G5 Geologia y Geofisica Petrolera.pdf

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-2- Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

ÍNDICE

INTRODUCCIÓN .................................................................................... 5

OBJETIVO GENERAL .............................................................................. 6

1. ROCA GENERADORA Y EL ORIGEN DEL ACEITE Y GAS ....................... 9

1.1 Roca generadora ............................................................................. 9

1.2 Origen del aceite y gas ................................................................... 10

1.3 Sistemas de depósito ..................................................................... 11

1.4 Tipos de kerógeno ......................................................................... 12

1.5 Maduración térmica ....................................................................... 14

1.6 Migración de hidrocarburos ............................................................. 16

1.7 Clasificación de gases naturales y aceites ......................................... 17

2. ROCA ALMACENADORA Y SELLO ...................................................... 21

2.1 Roca almacenadora ....................................................................... 21

2.2 Roca sello ..................................................................................... 22

2.3 Sedimentología de rocas carbonatadas ............................................. 24

2.4 Sedimentología de rocas clásticas .................................................... 27

2.5 Sistemas de depósito ..................................................................... 30

2.6 Geometría de cuerpos arenosos y su conectividad ............................. 31

2.7 Cuerpos arenosos característicos ..................................................... 34

2.8 Perfiles de permeabilidad................................................................ 36

2.9 Efecto de la diagénesis y porosidad, arcillosidad ................................ 37

2.10 Modelo tridimensional .................................................................. 38

3. GEOLOGÍA ESTRUCTURAL ............................................................... 39

3.1 Tipos de cuencas ........................................................................... 39

3.2 Tectónica de placas ....................................................................... 41

3.3 Tipos de trampas ........................................................................... 45


3.4 Mapas geológicos y de yacimientos .................................................. 45

3.5 Estructuras e isopacas y de sísmica ................................................. 46

3.6 Generación de secciones ................................................................ 46

4. GEOLOGÍA EN LA EXPLORACIÓN: REGISTROS DE POZOS, PLAYS Y

PROSPECTOS ...................................................................................... 48

4.1 Registros de pozos ........................................................................ 49

4.2 Plays............................................................................................ 49

4.3 Prospectos .................................................................................... 50

4.4 Lead ............................................................................................ 50

5. MÉTODOS INDIRECTOS DEL SUBSUELO .......................................... 52

5.1 Ventajas ....................................................................................... 53

5.2 Desventajas .................................................................................. 53

6. MÉTODOS POTENCIALES ................................................................. 55

6.1 Gravimetría .................................................................................. 55

6.2 Magnetometría .............................................................................. 58

7. MÉTODOS ELECTROMAGNÉTICOS .................................................... 60

8. MÉTODOS SÍSMICOS ....................................................................... 64

8.1 Adquisición sísmica ........................................................................ 65

8.2 Procesamiento sísmico ................................................................... 65

8.3 Interpretación sísmica estructural .................................................... 69

8.4 Interpretación sísmica estratigráfica ................................................ 70

8.5 Integración de la información geológica – geofísica ............................ 70

8.6 Procesamiento sísmico especial ....................................................... 70

9. GEOFÍSICA DE POZOS ..................................................................... 72

9.1 Vertical Seismic Profiling (VSP) ....................................................... 72

9.2 Tomografía entre pozos .................................................................. 74


CONCLUSIÓN ...................................................................................... 76

GLOSARIO .......................................................................................... 77

BIBLIOGRAFÍA .................................................................................... 82

ANEXOS .............................................................................................. 84


INTRODUCCIÓN

Buscar hidrocarburos es como buscar una aguja en cinco pajares. Para

encontrar un prospecto es necesario buscar y sintetizar una gran cantidad de

datos usando herramientas de varias disciplinas, tales como Geología,

Geofísica, Petrofísica, Micropaleontología y Geoquímica entre muchas otras.

Cuando se reúnen todas estas especialidades solo se alcanza alrededor de un

20 % de probabilidad de descubrir un campo nuevo, aun con los grandes

avances que han tenido lugar en cada especialidad en los últimos años.

Los costos de perforación de un pozo son altos, si el pozo resulta seco la

pérdida es casi total. Sin embargo, cuando se descubre un nuevo campo, la

recompensa es tremenda. Esto impulsa a la industria en la búsqueda de

nuevas ideas para mejorar la probabilidad de éxito.

Este curso presenta un panorama general de las prácticas exploratorias

modernas. No se busca cubrir todos los temas ampliamente, pero sí presentar

los más relevantes relacionados con la Geología y la Geofísica.


OBJETIVO GENERAL

Al terminó del curso el participante identificará los métodos y las técnicas más

utilizadas para explorar el subsuelo dentro de la industria petrolera, así como

el de investigar y comprender los fenómenos físicos involucrados en las

actividades de exploración que se llevan a cabo para la localización de

hidrocarburos en el subsuelo, con el fin de que apliquen sus conocimientos en

la exploración petrolera. Empleando métodos deductivos a partir de las

mediciones hechas en los océanos, la atmósfera, la superficie terrestre o en las

perforaciones geológicas; de las variaciones naturales que se producen en la

actividad sísmica, de los campos gravitacionales, geomagnéticos y

geoeléctricos y también los creados artificialmente: Electromagnéticos,

radioactivos y sísmicos.


Reseña histórica. La exploración de hidrocarburos ha sufrido cambios

dramáticos en sus cerca de 150 años de historia. En un principio, los

prospectos se localizaban mediante evidencias superficiales; la selección de

sitios para la perforación de pozos era aleatoria. A principios del siglo XX, la

teoría del anticlinal como un elemento dominante en la localización de trampas

ocupó un papel central. El mapeo de estructuras usando Gravimetría,

Magnetometría y Sismología se iniciaron a la mitad de la década de los veinte.

Aunque en los últimos 40 años ha ocurrido una revolución en el uso de la

sismología en exploración.

La primera vez que se usaron datos sísmicos para localizar arrecifes y

formaciones carbonatadas se realizó en los cincuenta, y para la década de los

sesenta se inició la búsqueda de trampas estratigráficas usando el concepto de

los llamados bright spots (puntos brillantes). A partir de entonces se

desarrollaron técnicas de mapeo sismológico con las que es posible mapear

sísmicamente la estratigrafía del subsuelo, modelar análogos estratigráficos y

realizar comparaciones de los datos sísmicos con análogos conocidos que

permitan “leer el subsuelo”.

Actualmente las distintas técnicas de exploración se están integrando a la

delimitación de yacimientos y la ingeniería de producción.

Reservas futuras. Las reservas petroleras pueden ser descritas mediante una

distribución triangular. A medida que la calidad del yacimiento se deteriora un

poco, existen mayores volúmenes de petróleo y gas entrampados en rocas de

menor porosidad y/o permeabilidad. Muchos grandes campos caen en esta

categoría. En la figura 1 se muestra que una gran cantidad de recursos

naturales que están distribuidos en un triángulo; a medida que el triángulo se

expande la calidad del recurso decrece, pero el volumen total se incrementa.

Los geólogos están familiarizados con este concepto: Grandes volúmenes

implican menor calidad que volúmenes pequeños.


Figura 1. Triángulo de Recursos Petroleros.

En el futuro la economía será, como lo ha sido en el pasado, la clave para

impulsar la explotación de yacimientos más abundantes de menor calidad y

mayor costo de explotación.

Debido a que los depósitos de hidrocarburos son cada vez más difíciles de

encontrar, es necesario impulsar la formación de grupos que trabajen bajo el

principio de la sinergia con habilidades y disciplinas diversas. Es importante

que en estos grupos se integren disciplinas tales como geoquímica orgánica,

petrofísica, geofísica estratigráfica, entre otras, más tradicionales que ya están

siendo usadas.

También es valioso contar con un programa de educación continua que permita

incrementar la sinergia del grupo. Por ejemplo, que el geólogo esté capacitado

para conversar con el petrofísico y el geofísico para encaminar los esfuerzos a

establecer un play estratigráfico – geofísico. Al trabajar en equipo es

trascendente que cada profesionista entienda cómo los miembros de otras

disciplinas piensan y trabajan. El trabajo en equipos sinérgicos llevará

indudablemente a incrementar el éxito en la búsqueda de hidrocarburos.


1. ROCA GENERADORA Y EL ORIGEN DEL ACEITE Y GAS

Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante explicará el

contenido de la roca generadora, el origen del aceite y gas, así como el

sistema de depósito que conlleva a esta para la producción de la materia

orgánica, los tipos de kerógeno que lo constituye, el proceso de la maduración

térmica que lleva a dicha materia, la migración de hidrocarburos y la

clasificación de gases naturales y aceites.

1.1 Roca generadora

Una roca generadora es aquella que está rica en materia orgánica, en las

cuales el material orgánico proveniente de organismos que vivieron en eras

geológicas remotas fue sepultado a una profundidad y un periodo adecuados

para permitir la alteración de materiales orgánicos, y que dieron origen a la

generación de hidrocarburos (figura 2 afloramiento de roca generadora).

Figura 2. Roca generadora. Calizas formadas por antiguos arrecifes de rudistas.


1.2 Origen del aceite y gas

El origen de los hidrocarburos ha sido tema de investigación a lo largo de la

historia de la exploración de hidrocarburos. En las últimas décadas, un mejor

entendimiento de la geoquímica y la física ha permitido una síntesis

significativa de los patrones de generación y migración de los hidrocarburos.

Actualmente es aceptado de manera general que los hidrocarburos son

generados a partir de ciertas rocas ricas en materia orgánica, en las cuales el

proceso de metamorfismo orgánico es en gran medida controlado por la

temperatura. La roca generadora primero pasa por una etapa de generación de

aceite, después, por otra etapa de altas temperaturas, asociadas con un

incremento en la profundidad de enterramiento, y al final se producirán

hidrocarburos más ligeros hasta la formación de gas.

En los sedimentos más profundos es probable la formación y preservación de

gas (metano). El tipo de materia orgánica también controla el tipo de

hidrocarburo generado. Únicamente los materiales orgánicos lípidos generan el

rango completo de hidrocarburos desde los muy ligeros hasta los muy

pesados. Los materiales húmicos como el carbón, generalmente producen solo

hidrocarburos ligeros, principalmente metano.

Una pregunta que aún no ha sido contestada y actualmente es tema de

investigación, tiene que ver con los mecanismos exactos mediante los cuales

los hidrocarburos son expelidos de las capas generadoras, como migran y se

acumulan en trampas. En la figura 3 se presenta un esquema de la formación

del aceite y gas.


Figura 3. Formación del aceite y gas.

1.3 Sistemas de depósito

La roca generadora se deposita en cuencas con abundante producción de

materia orgánica, en un ambiente de baja energía que permite la depositación

y acumulación de la materia orgánica y en condiciones reductoras y de

sepultamiento relativamente rápido para la preservación de la materia

orgánica. En la figura 4 se muestra un esquema de depósito de la roca

generadora.

Figura 4. Formación y depósito de la roca generadora.


1.4 Tipos de kerógeno

Las rocas sedimentarias poseen, en general, muy poco de materia orgánica (en

promedio1.5%). Los carbonatos contienen un promedio de 0.29%, las

areniscas 0.05%. Sin embargo, existen algunos casos como el de las lutitas

negras o las fangolitas bituminosas en las que el contenido de materia orgánica

llega a ser de 3 a 10%. En las lutitas petrolíferas (oil shales) la materia

orgánica puede superar el 25%, y en los carbones llega a ser mayor del 70%.

Las rocas ricas en materia orgánica son muy escasas, ya que constituyen

menos del 1% del volumen total de las rocas sedimentarias. Sin embargo, son

de gran importancia económica porque ellas son las que generan los

hidrocarburos.

El compuesto principal de la materia orgánica es el carbono con cantidades

menores de hidrógeno, oxígeno, nitrógeno y azufre.

En los sedimentos se reconocen tres tipos de acumulaciones de materia

orgánica: Humus, turba y sapropel. La materia orgánica húmica es el principal

constituyente del carbón, la materia orgánica que se encuentra en las lutitas

negras y bituminosas es sapropélica

El humus, constituyente de suelos, es materia orgánica proveniente de plantas

que suele oxidarse rápidamente, razón por la cual es difícil de preservar en el

subsuelo.

La turba es materia orgánica proveniente de plantas que se acumula en

pantanos y ciénagas de agua dulce o salobre con escasa circulación y

condiciones anóxicas, este material se preserva más que el humus.

El sapropel es materia orgánica muy finamente dividida. Proviene de

fitoplancton, zooplancton, esporas, polen y fragmentos muy macerados de


plantas superiores. Se acumula en ambientes subacuáticos como lagos y

cuencas marinas donde los niveles de oxígeno son bajos.

La materia orgánica original sufre transformaciones diagenéticas complejas por

degradación química y bioquímica, como resultado se forma kerógeno y

bitumen.

El kerógeno es una sustancia insoluble precursora del petróleo. Constituye el

80% al 90% de la materia orgánica de las rocas productoras de hidrocarburos.

Parte de la materia orgánica que se encuentra en los sedimentos es una

sustancia soluble en solventes orgánicos a la que se denomina bitumen.

El kerógeno es detrito orgánico macerado que se compone de restos de algas,

esporas, polen, resinas y ceras. En la figura 5 se muestra un esquema de la

formación del kerógeno.

Figura 5. Generación del kerógeno.


Se reconocen tres tipos de kerógeno:

Kerógeno tipo I: Alto contenido de hidrógeno y bajo contenido de oxígeno,

generado por algas. Es común encontrarlo en lutitas productoras de

hidrocarburos.

Kerógeno tipo II: Bajo contenido de hidrógeno y alto contenido de oxígeno,

generado por fitoplancton, zooplancton y bacterias en ambiente marino. Pasa a

formar hidrocarburos por soterramiento.

Kerógeno tipo III: Bajo contenido de hidrógeno y alto contenido de oxígeno,

generado por restos macerados de plantas terrestres. Es un buen generador de

gas.

En la siguiente tabla se resumen las composiciones características de cada

kerógeno.

Kerógeno % C % H % O % N % S

Tipo I 78.8 8.8 7.7 2.0 2.7

Tipo II 77.8 6.8 10.5 2.2 2.7

Tipo III 82.8 4.6 10.5 2.1 0.2

1.5 Maduración térmica

La primera etapa de diagénesis de la materia orgánica es la formación de

metano por fermentación bacteriana.

Durante el soterramiento se produce la transformación a kerógeno, cuyo tipo

depende de la materia orgánica que constituye parte del sedimento. Los


kerógenos del tipo I y II son los más apropiados para la generación de

petróleo.

A temperaturas entre 50° C y 80° C se producen reacciones catalíticas en el

kerógeno y se forman cicloalcanos y alcanos que son los constituyentes

esenciales del petróleo crudo. En esta etapa, la roca generadora está madura.

Con incrementos constantes en temperatura, aumenta la producción de

petróleo. La condición más favorable se da entre 70° C y 100° C y se

denomina ventana de petróleo. Con gradiente geotérmico medio, la

profundidad de la ventana de petróleo se encuentra entre 2 km y 3.5 km.

Con el aumento de temperatura se inicia la producción de gas y decrece la de

petróleo. El gas es húmedo en una primera etapa, pero a más de 150° C se

genera gas seco. En la figura 6 se muestra la relación entre el tiempo de

soterramiento y las temperaturas necesarias para la generación de petróleo y

gas.

Figura 6. Relación entre tiempo de

soterramiento y temperaturas para la

generación de petróleo y gas.


Para determinar la madurez de la roca generadora se emplean un grupo de

indicadores, entre los cuales se encuentra el color de polen y esporas

(palinomorfos), que con el aumento de temperatura pasan de tonalidades

amarillas a castañas y finalmente a negras; la reflectancia de la vitrinita, este

material aumenta su reflectividad con la temperatura (aumento del tamaño de

las estructuras aromáticas en anillos); y el color de alteración de los

conodontos de manera similar a la del polen y las esporas. En la figura 7 se

muestra un resumen de estos indicadores.

Figura 7 Resumen de indicadores de madurez de la roca madre.

1.6 Migración de hidrocarburos

Los mecanismos de migración del petróleo desde la roca madre hasta la roca

almacenadora se clasifican en: Primaria, secundaria, terciaria y remigración.

La migración primaria se produce cuando el fluido es expulsado de la

roca madre.

La migración secundaria se produce cuando el fluido se mueve de la roca

madre hasta la roca almacenadora siguiendo un patrón simple o

complejo. Algunos autores también incluyen el movimiento del fluido

dentro de la misma roca almacenadora como migración secundaria.

La migración terciaria se produce cuando el fluido se desplaza desde la

roca almacenadora o desde la roca madre a la superficie (algunos

autores le llaman dismigración).


La remigración se produce cuando el fluido se desplaza desde una

posición dentro de la roca almacenadora a otra, o bien de una roca

almacenadora a otra que también es roca almacenadora. Algunos

autores solo consideran remigración cuando el fluido se desplaza de una

roca almacenadora a otra roca almacenadora, clasificando los

desplazamientos dentro de una misma roca almacenadora como

migración secundaria. En la figura 8 se ejemplifican los distintos tipos de

migración.

Figura 8. Esquema ejemplificando los mecanismos de migración.

La migración de los hidrocarburos se produce debido a varias causas entre

ellas las más reconocidas están: Presencia de gradientes de presión inducido

por la compactación; gradientes de presión inducidos por reacciones

diagenéticas; por expansión debido a cambios de fase; gradientes químicos y

expansión termal.

1.7 Clasificación de gases naturales y aceites

El petróleo está constituido por hidrocarburados y otros elementos que

contienen cantidades importantes de nitrógeno, azufre y oxígeno así como de


organocompuestos de metales pesados y biomarcadores (vanadio y níquel) en

menor proporción. La mayoría de los crudos están conformados por naftenos y

parafina. Los hidrocarburos de los que se compone el petróleo pueden ser

hidrocarburos alifáticos e hidrocarburos aromáticos.

Los hidrocarburos alifáticos pueden ser de cadena abierta y de cadena cerrada.

Los de cadena abierta a su vez se dividen en hidrocarburos saturados

(alcanos), hidrocarburos no saturados (alquenos y alquinos). Los de cadena

cerrada (carbocílicos) que corresponden a la serie de los que son compuestos

con un anillo de carbono, poseen al menos tres átomos de carbono.

Los hidrocarburos aromáticos se basan en el anillo del benceno. La

aromaticidad se define como la relación existente entre el carbono aromático y

el carbono total; esta aromaticidad está relacionada con la densidad del crudo

(cuanto menos hidrocarburos aromáticos, más ligero será el crudo).

El petróleo también tiene otros constituyentes moleculares como el azufre, el

nitrógeno y el oxígeno; así como los compuestos de algunos metales pesados

como el vanadio y el níquel que hay que destacar. La mayoría de los crudos

contienen pequeñas cantidades de hidrocarburos que no pertenecen a la serie

de las parafinas ni de los naftenos; estos son los denominados fósiles

geoquímicos, los cuales presentan una cadena ramificada con moléculas

saturadas; estas ramificaciones son típicas de las ceras de las plantas, y por lo

tanto, son un buen indicador de la procedencia de los hidrocarburos.

El gas natural está compuesto de hidrocarburos no condensables a 20° C de

temperatura y a presión atmosférica. Si está compuesto casi en su totalidad

por metano se le llama gas seco, si la proporción de etano y otras moléculas

pesadas excede un valor arbitrario (normalmente el 4-5%), al gas se le llama

gas húmedo. El gas natural puede tener tres orígenes:

Gas del petróleo. Formado como bioproducto de la generación de petróleo, el

gas acompaña al petróleo en la roca almacén y es denominado gas asociado.


El gas formado por modificación termocatalítica del petróleo se llama gas no

asociado.

Gas carbonoso. Formado por modificación termocatalítica o por otro tipo de

modificación a partir del carbón.

Gas bacteriano. Formado por alteración de la materia orgánica a baja

temperatura, en o cerca de la superficie terrestre.

La gravedad API, o grados API, de sus siglas en inglés American Petroleum

Institute, es una medida de densidad que, en comparación con el agua, precisa

cuán pesado o liviano es el petróleo. Si son superiores a 10, es más liviano que

el agua, y por lo tanto flotaría en ésta. La gravedad API se usa también para

comparar densidades de fracciones extraídas del petróleo.

Por ejemplo, si una fracción de este aceite flota en otra, denota que es más

liviana, y por lo tanto su grado API es mayor. Matemáticamente la gravedad

API carece de unidades. Sin embargo, siempre al número se le aplica la

denominación grados API. La gravedad API se mide con un instrumento

denominado densímetro. Existen gran variedad de estos dispositivos. En la

figura 9 se muestra un esquema de clasificación de los hidrocarburos.


Figura 9. Clasificación de los hidrocarburos.

Los hidrocarburos según los grados API se clasifican en:

> 40 - condensado

30-39.9 - liviano

22-29.9 - mediano

10-21.9 - pesado

< 9.9 – extrapesado


2. ROCA ALMACENADORA Y SELLO

Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante diferenciará

entre la roca almacenadora y roca sello, así como la sedimentología de las

rocas carbonatadas y la sedimentología de rocas clásticas, asimismo explicará

los sistemas de deposito, geometría de cuerpos arenosos y su conectividad,

además de las características de dichos cuerpos arenosos, estudiando los

perfiles de permeabilidad de un yacimiento y saber la importancia que lleva

acabo, los efectos de la diagénesis y porosidad, arcillosidad y el modelo

tridimensional del mismo yacimiento.

2.1 Roca almacenadora

Está formada por un volumen de roca que contiene espacio poroso y tamaño

adecuado para permitir el almacenamiento y flujo de fluidos. Areniscas, calizas

y dolomitas son las rocas más comúnmente encontradas como almacenadoras.

Las propiedades de capilaridad de los espacios porosos son críticos para

caracterizar la roca como almacenadora. El tamaño y forma de los poros, así

como la naturaleza de su interconexión afectan la capacidad para transmitir

fluidos. En las rocas existen poros de una gran variedad de tamaños, que

pueden variar desde micras en calizas hasta cavernas en arrecifes de

carbonatos.

Otro parámetro crítico es la interconexión de poros a través de la roca. Por

ejemplo, muchas rocas sedimentarias están compuestas por partículas de

arena (0.06 a 2 mm de diámetro) depositadas por los ríos o las corrientes

marinas. Este material naturalmente compactado contiene espacios porosos

entre las partículas individuales de tamaño muy uniforme y los poros están

conectados por pasajes estrechos de tamaño uniforme, por lo general

adecuados para permitir el paso de fluidos figura 10.


Figura 10. Partículas de tamaño uniforme.

Cualquier variación en el tamaño de las partículas que constituyen la roca

cambiará tanto la distribución del tamaño de los poros como el tamaño de los

canales que los conectan, modificando de manera radical las características de

las rocas almacenadoras figura 11.

Figura 11. Partículas de varios tamaños.

2.2 Roca sello

La determinación de una trampa es la esencia del reto en exploración. La roca

sello es aquella que conforma las condiciones de entrampamiento de los

hidrocarburos. La estrategia de exploración es entender el marco estructural

de los estratos sedimentarios dentro de una cuenca para concebir las

situaciones potenciales de entrampamiento y diseñar métodos para

detectarlas.


Una trampa está formada por discontinuidades en la estructura interna de la

roca que yuxtapone una roca almacenadora contra una roca sello de tal forma

que los hidrocarburos no puedan escapar de la roca almacenadora.

La roca sello, en contraste con la roca almacenadora, es una roca en la cual los

poros y en especial sus interconexiones están ausentes o son muy pequeñas

de forma tal que los hidrocarburos no pueden pasar. Las rocas sello son

altamente variables; pueden variar desde rocas sedimentarias con porosidad

baja y cierto grado de capilaridad (que pueden impedir el paso de aceites

relativamente pesados, pero pueden ser permeables al agua y al gas) hasta

una roca totalmente impermeable tal como una estructura salina o de anhidrita

o una lutita uniforme. A estos últimos se les llama sellos perfectos en los que

esencialmente ni los gases ni los líquidos pueden pasar.

Las trampas pueden presentarse en una gran variedad de configuraciones,

pero en general se clasifican en estructurales y estratigráficas (figura 12). Las

trampas estratigráficas se caracterizan por cambios en porosidad y

permeabilidad dentro de una capa o roca, dando origen a cuerpos lenticulares

de sedimentos con características de roca almacenadora, dentro de rocas sello.


Figura 12. Tipos de trampas.

Las trampas estructurales son creadas por fallamiento o plegamiento de las

rocas sedimentarias rompiendo con la continuidad normal, yuxtaponiendo

rocas almacenadoras contra rocas sello. Muchas trampas son el resultado de

una combinación de ambas.

2.3 Sedimentología de rocas carbonatadas

Las rocas carbonatadas son susceptibles a pasar por procesos diagenéticos,

producto de la inestabilidad de sus componentes durante su enterramiento.

Los procesos por los cuales suelen pasar las rocas carbonatadas se describen a

continuación.

Micritización. Es un proceso debido a la acción conjunta de la erosión

biológica y la abrasión mecánica, produciéndose la destrucción total o parcial

de la textura interna de las partículas.

Compactación. Este proceso implica una reorganización de las partículas en

respuesta a las nuevas condiciones de presión por sobrecarga, es decir,


reducción de la porosidad por pérdida de volumen. La compactación genera

texturas características identificables en estudios de lámina delgada.

Cementación. Consiste en el crecimiento de cristales en espacios

preexistentes. Estos espacios pueden ser tanto interpartículs como

intrapartícula. La cementación puede llevar a la litificación del sedimento y la

pérdida de porosidad.

Los procesos de cementación están condicionados por factores fisicoquímicos

relacionados a distintos ambientes geográficos. Esto hace que se establezcan

una serie de ambientes de cementación que pueden caracterizarse por la

morfología y la mineralogía de sus cementos.

Los principales ambientes de cementación son la zona vadosa que se

encuentra el paso de las aguas meteóricas; la zona freática continental que es

una zona saturada en agua de origen continental; la zona freática marina que

es una zona saturada de agua de origen marino; y la zona intermareal que

está situada entre la subida y la bajada de marea, queda bajo la acción

alternante de aguas marinas y ambiente vadoso. En la figura 13 se presenta

un esquema de los principales ambientes de cementación.

Figura 13. Zonas de cementación.


Disolución. La disolución es el resultado de la interacción de dos factores, a

saber, la composición del agua de los poros y la mineralogía de las partículas.

Cuando estos dos factores se encuentran en desequilibrio, a consecuencia de

los cambios que tienen lugar en el enterramiento, se produce la disolución. El

resultado final de los procesos de disolución va a ser la creación de diferentes

tipos de poros. A este tipo de porosidad se le llama porosidad secundaria. En la

figura 14 se muestra el efecto de la disolución en la porosidad.

Figura 14. Efecto de la disolución en la porosidad.

Recristalización. Esta se identifica como la modificación de los cristales de la

roca. De manera general se equipara el paso de micrita (menor a 4 micras) a

microesparitita (entre 4 y 10 micras) y posteriormente a pseudoespartita

(mayor a 10 micras); de esta manera el resultado final son cristales de gran

tamaño que se pueden confundir con los cristales de cementación (esparita).

La distinción entre unos y otros resulta fundamental.


Dolomitización. Se pueden identificar dos casos, reemplazo total y reemplazo

parcial. En el caso del reemplazo total se puede conservar la textura de

depósito total o parcialmente o no conservar vestigios de la textura

deposicional. En el caso de reemplazo parcial, generalmente se produce un

orden selectivo, lo primero en dolomitizarse es la matriz micrítica y

posteriormente los bioclastos. En otras ocasiones la selectividad se establece a

través de fracturas, estructuras sedimentarias, etc.

Dedolomitización. Este proceso se presenta en condiciones superficiales

debido a la acción de las aguas meteóricas. La dedolomitización no destruye la

textura previa, debido a ello es posible distinguir una calcita primaria de otra

que ha sufrido proceso de dolimitización seguido de una dedolomitización.

Sustituciones. El magnesio es uno de los elementos más comunes en las

aguas marinas y una de las substituciones más frecuentes del calcio en la

calcita. En un ambiente marino de condiciones normales con relación calcio -

magnesio constante, la temperatura será el factor principal en la precipitación

de calcita con alto o bajo contenido de magnesio; en altas latitudes o aguas

profundas, con temperaturas bajas se favorecerá la precipitación de calcita con

bajo contenido de magnesio; mientras que en bajas latitudes o aguas

superficiales se favorecerá la precipitación de calcita con alto contenido de

magnesio.

2.4 Sedimentología de rocas clásticas

Las rocas sedimentarias clásticas están hechas de fragmentos de otras rocas

llamadas sedimentos. Cristales minerales llamados cemento, mantienen juntos

a los sedimentos.

Las rocas sedimentarias clásticas se pueden clasificar atendiendo al tamaño de

los sedimentos, la mezcla de sedimentos de distinto tamaño y si estos están

redondeados o son de forma angulosa.


Diferentes tipos de rocas se forman en los diversos medios ambientes. Por

ejemplo, la arenisca, una roca sedimentaria hecha de granos de arena, se

puede formar en una playa o desierto de dunas de arena. La pizarra, una roca

sedimentaria hecha de barro y arcilla, puede formarse en pantanos, en el

fondo de los lagos y demás medio ambientes pantanosos. El conglomerado,

una roca sedimentaria hecha de grava y arena, se puede formar del sedimento

proveniente del fondo de corrientes. En la figura 15 se muestran distintos tipos

de rocas clásticas.

Figura 15. Distintos tipos de rocas clásticas.

Los procesos diagenéticos afectan principalmente a los granos. Ocurren los

siguientes procesos: Compactación, cementación, alteración de granos

inestables y disolución de granos.

La compactación consiste en la reducción de los espacios porosos debido a la

presión ejercida por los sedimentos suprayacentes. Aquí los granos se

reordenan, deforman, interpenetran y fragmentan.

La cementación implica la precipitación de minerales a partir de fluidos acuosos

en los poros.


La alteración de granos inestables consiste en una alteración química a medida

que progresa la diagénesis. Los más afectados son los feldespatos y los

fragmentos de roca volcánica.

La disolución de granos se debe principalmente a la presencia de ácidos

carbónicos provenientes de la disolución del CO2, afectando de manera

fundamental a los carbonatos y feldespatos. La disolución de granos, matriz y

cemento que ocurre en la diagénesis tardía es de gran importancia en la

génesis de yacimientos de hidrocarburos, ya que crea una porosidad

secundaria que aparece justo cuando la temperatura y profundidad son los

adecuados para la formación y preservación de los hidrocarburos, permitiendo

su migración, entrampamiento y acumulación en yacimientos económicamente

explotables.

Al ser los limos y las arcillas sedimentos de tamaño muy fino, requieren de

muy poca velocidad de corriente para asentarse. Sin embargo, la mayoría de

estos sedimentos se hallan en ambientes costeros y marinos con velocidades

relativamente altas. Esto se debe a que existen dos procesos que permiten su

asentamiento: Uno inorgánico (floculación) y otro orgánico (pelletización).

Cabe destacar que en estos sedimentos además de minerales de arcilla y

granos finos de cuarzo y feldespato, la materia orgánica es uno de los

constituyentes más importantes, siendo por excelencia las rocas madres del

petróleo.

La diagénesis temprana ocurre mientras el sedimento se halla en contacto con

agua marina intersticial, ocurriendo reacciones de degradación de materia

orgánica y formación de minerales de hierro (óxidos, sulfuros). En la

diagénesis intermedia se produce compactación y deshidratación; en la

diagénesis tardía ocurren fenómenos de sobrepresión (cuando la presión de

agua en la roca supera la litostática adquiriendo la roca plasticidad),

generación de hidrocarburos y concentración de elementos trazas (U, Mo, V,

Ni, etc.).


La sobrepresión de las lutitas origina estructuras geológicas tempranas que

constituyen canales para la migración del petróleo, y trampas estructurales

que permiten su acumulación; por ejemplo fallas, diapiros de barro y

anticlinales de barro.

2.5 Sistemas de depósito

De manera general, el término de ambiente de depósito sedimentario está

definido como el conjunto de procesos físicos, químicos y biológicos que se

encuentran afectando la sedimentación.

Se han reconocido tres ambientes primarios para el depósito global de

sedimentos: (1) Continental, (2) Marino-marginal, y (3) Marino. Cada uno de

éstos se encuentra dividido en diferentes sistemas de depósito, así como en

una serie de ambientes y subambientes asociados. Estos se muestran en la

figura 16.

Figura 16. Clasificación general de los ambientes de depósito.

En lo que respecta al depósito continental, podemos mencionar que los

sedimentos son acumulados dentro de cinco sistemas bien definidos: Fluvial,

desértico, lacustre, glacial, y volcánico. Cada uno de ellos presenta ambientes

sedimentarios característicos. Por ejemplo, los sedimentos fluviales son

depositados principalmente por ríos generados en regiones húmedas; dentro


de los sistemas desérticos, volcánico y glacial, también se tiene el desarrollo

de ríos que depositan el material, pero con características sedimentológicas

diferentes.

En el ámbito global, los afloramientos de rocas sedimentarias de origen

continental son menos abundantes que su contraparte depositada en sitios

marinos y marginal marinos; sin embargo, éstos pueden llegar a representar

un papel muy importante en la historia geológica de una región en particular.

Los depósitos que se generan en los sitios continentales son sedimentos

predominantemente detríticos que se caracterizan por un contenido fosilífero

escaso, llegando a dominar en algunos casos, restos de madera fósil y algunos

vertebrados. Sin embargo, pueden presentarse productos subordinados tales

como calizas de agua dulce que contengan una gran cantidad de invertebrados

fósiles. Inclusive, en aquellos sedimentos finos de planicies de inundación

fluvial o lacustre, podemos encontrar una diversidad de polen y esporas muy

importantes en la palinología.

2.6 Geometría de cuerpos arenosos y su conectividad

Los cuerpos arenosos se depositan principalmente en abanicos fluviales y

aluviales. Los abanicos fluviales se caracterizan por cubrir grandes extensiones

de terreno con pendientes inferiores a 2°; mientras que los abanicos aluviales

son pequeños cuerpos sedimentarios que tienden a desarrollarse a lo largo de

frentes montañosos, vertientes de grandes valles o en los laterales de los

glaciares.

Los abanicos fluviales se caracterizan por diversos tipos de procesos de

acumulación, en los que los materiales se transportan canalizados mediante

barras y formas de fondo de diverso orden y magnitud. En las zonas de curso

sinuoso se llegan a desarrollar barras de meandro representativas de episodios

de acreción lateral.


En las estructuras fluviales más comunes se pueden formar varios tipos de

depósitos. Estos son de gran importancia para reconstruir la historia

geomorfológica de los canales. A continuación se describen estas estructuras.

Barra de meandro. Constituyen cuerpos arenosos tabulares con base erosiva

tapizada por material más grueso, los diversos episodios de acreción lateral

forman prismas de sedimento o unidades acrecionales limitadas por superficies

erosivas inclinadas de 1 a 25°.

Fondo de canal. La progresiva disminución de la energía del flujo hace que

cada unidad acrecional se organice en una secuencia grano-decreciente.

Diques naturales. Están compuestos de granos finos con algo de arena más

gruesa hacia el canal, se forman con los sedimentos de mayor tamaño de

grano de la carga en suspensión. Normalmente son una alternancia de arenas,

limos y arcillas que reflejan las múltiples oscilaciones del nivel y energía del

agua.

Llanura de inundación. La sedimentación de estos depósitos depende del

clima y la distancia al canal activo. En general la tasa de sedimentación es muy

baja obteniéndose como resultado espesores de centímetros, principalmente

de lutitas y ocasionalmente algún cuerpo arenoso con una distribución que

alcanza toda la zona inundada. Las inundaciones fuertes suelen suceder de

manera esporádica.

Lóbulo de derrame. Se crean durante las inundaciones. La rotura de los

diques naturales introduce sedimento grueso en la llanura de inundación. Los

depósitos de lóbulo de derrame están constituidos por múltiples niveles finos

lenticulares de arena, normalmente amalgamados y alternantes con lutitas de

llanura de inundación.

Habilitación de canales secundarios. Este fenómeno está vinculado a una o

varias crecientes importantes, en el que el flujo de inundación modela el nuevo


cauce cuando alguna de las depresiones que forman la barra de meandro es

excavada y ocupada por la corriente principal.

Estrangulamiento. El río crea meandros debido a la erosión por la acción

hidráulica sobre las orillas. Después de un largo periodo este meandro se va

curvando cada vez más y con el tiempo puede suceder que el cuello del

meandro acabe tocando el lado opuesto. Entonces el río cortará por el cuello,

separando el meandro que formará un Oxbow lake del nuevo cauce. El Oxbow

lake es un pequeño lago en forma de U que se forma en la curva del meandro

abandonado dejando el antiguo canal bloqueado. Éste suele recibir lutitas en

suspensión durante las crecidas.

Avulsión. Se trata de un proceso predominante en un abanico fluvial y hace

referencia al abandono, más o menos súbito, de un tramo relativamente largo

del cauce, con la adopción de una nueva traza alejada de la anterior. Los

factores condicionantes de la avulsión son una gran tasa de sedimentación en

un sitio puntual o trecho del cauce, el cual trae como consecuencia una

sobreelevación del cauce. Si la llanura adyacente en ese punto o tramo, se

ubica en una cota altimétrica menor que el lecho de la corriente, entonces se

produce la avulsión.

En la figura 17 se presentan los elementos morfológicos de un sistema fluvial.

Figura 17. Elementos morfológicos de un sistema fluvial.


2.7 Cuerpos arenosos característicos

Areniscas de relleno de canal. Se constituyen cuando los paleocanales se

rellenan de sedimento. Son cuerpos formados por arena media a gruesa, cerca

de la base y la arena fina en la parte superior, encontrándose ocasionalmente

cantos blandos de arcilla en la base. La presencia de gránulos de lodo indica

momentos en que la fuerza del flujo fue suficiente como para erosionar los

materiales cohesivos de la llanura de inundación. La granulometría decreciente

y la falta de estructura de acompañamiento indican la disminución de velocidad

del flujo y sugiere un transporte dominante de carga de suspensión.

Cuerpos tabulares. Son cuerpos arenosos con relación ancho alto > 15, con

base relativamente plana, en forma de canal y rellenos de arena media a fina

que rara vez contiene gránulos de barro. Estos cuerpos se suelen encontrar

intercalados con depósitos de desbordamiento, lo que sugiere que en tiempos

de caudal máximo, el flujo de desbordamiento podía ser importante.

Canales menores. Se caracterizan por geometrías de corte transversal.

Generalmente son masivos y rellenos con areniscas de grano fino. Tienen

bases erosivas y pueden estar amalgamados presentando ocasionalmente un

alto nivel de interconexión con cuerpos tabulares.

Complejos multiepisódicos. Están formados por varios episodios de

deposición de cuerpos confinados menores en la misma estructura de canal.

Por lo general, la unión vertical y lateral de cuerpos individuales constituyen

unidades de areniscas de algunos metros de espesor y varios metros de ancho.

El sedimento varía y suele ser de arena gruesa. Los cuerpos que forman un

complejo multiepisódico generalmente disponen de estructuras bien definidas.

El sedimento de cada cuerpo menor se comporta como un flujo confinado,

depositando los sedimentos como carga de fondo y carga suspendida por

disminución de flujo.


Cuerpos tabulares. De flujo poco canalizado. La mayoría de estos cuerpos

presentan superficies basales erosivas suavemente onduladas. En general, los

cuerpos carecen de estructuras deposicionales aunque se pueden reconocer

ocasionalmente algunas estructuras. El tamaño del grano no suele variar

verticalmente a través del depósito, aunque suele haber ligeros cambios

laterales. La fracción más gruesa se acostumbra encontrar en la parte central.

Cuerpos tabulares de flujo no canalizado. Constituido por facies de

marcada base, no erosivas, masivas y de grano fino a muy fino. No hay

variación vertical y lateral en el tamaño de grano. Las estructuras pueden estar

conectadas o aisladas por lutitas. Se presentan como unidades discretas y no

amalgamadas.

En la figura 18 se muestra un esquema de distribución cuerpos tabulares.

Figura 18. Cuerpos tabulares.


2.8 Perfiles de permeabilidad

El estudio de la permeabilidad de un yacimiento es muy importante desde sus

inicios. En un principio, es muy significativo porque la permeabilidad efectiva

horizontal promedio del petróleo o del gas controla la productividad y el diseño

de terminación del pozo. Después la permeabilidad vertical es de mayor

trascendencia debido al efecto de conificación del gas y del agua.

La distribución de la permeabilidad, tanto horizontal como vertical afecta de

modo determinado el comportamiento del yacimiento y la recuperación de los

hidrocarburos, al mismo tiempo que determina la viabilidad de los procesos de

recuperación secundaria y terciaria.

La magnitud del contraste de permeabilidades se hace cada vez más

importante en la producción prolongada. Las capas delgadas, las fallas y las

fracturas pueden tener un gran efecto en el movimiento del gas, del acuífero

asociado, y del gas y agua inyectados. Por ejemplo, una capa de baja

permeabilidad, o barrera impermeable, impedirá el movimiento del gas hacia

abajo. Una capa de alta permeabilidad, o conducto, llevará rápidamente agua

indeseada a un pozo en producción. Ambas pueden afectar de manera

significativa la eficiencia de barrido de un yacimiento.

Un manejo eficaz de un yacimiento depende de la distribución lateral y vertical

de la permeabilidad. En la figura 19 se muestran varios esquemas de perfiles

de permeabilidad.


Figura 19. Perfiles de permeabilidad mostrando distintos escenarios.

2.9 Efecto de la diagénesis y porosidad, arcillosidad

La diagénesis actúa a través de los diversos procesos diagenéticos y tiene una

influencia importante en la porosidad de las rocas. A continuación se describen

estos efectos.


La disolución es un proceso diagenético que crea porosidad secundaria. Suele

actuar entre 2 y 3 km de profundidad y puede remover tanto cementos como

clastos.

La compactación implica la pérdida de volumen de sedimento y el

decrecimiento de la porosidad producidos por fenómenos de sobrecarga y

esfuerzos tectónicos. La compactación inicial conduce a la pérdida de agua que

satura los sedimentos y a un incremento en el empaque de los granos. El

reordenamiento simple de (teórico) de esferas reduce la porosidad desde

47.6% (empaque cúbico) a 26% (empaque romboédrico).

La cementación consiste en la precipitación masiva de substancias en los poros

de las rocas. En los conglomerados y las areniscas es uno de los más

importantes procesos de litificación y de reducción de la porosidad primaria.

La precipitación de halos de arcilla es uno de los eventos diagenéticos más

tempranos, en general precede al crecimiento de cuarzo o a la cementación de

calcita. Cuando este halo o anillo es espeso puede inhibir la cementación

ulterior y preservar la porosidad de la arenisca.

2.10 Modelo tridimensional

Un modelo geológico tridimensional de un yacimiento se construye estimando

sus propiedades petrofísicas; aplicando alguna técnica de interpolación

tridimensional para propagar la información dura disponible en pozos a lo largo

de todo el volumen. Una técnica muy usada es el método de kriging

tridimensional. Las propiedades petrofísicas, las indicaciones de facies, la

porosidad, la permeabilidad y la saturación son algunas de las propiedades que

debe contener el modelo tridimensional.

Otras técnicas para la construcción del modelo tridimensional están la

simulación gaussiana, el método de simulated anealing, las redes neuronales y

el uso de modelos fractales.


3. GEOLOGÍA ESTRUCTURAL

Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante analizará los

tipos de cuencas sedimentarias que hay sobre la superficie de la tierra, así

como la tectónica de placas, los tipos de trampas, los mapas geológicos y de

yacimientos y las estructuras e isopacas y de sísmica que actualmente existen

del subsuelo, además de la generación de secciones que permiten construir

cortes verticales, horizontales y en cualquier dirección de visualización.

La geología estructural es parte de la ciencia geológica que estudia la

arquitectura de la tierra. Observa el desarrollo de los procesos mecánicos y los

movimientos de la corteza terrestre. Analiza las deformaciones y las causas

que originaron estas formas que actualmente presentan.

Los movimientos que afectan a la corteza terrestre provienen de los

movimientos tectónicos; los movimientos ascensionales del magma; la presión

litostática ejercida sobre las rocas del subsuelo, debido a la acumulación de

enormes masas de sedimentos; la acción de las corrientes de convección en el

manto terrestre.

3.1 Tipos de cuencas

Las cuencas sedimentarias son áreas de subsidencia donde se lleva a cabo la

acumulación de sedimentos para eventualmente formar una sucesión

estratigráfica.

Una cuenca es un área topográficamente baja sobre la superficie de la Tierra,

con respecto a sus áreas adyacentes, puede ser de origen tectónico o erosional

y representa un área de erosión y depósito de sedimentos, en ocasiones la

sedimentación puede ser interrumpida (discordancias).


En cuanto al tamaño pueden ser pequeñas (km2) o grandes (100+ km2),

pueden ser simples o compuestas (subcuencas) y cambiar de forma y tamaño

a partir de la erosión, la sedimentación, la actividad tectónica, y los cambios en

el nivel del mar.

En México se han podido identificar las siguientes cuencas sedimentarias con

potencial petrolero: Sabinas, Burgos, Tampico, Misantla, Veracruz, del Sureste,

Sierra Madre Oriental, Golfo de México Profundo, Sierra de Chiapas, California,

Golfo de California y Chihuahua.

Las principales cuencas por su producción acumulada y reservas remanentes

de aceite son las de Tampico-Misantla y las denominadas Cuencas del Sureste.

Las cuencas de Sabinas, Burgos y Veracruz son primordialmente gasíferas,

destacando por su volumetría la de Burgos.

Actualmente, la cuenca con menor conocimiento es la del Golfo de México

Profundo, figura 20.

Figura 20. Cuencas petroleras de México.


3.2 Tectónica de placas

La litosfera es la capa rígida más externa de la Tierra. Pero esta capa no forma

un único bloque, sino que está fragmentada a modo de rompecabezas cuyas

piezas se denominan placas. Las placas adyacentes se conectan entre sí

mediante diferentes estructuras geológicas, que dan lugar a los diferentes

tipos de bordes o límites de placa.

La litosfera es la capa sólida que envuelve toda la superficie terrestre, y está

dividida en grandes fragmentos denominados placas, figura 21.

Figura 21. La litosfera.


La reconstrucción de la historia geológica de los continentes, a partir de la

datación de rocas y fósiles, así como de datos paleomagnéticos y

paleoclimáticos, ha permitido deducir la posición de los continentes desde el

Cámbrico.

Los continentes estuvieron unidos por última vez hace 270 millones de años.

Desde entonces, se han desplazado hasta alcanzar la posición que ocupan

actualmente.

La hipótesis más aceptada para explicar el movimiento de los continentes

sugiere que las corrientes de convección de la astenosfera arrastran a las

placas litosféricas como una cinta transportadora.

Las placas litosféricas flotan sobre la astenosfera, y se desplazan sobre ésta a

causa de las corrientes de convección, figura 22.

Figura 22. Deriva continental.

Para que África y Sudamérica se separaran, la litosfera se fracturó en todo su

espesor, hasta alcanzar la astenosfera. A medida que se separaban, el espacio

que quedaba entre estos continentes fue llenado con el océano Atlántico.

¿Significa esto que el fondo del océano Atlántico está formado por la

astenosfera? Según la teoría de la Tectónica de placas, la separación de los

continentes tiene lugar a comienzos del Mesozoico, en esa época todos los


continentes se encontraban unidos. La separación progresiva de los

continentes fue acompañada de la creación de litosfera oceánica. Si la litosfera

ya cubría toda la superficie terrestre, no había cabida para más litosfera, figura

23.

Figura 23. Generación del Rift continental


La expansión de los océanos debería ir, por tanto, acompañada de otros

procesos que compensaran la generación de un exceso de litosfera. El proceso

más general es la destrucción de litosfera en las zonas de subducción.

La destrucción de litosfera se produce en las zonas de subducción, que son

bordes de placa convergentes, en los que una placa se introduce por debajo de

la otra, figura 24.

Figura 24. Placas convergentes


3.3 Tipos de trampas

Delinear una trampa es la parte esencial de los estudios de exploración.

Entender la estructura y los estratos sedimentarios dentro de una cuenca lo

mejor posible; delinear todos los entrampamientos potenciales y diseñar las

estrategias para conocerlos a detalle.

Una trampa está formada por discontinuidades en la distribución de las rocas

que pone en contacto una roca almacenadora con una roca sello de tal forma

que los hidrocarburos no pueden escapar del yacimiento.

En la trampa ocurre una gran variedad de configuraciones que se clasifican

como estructurales y estratigráficas.

Las trampas estratigráficas se forman por cambios dentro de una capa o roca,

resultado del depósito de cuerpos de forma lenticular con características de

roca almacenadora encajonada por sedimentos con características de roca

sello.

Las trampas estructurales son creadas por plegamiento o fallamiento de capas

sedimentarias, que rompen la continuidad normal poniendo en contacto una

roca almacenadora con una roca sello.

En la práctica, algunas trampas son el resultado de una combinación de ambos

tipos de trampas.

3.4 Mapas geológicos y de yacimientos

Actualmente existen en el mercado equipos de cómputo y software muy

poderosos que permiten el manejo virtual de modelos tridimensionales del

yacimiento. Este tipo de visualizadores permiten construir imágenes del

yacimiento incorporando datos de las distintas disciplinas que intervienen en la

exploración.


En la figura 25 se muestran tres imágenes construidas en uno de estos

visualizadores. En ellos es posible generar todo tipo de mapas geológicos,

estratigráficos, geofísicos, de producción, etc.

Figura 25. Imágenes tomadas de un visualizador de modelos virtuales del subsuelo.

3.5 Estructuras e isopacas y de sísmica

Los actuales visualizadores de modelos virtuales del subsuelo, permiten

construir mapas de espesores de capas rocosas emplazadas en medio de dos

horizontes conocidos. A este tipo de mapas se les llama de isopacas; mismos

que son útiles para conocer y estudiar espesores de roca almacenadora, de

roca madre y de roca sello, permitiendo así hacer una mejor evaluación de las

capacidades de almacenamiento, producción de hidrocarburos y de sello de

cada una de las unidades rocosas presentes en el subsuelo.

3.6 Generación de secciones

Asimismo, estos visualizadores permiten construir cortes verticales,

horizontales y en cualquier dirección del modelo visualizado. Estos cortes se

llaman secciones y permiten ver al interior del modelo en cualquier dirección y

con cualquier tipo de información que haya sido integrada.

En la figura 26 se muestra un conjunto de perfiles generados dentro del

ambiente de un visualizador de modelos virtuales.


Figura 26. Visualización de secciones en el ámbito virtual.


4. GEOLOGÍA EN LA EXPLORACIÓN: REGISTROS DE POZOS,

PLAYS Y PROSPECTOS

Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante identificará las

técnicas geofísicas de los registros de pozos que se utilizan en las

perforaciones petroleras, así como los plays, los prospectos y leads que están

presentes en un área de posibles trampas de hidrocarburos.

Si se piensa en el subsuelo en función de una ecuación matemática, esta sería

una ecuación muy complicada. Muchas de sus variables no podrían ser

medidas de manera adecuada antes e incluso después de la perforación. Así

los esfuerzos exploratorios están encaminados a reducir el riesgo de estar

equivocados en la solución de la “ecuación del subsuelo”.

En la figura 27 se ilustra la interrelación entre las seis disciplinas que pueden

ser usadas para minimizar el riesgo de un pozo seco. No siempre se puede

contar con información de todas estas disciplinas, por lo que es común contar

solo con una o dos de ellas para tomar decisiones respecto a la creación de un

play.


Figura 27. Disciplinas involucradas en la exploración.

4.1 Registros de pozos

Los registros de pozo son técnicas geofísicas que se utilizan en las

perforaciones petroleras para obtener mayor información de los parámetros

físicos y geológicos del pozo tales como: Cantidad de petróleo móvil,

saturación de agua en la formación, resistividad de las rocas, porosidad, etc.

Estos registros se pueden agrupar en eléctricos, nucleares, acústicos y

electromagnéticos, atendiendo al método físico empleado en las mediciones.

Cada registro proporciona información específica en función de las propiedades

físicas que mide. El análisis en conjunto de varias de ellas, sumada con la

información que se tenga del campo petrolero, permitirá obtener un perfil de la

formación adyacente al pozo, así como estimar la cantidad de petróleo

extraíble y por lo tanto, determinar el valor comercial del mismo.

4.2 Plays

Un play es una actividad exploratoria que involucra un volumen de roca

definido geográfica y geológicamente, en el cual se tienen ubicados uno o más

objetivos petroleros (ver figura 28). Geológicamente, un play puede contener


una sección sedimentaria completa o solo algunos horizontes de una sección

estratigráfica.

Figura 28 Plays y prospectos.

4.3 Prospectos

Un prospecto involucra un área más pequeña con posibles trampas de

hidrocarburos que pueden estar apiladas verticalmente y que merecen ser

perforadas en uno o más puntos.

La diferencia entre un play y un prospecto es la escala. Es común que varios

prospectos puedan estar contenidos y desarrollados dentro de un play.

En un play el personal técnico se compone de geólogos y geofísicos que

pueden estar apoyados por un grupo de procesamiento sísmico, brigadas de

campo y un grupo de interpretación. También es común que reciban el apoyo

de especialistas en petrofísica.

4.4 Lead

Un “lead” es un área para la cual hay suficientes datos para indicar la

posibilidad de un prospecto pero no tantos como para recomendar una

perforación.


Algunos ejemplos

Un play puede iniciarse con una o varias disciplinas. En la tabla 1 se muestran

diversos ejemplos. Algunos plays pueden ser abordados varias veces, los

cuales pueden ser fallidos o tratados de forma incorrecta antes de hacer

intervenir las disciplinas necesarias.

Un ejemplo es la cuenca de Michigan. El play del reef del Niágara ha sido

abordado anteriormente, pero hasta que el procesamiento de datos geofísicos

pudo tratar los problemas de velocidades superficiales que existen en el área,

fue que se pudo usar una combinación de estratigrafía de carbonatos y

geofísica para localizar los reefs del Niágara.

El play western overthrust belt fue abordado en repetidas ocasiones, pero los

datos geofísicos eran muy pobres para resolver estructuralmente los

prospectos. La migración con ecuación de onda ayudó a definir estas

oportunidades exploratorias.

El reef Edwards en Texas es un ejemplo en el que la selección de localidades

de perforación se realizó con base en geofísica. Se pudieron definir condiciones

favorables de porosidad en carbonatos dentro de una trampa estratigráfica

muy grande.

El descubrimiento en Spring Fields en Nevada es un ejemplo de sinergia

usando geoquímica para definir la generación y migración de hidrocarburos, el

análisis geomorfológico para localizar condiciones de entrampamiento óptimas

y la respuesta geofísica para mapear el campo. Este es un play único porque el

yacimiento es una ignimbrita con porosidad de matriz y fracturas selladas por

rocas clásticas en una secuencia de relleno del valle.


5. MÉTODOS INDIRECTOS DEL SUBSUELO

Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante observará las

propiedades físicas de las rocas y sus contrastes, así como el conocimiento del

arreglo de las rocas en el interior de la tierra, partiendo de las ventajas y

desventajas de los métodos indirectos del subsuelo.

En general, la geofísica aplicada o exploración geofísica se refiere al uso de

métodos físicos y matemáticos para determinar las propiedades físicas de las

rocas y sus contrastes. El propósito de tal determinación es conocer el arreglo

de los cuerpos de roca en el interior de la tierra, así como las anomalías

presentes en ellas.

Algunos de los métodos de exploración geofísica más usados son:

Electromagnéticos, potenciales y sísmicos.

El conocimiento del arreglo de las rocas en el interior de la tierra puede tener

un objetivo científico o comercial. Por ejemplo, conocer las dimensiones de un

reservorio de hidrocarburos a través de métodos sísmicos o caracterizar la

cámara magmática de un volcán por medio de estudios gravimétricos.

También es utilizado en la ingeniería civil para estudiar un terreno donde se

comenzará una construcción. Se hace una exploración para determinar la

profundidad a la que se encuentran los estratos de roca sana, es decir, capaces

de soportar la construcción.

La expresión geofísica aplicada es usada de forma intercambiable con las

expresiones: Métodos de prospección geofísica, exploración geofísica e incluso,

aunque de forma muy poco frecuente, ingeniería geofísica.


5.1 Ventajas

Las grandes ventajas de los métodos indirectos se pueden resumir en tres

aspectos: Economía, rapidez de ejecución y amplio cubrimiento. A continuación

se explican cada una de estas ventajas.

Economía. Permite obtener información del subsuelo sin grandes gastos como

los que se tendrían que hacer usando un método directo. Este tipo de

procedimientos también tienen un impacto en el costo de perforación de pozos,

ya que al tener información indirecta del subsuelo, antes de la perforación de

un pozo, se pueden prevenir posibles problemas en la perforación. Por otro

lado, un mejor conocimiento del subsuelo ayuda a orientar mejor los

programas de perforación a estructuras con mayor probabilidad de éxito.

Rapidez de ejecución. Como se realizan desde la superficie de la tierra o en

ocasiones en el interior de pozos para obtener información del material rocoso

situado por debajo del suelo, entre pozos o en las vecindades de estos últimos,

estos estudios se realizan en un tiempo breve comparado con el que se

emplearía si se efectuaran en una gran cantidad de pozos para tener acceso a

todo el volumen de roca estudiado.

Amplio cubrimiento. Permite cubrir grandes volúmenes rocosos en el

subsuelo. Hacerlo con métodos directos sería imposible.

5.2 Desventajas

Las desventajas de los métodos indirectos se pueden resumir en tres aspectos:

Resolución, ambigüedad y superposición. A continuación se explica cada una

de estas ventajas.

Resolución. Con ellos es difícil obtener detalles de cuerpos cuyos tamaños son

menores a las decenas de metros. La resolución está en función de la


profundidad; a medida que la profundidad del objeto de estudio aumenta,

disminuye la capacidad del método para resolver cuerpos pequeños.

Ambigüedad. Los resultados proporcionados por los métodos indirectos tienen

que ver con las propiedades físicas del subsuelo y no con un material

específico. Las propiedades físicas identificadas en el subsuelo pueden

corresponder a una gran variedad de materiales o combinaciones de los

mismos. Una anomalía en las propiedades eléctricas del subsuelo se debe a la

presencia de un material resistivo o conductor, pero en ningún caso es

identificativo de un tipo de roca o de fluido específico en los poros de las rocas.

Superposición de efectos. Las mediciones tomadas por métodos indirectos

reciben la influencia de un volumen de roca en el subsuelo y no solo del cuerpo

de interés. Aunque en algunos casos es posible aplicar técnicas para separar

los efectos debidos a cuerpos distintos del que se estudia, éstos parten de

ciertas suposiciones teóricas que generalmente no se cumplen en su totalidad;

y requieren de información adicional que puede provenir de otros métodos

indirectos o de métodos directos. De cualquier manera estas técnicas son un

buen auxiliar en la exploración del subsuelo.


6. MÉTODOS POTENCIALES

Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante describirá los

métodos potenciales, tales como la gravimetría y la magnetometría, la

interpretación de los datos y obtener los resultados que tengan sentido

geológico.

6.1 Gravimetría

Es un procedimiento muy importante en la búsqueda de depósitos minerales.

Este método aprovecha las diferencias de la gravedad en distintos sectores. La

gravitación es la aceleración (m/s2) de un objeto que está cayendo a la

superficie. La gravitación normal (promedio) en la tierra es 9,80665 m/s2.

Grandes cuerpos con valores de densidad alta pueden aumentar la gravitación

en una región determinada porque rocas de mayor densidad aumentan la

aceleración. En la figura 29 se presenta un esquema de las bases de la

gravimetría.

Figura 29. Bases de la prospección gravimétrica


El gravímetro es un equipo que puede medir diferencias muy finas en la

gravedad. Principalmente cada balanza es un "gravímetro" porque una balanza

mide el peso de un objeto. En la figura 30 se muestra un esquema del principio

de funcionamiento de un gravímetro.

Figura 30. Principio de funcionamiento de un gravímetro

Una anomalía de gravedad se define como la variación de los valores medidos

de la gravedad con respecto a la gravedad normal después de haber aplicado

las correcciones necesarias.

Las correcciones comúnmente aplicadas a los datos gravimétricos tomados en

terreno son por: Calibración, deriva del gravímetro, influencia de las mareas,

latitud, altura, topografía y Bouguer.

La anomalía de aire libre resulta de las correcciones de la influencia de las

mareas, de la deriva del instrumento de medición, de la latitud y altura.

La anomalía de Bouguer se obtiene aplicando todas las correcciones antes

mencionadas.

Un valor corregido es igual al valor observado de la gravedad menos el valor

previsto de la gravedad basándose en el modelo terrestre elegido. En

consecuencia, una anomalía es la diferencia entre lo observado y lo previsto de

acuerdo con el modelo terrestre aplicado. En la figura 31 se presenta el mapa


de anomalías gravimétricas según el Gravity Recovery and Climate Experiment

(GRACE).

Figura 31. Mapa de anomalías gravimétricas

En la actualidad, es posible medir el gradiente del campo gravitatorio en lugar

de su valor absoluto. Esto se realiza con un gradiómetro de gravedad: Sensor

gravitatorio que según su orientación, puede medir el gradiente en X, Y o Z (o

combinaciones en diagonal). En la figura 32 se muestra un esquema de las

mediciones tensoriales realizadas en gravimetría.

Figura 32. Mediciones gradiométricas


En términos simples, el gradiente corresponde a la fluctuación de la gravedad

por unidad de longitud.

6.2 Magnetometría

Es un método geofísico como la gravimetría, relativamente simple en su

aplicación. El campo magnético de la tierra se ve afectado por la presencia de

cuerpos rocosos que contienen minerales ferromagnesianos. Estos cuerpos

producen su propio campo magnético. Un magnetómetro mide simplemente las

anomalías magnéticas en la superficie terrestre, las cuales son producto de las

variaciones del contenido de minerales magnéticos en las rocas. En la figura 33

se esquematizan las bases teóricas de la prospección magnetométrica.

Figura 33. Bases teóricas de la prospección magnetométrica

Existen varios métodos de medición y varios tipos de magnetómetros, con que

se puede medir el campo magnético. El primer método para determinar la

intensidad horizontal absoluta del campo geomagnético lo desarrolló el

matemático alemán Carl Friedrich Gauss (1831).

El primer magnetómetro útil para la prospección geofísica fue desarrollado en

los años 1914 y 1915. El llamado variómetro del tipo Schmidt mide variaciones

de la intensidad vertical del campo magnético con una exactitud de 1 gamma.


El magnetómetro flux-gate se basa en el principio de la inducción

electromagnética y en la saturación, y mide variaciones de la intensidad

vertical del campo magnético.

El magnetómetro nuclear se basa en el fenómeno de la resonancia magnética

nuclear y mide la intensidad total absoluta del campo magnético a tiempos

discretos.

El magnetómetro con célula de absorción se funda en la separación de líneas

espectrales (absorción óptica) por la influencia de un campo magnético. Este

instrumento mide la intensidad total del campo magnético continuamente, con

sensibilidad alta y una exactitud hasta 0.01gamma.

Además de los estudios terrestres tradicionales, en la actualidad es posible

realizar estudios gravimétricos y magnetométricos marinos y aéreos. Aunque

generalmente estos estudios se efectúan de forma separada, desde hace

algunos años es una práctica común llevarlos a cabo de manera simultánea

con los levantamientos sísmicos y con un incremento mínimo en el costo de los

estudios.

Las mejores prácticas de interpretación en la industria petrolera recomiendan

la interpretación conjunta de los datos gravimétricos y magnéticos con los

resultados obtenidos de la sismología.


7. MÉTODOS ELECTROMAGNÉTICOS


métodos electromagnéticos utilizados en la geofísica de exploración, además

de los procedimientos que se utilizan en dicha exploración en las zonas

petroleras.

Los métodos electromagnéticos utilizados en geofísica de exploración tienen

como objetivo principal cuantificar las variaciones en conductividad eléctrica de

la tierra en función de la profundidad. Avances recientes en la teoría así como

la instrumentación, han permitido utilizar estos procedimientos en la

exploración de zonas geotérmicas, de hidrocarburos, mantos acuíferos y zonas

de alta mineralización caracterizadas por presentar cambios en la

conductividad eléctrica.

Uno de los métodos electromagnéticos de mayor éxito en la industria petrolera

es el llamado Controlled Source ElectroMagnetic (CSEM). Este método usa los

mismos principios que los estudios resistivos de registro de pozo, para mapear

cuerpos resistivos en el subsuelo como yacimientos de hidrocarburos en el

mar.

Como la resistividad del fluido contenido en los poros determina en gran

medida la respuesta electromagnética, el levantamiento CSEM es el compañero

perfecto de las técnicas sísmicas, que generalmente proporcionan información

estructural. Estos dos métodos juntos y con información adicional del subsuelo,

forman un valioso conjunto de herramientas de exploración.


En un levantamiento CSEM, un dipolo eléctrico horizontal muy poderoso es

arrastrado cerca de 30 m por encima del fondo marino. La fuente dipolar

transmite una señal electromagnética de baja frecuencia diseñada con mucho

cuidado hacia el subsuelo (figura 34).

Figura 34. Disposición de fuentes y receptores para CSEM

La energía electromagnética es rápidamente atenuada en los sedimentos

conductivos, pero es menor y se propaga con mayor velocidad en las capas

más resistivas como los yacimientos de hidrocarburos.

Una malla de receptores puestos en el fondo marino mide la energía que se ha

propagado a través del mar y del subsuelo (figura 34). Los datos recolectados

se procesan y se efectúan trabajos de modelado e inversión para producir

volúmenes 3D de resistividad. En la figura 35 se muestra el diagrama de flujo

de trabajo para el método CSEM. Estos conjuntos de datos son integrados con

otra información del subsuelo para permitirnos tomar importantes decisiones

de perforación y con mayor certidumbre.

Figura 35. Flujo de trabajo para el método CSEM


De una manera similar a los levantamientos CSEM, la técnica de

MagnetoTelúrico (MT) es sensible a los cuerpos resistivos en el subsuelo.

Los levantamientos marinos de MT mapean las variaciones de la resistividad

del subsuelo mediante la medición de campos eléctricos y magnéticos

naturales existentes en el fondo marino. La resistividad de los receptores

usados nos permite adquirir datos MT de alta calidad como parte de un

levantamiento CSEM cuando la fuente controlada está apagada.

Los campos eléctricos y magnéticos naturales son generados por las

interacciones del viento solar con el campo magnético de la tierra, si es muy

fuerte se le llama tormenta geomagnética. Estos campos que se utilizan como

fuente son de muy baja frecuencia, además de que ofrecen una excelente

penetración en profundidad.

La naturaleza de alcance profundo para bajas frecuencias en un levantamiento,

hace a la técnica excelente para mapear e interpretar la geología regional. La

tecnología MT no tiene la misma sensibilidad hacia cuerpos resistivos

horizontales delgados como la tiene la técnica CSEM; más aún, puede penetrar

las capas resistivas gruesas que pueden ser un reto para las técnicas de CSEM

y la sísmica. En la figura 36 se muestra un ejemplo de los resultados que se

obtienen con el método CSEM.

Figura 36. Resultados obtenidos con el método CSEM


Los sondeos MT han sido de mayor utilidad en ambientes con cuerpos de sal y

basaltos en donde los flancos y/o la base no pueden ser identificados de

manera adecuada. Los sondeos MT pueden ser un excelente complemento a

otros métodos geofísicos, particularmente en ambientes en los sedimentos de

alta impedancia como rocas volcánicas o sal hacen que la interpretación de

otros datos geofísicos sea difícil. En la figura 37 se esquematiza el tipo de

ambiente adecuado para la aplicación de los métodos electromagnéticos.

Figura 37. Esquema del tipo de ambiente adecuado para la aplicación de métodos

electromagnéticos


8. MÉTODOS SÍSMICOS

Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante estudiará los

métodos sísmicos para obtener información geológica acerca de los materiales

que conforman el terreno, así como su adquisición sísmica, el procesamiento

sísmico, la interpretación sísmica estructural y la interpretación sísmica

estratigráfica, para después integrar la información geológica – geofísica del

área de estudio y concluir con el procesamiento sísmico especial que

determinara las condiciones geológicas del subsuelo partir de los datos

sísmicos.

La exploración sísmica emplea las ondas elásticas que han sido generadas

artificialmente propagándose a través del terreno. Su objetivo es estudiar el

subsuelo para obtener información geológica de los materiales que lo

conforman. La prospección sísmica es una herramienta poderosa, ya que con

ella se puede estudiar, con buena resolución, desde los primeros metros del

terreno (sísmica de alta resolución) hasta varios kilómetros de profundidad

(sísmica profunda).

Para la sísmica profunda se utilizan fuentes de energía muy potentes

(explosivos o camiones vibradores) capaces de generar ondas elásticas que

llegan hasta las capas profundas del subsuelo. En la sísmica superficial se

utilizan martillos de impacto, rifles sísmicos y explosivos de baja energía. De

manera que el diseño de un estudio sísmico está en función del objetivo del

estudio.

La sísmica profunda se emplea en la detección de yacimientos de

hidrocarburos (terrestres o marinos), grandes estructuras geológicas (zonas de

subducción), yacimientos minerales, domos salinos, etc. Mientras que la

sísmica superficial tiene aplicación en la obra pública y la ingeniería civil.


8.1 Adquisición sísmica

El diseño de un levantamiento sísmico varía dependiendo de factores

geológicos, tales como: Objetivos, la accesibilidad de la zona, la tierra o medio

ambiente marino y de superficie. Es común que los receptores se coloquen de

forma lineal para levantamientos 2D y en forma de malla en la superficie del

área en estudio para levantamientos 3D. Incluye también la distribución de las

fuentes en el área de estudio y; establece el orden en la que las fuentes van a

ser disparadas y los receptores que registrarán la señal generada por la

misma.

Existen varios tipos de geófonos utilizados para la adquisición sísmica, siendo

los más comunes el geófono electromagnético, el de reluctancia, el de

capacitancia, y el piezoeléctrico.

Las fuentes más empleadas en la exploración sísmica son las fuentes

impulsivas (dinamita, pistolas de aire, cañones de agua) y las codificadas

(vibradores).

Se encuentra gran variedad de formas para disponer los geófonos en el terreno

con respecto a las fuentes. Con ellas se busca tener una buena iluminación de

los horizontes que se desea estudiar. Para este fin, existen programas de

cómputo que son útiles en el diseño de adquisición sísmica.

8.2 Procesamiento sísmico

El procesamiento de datos sísmicos consiste en la aplicación de un conjunto de

procesos con el fin de obtener secciones sísmicas de calidad. El objetivo

fundamental es aislar las reflexiones; interés de los otros eventos sísmicos que

se superponen a ellas (ruido ambiental, “ground roll”, onda de aire, etc.). En la

actualidad, debido al incremento del volumen de datos y al desarrollo de

nuevos algoritmos, las técnicas de procesado forman uno de los temas más

importantes de la prospección geofísica.


Durante el procesamiento sísmico de alta resolución es importante la

preservación de altas frecuencias, ya que muchas estructuras geológicas de

interés están en el límite de la resolución sísmica. También se debe tener

cuidado para preservar al máximo las reflexiones originales, con el propósito

de que no se generen “artefactos” que puedan alterar la información original.

En una secuencia convencional de procesamiento de datos hay tres etapas:

Preapilamiento, en donde una de las operaciones más importantes es la

deconvolución. Apilamiento con el análisis de velocidad, como punto muy

importante. Post apilamiento, siendo la migración uno de los organismos

finales. En la figura 38 se muestra el esquema básico de una secuencia de

procesamiento.

Figura 38. Secuencia básica de procesamiento

Los datos sísmicos de campo se graban digitalmente para su posterior

procesamiento en equipos de cómputo. Existen diferentes formatos de

grabación, siendo el más usado el formato SEGY, que es un estándar

establecido por la Society of Exploration Geophysicists (SEG).


Es necesario contar con las coordenadas (X,Y,Z) de cada una de las fuentes y

receptores, así como la relación que existe entre ellos. Para almacenar esta

información se cuenta con dos estándares definidos por la SEG uno se le

conoce como el formato United Kindom Offshore Operators Association

(UKOOA) y el otro es el formato Shell Processing Support (SPS).

Edición de registros: Consiste en eliminar aquellas trazas que no pueden ser

utilizadas por la mala calidad de la información; hacer cambios de polaridad en

aquellas trazas que lo ameriten; lectura de primeros arribos para el cálculo de

las correcciones estáticas; aplicación de un borrado por zonas (mute) para

eliminar efectos no deseados; aplicación de filtros (pasa altas, pasa bajas,

paso de banda, F-K) para eliminar ruido y resaltar los eventos de reflexión.

Aplicación de correcciones estáticas: Tiene como finalidad corregir por los

efectos locales debidos a la capa intemperizada. Esta primera capa está

caracterizada por ser altamente heterogénea, poseer bajas velocidades y

presentar un relieve irregular. El objetivo principal es ajustar el tiempo de viaje

real al que se observaría si la fuente y los receptores estuvieran ubicados en

un mismo plano de referencia por debajo de la capa intemperizada.

Amplitud de los datos sísmicos: Varía dentro de un amplio rango, debido al

efecto que sobre ella tienen los coeficientes de reflexión y el decaimiento de la

energía con la distancia (divergencia esférica); sin mencionar las posibles

pérdidas en la transmisión de los datos o la atenuación intrínseca. Para

compensar todos estos factores se aplican varios tipos de algoritmos, basados

cada uno de ellos en criterios específicos, como el control de ganancia

programada, el control de ganancia automática y la corrección por divergencia

esférica.

La deconvolución puede ser aplicada en las diferentes etapas del

procesamiento, es un algoritmo que se utiliza para aumentar la resolución

temporal de las reflexiones. Para ello, se obtiene la ondícula básica y


convolucionándola con cada traza, como resultado, se obtiene una compresión

de la señal.

Una vez editados los datos de campo se realiza un reordenamiento de las

trazas en conjuntos de punto reflector común o Common MidPoint (CMP) que

consiste en agrupar las trazas que pertenecen al mismo punto medio entre la

fuente y el receptor. En este nuevo orden, todas las trazas pertenecientes a un

punto reflector, contienen información de las características de reflectividad de

un mismo punto, y por lo tanto, pueden sumarse para obtener una traza

resultante que posee mejor señal al ruido.

Para realizar este apilamiento es necesario transformar la trayectoria

hiperbólica de los eventos a una línea horizontal, como si todas las trazas

tuvieran la fuente y el receptor en el mismo punto (offset cero) de tal manera

que todas las trazas al ser sumadas estén en fase. Misma que se le conoce

como corrección Normal Move Out (NMO), para lograr esta alineación es

necesario calcular la velocidad de la trayectoria de cada reflexión.

Para tener una velocidad del subsuelo útil en el procesamiento sísmico se

realizan análisis de velocidad sobre grupos de CMP. El resultado del análisis es

un campo de velocidades que se usará en el apilamiento para obtener la

sección sísmica. Cuando hay poca precisión en el cálculo de las velocidades, la

calidad de la sección apilada puede degradarse, ya que las reflexiones no se

suman correctamente.

A continuación se procede a realizar el apilamiento que nos produce una

sección sísmica formada por todas las trazas CMP y representa una imagen de

los reflectores presentes en el subsuelo en offset cero y modo tiempo doble.

Después del apilamiento es común realizar una deconvolución para recuperar

las altas frecuencias perdidas durante el apilamiento y suprimir las

reverberaciones y múltiples de periodo corto. También es común aplicar un

filtro pasa banda para eliminar el ruido asociado a bajas frecuencias generado

por el apilamiento.


El proceso de migración se aplica para corregir las difracciones que se

producen en una sección sísmica debido a un brusco relieve de algún receptor.

Su objetivo es reubicar esta energía en su verdadera posición, lo que se logra

colapsando las difracciones.

Como las secciones sísmicas están en tiempo doble, el punto final del

procesamiento es construir una sección en profundidad haciendo uso de un

campo de velocidades de intervalo que puede ser obtenido a partir de las

velocidades de apilamiento.

8.3 Interpretación sísmica estructural

En la interpretación sísmica, a partir de los datos se buscan definir los grandes

rasgos estructurales de las rocas de subsuelo. Para esto se basa en los

principales reflectores identificados en un volumen sísmico. Los rasgos

estructurales a ser estudiados son el comportamiento de las capas

sedimentarias, fallas presentes en el subsuelo, disconformidades, cuerpos

intrusivos de rocas ígneas, estructuras salinas, etc.

Con los rasgos estructurales identificados por sus reflexiones, se construyen

mapas de horizontes que pueden representar estructuras geológicas del

subsuelo. En la figura 39 se muestra un modelo estructural tridimensional

generado a partir de la interpretación sísmica.

Figura 39 Modelo estructural tridimensional.


8.4 Interpretación sísmica estratigráfica

Esta interpretación busca predecir la litología, ambientes de depósito y/o

fluidos intersticiales, usando como base la información sísmica, especialmente

usando la sísmica de reflexión. Para este tipo de interpretación es necesario

preservar la amplitud verdadera de los datos sísmicos. Ahora la sismología ha

sido refinada hasta el punto que es una herramienta valiosa para el ingeniero

petrolero en la caracterización de yacimientos.

8.5 Integración de la información geológica – geofísica

En esta etapa se integra toda la información disponible del área en estudio. La

idea es que cada porción de información que aporta cada método geofísico,

junto con las hipótesis y evidencias recolectadas por la geología se utilice para

conformar un modelo congruente con todas ellas. En esta etapa es muy

importante el trabajo en grupo de especialistas de distintas áreas, cada uno de

los cuales aporta los conocimientos de su especialidad para conformar ese

modelo que satisfaga todas las observaciones tomadas en el campo y que a su

vez sea congruente con las hipótesis geológicas postuladas para el área.

8.6 Procesamiento sísmico especial

El análisis Amplitue Versus Offset (AVO) es el estudio de las variaciones en

amplitudes a medida que aumentan los offsets. Este tipo de estudio se hace en

cada CDP en donde las trazas con correcciones NMO se organizan de offsets

menores a mayores. Estos análisis se usan para determinar litologías e

identificar fluidos dentro de las rocas.

En los atributos AVO, se selecciona un reflector de interés y se grafican los

cambios de amplitud contra la distancia fuente receptor. Se hace un análisis de

regresión lineal para definir la línea recta que más ajuste a los datos y se

define el punto de intersección (a) y el gradiente de amplitudes (B). Cada CDP

va a tener dos atributos AVO. El gradiente y la intersección.


Para establecer litologías y fluidos contenidos en las rocas se necesita tener un

buen control de pozos en la zona. En una gráfica se colocan los pares gradiente

– intersección de cada CDP y se comparan con los resultados de gradientes e

intersecciones de los pozos, de esta manera se identifican los tipos de rocas y

los fluidos que contienen. En la figura 40 se muestra un gráfico de atributos

AVO.

Figura 40. Gráfico de atributos AVO

La inversión sísmica es el proceso mediante el cual se trata de determinar qué

características de rocas y fluidos generan el comportamiento de la ondícula

sísmica. El objetivo de la inversión es determinar el tipo de roca, sus

propiedades y los fluidos que contienen a partir de los datos sísmicos.


9. GEOFÍSICA DE POZOS


estudios de VSP realizados en pozos la evolución de la prueba de velocidad

dentro de los pozos, basados en la propagación de las ondas, utilizándolos para

la calibración sísmica de la superficie, así como la tomografía entre pozos con

la finalidad de medir campos de velocidades en las diferentes capas del

subsuelo.

9.1 Vertical Seismic Profiling (VSP)

El VSP es una evolución de la Prueba de Velocidad donde se analiza no sólo el

arribo directo sino la onda completa, generalmente 3 o 4 segundos de registro

y donde los geóponos están equiespaciados en unas pocas decenas de metros

o en el espesor correspondiente a unos pocos milisegundos de tiempo de

tránsito integrado (TTI). Habitualmente, un registro de 3 segundos cada 30

metros o 7 milisegundos de TTI.

El campo de ondas presente en un VSP puede dividirse en dos grandes grupos:

Los eventos sísmicos que llegan al geópono desde arriba hacia abajo, ondas

"D", y los que lo hacen desde abajo hacia arriba, ondas "U". En la figura 41 se

muestra un esquema de un estudio VSP.


Figura 41. Perfil VSP

El VSP permite estudiar el proceso de generación y propagación de ondas

viajando en una sola dirección. Como usa un arreglo vertical de receptores

atraviesa las capas sedimentarias permitiendo un mejor conocimiento de ellas.

Cuando un receptor es ubicado debajo de estratos heterogéneos, el ruido se

reduce significativamente. Se obtiene un incremento de la banda de

frecuencia. De esta manera la familia de soluciones posibles al programa

inverso se reduce de forma considerable.

Los estudios de VSP se pueden utilizar para calibración de sísmica de

superficie, mejorar la identificación de horizontes reflectores, dentro y por

debajo del pozo. Apoyar la determinación de parámetros de procesamiento de

líneas sísmicas, como cálculo de velocidades, recuperación de amplitud y

deconvolución. Mejorar en la identificación de reflexiones múltiples y la

conversión tiempo–profundidad de alta precisión. Determinar propiedades de

las rocas mediante análisis de amplitud y contenido de frecuencias, así como la

determinación de anisotropía de la velocidad. Estimación de un perfil de

impedancia acústica por debajo del fondo del pozo.


En la figura 42 se muestra un sismograma generado por un estudio VSP.

Figura 42. Sismograma obtenido con un Perfil Sísmico Vertical (VSP)

9.2 Tomografía entre pozos

Un estudio de tomografía consiste en la emisión y recepción de señales

acústicas entre pozos, con la finalidad de medir campos de velocidades entre

diferentes capas del subsuelo. En los estudios de tomografía se utilizan tanto

los eventos directos como los reflejados. La tomografía también se puede usar

para determinar el factor de atenuación, mejora del conocimiento del

yacimiento, generación de datos sísmicos con alto contenido de frecuencias,

determinación de espesores de capas y velocidades del material que está entre

los pozos. En la figura 43 se muestra el esquema de un estudio de tomografía.


Figura 43. Esquema de un estudio de tomografía


CONCLUSIÓN

Este curso no se pretende convertir al ingeniero petrolero en un experto en

geología y/o geofísica. Si no, en profundizar los temas y sus complementos

para que lo puedan llevar a cabo en la práctica exploratoria, de esta manera

motivar al participante de que investigue sobre los temas presentados para

llegar a tener un mejor conocimiento.

Así como el tomar en cuenta la importancia que se tiene al conocer sobre la

exploración de los hidrocarburos y su trascendencia que ha tenido a lo largo de

los tiempos, y las reservas que se tiene para un futuro ya que es la clave para

impulsar la explotación de yacimientos de menor calidad y mayor costo de

explotación.

Actualmente son aceptados los hidrocarburos que son generados a partir de

ciertas rocas ricas en materia orgánica, en donde estos pueden ser controlados

por la temperatura, incluso esta la migración de los hidrocarburos que se

produce debido a varias causas.

Los hidrocarburos de los que se compone el petróleo pueden ser hidrocarburos

alifáticos e hidrocarburos aromáticos.

El petróleo está constituido por hidrocarburados y otros elementos que

contienen cantidades importantes de nitrógeno, azufre y oxígeno así como de

organocompuestos de metales pesados y biomarcadores (vanadio y níquel) en

menor proporción.

Al concluir el curso el participante estará en condiciones para trabajar en

equipo, y entender el trabajo que realizan sus colegas geólogos y geofísicos.


GLOSARIO

Acreción: Proceso mediante el cual un cuerpo rocoso o mineral incrementa su

tamaño por adición de partículas extrañas o afines.

Acuífero: Roca porosa y permeable que permite la retención del agua en

cantidades suficientes para su posterior extracción en beneficio del hombre.

Los acuíferos se clasifican en: Acuíferos confinados, acuíferos artesianos,

acuíferos semiartesianos, acuíferos termales, etc.

Aluvial: Término usado para referirse a todo tipo de proceso o material

relacionado con los procesos fluviales.

Anhidrita: Mineral de la clase de los sulfatos que cristaliza en el sistema

rómbico. Sulfato de calcio.

Astenosfera: Parte del manto superior sobre la que descansa la litosfera y

que presenta propiedades físico-químicas particulares, como la de poseer

cierta “fluidez”. Muchos fenómenos geológicos están relacionados con esta

capa.

Benceno: Es el compuesto aromático más simple con un anillo de átomos de

carbono y seis átomos de hidrógeno; una de las materias primas más

importantes para la industria química.

Bioclasto: En una roca, cualquier elemento fósil, entero o más

frecuentemente en fragmentos, de origen animal o vegetal, que haya sido o no

transportado. Este término se aplica, esencialmente, a los fragmentos de

fósiles con caparazón carbonatado, e implica, en general, que los fósiles son

pene-contemporáneos del sedimento en el que se encuentran.


Bitumen: Producto semi-sólido extremadamente pesado de la refinación del

petróleo, compuesto de hidrocarburos pesados utilizado para construcción de

caminos y para impermeabilización de techos.

Calcita: Roca común formada por minerales, CaCO3. Generalmente gris o

blanca, tiene hendiduras romboédricas y reacciona fácilmente con ácido

clorhídrico frío diluido.

Catálisis: Es el proceso por el cual se aumenta la velocidad de una reacción

química, debido a la participación de una sustancia llamada catalizador y las

que desactivan la catálisis son denominados venenos catalíticos. Un concepto

importante es que el catalizador no se modifica durante la reacción química, lo

que lo diferencia de un reactivo.

Clástica: Término textural usado para los sedimentos y rocas compuestas por

fragmentos o clastos, que han sido transportados mecánicamente. En rocas

carbonáticas se usa fundamentalmente para calizas compuestas por bioclastos

y otros aloquímicos que han sido movidos de su lugar de origen.

Conodonte: Microfósil (0.1 - 4 mm.) en forma de cono, barra u hoja. La

opinión moderna es que son de estructura vertebrada, por su naturaleza

fosfática. Vivieron del Cámbrico al Jurásico.

Dedolomitización: Proceso diagenético de reemplazamiento de la dolomita

por calcita. También denominado “calcitización de la dolomita”.

Dolomitización: Proceso de reemplazamiento de un mineral, generalmente

calcita o aragonito, por dolomita, Ca Mg (CO3)2.

Esparita: Cristales de calcita equidimensionales, de tamaño grande

(normalmente, > 10 µm) y fácilmente observables petrográficamente. Término

empleado para designar el cemento en la clasificación Folk (1959 y 1962).


Estratigrafía: Parte de la geología que estudia la disposición y caracteres de

las rocas sedimentarias estratificadas y de lo que en ellas se contiene: En la

clase de estratigrafía observamos unos cuantos fósiles.

Fango: Depósito detrítico inconsolidado constituido por clastos de tamaño

inferior a 1/16 mm. Sinónimo de “barro”.

Ferromagnesiano: Minerales componentes de las rocas ígneas en los cuales

predominan los elementos hierro y magnesio. Tienen generalmente colores

oscuros y son densos.

Feldespato: Mineral de origen ígneo que forma rocas y constituye el 60% de

la corteza terrestre, formado por silicatos de aluminio y otros metales, de

diversos colores y gran dureza. Se disgrega en caolín y arcilla.

Floculación: Es un proceso químico mediante el cual, con la adición de

sustancias denominadas floculantes, se aglutinan las sustancias coloidales

presentes en el agua, facilitando de esta forma su decantación y posterior

filtrado. Es un paso del proceso de potabilización de aguas de origen superficial

y del tratamiento de aguas servidas domésticas, industriales y de la minería.

Fluvial: Son todos los fenómenos geológicos que se realizan por acción de las

aguas de escorrentía. Todo proceso geológico fluvial se desarrolla en tres

etapas que son: Erosión, transporte y sedimentación.

Freática: Zona del subsuelo, por debajo del nivel freático, caracterizada por la

presencia en los poros, del sedimento o roca, siempre de agua.

Geófono: Aparato, amplificador y transmisor de las ondas sonoras que se

propagan por el subsuelo. Se le utiliza para los métodos sísmicos y eléctricos.

Gradiente: Variación de intensidad de un fenómeno por unidad de distancia

entre un lugar y un centro (o un eje) dado.


Gravimetría: Parte de la física que trata del estudio y la medición de la

gravedad terrestre.

Hidrocarburos alifáticos: Son compuestos orgánicos constituidos por

carbono e hidrógeno cuyo carácter no es aromático.

Hidrocarburos aromáticos: Es un compuesto orgánico cíclico conjugado que

cumple la Regla de Hückel, es decir, que tienen un total de 4n+2 electrones pi

en el anillo.

Lenticular: Estructura en lentes.

Litificación: Proceso diagenético por el que un sedimento se transforma en

roca. A dicho proceso colaboran, fundamentalmente, la compactación y la

cementación.

Litostática: Presión que ejercen las rocas suprayacentes sobre las

infrayacentes ocasionándoles transformaciones en su constitución física, esto

es metamorfismo, que puede ser dinámico o cataclástico regional.

Lutita: Roca detrítica cuyos clastos tienen tamaños < 1/16 mm.

Magnetometría: Tecnología de la geofísica que emplea equipos especiales

para medir las atracciones magnéticas de las rocas y/o las densidades de ellas.

Mediante esta tecnología se pueden determinar los tipos de rocas que se

encuentran en el subsuelo así como su potencia.

Micrita: Carbonato criptocristalino (< 4 µm), aragonito o calcita. Término

empleado como sinónimo de barro carbonático (ooze), y para rocas

compuestas por barro carbonático (calizas micríticas) Folk (1959 y 1962).

Microesparitita: Micrita que ha sufrido un proceso de neomorfismo agradante

(recristalización). Los cristales tienen un tamaño en general entre 5 y 15 µm;

pudiendo ser de hasta 30 µm (Folk, 1965).

http://es.wikipedia.org/wiki/Hidrocarburo_c%C3%ADclico


Naftenos: Hidrocarburos de la serie CnH2N.

Palinomorfo: Término utilizado en ciencia para referirse a partículas de

dimensiones comprendidas entre 5 y 500 μm, que se encuentran en

sedimentos y están compuestas de materia orgánica como la quitina (o

pseudoquitina) y la esporopolenina.

Parafina: Hidrocarburo cuya fórmula puede expresarse por CnH2n+2 que va

desde los gases ligeros (el metano CH4) pasando por la serie de los líquidos

(gasolina) hasta la cera mineral o parafina (C20H42) y términos más elevados.

Salina: Serie sedimentaria del Paleoceno, consta de areniscas que alternan

con arcillas y conglomerados. Tiene 260 m de potencia, aflora en la Salina,

Negritos. Se le conoce con el nombre de conglomerados.

Sapropélita: Carbón formado a partir de lodos orgánicos.

Vanadio: Metal muy parecido a la plata por el color y el brillo, pero de menor

peso específico. Símbolo: V. Se le encuentra en la vanadinita, carnotita y

patronita. Combinado con el acero le proporciona gran resistencia al choque

(acero al vanadio). Es el metal más duro que se conoce. Descubierto en 1801

por A. Manuel del Río, en plomo. México. Vanadis, dios escandinavo de la

belleza y la juventud.


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Saavedra, R. M. (2005). Curso de estratigrafía. Universidad de Sonora.

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Zarza, A. M. (2010). Petrología sedimentaria. Departamento de Petrología y

Geoquímica. Facultad de Ciencias Geológicas Universidad Complutense

de Madrid.


ANEXOS

ROCA GENERADORA Y EL ORIGEN DEL ACEITE Y GAS

ROCA ALMACENADORA Y SELLO

Instrucciones. De acuerdo a los temas vistos conteste las siguientes

preguntas:

1.-Mencione las características más importantes de una Roca generadora y su

función en un sistema petrolero.

2.- Mencione el material que da origen al kerógeno tipo I y el hidrocarburo que

de él se origina.

3.- Describa en qué consiste la Migración terciaria.

4.- Describa en qué consiste la Migración primaria.

5.- Describa en qué consiste la Remigración.

6.- Mencione el material que da origen al kerógeno tipo III y el hidrocarburo

que de él se origina.

7.- Describa en qué consiste la Migración secundaria.

8.- Mencione el material que da origen al kerógeno tipo II y el hidrocarburo

que de él se origina.


9.- Mencione las características más importantes de una Roca almacenadora y

su función en un sistema petrolero.

10.- Mencione las características más importantes de una Roca sello y su

función en un sistema petrolero.

11.- Explique en qué consiste el proceso de compactación.

12.- Explique en qué consiste un modelo tridimensional y su utilidad en la

exploración petrolera.

13.- Mencione las características de las rocas clásticas.

14.- Explique en qué consiste el proceso de disolución.

15.- Explique en qué consiste un ambiente de depósito continental.

16.- Explique en qué consiste el proceso de cementación.

17.- Explique en qué consiste la avulsión.

18.- Mencione cuales son las características más importantes de los cuerpos

tabulares.


GEOLOGÍA ESTRUCTURAL

GEOLOGÍA EN LA EXPLORACIÓN: REGISTROS DE POZOS, PLAYS

Y PROSPECTOS


preguntas:

1.- Mencione las características más importantes de una trampa estructural y

su importancia en un sistema petrolero.

2.- Mencione las características más importantes de una trampa estratigráfica

y su importancia en un sistema petrolero.

3.- Mencione las cuencas petroleras más importantes del país.

4.- Describa brevemente en qué consiste la teoría de la tectónica de placas.

5.- Diga cuál es la cuenca petrolera de mayor futuro en el país.

6.- Desde su punto de vista, cuál es la utilidad de los modelos virtuales

tridimensionales.

7.- Mencione las características más importantes de un prospecto.

8.- Mencione las características más importantes de un play

9.- Mencione las características más importantes de un lead

10.- Mencione los métodos de exploración indirectos más usados en la

exploración petrolera.


MÉTODOS INDIRECTOS DEL SUBSUELO

MÉTODOS POTENCIALES


preguntas:

1.- Mencione cuáles son los métodos indirectos más usados en la exploración.

2.- Enumere las ventajas de los métodos indirectos.

3.- Enumere las desventajas de los métodos indirectos.

4.- Mencione cuales son los principios de la gravimetría.

5.- Mencione las correcciones que se deben realizar a los datos gravimétricos.

6.- Mencione en qué consisten las mediciones gradiométricas

7.- Diga en qué consiste la magnetometría.


MÉTODOS ELECTROMAGNÉTICOS

MÉTODOS SÍSMICOS


preguntas:

1.- En qué consiste el método CSEM.

2.- En qué consiste el método magnetotelúrico.

3.- Diga qué tipo de fuentes usa la sismología.

4.- Diga cuál es la diferencia entre la sismología 2D y la 3D.

5.-Mencione en que consiste el procesamiento de datos sísmicos.

6.- Diga cuál es la diferencia entre interpretación sísmica estructural e

interpretación sísmica estratigráfica.

7.- Diga en qué consiste el AVO.


GEOFÍSICA DE POZOS


preguntas:

1.- Diga en qué consisten los estudios VSP.

2.- Mencione cuáles son las aplicaciones más comunes de un estudio VSP.

3.- Mencione las características más importantes de los estudios de tomografía

entre pozos.

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