforma abierta submareaL Por elcontrario, las calizas porosasy menos arcillosas constituyenlas fasesregresivasgeneradasen un mediosedimentariomásenérgicosometidoaloleaje. Estasfasesdieron lugar a un apilamientode secuenciasquefuerongeneradaspor oscilacionesdel nivel relativo del mar. Afortunadamente,laparte más significativa de estos ciclos está formada por estas faciesregresivas que disponen de las mejores característicaspara constituirbuenasrocasalmacén.La formaciónLekhwairterminaenotradiscordanciadepocaextensión.

La formación Kbara¡b presentalas mismascaracterísticasdesedimentacióncíclica de la formaciónanterior, comenzandoconunaunidadregresiva(low stand)a la que sigue un ciclo completo de transgresiónyregresión. La formación termina en una unidad de escasoespesorqueconstituye la fase transgresiva(high stand) del ciclo siguiente. Lacaracterísticaprincipal de la formaciónKharaibesla predominanciade lasfacies regresivasrepresentandoun mediode sedimentaciónmuy estable,constituidopor unaplataformamarinaextensaydepocaprofundidad

El Fm del CretácicoInferior lo marcala fonnaciónShuaiba,cuya se~entació~ al igual que las formaciones anteriores, continuasiendo ciclos carbonatados en una plataforma abierta y de pocaprofundidad.Los primerosdepósitosde estaformación estánformadosporfacies regresivas(low stand) de calizas exentas de material arcilloso,correspondientesawackestones/packstones,cuyo ciclo sehabíainiciado enla formación anterior. Sobre estosmaterialesse depositaronunas faciestransgresivasde calizas de grano más fino con material arcilloso,correspondientesa un medio sedimentariomás profundo, que fueron lascondiciones que predominaronduranteesta formación hasta el fin delCretácicoInferior. Sin embargo,localmentepuedenencontrarsefacies deesta formación que correspondena una sedimentaciónen medios mássuperficiales,correspondientesa arrecifesde rudistas.La existenciadeestos arrecifestiene su origen en las zonasde la topografla submarinalevantadaspor la actividad diapírica del material salino depositadoagrandesprofundidades.Estas elevacionesalcanzaronla altura necesariaparaque sedesarrollaranestaszonasde arrecifesde rudistas,rodeadasdefacies másprofundasde fondo de cuenca.Estasfacies anecifalesson muyfavorables para la producción de hidrocarburos y están muy bienrepresentadasenel campopetrolíferode Bu fissa,dondeestasfacies tomanuna orientación NW-SE. Para diferenciar mejor los tipos de faciescorrespondientesa estaformación,el nombrede Shua¡basereservaparalas facies deplataformay/o arrecWesde rudistas. Con el nombrede Bab

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Member, se denominan las facies más profundas de calizascorrespondientesafondo de cuencao “calizas densas”desdeel punto devistapetrol(fero,por suescasaporosidad

Las formaciones del Cretácico Medio son conocidascolectivamentetanto enAbu Dhabicomo enQatarconel nombrede GrupoWas¡a,quepor ordencronológico,agrupaen Abu Dhabi a las formacionesNahrUmr, Salabikhy Mishrif (Hg. 9).

Despuésdel ciclo sedimentariodel Grupo Thaniama, seprodujo en Abu Dhabi un levantamientoy erosión que fUe másacusadohaciael Sureste.Duranteel CretácicoMedio sereanudala subsidenciay sedepositanlos primeros sedimentosde la formación Nshr Umr, que vanaumentandode espesordesdeaproximadamente220pies(67 m) enel Nortehasta600pies(183 m> enel Sury Sureste.

La formaciónNabr Unir se componeprincipalmentede limemudstones,limos glauconíticos,masaslenticularesde areniscasy estratoscalizos, principalmente,packstonesy wac/cestones.Una vez depositadalaformación Naln Umr, fmaliza el aporte de materiales continentalesycomienzauna fase de transgresiónmarina, que incorpora a la cuencacarbonatosmarinosdepositadosen mediospróximos al nivel de basedeloleaje.

Can el progresivoaumentode la subsidencia,se origina unaprofunda cuenca cuyo depocentro se sitúa tierra adentro, en lo queconstituyehoy el territorio continentalde Abu Dhabi. El eje de estacuencatiene direcciónNorte Sur, extendiéndosemar adentroa lo largo de la zonamarítima central de Abu Dhabi. El miembro Shilaif de la formaciónSalab¡kh,depositadoen estacuenca,alcanzaun espesorde hasta200 pies(60 m) hacia el Este y Oeste,alcanzandohasta600 pies (183 m) en laszonascentralesde la cuenca.Shilaifsecomponede unasucesiónde calizasarcillosasde grano fino (packstonesy wackestones).En estacuenca,queprogresivamenteva cerrándosedebido al avance de sus plataformas,sedepositan los carbonatosde la formación M¡sbr¡f en aguas someras,siguiendo la progradaciónde plataformasdesdeel Este y el Oeste endirecciónhaciael centrode la cuenca.Estaformación alcanzasu máximoespesoren la zonamarítimaoccidentaldondepresenta1.600 pies(487 m),nuenirasqueen la parteoriental tiene un espesorde 865 pies(264 m). Laformación M¡shr¡f es una secuenciabastantecompleja de materialescalizos de grano fino, con abundantesrestosbioclásticosdepositadosenfacies lejanas de talud superpuestaspor otras facies cada vez massuperficialesde grano menosfino con abundantesrestos de conchasyrudistas enpackstonesygrainstones.

El CretácicoMedio constituyeunadiscordanciamuy acusadacuya mayor evidenciase pone de manifiestopor la ausenciadel GrupoWasia hacia el Surestede Abu Dhabi (región de Mender), segúnpuedeobservarseen la figura 11.

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Hacia fmalesdel Turonense,unavez terminadala deposicióndelCretácicoMedio, sereanudala subsidenciaenla regióny comienzanadepositarse los primeros sedimentos del Cretácico Superior. Lasformacionesquecomponenesteperíodo,son, en ordenascendente;Laifan,Halul, Fiqa y S¡msima.Todas estasformacionesson conocidasen AbuDhabiconel nombredeGrupoAruma.

La formaciónLaifan secomponeprincipalmentedepelitasconcantidadesmenoresde calizas arcillosas. Los primeros depósitosde estaformaciónsedepositaronen unmediodeltáico,acumulándoselos sucesivosmaterialesenunaplataformamarinade carácterabierto.

La formación Halul se superponeen concordanciacon laformaciónLaifan, registrandounaregresióngradualpuestade manifiestopor sedimentosmarinos depositados en aguas someras. Los estratosinferioresestánformadospor pelitas calcáreasy calizas arcillosas gimemudstones). Los estratos superiores muestran cambios significativos,estandoformadospor calizas depositadasen medios más enérgicosconabundanciadefragmentosbioclásticosy calizasforamin{feras(wackestonesypacltstones).

La formación Fiqa representael segundo ciclo de la fasetransgresivadel Cretácico Superior. Se componede facies marinas deplataformade relativaprofundidad,cuyo espesorvaríaente los 335 y los1.100 pies (105 y 335 m) en la zonasmarítimas. La litología de estaformación se compone de pelitas calcáreas y calizas arcillosas(principalmentelime-mudstonesy wackestones).

La formación Simsimarepresentaunafaseregresivaformadapor calizas, principalmente wackestonesy packstones,con dolomíasdepositadasenaguasmarinas muysuperficiales.En las zonasmarítimasdeAbu Dhabi, estaformaciónalcanzalos 600 pies(183m) de espesorhaciaelNoroestey los 1.200pies(366m) haciael Sureste.

Debidoaun cambiodefacies, las formacionesSimsimay Fiqapierden sus característicashacia la zona marítima más oriental de AbuDhabi, dondepredominanlas calizasde aguasprofundasde la formaciónGurpi que se depositaronen una cuencacentradahacia el Norte de losEmiratosArabes.

2.4.4.CENOZOICO

El final del períodoCretícico secaracteriza por una retiradageneralizadade los mares, que, tras la consiguienteerosión, produjodiscordanciasextensasevidenciadaspor la ausenciadel Grupo Aruma(CretácicoSuperior)en la regiónMender(SurestedeAbu Dhabi).

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2.4.4.1.Terciario.

Durante e] Terciario Inferior, la región tuvo una notableestabilidad.Este períodose componede tres formacionesasociadasen elGrupoHasaqueseconocencon los nombresde Umm Er Radhuma,Rusy Dammam.Estas formacionesestánmejor representadashacia la parteoccidentalde Abu Dhabi y van perdiendosu identidada medidaque nosacercamoshaciael Este.En la regiónmarítimaorientaldeAbu Dhabí, estasfonnaciones son reemplazadascasi completamentepor la fonnaciónPabdehfonnadapor 2.200pies (670 m) de calizasarcillosasy pelitas. Laformación Pabdehes muy similar a la formación Jahrum,localizadaalSurestedeIrán (Figs 9 y 10).

La formaciónUmm Er Radhumaalcanzaun espesorvariableentre los 1.500 pies en el Sur y más de 3.200 pies haciael Este. Losmaterialesque componenestafonnaciónson el resultadode una amplia¡‘ransgresión que tuvo lugar al comienzo del Paleoceno.Los primerossedimentosde estaformación estánformadospor pelitasyfragmentosdeconchas, que dieron lugar a unas calizas bioclásticas, depositadasenmediosmuy someros.En algunaslocalidades(Zakum, Umm Shaif), estosnivelesinicialesde pelitas,estáncubiertospor variosciclosde sabkhasqueterminanencapasdelgadasdeanhidritas.

Duranteel EocenoInferior sedesarrollóunaampliaplataformaque ocupó toda la zona actual de Abu Dhabi, donde se acumularonlosmaterialesevaporílicosde la formaciónRus. Esta formación aumentasuespesordesde200 pies(62 m) en el Norte hastalos 850 pies(260 m) en elSur, abundandoensucomposiciónpotentesnivelesdeanhidritamasivaquecorrespondea una sedimentaciónen zonassupramareales.Tambiénestánrepresentadosunosniveles de calizaarcillosa depocapotenciadepositadosen mediosde lagoons.

Durante el EocenoMedio, se produceuna transgresiónquedepositamaterialesenuna anchaplataformamarinadondeseacumulanlascalizasnummulñicasde la formaciónDamman,así como pelitascalcáreasy calizas arcillosas hacía la base, con niveles superioresde calizas deforamin{feros cuyo tamaño de grano sugiereun medio de sedimentaciónmarinodepocaproflindidad y muchaenergía

Duranteel TerciarioSuperior(entreel EocenoSuperiory elOligocenoInferior), tienelugar un periodode levantamientoy erosión.Estelevantamientofue mássignificativo haciaQatary la parteoccidentaldeAbuDhabi, teniendolugarunamayor erosiónen estazonasobrelos sedimentosde la plataformaEocena(Fig.9). Durantela fasetransgresivaquetuvo lugara continuación,sedepositóla formaciónAsmari en el extremooriental deAbu Ohabí, que se componede sedimentosmarinossomerosde calizasfosi«ferasparcialmentedolomitizadas.

Durante el Mioceno Inferior se depositó la formaciónGachsarancuyapotenciavariadesde400 pies(122 m) en el Oestehasta

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2800 pies (855 m) en sus depósitosmás orientales. Esta formación secompone de tres unidadesbien diferenciadas.La unidad inferior estáformadapor anhidrita, con niveles másfinos de dolomíasy sedimentosclásticos.La unidadmediasecomponede dolomíasy calizas. Formandolaunidad superiornivelesde anhidrita, pelitasy carbonatos.Esta formaciónse depositóen unacuencaevaporíticarestringidacuyo depocentroestuvosituadohaciael interior del territorio de Abu Dhabi.

Durante el Mioceno Superior y el Plioceno tiene lugar unperíodode levantamientoy erosión,producidopor la orogéniaAlpina quemodelatoda la topografla de Abu Dhabi que se conoceen la actualidad.Durante este periodo tiene tambiénlugar el desanollode las montañasZagrosenIrán y las montañasdeOrnan.

2.4.5.Cuaternario.

Duranteel Cuaternarioemergióla penínsulade Qatarquehaestado desdeentoncesexpuestaa la erosión. Durante este período sedepositaron,principalmente,los sedimentosque tapizaronla superficiedelos Emiratos Arabes, entre los que merecendestacarsepseudoolitosycalizas conglomeráticas, arenas calcáreas y gravas de playas ycontinentales,limosy arenaseólicasformandodunasy depósitoscosterosdesabkbas

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CAPÍTULO III. METODOLOGIA

3.1. TECNOLOGÍA DE LOS PERFILES DE SONDEOS

La instrumentacióndestinadaa conseguirperfiles de sondeosregistracontinuamentelos parámetrospetrofisicosde que se disponeparainterpretarla geologíadel subsuelo.Los perfiles más usadosson los quemiden la radiactividad de las rocas (GammaRay /GR; Nuclear GammaTool /NGT), la porosidad(NeutronPorosity), la resistividaai la velocidaddelsonido (Sonic) y el buzamiento(Dipmeter). Aunque en esteestudio elperfil de sondeomásusadoesel perfil debuzamientoso Dipmeter,el restode los perfiles también se han tenido en cuenta para complementarlainterpretacíon.

3.1.1.Introducción al perfil de buzamientos(D¡pmeter).

El perfil de buzamientofue introducidopor primera vez en laindustria petrolíferaen 1930, y desdeentoncessus aplicacioneshan idoextendiéndosede tal forma quehoy díano seconcibeun estudiogeológicodel subsuelo en el que este perfil no se use de forma sistemática,nosólamente,en la fase de exploración, para precisar la geometría ydisposición de los posiblesyacimientos, sino en las fasesposterioresdedesarrollo y producción,paraconocercon detalle la estructurainterna delosyacimientosy su influenciaen la producción.

El instrumentoque facilita el perfil de buzamientosconstadecuatrobrazosen los Dipmetermodernosmidiendola resistividadde la rocaadyacenteal sondeo. Estos cuatro brazos tienen una separaciónde 90grados y generan los datos de buzamientos (J7igs. ¡ y 12), medianteregistros de microrresistividad producida por los contrastes existentesentre los planosde estraqficacióno laminación,y su posteriorcorrelaciónentrelos cuatrobrazos.Lasmedicionesde la microrresistividadserealizanmediante electrodos situados en los cuatro brazos del Dipmeter. Enrealidadexistencinco electrodosen los D¡pmetermodernos,ya quedos deellos estánsituadosen el mismo brazo. Se obtieneasí un mayor nivel deseguridaden la correlaciónde las curvasde resistividad,y por lo tanto, enlos cálculosde buzamientos.Los antiguosDipmetersolíantenersólamentetres brazos, cuyostres electrodoseransuficientesparadeterminarel planodebuzamiento.

La ampliacióna cuatrobrazos,ademásde hacer másseguroelcálculo debuzamientos,contribuyóaestablecerun mejorcontactoentre loselectrodos y las paredes del sondeo. Los brazos del Dipmeter soncontroladoshidráulicamentedesdela superficie. Se cierranpara bajar elinstrumentohastae/fondodelsondeoy seabrencon unajñerzasuficientepara estar en contactocon las paredesdel sondeocuandose efectúanlos

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EL INSTRUMENTO MEDIDOR DE BUZAMIENTOS, DIPMETER, YGEOMETRíA DE LOS BUZAMIENTOS DE LA ESTRATIFICACIÓN

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Figura 12

perfiles, a medida que el instnanento sube hacia la superficie,aproximadamente,a la velocidadde900metrospor hora

Verticalmente,las medicionestienenlugar con unafrecuenciasuperiora dos lecturaspor centímetro.Teniendoen cuentaquelos tramosde sondeospuedenextendersea más de 1.000 metros, podemosdamoscuenta de la complejidad de los cálculos requeridospara obtener losbuzámientos.Además de medir buzamientos,este instrumento mide lageomariadel sondeo,incluyendola desviacióndel sondeocon respectoala vertical, el azimuto ánguloque forma el electrodode referencia(numero1) con respectoal Nortemagnético,el azimutde la desviacióndel sondeo,einclusola formamáso menoscircularde la seccióndel sondeo.Todasestasmedicionespermitenconocerexactamentela posicióndel instrumentoen elespacio,y por lo tanto, calcularel buzamientoreal, ya quesin estosdatossólopodríaregistrarel buzamientoaparente.

Mediante la correlación por ordenadorde una determinadaforma o inflexión de las curvasde resistividad,reconocidasen los cuatroelectrodos,se determinaun píano con identidad geológica (con texturadiferenciada)del cual sedeterminael buzamientoreal mediantealgoritmostrigonométricos.

En la operación de correlacionarlas curvas de resistividadintervienenlos siguientesparámetros:

El intervalo de correlación,que determinala longitud de curva deresistividada tenerencuentaencadaoperaciónde correlación.

La unidadde distancia,o incrementolongitudinal verificado en doscorrelacionessucesivas.Estadistanciaes generalmenteel 50%del intervalode correlación

El ángulo de búsqueda,que determina la distancia máxima debúsquedade correlacionespara una determinadaforma de las curvas deresistividad.

Según los diferentesprogramasde correlación de curvasderesistividady cálculo de buzamientos,Schlumbergerha diseñadovariosproductosentre los que se encuentranMark IV, Cluster,Geodip, LocalD¡p, etc. GEODlP es un programade gran aplicaciónen carbonatosquepresentaen el mismo perfil los buzamientosy la correlaciónde las curvasde resistividadquenos hapermitido,entreotras aplicaciones,detenninarlaextensiónde laszonasdeestilitosen el campopetrolíferode Saliil.

3.1.2. La última generación en instrumentaciónde Dipmeters: ElMicroescánerde Formaciones.

Este nuevo Dipmeter (Fig. 2) presentacomo novedad mássobresaliente,que los brazosterceroy cuarto poseenun conjunto de 27electrodos cada uno, lo cual permite obtener otras tantas curvas deresistividad que una vez procesadas,proporcionan unas imágenes deresistividad de la formacionesatravesadasen el sondeo.Estas imágenes

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están orientadasy forman ángulo de 90 grados. En total, las imágenespuedencubrir hasta14 centímetrosdel perímetrodel sondeo.En pasadassucesivas,se puede cubrir una zona más extensade esteperímetro. Lasimágenesde resistividadhansido procesadasmedianteunaescalade tonosgrisesde intensidadvariable.Los tonosmásclaros indican resistividadalta,los tonosmásoscurosindican mayorconductividad

Las imágenesdel Microescánerde Formaciones asemejanlasfotograflasen blancoy negroquese pudieranobtenerde los testigosde lossondeos.

El Microescánerde Formacionesseha diseñadopara que, alescanearlas paredesdel sondeo, sus brazostercero y cuarto produzcanimágenesde resistividadde alta resolución.En conjunto, estaherramientaesmuy parecidaalos Dipmetersquela precedieron,ya quedisponede doselectrodosen cadabrazo(máslos 27 queexistenen dos de susbrazos).Laventaja de este nuevo Dipmeter, es que pueden conseguirsesimultáneamentebuzamientose imágenesde resistividad en la mismapasada.Cuandoseestánobteniendobuzamientos,la velocidadcon quesemueve este D¡pmeter puede alcanzar los 1.200 metros por hora. Encambio, cuandose registranimágenesestavelocidaddebereducirsea 300metrospor hora

La figura 13 muestra un buen ejemplo de registro delMicroescáner,dondepuedenapreciarsefracturassubverticalesqueaparecenen materialesde laminacióndelgadacon fuerte buzamiento.Este ejemplomuestrael resultadoconjunto de dos pasadassucesivasobtenidascon elMicroescáner.

El principio en que sebasaestanuevaherramientaes el mismode los Dipmeteranteriores.Desdela parteinferior de la herramienta,dondeestán los electrodos,se emite una corriente eléctrica controladaque sedirige a la formación. Esta corriente se recibe en la parte superior delDipmetery parte de ella quedaregistradaen los electrodosmedianteunaseriede curvasde resistividadindividuales que detectanlos cambiosdetexturade la formación.

La corriente emitida se controla automáticamenteparaoptimizarel funcionamientodel instrumentoen formacionesde resistividadvariable.Una parteimportantede estenuevoDipmeterestáformadapor lasección del inclinómetro que, debidamente aislado, contiene elacelerómetroy magnetómetro,quefacilitan las correccionesde velocidady permitenconocer]a orientacióndel Dipmeter.

Las medicionesen la vertical son muy detalladas,realizándosecada2.5 mm, lo cualrepresentaunaenormecantidadde datosaprocesar.

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3.1.2.1. Procesamientode datos.

Despuésde obtenerlos perfiles, se lleva acaboun meticulosoprocesode correccionesy control de calidad, en el que sepuedendestacarlos siguientesaspectos.Las curvasde resistividadse corrigenprimero conrespectoa la escaladeprofundidad, teniendoen cuentapara su posteriorcompensación,cualquiermovimientoirregular del instrumento.

Otra de las correcciones efectuadas,tiene por objeto laeliminación de las anomalíaslocalescreadaspor el excesode ruido. Estasson fácilesde diferenciar,debido a la exageradainflexión de las curvasderesistividad.

Las curvasde resistividadsesometena unanormalizaciónparaevitar los posiblesefectosdebidosa los cambiosautomáticosde corrienteque seproducenen la formacionescon grandescontrastesde resistividad.Esta normalización elimina las distorsionesque pudieran presentarlasimágenesen litologíasvariadas.

Tambiénse puedenrealizarcorreccionesde homogeneizaciónen la horizontal,enel casoqueaparecieranlineasanómalasproducidasporalgúnelectrodoquemidieraerróneamentela resistividad.

Existen opciones en intervalos fijos o variables, en las quepueden introducirse mejoras de imágenes para aquellas seccionesdelsondeodondelos contrastesde resistividadseanpocoacusados.

Finalmente, después de estos procesos, los datos soncodWcadosgraficamentede acuerdocon su resistividadcorrespondiente,mediante una escalaque varía de blanco a negro pasandopor variasintensidades de grises. Los tonos más claros representan mayorresistividady los tonosmásoscurosmayorconductividad.

3.1.3.Conceptode Electrofacies.

Desdeel puntode vista tradicional, lasfaciessedimentariassedefinen por su geometría,litología, contenidopaleontológico, estructurassedimentariasy la dirección de paleocorrientes(Selley, 1978). Estadefinición nos permitedistinguirentredistintasfaciessiempreque existaa]menosun cambio en estoscinco parámetrosdefinitorios. Estos parámetrospuedenser observadosfácilmenteen las formacionesgeológicasqueaflorandirectamenteen la superficieterrestre,pero no siemprepuedendeterminarseconprecisiónen el subsuelo.

Los nuevos perfiles de sondeos usados en la industriapetrolífera,facilitan unainformaciónprecisay detalladapara determinarlamineralogía, textura, dirección de los flujos de corrientes y algunasestructurassedimentarias(Fig. 14). Siguiendo esta filosofía, es posible¡denqficar un determinadointervalo de unaformación en el subsueloporlas respuestasde susperfiles de sondeos.De estaforma se detenmnauna‘7electrofacies”quepuedetomar la identidad,e inclusocorrelacionarsecon

faciesgeológicas.Bien esverdadqueestaselectrofaciespuedentenermás

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característicasdiagenéticasy estructuralesque las facies sedimentariasensentidoestricto. Este análisis de Electrofaciesse lleva a cabomedianteeluso de un programade ordenadorllamado“FACIOLOG”. Esteprogramadeterminaautomáticamentelas electrofaciesapartir de ciertosperfilesdesondeoselegidospor el usuario, según los parámetrosque se quierandestacar en la electrofacies. El objetivo de este programa consiste ensubdividir la formación en diferenteselectrofaciescon el mayor sentidogeológicoposible.

Antes de decidir sobre la eleccióndefinitiva de los perfilesdesondeosquedefinitivamenteseránutilizadosparaobtenerlas electrofacies,puede que sea necesarioconsiderar los posibles resultados obtenidosutilizando diferentesperfiles. Una vez analizadosestosresultadosse eligenlos perfiles de sondeosque proporcionanelectrofaciescon másidentidadgeológica. Cuanto mejor identificadasestén las facies geológicasen losperfiles de los sondeos, mejor será el significado geológico de laselectrofaciesdeterminadasmedianteel programaFaciolog

Antes de decidir sobre la elección definitiva de los perfilesapropiados,puede que seanecesarioconsiderarlos diferentesresultadosconseguidoscon los c4ferentesperfiles de sondeos. De esta forma elresultado fmal con las electrofacies definitivas del sondeo quedaranidentificadaspor el mismo conjuntode perfiles.

3.1.3.1.ObtencióndeElectrofacies.

La selecciónde los perfiles de sondeossehacede acuerdoconlos parámetrosquesequierandestacar,segúnlas faciescon las queseestétratando.Tambiéndeberátenerseen cuentalos perfilesquemejorpudierandefmir las faciesgeológicasobservadasen los posiblestestigosdisponiblesenalgún sondeoquetomaremoscomo modelo. Cuandolos resultadosnosparezcansatisfactorios,eligiremosestosperfilesparael análisisautomáticodelas electrofaciesa lo largo de todoel campoobjetodelestudio.Comoesnatural,parapoderllevar acaboesteanálisis,sedebedisponerde todos losperfiles seleccionadosque correspondena todos los sondeoso, en sudefecto,a la mayorcantidadposibledeellos.

Con el fin de evitar erroresdebidoa efectoslocalestalescomola rugosidaden las paredesdel sondeo,la diferenteacumulaciónde loslodos de perforaciónetc, los perfiles elegidossecorrigenautomáticamentede estos efectos usando unas técnicas standardde pre-interpretación.Seguidamente,los perfiles se normalizan para evitar que, aquellos quemuestren la mayor variabilidad, pudieran afectar los resultados. Esteprocedimiento se lleva a cabo mediante el análisis de componentesprincipales, lo que pennite tratar a todos los perfiles con una lógicauniforme.

Despuésde estospreparativos,el programaFaciologcomienzaa identificarconjuntoscon valoressimilaresen diferentesprofundidadesdelos perfiles a los que llamaremos“modasiniciales”. El númerode estos

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conjuntosse reducemástardea las “modasfinales”. Cadaunade estasmodasfinalespuederelacionarseya con electrofaciesdepleno significadogeológico. El procedimientoseguidopor el programaFaciolog semuestraen la figura 15.

Como el programa Faciolog generalmentese aplica paraobtenerelectrofaciesenvarios sondeos,sepuedefacilitar muchoel procesoy la obtenciónde resultadoscreandouna basede datos, la cual ayudará alpropósitode obtenerresultadosconsistentesentodo el estudio.Estabasededatoscontienelos resultadosobtenidospor el programaduranteel procesoen los sondeosquese eligencomomodelos.Las modasiniciales obtenidasen estosmodelosseincluyenen la basede datoscomo los valoresde losdiferentesperfiles. Cuandoel programaseaplica al restode los sondeos,labase de datos se usa como referencia en la detenninaciónde laselectrofacies,así como en la descripcióngeológicay en el código gráficode las electrofacies,cuyaasignaciónesautomática.

El programaFaciologde Schlumbergerparala determinaciónautomáticade electrofaciesesunatécnicastandard,queya ha sido aplicadaen diferentesregionesgeológicascon variostipos de roca almacén.En elproyectoquenos ocupaseaplicó conéxito en el análisisde electrofaciesenla formación Arab, y sus resultadosse describenen la sección4.3.7.DeterminacióndeElectrofaciesen la formaciónArab.

3.2. PROCEDIMIENTO DE iNTERPRETACIÓN DE DIPMETERS.

Una vez obtenidoel perfil de buzamientos,nos enfrentamosala tareade su interpretación. Los buzamientospor sí sólosno identWcanautomáticamentela geologíade la zona El conocimientode la geologíalocal y regional,junto con la interpretaciónde otrosperfiles, serádegranayudapara una correcta interpretación. Y como casi siempre, no haysustitutopara la experienciay la veteranía

Lo primero que puede llamar nuestra atención cuandoexaminemosel perfil de buzamientos,son ciertos agrupamientosde losbuzamientos que aumentan de magnitud, disminuyen ó permanecenconstantescon la profundidaddel sondeo(pero cuyo azimutse mantienegeneralmenteen la mismadirección). Por convenio,diremosquetenemosenestoscasosunosmodelosrojos, azuleso verdesrespectivamente.

Como veremos más adelante, no se puede asociarunívocamentecualquiera de estos modelos a una situación geológicaconcreta Cualquierade estosmodelospuederespondera numerosascausasgeológicas.Por ejemplo, un modelo rojo puede ser el resultado de ladeformacióno arrastre causadoen los estratospor unafalla (drag), o elflanco de un pliegueconcéntrico(causasestructurales),o bien, el rellenode un canaL o la acumulación de sedimentossobre una estructurapreexistentecomopuedeserun arrec4fe (causassedimentarias).

50

Los modelosverdes puedenindicar el buzamientoestructuralde una determinadazonageológica, o bien, indicacionessedimentariascorrespondientesa depósitosde baja energía, o simplementeun buennivelde desarrollodeestratos.

Unazonacaóticademezcladebuzamientos(modeloamarillo)tambiénpuede tener su origen en situacionesgeológicasdeterminadas,como puedanser el intervalofracturado de unazona defallas, o zonadeconglomerados,alteracionesdiagenéticas,bioturbación, capasfuertementedistorsionadas como consecuencia de derrumbamientospor altaspendientes,o carbonatoscontexturamuy recristalizada.

Incluso un intervalo donde no existan buzamientos(modeloblanco), tambiénpuede ser revelador de algún indicio geológico, comopuedaser una texturamasivasin capas,o nivelesde grano muygrueso, ointervalos con gran actividad biológica que quedaron intensamentebioturbados. Lafigura 16 muestratodos estosmodeloscon susposiblesinterpretaciones.

Para empezar a discernir sobre la causareal que originócualquierade estos modelos, es imprescindible tener a la vista toda lainformaciónque nos puedadar el detallemáscompletosobre la columnalitológica, como por ejemplo otros perfiles, testigosy fragmentosdesondeos,etc. ¡ Nunca debería intentarsela interpretacióndel perfil debuzamientossin estainfonnación

.

Como primera orientación para diferenciar la naturalezaestructuralo sedimentariade un grupo de buzamientosdeberemosprestaratencióna la litología. Generalmente,los buzamientosestructuralespuedencorrespondera varias litologías. En cambio, los buzamientossedimentariosgeneralmenteestánasociadosa unasolalitología En cuantoa escalas,losmodelos asociados a fenómenossedimentarios, están asociados aintervalosmáspequeñosquelosmodelosde buzamientoestructural

Paraestudiarel buzamientoestructuralconvieneteneramanoel perfil de buzanuentocon el programade correlaciónCLUSTER. Encambio,paraunainterpretaciónsedimentológicainteresamásel programade correlaciónde GEODIP.

Según se expresó en el capítulo de introducción, lainterpretación será más fundada cuando se tengan en cuenta,simultáneamente,losperfilesde buzamientoy microrresistividad

3.2.1. Factoresque afectan la resistividad de las rocas.

Puesto que los buzamientosse obtienen a partir de lacorrelaciónde las curvasde resistividad, interesaconocerqué factoresdeterminan los contrastes de resistividad en la roca, ya que estoscondicionaránla presenciade buzamientosen losperfiles.

La resistividadde la rocadependede su textura, por lo tanto,de laformay tamañode las chilerentespartículasquecomponenla roca,asi

51

POSIBLES INTERPRETACIONES DE LOS MODELOS DEBUZAMIENTOS DE LOS PERFILES DE DIPMETER

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POSSIBLE INTERPRETATION

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Figura 16

como su disposiciónespacial, tienen gran influencia en la resistividadEstosfactorestexturalescondicionanel fluido presenteen la roca,que, a suvez, constituyeun factor importanteen la resistividad

En este punto, deberíamosdar una explicación sobre laresistividadmedidapor los electrodosdel Dipmeter. Interesaobtenerelmáximo detalle en los perfiles de resistividad para poder identiñcarcualquiera de estos detalles en la correlación. Por esta razón se haprescindidode la calibraciónabsolutay sehaadoptadounaescalacon ceroflotante,que proporcionael máximodetalle cualitativo en la resistividadlocal, peroqueno puedeusarsecomomedicióncuantitativa

En cuantoa los lodos deperforación, los mejoresresultadosdelos perfiles de buzamientosse obtienenen lodos disueltosen agua (lodosconductores),ya que éstospermitenun buen contacto eléctrico entre loselectrodos y las paredes del sondeo. Cuando se utilizan lodos no-conductores, los electrodos van provistos de instrumentos incisivos ocortantesquerayanlas paredesdel sondeoparaasegurarun buencontacto;pero aúnen estoscasos,los resultadosno son tan deseablescomo con loslodosconductores.

Al ser el resultadodefactoresdeposicionalesy diagenéticos,latexturade los carbonatosesbastantecompleja(probablementemásqueenlos sedimentosclásticos),y queda muy bien reflejadaen las curvasderesistividaddel Dipmeter.Estos perfilesde la resistividadestánrealizadosen la parte más superficial de la zona filtrada por los lodos de sondeo(flushed zone) - Rxo - segúnla formulasiguiente:

RmfRio =

mP

Donde:Rmf ResistividaddellodofiltradoP = Porosidadm = Factorde cementación

m defme la tortuosidadque sigue la corrienteeléctricadentro de laroca,queestámuy relacionadaconlas variacionesde la textura Estaeslarazón por la que los perfiles de la microrresistividad del Dipmeterdeterminanmuybien los cambiosde texturaen la roca

Segúnla fonnula anterior,cuando la porosidadde la roca esreducidala tortuosidad(m) aumenta debido a efectostexturales, y por lotanto, la resistividad(Rxo) aumentará.Las curvasde microrresistividadsedesplazaránen losperfileshaciala derecha.

Cuandola porosidadaumenta,la tortuosidaden la rocasehacemenos compleja y, por lo tanto, la resistividad (Rio) disminuyey la

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conductividadaumentaLascurvasde microrresistividadsedesplazaránenlosperfileshaciala izquierda

3.2.2.Diferenciasen la interpretaciónde Dipmetersencarbonatosyareniscas.

El perfil debuzamientosseusaextensamenteen las regionesdeareniscas, en la interpretaciónestructural (determinacióndel buzamientoestructuraL estudios de fallas y pliegues) y en la interpretaciónsedimentológica(detenninaciónde estructurassedimentariasque puedanindicar la direccióndeaportedesedimentosy sugeometría).

En las regionesde carbonatos,la complicadatextura de estosmateriales,debidano solamenteasucomposicióninicial sino asuposteriordiagénesis, produce una respuestamás compleja en los perfiles debuzamiento.Sin embargo,comopresentaremosen los capítulossiguientes,cuandoestarespuestase interpretacorrectamente,el uso del Dipmeterencarbonatoses, cuando menos, tan interesantee importante como en lasregionesdeareniscas.

El método seguido en este trabajo para interpretar lasrespuestasdel perfil de buzamientosen carbonatosha consistido en unaconcienzudacomparaciónentrelos perfilesy los testigosobtenidosen lossondeos,conel Fm de extrapolarlas respuestasde los perfilesen intervalosy sondeosdondeno existíantestigos.

Lamentablemente, son muy escasos los trabajos deinterpretación de Dipmeter en carbonatos y la bibliogratia geológicainternacionalasí lo refleja. Estacircunstanciaañadiómásdificultad a estetrabajo,perolo hizo a suvez másoriginal.

Las numerosas comparacionesde testigos y perfiles debuzamientorealizadasen este trabajo muestranque, cuandola estructurasedimentariade los carbonatosno ha sido destruidapor diagénesis,puedenobservarselos mismos agrupamientosde buzamientosde modelosrojos yazulesqueaparecenen areniscas,indicando,por ejemplo,el relleno de uncanalo la direcciónde transportesedimentariorespectivamente.Bajo estascondiciones, los principios de interpretación de Dipmeter en materialesclásticospuedenaplicarseencarbonatos.

Cuandolas estructurassedimentariasde los carbonatosya noestán presentesal haberse destruido por diagénesis, o debido a sudeposiciónmasiva, las curvas de resistividaddel Dipmeterproporcionanuna información muy valiosa sobre el estadode la diagénesisen loscarbonatos,indicando,por ejemplo, la presencia,extensióny distribuciónde la porosidadsecundaria,facilitando la identqicaciónde estilolitosy sudesarrollo tanto vertical como horizontalmente,y permitiendoanalizar laposibilidadde queactúencomobarrerasde la permeabilidadLa respuestacaracterísticade las curvas de resistividadpermite identificar facies decarbonatos, entendiendo por tales, no sólo sus característicassedimentarias,sino también las diagenéticas,que, como se comprende

53

fácilmente,es muchomáscompleja Esta informacióndiagenéticaesmuyvaliosadesdeelpuntodevista de la producciónde hidrocarburos. Una vezident{ficados los aspectosdiagenéticosde los testigosen las curvas deresistividad, se pueden extrapolar a intervalos o sondeossin testigos,extendiendoasíel beneficiode estacomparaciónmediantela respuestadelas curvasderesistividad

Los perfiles de Dipmeter que muestran la correlación de lascurvas de resistividad son Geodip (Dipmeter standard) y Dualdip(Microescánerde Formaciones).

La complicadatexturade los carbonatossereflejamuy bien enlas curvasde resistividaddel Dipmeter,no sólo cuandosecomparanestasenconjunto,sino unascon respectoa otrasen el mismo nivel de un sondeode carbonatos. La mayor unifonnidad de los materiales clásticosproporcionaunos perfiles de Geodip muy regulares,donde a menudopuedendeterminarsesecuenciasque presentancambiosgraduales,comopuedeobservarseen el ejemplo de la figura 17 que correspondea unaregiónelásticafueradeOrienteMedio.

En síntesis,se puede afirmar que el perfil de Dipmeter encarbonatos, mostrando buzamientos y curvas de resistividadcorrelacionadas,proporciona una información geológica muy completa,añadiendoala informaciónestratigráfica, no sólo los datossedimentariosquepuedanaportar los valores de buzamientos,sino el estadode la rocaalmacén después de la larga historia de diagénesis (compactación,fonnación de estilolitos, fracturas, disoluciones,etc.), facilitado por lainterpretaciónde las curvasderesistividad,lo cualresultaráen el deterioroo mejora de la roca almacén en el momento de la producción dehidrocarburos.

Estainformacióndel perfil debuzamientosesfacilitadapor elnuevo Microescáner mediante imágenes de resistividad de ¡cm deresolución.

3.3. CLASIFICACIÓN DE ROCAS CARBONATADAS

La clasificaciónde Dunbames la másgeneralizadaentre lascompañíasdepetróleode OrienteMedio, y es, por tanto,estanomenclaturala que seguiremosen estetrabajo(Fig. 18). Básicamente,estaclasificacióntiene muy en cuenta la geometríay textura de la roca. Según estaclasificación,Grainstonesy Packstonessonrocascuyatexturaestáformadapor granos con contacto directo entre sí La diferencia estriba en quepackstonestienenmásdel JO 96 decementocalcáreo.

Wackestonesy mudstonessonrocascuya textura estáformadapor cemento calcáreo y cuyos granos no tienen contacto entre sí. Sediferencianen quewackestonestienenmásdel JO % encontenidogranular

Segúnestaclasificación,unasecuenciavertical idealizadaque,de abajoarriba, estuvieraformadapor mudstones,wackestones,packstonesy grainstones(con faciesevaporiticasen la parte mássuperior), indicaría

54

DETERMINACIÓN DE FACIES EN MATERIALES CLASTICOSMEDIANTE LAS CURVAS DE RESISTIVIDAD DEL DIPMETER

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CLASIFICACIÓN OIL ROCASCARBONATADAS (DUNHAM, 1962)

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Figura 18

una deposicióntípica en un - medio marino cadavez más somero (cuyoejemplomáscaracterísticoesla formaciónArab). Desdeel puntode vistade la geologíadel petróleo,las facies evaporiticasde estafonnación,al serimpermeables, impedirían el escape de hidrocarburos que pudierangenerarseen formacionessubyacentes.Por el contrario, los niveles depackstonesygrainstonesformaríanbuenasrocasalmacen

Las mejoresrocasalmacénen las fonnacionesKhuff, ArabyThamama, están formadas por los carbonatosmásgranulares, dondelosgranostienencontactoentresi (grainstonesypackstones).Estosmaterialesfueron depositadospor la acción de las corrientes de energía alta amoderada,presentandogeneralmenteporosidadinterparticular. En cambio,wackestonesy mudstones,generalmente,no presentancaracterísticasderoca almacén por su reducidaporosidadprimaria, a menosque se hayadesarrolladoenellasunaporosidadsecundariaenforma dedolomitización,disoluciónofracturas.

3.4. CLASES DE POROSIDAD

La nomenclaturade los tipos de porosidadmásusada,esla deChoquettey Pray (1970), que clasifican los tipos de porosidaden dosgrandesgrupos,segúnqueestasdependano no de la texturade la roca.Enel primer grupo se encuentran la porosidad cuya formación estáestrechamenteligada con la estructurade la roca talescomo poros entrepartículas (porosidad interparticular), poros dentro de partículas(porosidadintragranulary porosidadintercristalina).Si las partículashan sido disueltaspor completo, se obtiene una porosidad de molde(mouldic). En el segundogrupo encajanaquellostipos de porosque sontotalmenteajenosa la estructurade la roca,talescomofracturas,pequeñoscanalesy porosidad de disolución que, si esbastante acusada, puede darlugar a una porosidad cavernosa. La clasificación de porosidad deCboquettey Praysehaexpresadográficamenteen la figura 19.

Hay una claseespecialde porosidadde molde, (oomouldicporosity), formada por la disolución de oolitos opequeñaspartículascuyodiámetro no sobrepasalos 2 mm., que están fonnadas por capasconcéntricasde carbonatocálcico a partir de un núcleo quesueleser unfragmentode concha,materialpelítico o grano de cuarzo. Estaspartículasson muy abundantesa lo largo de la costa de los Emiratos Arabes,especialmente,enAbuDhabi dondeformanmuchasdesusplayas(Fig.20).Estetipo de porosidadpuedeextenderseen talesproporciones,quetodo loquepuedequedaren la rocaseael carbonatocálcico en forma de cementofmo querodeabaa los oolitos, generando,por disolución de oolitos, unarocade gran porosidaden algunasformacionesde Oriente Medio (Arab,Thamamay Khufl).

Laporosidadtambiénpuedeser modificadapor dolomitizacióno reemplazamientode calcita por dolomita. Este proceso, que suele ir

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FOTOGRAFíA DE MICROSCOPIO ELECTRONICO PRESENTANDOOOLITOS MUY ABUNDANTES EN SEDIMENTOS RECIENTES DELAS REGIONES COSTERAS DE LOS EMIRATOS ARABES,ESPECIALMENTE EN LAS PROXIMIDADES DE ABU DHABI(Porosidadinterparticular).Ampliación110.

Figura 20

acompañadode disolución en la roca caliza, generalmenteincrementalaporosidaddel carbonatocomo puede observarseen la figura 21 (existenexcepcionesdebidasa procesosposterioresde estilolitización, en los que,precisamente, las dolomías con estilohios son las rocas con menosporosidad(Versección4.3.6/CasopracticoN03).

Los moldesde fósilesy otrascavidades(vugs)queaparecenendolomías,se han formado por disolución d~ferencial. Generahnente,esteaumentode porosidaddebidoa dolomi¿’ización, lleva consigoun aumentode la permeabilidadgeneradagraciasa la interconectividadde los espaciosporosos.La partesuperiorde la formaciónKhufT, en la zonamarítimadeAbu Dhabi, tiene una porosidadmediadel 20 %, y presentauna buenamuestra de porosidad interparticular, ¡ntercristalina, intragranular yporosidaddebidaa fracturas. Las zonascon porosidadessuperioresal 30% contienenun gran volumen de porosidadde molde, ocasionadapordisolución. En la formación Arab de Arabia Saudi (campo petrolíferoGhawar -el mayor del mundo-) fue donde primero se conoció,experimentalmente,que la mayorporosidaddebidaa dolomitizacióntienelugar cuandoel contenidoendolomita alcanzael 80 % del volumentotalde la roca.

La porosidad,junto con la saturaciónen petróleo y lapermeabilidadson los tresparámetrosfundamentalesen los quesebasalosanálisisde la roca almacénparapronosticarlas reservaspetrolíferas.Si aestos parámetrosañadimosla infonnación sobre la presión en la rocaalmacén,podremosestimarla producciónenun tiempodeterminado.

La instrumentaciónpara registrar la porosidad (density yneutronlogs), proporcionaunarespuestade la estructuraatómicade la rocay facilita unosperfilesde laporosidadtotal.

La porosidadobtenidamedianteel registrosónico(sonic log)seobtienemediantela propagacióndela energíaacústicaen la estructuradela roca y estámuy poco influenciada por la porosidadsecundaria.Lacomparaciónentrelasporosidadesprimariay secundariapennite,enciertoscasos,diferenciarentreestosdos tipos de poros. Lasinvestigacionesqueseestánllevandoacabocon el registrosónicoserán,enun futuro imnediato,decisivasen la consecuciónde perfilesmásdetalladosy esclarecedoresdela porosidadde las rocas.En el pasado,los perfiles sónicosse realizabansólamentemedianteondasde compresión;últimamente,estos perfiles serealizantambiéncon ondasde cizalla (shearwaves).El cocienteentre lasondas de compresióny las de cizalla proporcionala información máscompleta, hasta la fecha, sobre la porosidad secundaria Las últimasinvestigacionesy pruebasdecampoindicanquelasondasStoneleyrecogendatosinteresantessobre la penneabilidad,especialmente,la originadaporlasfracturas.

56

CAPÍTULO IV. ANÁLISIS SEDIMENTARIO,DIAGENÉTICOY ESTRUCTURALEN LAS FORMACIONESDE ABU DHABL

Aunque en este capítulo hen4os querido incluir el mayornúmerode formaciones,estedeseose ha visto limitado a las formacionesgeológicas en las que el autor ha trabajado directamente,ya que,lógicamente,setienen másdatosde las formacionesque tienenun papelmásimportanteen la producciónde hidrocarburos,ya seacomorocasquegeneran,almacenano impidenel escapede estoshidrocarburos.

4.1.LA FORMACIÓN KHUFF.

Esta formación depositadaen el Permo-Tr¡ásicoconsisteprincipalmenteen evaporitasy carbonatosmarinossomeros,dondeestánpresentes algunasfacies arrecifales de moderadaporopermeabilidadMineralespesados(pirita, galena)hansido observadosen los testigos,perono estánasociadoscon la porosidad.La calidád de la roca almacénvaríaconsiderablementetanto en la vertical como en la horizontal,debido a lasdiferentesfaciesy efectosdiagenéticos.Generalmente,enestaformaciónladolomitización mejora la poropermeabilidad Esta formación producegrandesvolúmenesde gas,principalmenteeú los camposde Umm ShaifyZakum. En Umm Shaif, el gas secomponepredominantementede metano(hasta el 90 %). La porosidad fluctúá entre baja y moderada,correspondiendosu mejor desarrollo(hastael 20 %) a la partesuperiordela formación. La permeabilidades generalin~ntebaja, pero en ciertosnivelesmejorabastantedebidoa la presenciadefracturas.

En el campoZakum, la formaciónKhuff producegas con ungranporcentajede SHi, COi y Ni. La porosidades generalmentemásbajaqueen el campodeUmni ShaWy la permeabilidadaunquebaja mejoraenciertosnivelesgraciasala presenciade fracturas.

Los campospetrolíferosya .men¿ionadosse encuentranen lazona marítima de Abu Dhabi, ya que la fomiación Khuff todavía estásiendoexploradatierraadentroy no ha sido intersectadaensutotalidad.

La formaciónKhuff en la región deYbu Dhabi secomponedesecuenciasde considerableespesorde dolomías,con nivelesde anhidritayotros nivelesmenosfrecuentesde carbonatossin dolomitización.En todosestosnivelespuedenexistir materialespelíticosenpequeñaproporción.

Generalmente,los materialesde la formación Khuff presentanporosidadesmuy reducidas(< del 5 %). Dentro de esta tendencia, lasprincipales rocas almacén están formada por materiales calcáreos(grainstonesy oolitos) depositadosen mediosde alta energía,talescomofacies de mareasy facies arrecifales que han preservadouna buenaporosidady permeabilidadprimaria. Existen otras facies compuestaspormudstonesy packstonesque fueron depositadasen medios de menorenergía y que, por lo tanto, han visto reducida su porosidad y

57

permeabilidad. La dolomitización de estas facies ha producido unaporosidadsecundariacuya influenciaesimportanteen la delineaciónde larocaalmacén.Aunque las fracturasson abundantes(Fig. 22), la porosidaddebidaa fracturases escasa,no llegandoa alcanzarpor lo generalel 3 %.

La importancia de esta porosidadde fractura estriba en que logreestablecerun pasillo queponga en comunicaciónzonasconporosidadesmás altas <De ahí la importancia de la determinaciónde la existencia,extensióny orientacióndefracturas,asuntoqueseráobjetode estudioconel Microescánerenel CasoPracticoN0 1 - Sección4.1.1.).

Laevaluaciónde lascaracterísticaspetrofisicasde la formaciónKihuff mediantelos perfiles de sondeo,ha presentadomuchosproblemasoriginadospor los siguientesfactores. 4

a.- Debidoa los bajosíndicesde porosidaddeestaformación,la instrumentaciónquemide la porosidadestabadandoresultadoscercadel límite desu capacidad.

b.- Los cálculosde saturaciónde aguadependendelvalor de laporosidady del factordecementación(m), y ningunode los cualessepodíaevaluarconmuchaexactitud. ¡

c.- La capacidaddeproducciónde la rocaalmacéndependeengranmedidade la fracturación(Fig. 22)y del desarrollode la porosidadsecundana

d.- La complejidadlitológica de los materialesqueconstituyenlaformaciónKhuff supusoproblemasparasuevaluaciónemterpretacion.

La primera iniciativa para comenzar las tareas de evaluación en laformación Khufl consistió en detenmnarlas electrofaciesmediantelainformaciónaportadapor los perfilesy los testigos.Mediantela utilizaciónde los perfiles deGlobal y Geod¡p,seobtuvieronlas siguienteszonaciones(Fig. 23): 4

ZONA A.- Crainstonesdolomitizadasdepositadasen medios de altaenergíaqueposeenlos índicesmásaltosde porosidady permeabilidadconcierto desarrollode porosidadsecundaria.Las curvas de resistividaddeGeodipmuestranun grannivel decorrelaciones.

ZONA B.- Estazona se componede calizassin dolomitización, de ciertaporosidad,pero con un bajo nivel de penneabilidad.Las curvasde Geodipmuestranpocaactividady un bajo indicede correlaciones.

58

TESTIGO DE LA FORMACIÓN KIIUFF (PERMICO) PRESENTANDOFRACTURAS SURVERTICALES Y I~JODULOS DE ANHIDRITA

F

Ii

- r

Figura 22

N - Nódulos de anhidritaF Fracturassubverticales

ZONA C.- Esta zona se componede lime mudstonesmasivasde muyescasaporosidady conpocascorrelacionesen las curvasderesistividaddeGeodip.

ZONA D.- Esta zona se caracterizapor lá presenciamasiva de limemudstones,depositadaenmediosde bajaenergía,en la queexistenalgunosnivelesde dolomíasconanhidrita.La porosidadde estazonaesmuy escasaaunqueexistenalgunosnivelesde cierta porosidad.La correlaciónde lascurvasde resistividadesreducida.

4.1.1.CASO PRACTICO N0 1.DETERMINACION DE FRACTURAS EN LA FORMACIÓN KHUFF¡ ¡EN RELACIÓN CON LA PRODUCCIÓÑ DE HIDROCARBUROS.

La producciónde hidrocarburos en la formaciónKhuff estáestrechamenterelacionadaconla presenci6défracturasy el desarrollo deporosidadsecundariaLos testigosde estaformacionmuestranla presenciade fracturas naturales de orientación subve2tica¿ especialmenteen laszonas más compactas(Fig. 22). Estos sistémas de fracturas puedenconstituir conductospermeablespor donde puedenpasarhidrocarburosatravés de materialescompactos.Para que esto suceda,estos sistemasdefracturasdebenestarconectadoscon la rocaalmacéndeporosidadprimariao secundaria.La figura 23 muestralos perfilesde Geodip(caractensticassedimentariasydiagenéticasderivadasde las curvasde resistiviáaddel Dipmeter)y Global(porosidady volumen de fluidos) en el intervalo defmido por la rocaalmacénde la formaciónKhuff.

Como veremos a continuación, el Microescáner deFormacionesesel instrumentomásavanzado estudiarestossistemasdefracturas,ya quepodemosidentificarlasdire¿rtamenteen las imágenesderesistividad como ¡razas oscuras, que indican las anomalías de

IIconductividadproducidaspor el relleno del lodo conductorde sondeosenlas fracturas, lo cual contrastacon los toná1más grises del carbonatocircundante,que nonnalmentees más compacto (Fig. 24). Las técnicasanterioresal Microescánereranmétodosque solamenteasociabande una

IIforma indirectala anomalíaa la fracturaqueprobablementela originó.

Los perfilesdel Microescáneren la~ formaciónKhuff procedende un sondeorealizadoenel campomarítimokbu Al Bukhoosh.El tramode estospeifilesestácomprendidoentre13.090~{12.000pies(4.300y 4.000m). Se realizarondospasadascon el Microescánerde formacionesqueson

tipresentadasenel circulo del sondeoconsucorrespondienteazimut.Las fracturas son más abundant¿~en el tramo inferior del

sondeo.El inclinómetrodel Microescáner~permitemedir conexactitud

la dirección y buzamientode las fracturas,así comootros parámetrosde

59

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PERFILESGEODII> Y GLOBAL EN LA FORMACIÓN Kl-WFP

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Figura23

DL PI04

IDENTIFICACIÓN DE FRACTURAS SUBVERTICALES EN CALIZASPELITICAS MEDIANTE EL MICROESCANER DE FORMACIONES

Figura24

interésrelacionadosconlas fracturas.De esta fdrma, podemosidentificaryconocerla orientacióndel sistemade fracturasaunqueno dispongamosdetestigos, ya que la orientación de fracturas no puede ser medidadirectamenteenestasmuestras.

Con la infonnacióndel azimutcorrespondientea las imágenesde resistividadenel sondeosepuededeterminarla profundidada que seencuentranlas fracturas,el ánguloy direcciónde buzamiento,así como ladirecciónde lasfracturas(Fig. 25). Zi y Za sonlasprofundidadesaqueseencuentranlas ftacturas.Oí y 02 sonazinhuts.

En la figura 26, se muestraun ejemplo del cálculo de losparámetrosquedeterminanuna completaoriehtaciónde lasfracturas. Elcasoelegidoesunafracturainclinadaqueestá¿omprendidaentre12.500y12.499pies(3.809,8y 3.809,5m.). Estos cálculossehanllevado a caboenun número considerablede fracturas, con objeto de alcanzar algunasconclusionesgenerales.

En el caso de fracturas verticales, los parámetros deorientación(profundidad,buzamientoy dirección), puedendeterminarsemediantelasfórmulas expresadasen la figura ‘27. Paraestarsegurosde ladirección de una fractura, esta debería ser~ observadaen direccionesopuestas,en pasadassucesivasdel Microescáner.La figura 28 muestraunejemplo del cálculo de los parámetrosde ‘orientación en el caso defracturasverticaleso subverticales.

En el caso de no disponer del azimut de las pasadasdelMicroescáner,o si sólo sehubierarealizadouiia pasada,tambiénsepuededetenninarla direccióny buzamientode las frdcturas.La figura 29 muestracomo sepuedeprecisarla posiciónde los brazosdelDipmeter(enla escalade la profundidad),y así determinarcual de los brazos(3 ó 4) esel queharegistrado las imágenes de resistividad en~ el Microescáner. Los 27electrodosdel brazonúmero3, muestranel buzamientodeunafractura. Laposiciónde estos27 electrodosesconocidataito en las imágenescomo enel brazo 3. Para usar este método con segurida4 deberíamoshaberobservado la misma fractura con direcciones opuestas en pasadassucesivas del Microescáner, suponiendo que estas pasadas seandiametralmenteopuestas.La dirección y buzamientode las fracturasasídeterminadas,deberíanseridénticosa los determinadospor las fórmulasdelas figurasanteriores.

Cuandoidentifiquemosfracturas,convienedistinguir entre lasfracturasnaturalesy aquellasproducidas~or medios artificiales comopuedanser las originadaspor los mediosmecánicosdel sondeoo de laobtenciónde testigosqueoriginanunasfracturasartificialeso mecánicas.

A esterespectoes interesantereseñarlas investigacionesdePlumby Cox (1984)sobrelas orientacionesdélstressestructuralenNorteAméricadeterminadomediantela elongación¿bservadaen la secciónde lossondeos.Estemétodo sebasaen la interpretaciónde los dos calibradoresque muestranla sección del sondeoen los perfiles del Dipmeter. Estos

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DETERMINACION DE LA DIRECCION DE BUZAMIENTOS Y DIRECCIÓN DEFRACrURAS EN LAS IMÁGENES DEL MICROESCANNER

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Los doscalibradoresdel Microescánerenestesondeo(Figs.29y 35), muestranla ausenciade elongaciones,sugiriendopor lo tanto, quelas abundantesfracturascortadaspor este sondeoen la formación Khuiftson fracturasnaturales(no existe elongaciónen el sondeoque hubieradadolugarafracturasartificialesen la direccióndeminimo stress).

4.1.2.Análisis defracturas.

La presenciade fracturasesmuy significativa con respectoalcomportamientoy la capacidadde la roca almacén.El análisis de estasfracturas puede aportar una información interesantesobre los efectosestructuralesquelascausaron.

Todo estotiene una gran importanciaen la formación Khuff,de la quetodavíasetiene un conocimientoincompletoya que, a pesardeproducir hidrocarburosen la zona marítima, todavía está en fase deexploraciónenalgunaszonascontinentalesdeAbu Dhabi.

Durante el presenteestudio se analizaron la dirección y elbuzamientode 225fracturasentre12.000y 13.000pies(3.658y 3.963 m),consiguiéndoselos diagramasexpuestosen las figuras 31 y 32. Debido a lafalta desucesivaspasadasdelMicroescánerenalgunassecciones,hubo unconsiderablenumerode fracturasdondeno pudo verjicarse supresenciaenángulosdiametralmenteopuestosdel sondeo.Estasfracturasno fuerontenidasencuentaen los diagramas.

En la figura 31 podemos observar que la direcciónpredominantede lasfracturasaparecea 35 gradosdel Norte(direcciónNENNE). Existe otra dirección conjugada de la anterior, pero menospredominante,en la dirección NW NNW, así comofracturastensionalesendirección N-S y un sistema adicional de fracturas, también pocodesarrollado,endirecciónE-W.

Podríamos preguntamos si estos sistemas de fracturasrepresentanunarespuestaal stresslocal o regional.Si estasorientacionesdefracturasde la formación Khuff (Pernio-Triásico),se comparancon lasorientacionesestructuralesdel Grupo Thamama(Cretácico Inferior),podremos observar la gran siniilaridad existente entre estas dosorientaciones(Fig. 7).

Las fracturas de orientación N-S, están probablementerelacionadascon los extensos“pliegues arábigos”de la zona,y debensuorigen a movimientosen profundidaddel basamentoen relacióncon la saldeHormuz.Estaorientaciónestábienrepresentadaen la zonaoccidental

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En el sudestey noroestede Abu Dhabi, la orientaciónNE-SWde fracturas y estructurasestá bien representadaen las estructurasqueforman los campospetrolíferosde Shab,Asab,Sahil,Umni Shaif,NasryABK (Abu Al Bukhoosh). En este último campo, situado en el bordemarítimo entre Abu Dhabi e Irán, fue donde se realizó el sondeo donde elMicroescáner de Formaciones registró las fracturas que están siendoanalizadas.

Hacia el noreste,la orientaciónde estructurasse disponeendirección NW - SE (campode JarnYaphour). Estasorientacionesestande acuerdo con el Horst Central Arábigo (Fig. 33), sugiriendo que laregión de Abu Dhabi pertenece al flanco oriental de este horst.

- Se debe tener en cuenta que los movimientos en la vertical quegeneraronla formaciónde la cuencade Rub Al Khali (Fig. 33), podríanhaberproducidolas orientacionesestructuralesmostradaspor el elipsoidede deformaciónde la figura 34, el cual está de acuerdotambiéncon lasorientaciones de las fracturas obtenidas por el. Microescáner deFormaciones (Fig. 3 1). La similitud de las oriéntaciones estructuralesobtenidasen la fonnación Khuff (Pérmico) y en el grupo Tbamama(Cretácico Inferior), indica la ausencia de stress regional que actuara enotrasdireccionesduranteesteperiodo.

En el áreamarítima central de Abu Dhabi, los pliegues deorientaciónE-W (campospetrolíferosdeZakumy Ghasha),parecenestarrelacionadoscon el plegamientode las montañasZagros en Irán. EstaorientaciónE-W estátambiénrepresentadaen el diagramaque muestralaorientaciónde lasfracturas(Fig. 3 1).

La dirección de buzamientode las fracturasen la fonnaciónKhuff, se muestraen el diagramade la figura 32. Estas direccionesdebuzamientossonperpendicularesa la direcciónde lasfracturas(Fig. 31).

Lasfracturasdominantes,cuyadirecciónesN35E,buzanen ladirección NWWNW, aunque algunas fracturas tambiénbuzan hacia elSEESE. También hay que tener en cuentaque algunasde las fracturas,dentro de esta dirección dominante,son verticaleso subverticales.Estopuedeobservarseenlasfiguras 35, 39 y 40.

El otro conjunto defracturas de dirección N3SW, conjugadodel anterior,buzaen la direcciónSWWSW.

Lasfracturastensionalesde direcciónN-S, buzanhacia el E yW. LasfracturasendirecciónE-W, buzanhaciael Norte.

4.1.3. Fracturas asociadas a fallas

Cuandolasfracturasy lasfallas se generansimultáneamente,puedenconsiderarsecomoel resultadodelmismo stress.Las fallas puedenser comparadas a fracturas conjugadas donde ha tenido lugar un

62

considerabledesplazamiento.En estecontexto,un sistemadefracturas encizalla existenteen las proximidadesde unafalla, esprobablequeincluyaunade las orientacionespredominantesde las fracturas, coincidiendoconla de lafalla. En algunoscasos,incluso las dos direccionespredominantesde las fracturaspuedencoincidir con direccionesde las fallas (Spencer,1977).Profundizandoenesteaspecto,la experienciaindicaquela direcciónde lafracturaparalelacon la dirección de lafalla estágeneralmentepocodesarrollada; sin embargo, la dirección conjugada está normalmentemejor definida (Stearns y Friednian, 1972).

Las observacionesanterioresse tuvieron muy en cuentaparaestudiarla relaciónentrefracturasy fallas en la formaciónKhuff. La figura36 muestra los resultadosde este análisis de fracturas en el campopetrolíferosituadoenel limite de las zonasmarítimasdeAbu Dhabi e Irány el sondeoAF-4 dondese obtuvieronlos perfilescon el MicroescánerdeFormaciones.En esta figura se puede observarque, en el sistema defracturas en cizalla, la dirección dominante NE es conjugada con ladirecciónNW.

Igualmente, se observa, de acuerdo con los resultadosdeStearns y Friedman (1972) en campos petrolíferos de Estados Unidos, quela dirección de las fracturas menos dominantes(MV), coincide con ladireccióndelafalla

Estasrelacionesentrefracturasy fallas son realmenteimportantes,yaque la orientación de las fracturas (de cizalla y de tensión), puedepredecirsepor la orientación de la falla (o de las fallas). La proposiciónmversa tambiénes correcta:De la orientaciónde las fracturasse puedededucirla orientaciónde las fallas. Paraestedoblepropósitode orientaciónde fracturas y de fallas, conviene tener en cuenta el elipsoide dedeformaciónobtenidocuandoel máximostressesvertical(fallas normales),el cualproporcionala orientacióny sentidode cizallade lasfallasy de lasfracturasasociadas(Figs. 34 y 36).

4.1.4.Relación entre fracturas y producción de hidrocarburos.

El conocimientode la orientación de las fracturasy de subuzamiento,tiene unaimportanciacapital con respectoa la produccióndeun pozo de petróleo. Como aplicaciónpráctica, el autorrecomendóa losmgenierosde estecampopetrolífero realizar el mayor numeroposibledesondeos inclinados en dirección LE. (opuesta al N.W. o direcciónpredominantede buzamientode las fracturas). La razón es simple, ya queen la zonadeestudio,conun planode falla subverticalo conun buzamientoconsiderable,un sondeoendirecciónS.E.,estadísticamente.intersectaríaelmayor número de posible de fracturas, lo cual se reflejaría en elconsiguienteaumentode la producciónde hidrocarburos.Este conceptoseha expresadográficamenteen la figura 37. Las zonasmásprol4ficas, encuanto a la producción de hidrocarburos, estarán situadas donde la

63

ELEMENTOS ESTRUCTURALES DE LA PENíNSULA ARÁBIGA

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Figura 37

direcciónpredominantede las fracturas conectencon la roca almacéndeporosidadprimaria osecundaria.

La dirección dominante de las fracturas obtenidasen lafonnaciónKbuff por el Microescánerde Formaciones(Fig. 31), podríaestarrelacionadaconzonasdegran potencialdeproducción.Los resultadospresentadosen estetrabajo han sido obtenidosen un sólo sondeo. Por lotanto, la interpretaciónde fracturas medianteel Microescáneren otrossondeospara delimitar zonas de producción, también se recomendóvivamente.

A manerade ejemploque muestrala estrecharelación entreuna roca almacén fracturada y la producción de hidrocarburos,presentamosel mapade la figura 38 correspondienteaun campopetrolíferoen la regiónoccidentaldel estadode Texas.La direccióndominantede lasfracturasenestemapaesN250E.

4.1.5. Fracturas y zonas de estilolitos.

Generalmente, la presencia de estilolitos se manifiestaclaramente en los perfiles del Microescánerde Formaciones,con lacorrespondientemorfología estilolitica en forma de trazos oscuros queindican la alta conductividaddel contenido microscópico de mineralesmetálicos(principalmentepirita) que, enformade residuo, existedentrodela suturadelestilolito.

Las figuras 39, 40 y 41, muestranintervalosde la formaciónKhuff, dondepuedenapreciarseestilolitosasociadoscon zonascompactasde escasaporosidady, por lo tanto;con tonos grises que denotansu altaresistividad(zonasesti,lolíticas).Estaszonascompactasde estilolitos, estánasociadastambiénafracturas.

Estasfracturasasociadasa los estilolitossonsubverticalesy sudireccióncoincidecon la directión dominantedel sistemade fracturasdecizalla (N 33O~35Ó E). Esta dirección dominante,a la que pertenecenestasfracturas, probablementeexplica su notable desarrollo y su extremadalongitud (superiora los 4 pies -1,2 m). La densidadde fi-acturaciónesalta ysu notableconductividad,a juzgar por los intensostrazos oscurosen losperfilesdelMicroescáner,denotanque sonfracturasabiertas.

Estafracturasjueganunpapelpreponderanteen la mejoradela permeabilidady la producciónde hidrocarburoscomopuedeobservarseen el registro de saturacionesde Schlumberger(Fig. 41) para estesondeo(GLOBAL), ya que,precisamentehanactuadocomoconductospermeablesque, conectados con la roca almacén, han permitido el paso dehidrocarburosa travésdematerialescompactosy zonasdeestilolitos.

Los resultadosdeNelson(1981) indicanqueexisteotro tipo defracturas de pequeñaextensióny altura que normalmentese encuentranasociadasa zonasde estilolitos, que se hanproducido como resultadodefuerzasdecompresiónquehanactuadoen la dirección dondeel paleo-stressha sido mayor (verticalmente en este caso). Nelson observó que estas

64

FRACrURAS DOMINANTES DE DIMECCION N3SEDE MAS DE 4 PIES DE LONGITUDmENTnICADAS POR EL M]CROESCANER EN ZONA ESTILOLmCA (KHUFF

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ABRIR CAPÍTULO IV - 4.2