1953JUL-AGO - Asociación Mexicana de Geólogos Petroleros ...
ASOCIACIÓN MEXICANA DE GEÓLOGOS PETROLEROS...pos de formaciones. Los sistemas de re gistros que...
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A S O C I A C I Ó N M E X I C A N A D E
G E Ó L O G O S P E T R O L E R O S F U N C I O N A R I O S D E L C O M I T É E J E C U T I V O
cuyo ejercicio termina en Diciembre de 1963
Ing. C A R L O S C A S T I L L O T E J E R O Presidente
Ing. A L E J A N D R O C A L D E R Ó N G A R C Í A Vicepresidente
Ing. E N R I Q U E D E L V A L L E T O L E D O . . . Secretario Tesorero
Dr. M A N U E L M A L D O N A D O K O E R D E L L Editor
Ir-r. F R A N C I S C O V I N I E G R A O. , Presidente en Ejercicio Anterior
B O L E T Í N D E L A A S O C I A C I Ó N
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Dr. M A N U E L M A L D O N A D O K O E R D E L L , Editor
Apartado Postal 1884
T a c u b a No. 5
M É X I C O 1, D. F .
PROGRAMACIÓN DE LOS REGISTROS DE POZOS PETROLEROS"
R O B E R T L F . L K U *
TNTRODlCCION La finalidad de los registros en los
pozos es localizar y valorar las formaciones de yacimientos de petróleo y gas. Para que esto pueda llevarse a cabo, el programa moderno de registros debe proporcionar:
Control exacto de la profundidad; Correlación positiva; Identificación inmediata de las
zonas ])roductoras e Interpretación ciiantitativa efectiva.
Una sola operación no puede proporcionar información tan variada, ni tampoco cualquier combinación de registros proporciona esta información, con seguridad, para todos los tipos de formaciones y lodos de perforación. Las diferencias en heterogeneidad, dureza, porosidad, espesor de capa, contenido en agua y estructura de poros de formaciones, afectan las respuestas de los registros. Por consiguiente, para cualquier registro fiado las indicaciones de saturación de j)ctróleo o gas pueden diferir considerablemente en distintos tipos de formaciones. Los sistemas de registros que son adecuados para cierto tipo de formación pueden no ser de utilidad especial en otro.
El tipo del lodo de perforación utilizado también influye en la selección del registro. J os dispositivos de electrodos que envían las corrientes eléctricas dentro de la formación, tales como: el Registro Eléctrico Cotivencional, el La-terolog. el Microlog, etc., requieren de un lodo conductor con base de agua. Otros dispositivos, tales como el Registro por Inducción y los Registros Nucleares, no requieren conducción a través del Iodo y pueden usarse en lodos con base de petróleo o en agujeros vacíos. Durante la perforación, cierto filtrado de lodo penetra las capas permeables desde el agujero y forma una zona de invasión entre la pared del agujero y la zona virgen. Con una invasión profunda, -se torna más difícil que puedan distinguirse en los registros los zonas que contienen hidrocarburos y las que contienen agua. Cuando se utilizan lodos dulces, la profundidad de la invasión puede estimarse con una combinación adecuada de registros de resistividad. Con lodos salados, es más difícil precisar los efectos de la invasión. Los lodos muy salados afectan las respuestas de muchos dispositivos de electrodos ya que permiten que la ma-
* Trabajo leído en la Sesión-Cena de la Asociación Mexicana de Geólogos Petroleros el 3 de Agosto de 1962. Gerente de Schllimberger Siirenco, S. A., México, D. F.
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yor parte de la corriente fluya dentro del agujero y poca de ella llega a las formaciones más resistentes. Dichos lodos debilitan las respuestas de las curvas convencionales de resistividad y de la curva del Potencial Natural, tendiendo a aplastarlas y a borrar rasgos distintivos. Las medidas de resistividad deben obtenerse con dispositivos enfocados (tales como el Laterolog o el Registro por Inducción) que pueden contrarrestar el efecto de la columna conductora de lodo. El efecto deteriorante de lodos salados sobre la curva del Potencial Natural puede constituir un problema serio en arenas arcillosas donde las anomalías del Potencial Natural se
utilizan para valorar el contenido de arcilla. En virtud de que los Iodos dulces son tan apreciados desde el punto de vista de los registros, deberán usarse siempre que sea posible. Es preciso recalcar que los casos de lodos salados en los pozos perforados en México afortunadamente son muy pocos, pudiendo incluso aseverarse que tan sólo se pre.sen-tan accidentalmente.
Naturalmente, para la programación de registros en pozos petroleros, debe lomarse en consideración el tipo de lodo utilizado, lodo salado, lodo dulce, petróleo o aire. Sin embargo, ahora limitaremos al mínimo lo referente a condiciones excepcionales en México.
DEFINICIÓN DE LA CAPA Y CORRELACIÓN
Para definir los límites de una capa en lodos dulces y en formaciones blandas, comiínmente se utilizan el Potencial Natural y la Normal Corta; en formaciones duras el Registro por Inducción o el Laterolog pueden proporcionar una mejor definición; en lodos salados a menudo se usa la combinación Rayos Gamma-Laterolog. Para mayor alntndancia de detalles y localización precisa de los límites de la capa, son preferibles los micro-dispositivos: Microlog en lodos dulces y Microlaterolog en lodos salados. En agujeros que se han llenado con lodos no conductivos los registros por inducción, radiados y sónicos proporcionan medios ])ara la definición de la capa. En agujeros vacíos se utilizan los registros por inducción y radiación.
Los registros antes mencionados, a más de servir para definir los límites de los estratos encontrados en un pozo, son útiles para correlacionar dichos estratos de un pozo al siguiente. Para la correlación a larga distancia sirven me
jor aquellos dispositivos que investigan volúmenes de formaciones relativamente grandes. Sin embargo, se conocen las zonas productoras cuando en un campo, a menudo pueden correlacionarse con gran detalle de pozo a pozo mediante la comparación de los Micrologs o los Microlaterologs.
El Registro Sónico es excelente como registro de correlación, pues la correlación se realiza no sólo en la forma usual o sea comparando puntos índices o rasgos similares sobre el registro, sino también por la identificación del tipo litológico que se caracteriza por los valores de tiempos de tránsito sónico observados. En esta forma, el Registro Sónico puede distinguir claramente entre calizas, sal, anhidrita, lignitos y carbón, lo que no puede hacer ningún registro de resistividad.
Por supuesto, es importante que cualquier programa de registros incluya curvas adecuadas para la definición de la capa y para la correlación y sin embargo, en virtud de que estos requisito*
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de antemano se sobreentienden, en el resto de la discusión haremos hincapié en la aplicación de los registros a los
problemas de identificación e interpretación cuantitativa de las zonas productoras.
LOCALIZACIÓN DE L A S ZONAS PRODUCTORAS E 1NTERPRET.4CION
A menudo, tan sólo de ver la combinación adecuada de los registros seleccionados, se pueden encontrar las zonas productoras. Estos juicios implican:
1—Identificación de la capa como una zona permeable por medio del Potencial Natural, indicaciones del enjarre de lodo sobre el Microcaliper, separación positiva en el Microlog o separación entre las curvas de resistividad poco profunda y las de investigación profunda;
2—La indicación, por medio de un dispositivo de resistividad de investigación profunda, de que la resistividad verdadera en la formación permeable es considerablemente mayor que la resistividad que se esperaría que tuviera la formación si contuviera agua.
Algunas veces, sin embargo, dichas interpretaciones visuales se hacen difíciles por efectos en invasión y por conocimiento insuficiente de la porosidad de la formación y de la resistividad del agua congénita. Dichos juicios pueden, en algunos casos, ser tan sólo cualitativos. Por lo tanto, el procedimiento más seguro es hacer un análisis cuantitativo de los registros para obtener la saturación y la porosidad de cualquier formación que se presuma pueda ser un posible productor.
Constantemente se están desarrollando y poniendo en práctica en el campo nuevos y mejores tipos de registros. A pesar de ello, los métodos de interpretación más modernos para valorizar la saturación aún dependen de la determinación exacta de tres parámetros tradicionales. Estos son, para formaciones limpias:
Rj- — L a resistividad verdadera do las formaciones Jio contaminadas;
R - y y — r e s i s t i v i d a d del agua de la formación y
F — E l factor formación ^ sea la porosidad efectiva que empíricamente está relacionada a F.
Conociendo estas cantidades, puede computarse el porcentaje de saturación de hidrocarburos.
RESISTIVIDAD VERD.\DERA DE LA FORMACIÓN
Rt puede derivarse de una de las tres técnicas fundamentales de registros de resistividad, que son: el Registro Eléctrico Convencional, el Registro por Inducción y Eléctrico o el Laterolog.
Las curvas de resistividad del Registro Eléctrico Convencional pueden dar directamente Rt sólo bajo condiciones favorables: las resistividades del lodo, de la capa almacenadora y de las capas adyacentes no deben ser muy diferentes; la invasión debe ser poco profunda y las capas almacenadoras deben ser gruesas. Como no siempre se encuentran estas condiciones, el Registro Eléctrico Convencional ha sido desplazado con frecuencia por el Registro por Inducción y por el Laterolog. Con estos dispositivos enfocados, los efectos de la columna de lodo y de las formaciones adyacentes a la capa que interesa se reducen al mínimo o se eliminan.
La selección entre el Registro por Inducción o el Laterolog debe estar gobernada por las resistividades de la formación y del lodo. El Registro por Induc-
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c;ióii trabaja mejor en lodos dulces y cuando Rt es inferior a 100 omh/me-tro. El Registro por Inducción es el único que puede utilizarse en lodos a base de aceite o en agujeros vacíos. En lodos salados y con resistividad verdadera de la formación superior a 100 omh/metro, el registro que proporciona los mejores resultados es el Laterolog.
RESISTIVIDAD DEL AGUA DE LA FORMACIÓN
Rw por lo general .se deriva de la des-\¡ación del Potencial Natural frente a la capa almacenadora. Siempre que sea jjosible deben usarse lodos dulces para lograr este objeto. Si no se cuenta con un Potencial Natural utilizable, a menudo se puede obtener un valor para R-\v' de la relación entre el factor de la formación (o porosidad) y las resistividades en formación limpia con un contenido de agua de 100%). En este caso es de suma utilidad trazar una gráfica del Registro Sónico versas Resistividad. Se han recopilado catálogos de las resistividades del agua en las distintas for-ma';iones de diversas áreas.
FACTOR DE FORMACIÓN Y POROSID.\D
Estos datos pueden determinarse en dos tipos distintos de registros: los que miden el factor de Formación (F) y los que miden la Porosidad €¡>.
El Microlog y el Microlaterolog miden la resistividad de un volumen pequeño de la formación, cercano al agujero y que contiene un fluido conocido del cual puede computarse el factor de formación. Cada uno de estos dispositivos trabaja mejor en determinadas condiciones de porosidad e invasión; el Microlog da excelentes resultados en porosidades que fluctúan entre 22 y 30% y requiere una invasión por lo menos de 10 centímetros y el Microlaterolog
necesita de una invasión ligeramente más profunda y el conocimiento del espesor del enjarre de lodo, siendo los resultados bastante satisfactorios en porosidades bajas siempre que el espesor del enjarre de lodo no exceda de
Los Registros Sónico, Neutrón y de Densidad Gamma-Gamma miden las características de la formación que están estrechamente relacionadas a la porosidad. El Registro Sónico mide el tiempo de tránsito de una onda de sonido; el Neutrón el contenido de hidrógeno y el Registro de Densidad Gamma-Gamma como su nombre lo indica, la densidad. Basándose en estas mediciones, la porosidad generalmente puede computarse con facilidad y esta medición directa se ha convertido en el dispositivo de porosidad preferida. Entre estos registros quizá el Sónico es el m i i s efectivo bajo la mayoría de las condiciones imperantes debido a su compatibilidad única con los dispositivos enfocados de resistividad. En algunas ocasiones puede incluirse el Registro de Den.sidad Gamma-Gamma para dar valores más precisos de porosidad efectiva. En agujeros llenos de gas deben usarse el Registro de Densidad Gamma-Gamma o el Neutrón.
En regiones de litología compleja el uso de dos herramientas de porosidad a menudo pi'oporcionará valores de porosidad mejorados así como información litológica. Por ejemplo, la combinación de Registros Sónico y Neutrón permite la identificación litológica en series alternadas de areniscas-calizas-calizo dolo-míticas. O bien, el Registro Sónico con el Registro de Densidad Gamma-Gamma permiten la identificación litológica en alternaciones de calizas dolomíticas-an-hidrita y caliza.
Con la información antes citada, podrán fácilmente identificarse las zonas productoras y computarse el porcentaje
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de saturación de petróleo. Para la computación del volumen total de petróleo en el Yacimiento también es necesario tener el espesor neto de las capas productoras. El Microlog con un Microca-librador es muy eficaz. El espesor neto también puede determinarse seleccionan-
ilo un \ alor límite inferior para la porosidad que se obtiene de los Registros Sónico, Neutrón y de Densidad Gamma-Gamma. Aunque no es tan preciso, a veces se usa el Potencial Natural para la determinación del espesor total que efectivamente producirá.
I—FORMACIONES DURAS (Formaciones de Porosidad Baja)
Formaciones duras son aquellas en que las rocas del yacimiento son carbo-natos o areniscas con menos de 1 5 % de ])orosidad. Estas formaciones se encuentran, más comiinmente. en los horizontes geológicos más antiguos y se caracterizan por resistividad relativamente elevada, pues frecuentemente se encuentran intere.stratificadas con zonas impermeables que perturban el Registro Eléctrico Convencional. Ea verdadera resistividad de estas capas puede determinarse con mayor seguridad usando dispositivos enfocados tales como el Registro yor Inducción o el Laterolog. La selección de estos dispositivos se rige por el tipo de lodo.
El Registro Sónico ha demostrado ser un dispositivo muy efectivo en formaciones duras, para determinar la porosidad. Ya hemos señalado que es un registro excelente para la correlación, particidarmente en zonas de evaporitas donde otros registros a menudo carecen (le definición. El Registro Neutrón, aun-ipie menos preciso que el Registro Sónico, frecuentemente se utiliza para determinar la porosidad en formaciones duras. Da mu)' buenos resultados en las calizas limpias tales como las calizas eolíticas del Jurásico en México. La comparación de los valores de porosidad derivados del Registro Sónico con otros obtenidos del Neutrón o diversos medios, a menudo proporciona las soluciones para problemas difíciles de interpretación.
a) CASO DE LODOS DULCES:
Los lodos dulces son lodos a base de agua cuya concentración en sales disueltas es relativamente baja. Por lo general, se considera que los lodos son dulces cuando son por lo menos -í veces más resistentes que las aguas de la formación. En este caso, la zona invadida que rodea al agujero es notoriamente más resistente que si dicha zona sólo contuviese agua de formación.
El Registro por Inducción para investigación profiuida es el dispositivo más eficaz para determinar la resistividad de la formación por detrás de una zuna resistiva invadida. Sin embargo, conviene repetir aquí que la limitación para el uso del Registro por Inducción es su incapacidad de registrar cifras exactas en resistividades que excedan de 100 olim/metros.
El Registro por Inducción 6 F F 4 0 y Eléctrico proporciona una curva corta normal de '10 cm y ima curva de Potencial Natural a más de la curva de Inducción enfocada. El nuevo dispositivo de Inducción 6 F F I O Laterolog-8 también es ideal en estas condiciones. El Laterolog-8, es una curva mejorada de investigación poco profunda que substituye a la normal corta de 4 0 cm. Tanto el agujero como las capas circunvecinas afectan mucho menos a esta curva.
b) CASO DE LODOS SALADOS:
l']l uso de lodos salados en formacio-
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l i e s duras requiere que se corra un Laterolog para apreciar la resistividad verdadera de la formación.
El contraste de la baja resistividad entre el lodo y las aguas de la formación reduce severamente la efectividad de la curva del Potencial Natural difi
cultando que puedan distinguirse las zonas de lutitas y las capas porosas. Por lo tanto, se recomienda que a más de la curva del Potencial Natural, se registre una curva de Rayos Gamma para proporcionar un mejor control litológico.
III—FORMACIONES BLANU.AIS (Formaciones de Porosidad Eleveda) Las capas de los yacimientos en for
maciones intermedias exhiben porosidades entre el 15 y el 25%. Debido a que la invasión varía de moderada a profunda, se recomienda para determinar la resistividad verdadera el uso de dispositivos enfocados tales como el Registro por Inducción o el Laterolog. El Registro Sónico es la mejor fuente de información jsara determinar la porosidad y no requiere corrección de los efectos de compactación o fluidos. Además, se recomienda un microdispositi-vo —^Microlog o Microlaterolog— para la localización de las zonas permeables, enjarre de lodo y para la cuenta de
arena. La selección adecuada de estos dispositivos de registro debe basarse, nuevamente, en el tipo de lodo de perforación.
Para lodos dulces, el programa de registros recomendado consiste en Registro por Inducción para investigación profunda. Registro Sónico y el Microlog con calibrador.
Los programas de registro para formaciones intermedias perforadas con lodos salados son los mismos que se utilizan para formaciones duras cozr lodos salados: Rayos Gamma, Laterolog, Registro .Sónico, Microcalibrador o Microlaterolog.
III—FORMACIONES BLANDAS (Formaciones de Porosidad elevada) Las formaciones blandas son series en
que predominan sucesiones de arenas y arcillas tal como acontece en el Mioceno de la Zona Sur de México. Las arenas tienen porosidades mayores del 25% y a menudo son muy arcillosas. La invasión en estas arenas normalmente es poco profunda por lo cual se pueden obtener resistividades verdaderas con mayor facilidad que en formaciones más duras con invasiones más profundas. Pueden usarse tanto el Registro Eléctrico Convencional como el Registro por Inducción y Eléctrico, pero cuando las arenas son delgadas el Registro por Inducción es mejor ya que no exhibe las zonas "ciegas", "inversiones"' V otros efectos relacionados con
el espesor de la capa que son perjudiciales para el Registro Eléctrico Convencional en estas mismas formaciones.
Del Registro Sónico se pueden obtener las porosidades, aunque a veces se necesitan correcciones empíricas sencillas debido a falta de compactación, ar-cillosidad y presencia de hidrocarburos residuales. El Registro de Densidad Gamma-Gamma proporciona valores de porosidad en formaciones blandas mejores que los derivados del Registro Sónico, siempre que la pared del agujero sea lisa y se tome en cuenta el espesor del enjarre de Iodo. Si la invasión es lo suficientemente profunda el Microlog también proporciona valores de porosidad excelentes. Además, este registro es
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de suma utilidad para detectar las zonas permeables y determinar la cantidad neta de láminas de arcilla que deberán substraerse para obtener el espesor neto de la zona productora.
En pozos de formación blanda deberán evitarse los lodos salados siempre que sea posible, pues la curva del Potencial Natural en lodos salados pierde mucho de su valor como medio para determinar la cantidad de arcilla en las arenas. Debido a que la presencia de arcillas afecta tanto las resistividades de la formación como las porosidades computadas, es muy importante que se conserve el carácter de la curva del Po-lencial Natural.
En los casos en que el agujero penetra masas salinas el lodo de perforación se torna mily salado, por lo que se re
comienda que también se registre una curva de Rayos Gamma para contrarrestar parcialmente la eficacia disminuida de la curva del Potencial Natural. El Registro de Densidad Gamma-Gamma también puede utilizarse en arenas del Mioceno como substituto de la curva del Potencial Natural para la identificación de arenas arcillosas.
En las formaciones blandas perforadas con lodo salado deberá emplearse el Registro por Inducción para investigación profunda para medir las resistividades de la formación. Aún en presencia de una columna de lodo de baja resistividad, la señal del agujero es imperceptible y para obtener la resistividad verdadera de la formación, se requiere muy poca o ninguna corrección.
LODOS CON BASE DE PETRÓLEO
Tomando en cuenta que hasta ahora sólo en contadas ocasiones se han em-|)leado en México estos lodos, seremos muy breves al referirnos a ellos. Los lodos con base de petróleo no conducen la corriente eléctrica y por lo tanto, el Registro por Inducción es el único dis
positivo para medir la resistividad de la formación.
Los Registros Sónico, Neutrón o de Densidad Gamma-Gamma combinados ron el Registro de Hayos Gamma, dan la información de la litología, la liase de correlación y el cálcido de porosidad.
AGUJERO ADEMADO
No obstante que las interpretaciones fidedignas requieren que la resistividad (le la formación se mida antes de ademar, los programas modernos de registro no terminan al colocar la tubería. Los registros para agujeros ademados incluyen: Rayos Gamma, Neutrón, Localizador de Copie y Registro Sónico de Cementación.
La correlación positiva en agujeros ademados .se establece por medio de los Registros de Rayos Gamma y / o Neutrón, que se toman simultáneamente al Registro de Localizador de Copie. En esta forma se localizan con exactitud las
profundidades de ¡lerforacifjn. La experiencia local es la que determina si delie utilizarse el Registro de Rayos Gamma o el Neutrón para correlacionar la profundidad. En algunas regiones, ambos son necesarios para proporcionar correlación positiva.
El Registro Sónico de Cementación, valoriza la calidad del trabajo de cementación definiendo si la zona de terminación del pozo está debidamente cementada y por lo tanto, aislada de zonas cercanas que contengan agua o si es necesario proceder a cementaciones adicionales forzadas.
176 BOLETÍN DE LA ASOCIACIÓN
C O N C L U S I O N E S
Ya expusimos las recomendaciones jara los casos de los lodos salados o a >ase de petróleo, que son excepcionales
en México. A manera de conclusión creemos con
veniente hacer un resumen condensado de la Programación de Registros que se recomiendan en el caso de lodos didces y que por lo general se presentan en los pozos perforados por Petróleos Mexicanos.
l 'oK.M VCIONES DI KAS (porosidades de menos del 1 5 % )
Para litología, correlación y determinación de resistividad verda-fiera:
l í E C i S T K O i>()i; INDUCCIÓN Y ELÉCTRICO o I tEGISTRO E L É C T R K I O C O N V E N C I O N . V L
Para indicaciones de ]iermcal>ili-dad,
l í K C I S I K O M I C I Í O L O G I M I C R O C A M P E R :
Para comjuitación di' porosidad,
REGISTRO NEUTRÓN O RPZGISTRO SÓNICO:
Además, el Registro Gamma Rey que se toma simultáneamente con el Neutrón y el Registro Sónico proporcionarán informaciones adicionales en cuanto a la litología. Dich.i infí)rmación será especialmente \aliosa cuando se trate de pozos de exploración.
FORMACIONES INTERMEDI.\S (porosidades del 15 al 25%)
Debe darse preferencia al Registro por Inducción y Eléctrico sobre el Registro Eléctrico Convencional, siempre que sea posible.
Para la porosidad: El Registro .Sónico ha tomado un lu
gar preferente en los últimos años. La combinación del Registro por In
ducción y Eléctrico con el Registro Sónico es indiscutiblemente un programa más efectivo que la combinación Registro Eléctrico Convencional y Registro Sónico.
Además, un Registro de Microlog Microcaliper es muy vitil para localizar los intervalos permeables. FORMACIONES BLANDAS (porosidad su-
]>er¡or al 25%) El Registro por Inducción y Eléc
trico o el Registro Eléctrico Convencional proporcionarán, en la mayoría de los casos, resultados comparables. NO SE I'UEDE PRESCINDIR DEL REGISTRO MICROLOG MICROCALIPER.
En casos de difícil interpretación, el Registro Sónico suplirá l u i factor adicional que se utiliza en métodos llamados "de cálculo rápido", desarrollados recientemente jjara la evaluacicm de las zonas permeables.
NOTA SOBRE LA QUÍMICA DE LAS AGUAS EN CAMPOS PETROLÍFEROS
GEORGE V . CHILINGAR * y EGOX T . DEGENS
Los Autores dedican este Trabajo a la Memoria de S. A. Durov, uno de los grandes Hidrogeólogos del Mundo v ex-miembro del Instituto Politécnico de Novochcrkask
INTRODLCCION
Al estudiar las rocas y los minerales debe siempre considerarse la acción del agua. El agua es un artículo fundamental; es un solvente universal y también, el medio más común donde se efectúan cambios de materia, el ambiente donde se desarrollan la mayor parte de los procesos vitales (el agua constituye las dos terceras partes de la materia existente) ; asimismo es uno de los transportadores más importantes de substancias. El agua químicamente pura es rara, ya que en nuestro planeta está sujeta a l u i papel predestinado para reaccionar, contener, tomar y descargar substancias extrañas. Aún substancias inorgánicas como las montmorillonitas, liidróxidos y otras, necesitan tener agua a fin de lialancear su estructura.
El trabajo que ahora se presenta, los autores se ocuparán principalmente del origen y propiedades de las aguas subterráneas, según se deducen de ciertas características geoquímicas y su relación con la génesis del petróleo. Las aguas superficiales se discutirán solamente en tanto tienen algún significado que ayude a entender los problemas de la química y origen de las aguas subterráneas.
Como se usaron solamente rocas de afloramientos superficiales jjara los estudios geoquímicos, no se tuvo información o sólo se tuvo información de "segunda mano" en lo que tocaba al tipo de constituyentes presentes en los espacios porosos de los sedimentos sepultados profundamente. Por desgracia,
* Profesor de Ingeniería Petrolera, Universidad del Sur de California, Los Angeles, California, E.U.A.
** Profesor Asistente de Geología, Instituto Tecnológico de Cedifornia, Pasadena, California, E.U.A.
Traducido del inglés al español por Jenaro González Reyna. Gerencia de Exploración de Petróleos Mexicanos, México, D. F., MÉXICO.
178 BOLETÍN DE LA ASOCIACIÓN
estos constituyentes habían sido gradualmente reemplazados por gases atmosféricos o biogenéticos y por aguas freáticas al venir el período de levantamiento de los sedimentos o al quedar expuestos en la superficie terrestre, como consecuencia de las actividades tectónicas o de procesos erosiónales, respectivamente.
.Sin embargo, como resultado de la exploración petrolera, ahora los geoquímicos tienen acceso a estos materiales y por lo tanto, ya no existe una limitación física en los estudios geoquímicos de las aguas sepultadas profundamente.
De los datos obtenidos hasta ahora, se puede inferir que existen sedimentos porosos aún a profundidades de varios miles de metros. Los espacios porosos están ocupados sobre todo por aguas ricas en electrólitos y ocasionalmente, ])or gases naturales y petróleo.
En los geosinclinales, donde la velocidad de sedimentación es bastante rápida, grandes cantidades de agua son extraídas de la hidrosfera y quedan atrapadas en los espacios porosos de los sedimentos. Muy frecuentemente, la expresión a^iia atrapada intcrsticialmente o agua intersticial se aplica a las aguas acumuladas con las capas estratificadas en el curso de la depositación de los materiales sedimentarios. A estas aguas se les llama también salmueras fosilizadas.
A medida que se ha ido acumulando información relativa a esas aguas intersticiales, se ha hecho evidente que la mayoría se alteró en su composición como resultado de muchos procesos físicos y químicos, tales como adsorción, difusión (membrana), evaporación, di-lusión, cambio de base, hidratación y reducción de sulfatos.
Así, pues, las salmueras fosilizadas ya no podrían explicar la química correspondiente al agua original durante
la depositación. Sin embargo, los autores esperan poder demostrar que la distribución de los isótopos estables de las aguas meteóricas no ha sufrido alteraciones significativas en el curso de la diagénesis como consecuencia de los procesos antes mencionados y por lo mismo, presentar un instrumento poderoso que permita desentrañar y poner de manifiesto la naturaleza oculta y el origen de las salmueras de los campos petroleros. Por supuesto, los efectos de la dilución por aguas meteóricas pueden alterar su composición isotópica.
Existen tres principales caminos o maneras para hacer el estudio de las aguas subterráneas: (1) el método Schlumberger, (2) estudios de núcleos de perforación y (3) los análisis directos de aguas de formación.
El primer método es muy ingenioso y fue desarrollado en 1927 por Conrad y Marcel Schlumberger. Es un método geofísico que permite la determinación de la resistividad específica de las aguas meteóricas. Sin embargo, no da ningún indicio en lo que toca al tipo de los electrólitos presentes.
El segundo método emplea las aguas extraídas de los núcleos de perforación, pero tiene la desventaja de ser un tanto inseguro en el ca.so de sedimentos poro-.sos. Las contaminaciones derivadas de los fluidos de perforación que reemplazan "metasomáticamente" a algunos, si no es que a todos, los poros acuíferos originales presentan una seria limitación. Solamente en el caso de lutitas relativamente impermeables podría encontrarse que la porción central de las rocas contiene fluidos no contaminados.
El método más poderoso y seguro aprovecha las ventajas geoquímicas de las grandes cantidades de aguas de formación. Pero, hemos de insistir en el hecho de que todas las aguas obtenidas en esta forma derivan de sedimentos