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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN GEOLOGIA PETROLERA.
POTENCIALIDAD PETROLÍFERA DE LOS CARBONATOS DEL GRUPO COGOLLO DEL CAMPO ALPUF DEL ESTADO ZULIA
Trabajo de Grado presentado ante la
Ilustre Universidad del Zulia para optar al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN GEOLOGÍA PETROLERA
Autor: Wong Caraballo, Peggy Vanessa Tutor: Giuseppe Malandrino
Maracaibo, septiembre de 2009
Wong Caraballo, Peggy Vanessa. “Potencial petrolífero de los carbonatos del grupo cogollo del Campo Alpuf del Estado Zulia”. (2009). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela, p. 70. Tutor. Prof. Malandrino Giuseppe.
RESUMEN
El objetivo de este trabajo de grado fue evaluar el Potencial Petrolífero de los Carbonatos del Grupo Cogollo del campo Alpuf, que consistió en una revisión de la información de los núcleos del pozo Alpuf 6 y de los registro de pozos existentes. La elección de este pozo se debe a que es considerado como el más completo para el muestreo del Grupo Cogollo y el análisis microscópico de las secciones finas. Después de haber descrito y analizado las secciones finas correspondientes a los intervalos, se hizo una selección, dejando como horizontes a los candidatos potencialmente productores. Una de las observaciones que allí se reportan que la Formación Rio Negro no es productora, a pesar de tener una alta saturación de petróleo, ya que el mismo se encuentra en forma de asfalto muy denso y consolidado con el mismo conglomerado arenoso. En las observaciones macro y microscópicas, las facies carbonáticas predominantes asociadas al almacenamiento de petróleo, son de tipo granular, con dominio de los Packstone y Grainstone con fósiles y litoclastos. Secundariamente se observan facies de tipo Mudstone, las cuales representan, respectivamente depósitos de moderada energía a depósitos de baja energía, con abundancia de recristalización y dolomitización. La porosidad en las Mudstone, que alcanza valores de hasta un 15%, indudablemente, se debe a fracturación por tectonismo (como se comprueba en las secciones finas), ya que su productividad se asocia casi siempre a zonas falladas o plegadas. Por lo tanto, pareciera importante, tanto la porosidad secundaria por fracturación de las Mudstones, como las porosidades primaria y secundarias de las Packstones y Grainstones, algunas veces reducida por la presencia de arcilla y lodo carbonatico, como observaron en los núcleos. En conclusión la Calidad de reservorio del Grupo Cogollo en el campo Alpuf, depende esencialmente del grado de fracturamiento que el mismo presenta. Palabras clave: Potencial Petrolífero, Grupo Cogollo, Sedimentología E-mail del Autor: [email protected]
Wong Caraballo Peggy Vanessa. “Petroleum potential of the carbonates of cogollo group of Alpuf Field of Zulia State”. (2009). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela,p.70. Tutor. Prof. Malandrino Giuseppe.
ABSTRACT The aim of this study was to evaluate the grade of the oil potential of the Carbonates of Cogollo Group of Alpuf field, which consisted in a review of information from the nuclei of the well Alpuf 6 and the registration of existing wells. The choice of this well is because it is considered the most complete sampling of Cogollo Group and the microscopic analysis of thin sections. Having described and analyzed thin sections corresponding to the intervals, a selection was made, leaving the candidates potentially horizons producers. One observation that there was report that the Rio Negro formation is not a producer, despite having a high oil saturation, as it is in the form of very dense asphalt and reinforced with the same sandy conglomerate. In the macro and microscopic observations, the predominant carbonate facies associated with the storage of petroleum, are granular, with domain of Packstones and Grainstones with fossils and lithoclasts. Secondarily observed Mudstone facies type, which respectively represent moderate energy deposits to low-energy deposits, with plenty of recrystallization and dolomitization. The porosity in the Mudstone, that reaches values up to 15%, undoubtedly, is due to fracturing by tectonic (as seen in thin sections), because their productivity is almost always associated with failed or folded areas. Therefore, it seems important both secondary porosity by fracturing of the Mudstones, such as primary and secondary porosities of Packstones and Grainstones sometimes reduced by the presence of clay and carbonate mud, as observed in the nuclei. In conclusion, the reservoir quality in the field Cogollo Group Alpuf essentially depends on the degree of fracturing that it presents Keywords: oil potential, Cogollo Group, Sedimentology E-mail of the Author: [email protected]
DEDICATORIA
A DIOS Todo Poderoso, por ser mi fortaleza, mi camino y mi verdad, por ser
el amigo que siempre escucha y da consuelo el que está siempre cerca de mí,
guiándome con su luz para mantenerme firme en todo momento.
A mi papa: Alberto José Wong Zarraga, por ser la guía a lo largo de mi vida
porque a ti te debo lo que soy, que con tu humildad y tu sacrificio haz alimentado
en mi los deseos de seguir adelante.
A mi mama: Beybi Coromoto Caraballo de Wong, amiga incondicional,
ejemplo de constancia y ética, por enseñarme que lo más grande de las
satisfacciones es haber hecho bien las cosas.
A mis hermanas, Pricilla y Pierina, gracias por brindarme su apoyo y
comprensión. A mis cuñados Eduardo Manzano, Gustavo Meza, a mis amigos Ronald,
Ricardo, German, Domingo y quienes se preocuparon por mis cosas tendiéndome
su mano cada vez que pudieron y siempre me ayudaron a buscar soluciones.
A mi Profesor Giuseppe Malandrino, por su colaboración prestada y por
confiar en mí siempre. ¡Mil Gracias!
A todos aquellos que siempre tuvo fe y confianza en mí y que de cualquier
manera colaboraron para que finalmente lograran lo que ahora soy.
Ing. Peggy Wong
AGRADECIMIENTO
A DIOS Todo Poderoso por permitirnos culminar con éxito esta meta.
A la Universidad del Zulia facultad de Ingeniería
División de Postgrado Maracaibo, por brindarme la oportunidad de realizar esta
carrera Universitaria.
A mi Tutor Giuseppe Malandrino por su colaboración prestada para realizar
este trabajo de grado y por permitirme aprender a desarrollarme profesionalmente.
¡GRACIAS!
A mi Familia por su Apoyo Condicional, este trabajo es también de ustedes y
a quienes sienta derecho de integrar a esta lista de agradecimiento, ¡MIL
GRACIAS!
De todo corazón... ¡GRACIAS!
El Autor…
ÍNDICE DE CONTENIDO
Página
RESUMEN………………………………………………………………..… 3
ABSTRACT……...………………………………………………………….. 4
DEDICATORIA…………..…………………………………………………. 5
AGRADECIMIENTO….....…………………………………………………. 6
TABLA DE CONTENIDO..................…………………………………..... 7
LISTA DE TABLA…………………………………………………………… 8
LISTA DE FIGURA…………………………………………………………. 9
INTRODUCION...…………………………………………………………… 10
CAPITULO I: EL PROBLEMA……………………………………………... 12
1.1.- Planteamiento del Problema de Investigación y su Formulación. 12
1.2.- Justificación y Delimitación de la Investigación............................ 12
1.3.- Objetivos de la Investigación……….………………………………. 13
1.3.1.- Objetivo General……………………..……………………….. 13
1.3.2.- Objetivos Específicos…….………..……………………....... 13
1.4.- Antecedentes de la Investigación………….…..…………………… 13
1.5.- Metodología a utilizar …….……………………………................... 17
CAPITULO II: MARCO TEÓRICO 18
2.1-. Evaluacion del Campo Alpuf..…………………….…………………. 18
2.2.- Fundamentos Teóricos.............……………………………………. 21
2.2.1.- Rocas sedimentarias……………...….……………...………. 21 2.2.2.- Tipos de Rocas Sedimentarias.…...….………..................... 21 2.2.2.1.- Rocas Clasticas…....……...……………………….. 22 2.2.2.2.- Rocas Carbonaticas...……....….….……………... 22 2.2.2.3.- Las Rocas Orgánicas y Químicas........…..…..….. 22 2.2.2.4.- Componentes Ortoquimicos……………..……...… 23 2.2.2.5.- Componentes Aloquimico…………….…...….….. 24 2.2.2.6.- Componentes Extraclastos.….……………….….. 24 2.2.3.- Propiedades de las Rocas Sedimentaria.………….………. 24 2.2.4.- Descripción de algunos de los componentes mineralógico y textura de los carbonatos……….…………..….….. 26 2.2.5.- La clasificación de Folk. (1959, 1962)..….…………….….. 28 2.2.6.- La clasificación de Dunham (1962).…….....…………….... 29 2.2.7.- Pruebas Litológicas………….........………………………... 30 2.2.8.- Extracciones con solventes......…….……………….……... 31 2.2.9.- Test de los carbonatos…..…...……….……………………. 31 2.2.10.- Test de los Sulfatos. ………………….............………..… 32
2.2.11.- Test de las Sales ………………………............................ 32 2.2.12.- Test de los cementos y areniscas glauconiticas……….... 32
2.2.13.- Test de los carbones ……….….…………………………... 33 CAPITULO III: MARCO METODOLÓGICO…….……………………….. 34 3.1.- Tipo de Investigación…………………….…………………………... 34 3.2.- Diseño de la Investigación............................................................. 35 3.3.- Procedimientos de Metodología Aplicada……………….........…… 35 3.3.1.- Revisión de los registros de pozo y correlación con las descripciones Sedimentológicas existentes para la localización de Niveles Prospectivos................................................................. 36 3.3.2.- Análisis macroscópico de los núcleos seleccionados y reconocimiento de los niveles productores………….……...…….. 36 3.3.3.- Descripción sintética de las zonas de interés inicia…..… 37 3.4.- Análisis microscópico de las secciones finas................................ 39 CAPITULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS…………….………. 50 4.1.- Selección de los niveles potencialmente productores…….……. 50 4.2.- Consideraciones palinológicas importantes obtenidas del estudio del pozo Alpuf 6 sobre los ambientes de sedimentación…….. 52
CONCLUSIONES……………………….................................................. 54
RECOMENDACIONES…………………………………………………….. 56
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS………………………………………. 57
ANEXOS……………………………………………………………………... 58
A. Fotografías de los núcleos analizados del pozo alpuf 6……………
59
LISTA DE FIGURAS Figura Pagina 1 Mapa de Ubicación del Campo Alpuf…….…………..……….…. 2 Secuencia Estratigráfica….…………………………………………
19 20
3 Correlación en Campo Alpuz……...………….………………….... 21 4 Clasificación de las rocas Carbonatica de acuerdo a su Textura………..…………………………………………………...… 29 5 Formación la Luna Profundidad 15.410’.................................... 40 6 Formación Maraca Profundidad 15.581’……….……………….... 41 7 Formación Maraca Profundidad 15.581’……........….………….. 42 8 Formación Apon Profundidad 16.120’………..………….………. 43 9 Formación Apon Profundidad 16.123’……………………………. 44 10 Formación Apon Profundidad 16.257’……………………………. 11 Formación Apon Profundidad 16.355’………….…………….…..
45 46
12 Formación Apon Profundidad 16.462’………………………….… 47 13 Formación Apon Profundidad 16.505’…………………..……….. 48 14 Formación Apon Profundidad 16.788’……………………………. 49
LISTA DE TABLAS Tabla Pagina 1 Clasificación general de las rocas sedimentarias más frecuentes…………………………………………………………….. 22 2 Relación entre fluorescencia y petróleo…………….……………. 30 3 Intervalos seleccionados para el análisis detallado…................. 4 Intervalos con características productora…………………..…….
51 52
INTRODUCCIÓN
En esta investigación se establece, en base a criterios sedimentológicos he
información bibliográfica existente sobre las estructuras, estratigrafía, petrofísica y
la calidad de la roca almacenadora del Grupo Cogollo en el Campo Alpuf. El
estudio de la porosidad primaria y del grado de fracturación de la roca, de las
litologías predominantes procedentes de los núcleos que son de tipo Mudstone y
secundariamente de tipo granular con dominio de los Packstone y Grainstone con
fósiles, litoclastos y ooides, orienta la investigadora a las conclusione expuestas al
final del trabajo.
Para ellos debemos saber cada uno de los puntos que intervienen en el
desarrollo del proyecto del Potencial Petrolífero del Grupo Cogollo, tales como: las
propiedades de las rocas sedimentarias basadas en las composiciones y sus
texturas, Pruebas litológicas que se relacionan entre fluorescencia y petróleo, Test
de los sulfatos, sales, cementos, areniscas glauconiticas y carbonatos (calizas y
dolomitas), para llegar al procedimiento y la metodología aplicada y obtener los
resultados del estudio sedimentológico. Con el análisis de los registro de pozos
existentes, de las informaciones de las carpetas de pozos y de los núcleos
disponibles del pozo Alpuf 6 se hizo un trabajo bastante completo.
En base a los resultados de las observaciones macro y microscópicas, las
facies carbonaticas predominantes asociadas al almacenamiento de petróleo, son
de tipo granular con dominio de los packtone y Grainstone con fosiles y
litoclasticos.
Debido a la escasa productividad de las calizas del Grupo Cogollo se infiere,
con el apoyo de la observación y estudio de los núcleos, que estas calizas se
encuentran fuertemente afectadas por procesos de diagénesis temprana que
redujo parcialmente las porosidades primarias por efecto de un breve periodo de
recristalización.
Los capítulos en esta investigación se encuentran estructurados de la
siguiente manera.
Capítulo I. Marco Referencial de la Investigación, conformado por el
planteamiento y formulación del problema, justificación y delimitación de la
investigación, los objetivos de la investigación: tanto el general como los
específicos.
Capítulo II. Marco Teórico. Contiene los antecedentes de la investigación,
bases teóricas, y términos generales.
Capítulo III. Marco Metodológico. Comprende el tipo y diseño de
investigación, los procedimientos aplicados y las descripciones sedimentológicas
macroscópicas y microscópicas para la localización de niveles prospectivos.
Capítulo IV. Análisis y discusión de los resultados.
El trabajo termina con su capítulo sobre las conclusiones alcanzadas y las
recomendaciones sugeridas.
CAPITULO I
1. Planteamiento y Formulación del Problema
En el Campo Alpuf del estado Zulia, las litología predominantes en el
Grupo Cogollo según las informaciones procedentes de los registros litológicos y
geofísicos son de tipo mudstone y secundariamente de tipo granular con dominio
de los Packstone y Grainstone con fósiles, litoclastos y ooides.
La porosidad en las mudstone, que alcanza valores de hasta el 15%,
probablemente se debe a fracturación de la misma. La finalidad de este trabajo
es establecer con criterios sedimentológicos si la calidad de la roca
almacenadora del Grupo Cogollo en el Campo Alpuf depende de su porosidad
primaria o del grado de fracturación de la roca.
El propósito de esta investigación es evaluar la Potencialidad Petrolífera
de los Carbonatos del Grupo Cogollo del campo Alpuf del Estado Zulia, para
saber si es productiva o cuan afectadas están las calizas del grupo cogollo por
procesos de diagénesis con el apoyo de núcleos y registros y evaluaciones de
otras formaciones del campo Alpuf. Esta investigación permitirá generar una
metodología que sirva de soporte para futuras investigaciones, proporcionando
soluciones a esta problemática al dicho campo.
Sobre la base de lo anterior, la investigadora ha formulado la siguiente
interrogante: ¿Cómo es el potencial petrolífero de los Carbonatos del grupo
Cogollo del Campo Alpuf del estado Zulia?
De igual manera, la investigadora ha formulado las siguientes
interrogantes específicas:
¿Cuáles son las características sedimentológica de composición y
depositación de los carbonatos del Grupo Cogollo.
¿Cuáles son las condiciones diagenéticas de litificación en el Grupo
Cogollo del Campo Alpuf del estado Zulia?
¿Cuáles son las características de porosidad y permeabilidad en relación a
la litología en el Grupo Cogollo del Campo Alpuf del estado Zulia?
¿Cómo será el potencial petrolífero de los carbonatos estudiados en el
Grupo Cogollo del Campo Alpuf del estado Zulia?
Figura 1; Mapa de Ubicación del Campo Alpuf (Ramón Almarza, 1998)
2. Justificación y Delimitación de la Investigación
El estudio se justifica ya que aporta pautas para la evaluación del
potencial petrolífero de los carbonatos del Grupo Cogollo del Campo Alpuf del
estado Zulia, especificando sus ventajas y limitaciones, logrando que las
organizaciones involucradas mejoren sus actividades. La presente investigación
documental se desarrollo en la Universidad del Zulia Núcleo de Maracaibo en el
área de postgrado y en la Nucleoteca de PDVSA en la Concepción (Maracaibo-
Edo. Zulia), durante el periodo comprendido entre Enero del 2009 hasta el mes
de Junio del 2009, con la totalidad de los objetivos planteados.
3. Objetivo Generales de la investigación
Evaluar el potencial petrolífero de los carbonatos del Grupo Cogollo del
Campo Alpuf del estado Zulia.
4. Objetivos específicos de la investigación
Identificar las características sedimentológica de composición y
depositación de los carbonatos del Grupo Cogollo.
Determinar las condiciones diageneticas de litificación en el Grupo
Cogollo del Campo Alpuf del estado Zulia.
Determinar las características de porosidad y permeabilidad del
punto de vista sedimentológico (cualitativo) y en relación a la
litología del Grupo Cogollo del Campo Alpuf del Estado Zulia.
5. Metodología utilizada
Recopilación de la Información: Recopilación bibliográfica, análisis de la
información geológica y estructural relacionada con el área de estudio. Posibles
fuentes de información (Datos suministrados trabajos anteriores realizados por
otros investigadores, publicaciones, artículos, y otros).
Análisis de muestras: Consiste en evaluar las características
sedimentológicas del núcleo del pozo 6x y de sus secciones finas relacionadas a
las características petrofísicas y geomecanica de la roca.
Análisis de Resultados y Redacción: Consiste en la elaboración de un
informe en el cual se reportan los resultados encontrados con el fin de
determinar el potencial petrolífero del Grupo Cogollo del Campo Alpuf.
CAPITULO II
2.1. Evaluación del campo alpuf
El campo Alpuf está ubicado en los Distritos Perijá y Urdaneta del
Estado Zulia. La primera actividad exploratoria fue realizada por la
Richmond Exploration Company en el año 1926. En esta primera etapa se
perforaron seis pozos en el Eoceno, de los cuales cinco fueron
abandonados. Después de la nacionalización, para el año 1978, la
empresa Corpoven perfora nuevos pozos y descubre petróleo en roca del
Cretácico con el pozo Alpuf-3X; este pozo fue completado en el año 1980.
La actividad exploratoria en este campo se ha concentrado básicamente a
la interpretación sísmica, la perforación y la evaluación de pozos. [ Ramon
Almarza, 1998].
La secuencia estratigráflca en el área Alpuf comprende rocas de
edad entre Pre-Cretácico hasta Reciente, con espesor que alcanza los
5.200 mts. El Pre-Cretácico, está constituido por un basamento Triásico-
Jurásico de rocas graníticas; con presencia de tobas volcánicas y
cuarcitas de la Formación Macoita (Jurásico) hacia el oeste.
Figura 1. Mapa de Ubicación del Campo Alpuf (Ramón Almarza, 1998)
El Cretáceo comienza con areniscas conglomeráticas de Río Negro
discordantes sobre el basamento para seguir concordantemente con
calizas masivas y areniscas calcáreas del Grupo Cogollo. Superiormente
la serie carbonática continúa con las calizas de la Formación La Luna,
para seguir con la caliza de la Formación Socuy y las lutitas laminadas de
la Formación Colón. El Cretacico se cierra con delgadas areniscas en la
sección superior de las Formaciones Mito-Juan.
En el Paleoceno, hay la presencia de la Formación Guasare (calizas
glauconíticas y areniscas calcáreas) y de la Formación Marcelina
(areniscas, limolitas y carbones). En el Eoceno, hay la presencia de la
Formación Misoa (areniscas glauconíticas calcáreas y lutitas carbonáceas
arenosas); y de la Formación La Sierra (areniscas, limolitas y lutitas con
carbón).
En el Oligoceno-Mioceno, hay la presencia del Grupo El Fausto
constituido por las formaciones Peroc (arcilitas, limolitas, areniscas,
anhidrita y lignitos), Macoa (arcilitas, limolitas, areniscas y lignitos) y
Cuiba (Arcilita, areniscas y lignitos); para terminar con las formaciones
Los Ranchos y La Villa (arenas y arcillas). El Plioceno está constituido por
las Formaciones Onia/El Milagro de arenisca fina a gruesa. (Ramon
Almarza, 1998).
Figura 2. Secuencia Estratigrafica. (Ramón Almarza, 1998)
Figura 3. Correlacion en Campo Alpuf. (Ramón Almarza, 1998)
2.2 Fundamentos teoricos
2.2.1. Rocas sedimentarias: Son originadas a partir de mecanismos
físicos y químicos a través de los procesos de meteorización, erosión,
transporte, precipitación y litificación de sedimentos de rocas
preexistentes. También se pueden formar por medios orgánicos.
2.2.2. Tipos de rocas sedimentarias
Las rocas sedimentarias se clasifican según su origen en clásticas o
terrigena o detrìtica, orgánicas y Química.
Tabla 1. Clasificación general de las rocas sedimentarias más frecuentes. (Giuseppe Malandrino, 2006)
CLASTICAS ORGANICAS QUIMICAS
Conglomerados Carbonatos Carbonatos
Areniscas Radiolaritas y diatomitas
Evaporitas
Limolitas Deposito fosfáticos
Depósitos de hierro
Lutitas y arcilitas y lodolitas
Carbón mineral Sedimentario
Asfaltos naturales
Ftanita (chert o Flint)
Pedernal , jaspe
Calcedonia
Novaculitas
2.2.2.1. Rocas clásticas: Son formadas de los sedimentos de rocas
y minerales que son depositados principalmente por acciones mecánicas
desde su agente de transporte (viento, agua, lluvia, etc.) con poca o
ninguna alteración química. Ej. Areniscas y Lutitas.
Las rocas clásticas están constituidas por tres componentes que le
dan a este tipo de roca sus características texturales básicas. Son estos
componentes, las partículas mismas; la matriz de material más fino, que
llena los intersticios entre las partículas cuando el cemento es ausente y
los clastos no están en contacto y el cemento, el cual junta a las
partículas con la matriz cuando estos normalmente están en contacto.
2.2.2.2. Rocas carbonáticas: Son formadas por carbonatos
de calcio y de magnesio precipitados por las aguas marinas a través de
procesos químicos y bioquímicos. Ej. Calizas y Dolomitas.
2.2.2.3. Las rocas orgánicas y químicas: Los otros dos
grupos principales de rocas sedimentarias, son las orgánicas y las
químicas. Lo materiales que forman rocas sedimentarias orgánicas
pueden ser restos de organismos marinos microscópicos precipitados
sobre el suelo del océano, como es el caso de muchas calizas fosilíferas,
diatomitas y radiolaritas.
Las rocas formadas a partir de acumulaciones de restos de troncos,
hojas y material vegetal transportado, como el caso del carbón mineral
(turba, lignito, hulla, carbón bituminoso, antracita) y rocas derivadas del
petróleo, como los asfaltos sólidos (alquitranes y breas naturales) y
algunas ceras (ámbar, ozocerita), también caen dentro de esta
clasificación. Las rocas químicas pueden derivarse a partir de la disolución
en agua fluente de parte de la roca primigenia y posterior depositación en
el mar o en un lago por precipitación de la disolución. La halita (sal de
roca), el yeso y la anhidrita se forman por evaporación de disoluciones
salinas y la consiguiente precipitación de las sales. Algunas calizas
lacustrinas y fluviales, de puntos de afloramiento de aguas subterráneas,
son producto de precipitación química, como las tizas. [Giuseppe
Malandrino, 2006].
Un grupo especial de rocas orgánicas o químicas, está constituido
por las calizas o rocas carbonatadas. Cualquier tipo de estudio que
involucre la , descripción a detalle bajo el microscopio de una roca
carbonatada debe incluir el uso de una clasificación; que se basan en la
composición mineralógica, textura, abundancia en partículas existentes,
tipo de matriz y cementantes, todas observables, ya sea en muestras de
mano o bajo el microscopio. [Giuseppe Malandrino, 2006].
Atendiendo a su origen, las partículas constituyentes de estas rocas
se clasifican en:
2.2.2.4. Componentes ortoquímicos: Precipitados de
carbonatos minerales dentro de la cuenca:
Micrita: Lodo de calcita microcristalina producida por precipitación
química o bioquímica, con tamaño de 1 a 4 micras (µm). No son
diferenciables al microscopio. Constituyen cemento y matriz de las
calizas.
Esparita: Lodo de calcita microcristalina de tamaño superior a 10 µ
m, visibles al microscopio. Forman parte de la matriz de las calizas.
Minerales Autigénicos: Minerales no carbonatados formados dentro
de la misma cuenca, como por ejemplo cuarzo autigénico,
glauconita, pirita, biotita, etc.
2.2.2.5. Componentes aloquímicos: Partículas carbonatadas
procedentes de la propia cuenca:
Fragmentos Esqueletales: Restos de flora y fauna en un medio de
energía alta.
Intraclastos: Fragmentos de rocas calizas preexistentes, de tamaño
de arena o grava.
Oolitos: Partículas esferoidales y ovoides con estructura radial o
concéntrica, de tamaño menor a 2 µm.
Pisolitos: Igual que los oolitos, pero con tamaños mayores a 2 µm.
Fósiles: Organismos (flora y fauna) fosilizados.
Peletes: Partículas subredondeadas sin estructura interna,
constituidas por excrementos de organismos.
2.2.2.6. Componentes extraclastos: Partículas procedentes
externamente la cuenca:
Minerales Terrígenos: Minerales transportados al interior de la
cuenca, como cuarzo, minerales de arcilla, etc.
2.2.3. Propiedades de las rocas sedimentarias:
Acontinuacion se identifican las propiedades que identifican las
rocas sedimentarias [ Giuseppe Malandrino, 2006].
Textura, se refiere a la fábrica de la roca; es decir, al tamaño, forma,
disposición, orientación y relaciones entre los granos o partículas
constituyentes de la roca. Las texturas clásticas se forman por la
acumulación de minerales y fragmentos de rocas.
El Tamaño, de la partícula sedimentaria es un elemento importante
de la textura en las rocas clásticas, debido a su relación con las
condiciones dinámicas del transporte y depósito.
La Selección o Escogencia (sorting) del grano, es decir, la
distribución de tamaño de los granos o cantos constituyentes del
sedimento o la roca sedimentaria, es un parámetro textural muy
importante, debido a que está ligado a variables petrofísicas como la
porosidad (Ø), permeabilidad (K) y saturación de fluidos (S W).
Empaquetamiento, tiene que ver con lo apretados que se
encuentren los granos dentro de la roca, lo cual a su vez depende del nivel
de avance de la diagénesis de la roca.
Entre estas La Porosidad Total (Ø), es el porcentaje total del
volumen de huecos.
La Porosidad Efectiva, es el porcentaje de los huecos comunicados
entre sí. Esta distinción es importante en la geología del petróleo, porque
es el volumen de los poros comunicados el que rige la recuperación del
petróleo contenido en él. Los sedimentos no consolidados tienen valores
iguales para la porosidad total y la efectiva, pero aquellos consolidados
(rocas) pueden tener diferencias significativas entre los dos, dependiendo
del grado en que hayan sido sellados los poros por el material cementante.
[Giuseppe Malandrino, 2006].
La permeabilidad (K), es una medida que establece la facilidad
relativa de paso de un fluido a través de sus poros. A diferencia de la
porosidad, la permeabilidad está muy influida por el tamaño de partículas.
A medida que las partículas se hacen más pequeñas, los poros se vuelven
también menores, y se requiere de una fuerza mayor, o un tiempo mayor,
para mover un volumen unitario de fluido a través de una roca
sedimentaria. [Giuseppe Malandrino, 2006].
En la producción de petróleo, es la porosidad efectiva la que
determina la cantidad de petróleo que puede producir en último término
una roca petrolífera por unidad de volumen, pero la permeabilidad es la
que determina con qué rapidez puede extraerse este petróleo.
La permeabilidad, puede cuantificarse por diferentes métodos. Es
igual a un darcy cuando un cm2 de superficie de la roca pone en libertad
un cm3 de fluido de viscosidad unitaria, en 1 segundo, obrando una
diferencia de presión de 1 atmósfera/centímetro. La permeabilidad de una
arenisca consolidada de ½ mm de diámetro medio, es aproximadamente
de 1 darcy.
2.2.4. Descripción de algunos de los componentes mineralógicos y
texturales de los carbonatos.
Con carácter generalmente secundario los elementos minerales no
carbonatados que se observan en los depósitos carbonatados son los
siguientes:
- Materia orgánica
- Oxido e hidróxidos, principalmente de aluminio
- Cuarzo. Generalmente en forma de granos detríticos
- Fosfatos. Principalmente de calcio y de hierro
- Sales halógenas. Principalmente cloruro de sodio y potasio
- Silicatos. Sobre todo de origen detrítico y a veces de neoformación
(minerales de arcilla y algunos feldespatos)
- Sulfatos. Principalmente anhidrita y yeso
- Sulfuros. Principalmente pirita y marcasita.
Granos no esqueletales
Dentro de este grupo se incluyen los pellets y peloides, ooides (u
oolitos), agregados, intraclastos y pisolitos. [Giuseppe Malandrino, 2006].
Los pellets son partículas redondeadas de tamaño arena, que
generalmente presentan una estructura interna característica relacionada
con su origen fecal. Están formados por fango aragonítico. Actualmente
son muy abundantes un solo individuo produce una gran cantidad de ellos.
En los sedimentos antiguos, sin embargo, son mucho menos frecuentes
de lo que cabía esperar, debido a que los procesos de mitificación los
borran, apareciendo la roca como una micrita.
Peloides Se denominan así a todas aquellas partículas que parecen
pellets aún cuando no se pueda determinar su origen. Algunos de ellos
son realmente pellets fecales pero no determinables por haberse borrado
su estructura. Otros provienen de la desecación y fracturación de lodos
calcáreos, con posterior redondeamiento de los clastos (intraclastos) de
tamaño arena que se producen. Por último, pueden ser también
fragmentos esqueléticos u ooides micritizados.
Ooides u Oolitos Los ooides son partículas esféricas o elípticas de
tamaño menor a 2 mm. Poseen un núcleo que puede ser partícula, ya sea
carbonatada o no, y una corteza de cristales, generalmente aragoníticos,
que se pueden disponer en forma tangencial (estructura concéntrica) o
normal a la superficie (estructura radial). La corteza puede estar formada
por una o varias capas. Los de estructura radial se suelen encontrar en
condic iones hipersalinas o en acumulaciones importantes de tapices de
algas.
Intraclastos Son partículas de tamaño arena o mayor es,
procedentes de sedimentos litificados o casi litificados que son arrancados
de la propia cuenca de sedimentación o de cerca de ella. Se relacionan
con procesos des tructivos frente a los agregados que se originan por un
proceso constructivo. Así, se diferencian de ellos porque tienen bordes
netos y truncados. Son también denominados litoclastos, pero este
término es quizás mejor utilizado en el sentido extraclastos, es decir, para
los fragmentos de rocas que desde un punto de vista sedimentario no
presentan ningún tipo de relación genética con la roca que los incluye.
Matriz, Constituye el componente textural de grano más fino,
formado por cristales microcristalinos de carbonato cálcico, de tamaño
generalmente menor de 4 micras, que se denomina micrita.
Cemento, El tercer componente textural de las calizas es el cemento
que, en general, está formado por calcita cristalina denominada esparita.
Actualmente se debe usar exclusivamente para el crecimiento de cristales
en un espacio poroso intergranular o cavidades originales. Para las
recristalizaciones originadas a partir de carbonatos preexistentes se utiliza
el término esparita neomórfica o más comúnmente pseudoesparita.
Tanto la cementación como el neomorfismo, dos de los factores más
importantes de la diagénesis de carbonatos y cuyos efectos los caracteres
más importantes que posee la esparita están:
Está localizada entre granos o cavidades originales
Tiene un aspecto claro y con pocas inclusiones
Los límites intercristalinos son planares o rectilíneos
Fábrica drúsica (incremento del tamaño de cristales a partir del
sustrato o pared)
Los cristales orientan sus ejes ópticos de forma preferentemente
perpendicular al sustrato.
2.2.5. La clasificación de folk. (1959, 1962)
Está basada principalmente en la composición. Distingue tres
componentes:
Aloquímicos (partículas o granos)
La matriz, fundamentalmente micrita.
El cemento, fundamentalmente esparita drúsica
Dependiendo de cuál sea el aloquímico dominante utiliza como prefijo una
abreviatura (bio-para granos esqueléticos, oo-ooides, pel-peloides e intra-
intraclastos) que va seguida de los términos micrita o esparita,
dependiendo de cuál sea el componente que los liga. [Giuseppe
Malandrino, 2006].
2.2.6. La clasificación de dunham (1962)
Divide las calizas en base a su textura (Fig 4)
Grainstone, granos sin matriz (ej.: una bio- o oo-esparita de Fol.)
Packstone, granos en contacto con matriz (ej.: una biomicrita de
Folk)
Wackestone, granos flotando en una matriz
Mudstone, micrita con pocos granos
Boundstone, caliza de sujeción orgánica.
Figura 4. Clasificación de las rocas carbonatica de acuerdo a su textura depositacional según Dunham (1962). (Giuseppe Malandrino, 2006)
La clasificación de Dunham, de las calizas, (Dunham R.J. 1962.
Classification of carbonate rocks according to depositional texture, in Ham
W.E., ed., AAPG Mem. 1: Tulsa, Oklahoma, p. 108-121.) es la más usada
para descripciones macroscópicas, mientras que para descripciones
microscópicas se usa la de Folk, debido a che se pueden observar las
microfacies.
2.2.7.- Pruebas litológicas
Prueba de reconocimiento de los hidrocarburos observaciones con
la lámpara de Wood. Con el uso de la lámpara de Wood (rayos Ultravioleta
de longitud de onda de 2537 a 3650 Å) se puede reconocer tanto en la
muestra de rocas (ripios y núcleos) como en el lodo, la presencia de
hidrocarburos en cantidades mínimas debido a la fluorescencia que se
observa. Además de indicar la presencia de hidrocarburos puede dar una
idea indicativa sobre el tipo de aceite debido al color que toma bajo la luz
ultravioleta (ver tabla 2)
Tabla 2. Relación entre fluorescencia y petróleo. (Prof. Giuseppe Malandrino, 2006)
FLUORESCENCIA TIPO DE ACEITE
Amarillo-Verdosa Materia Orgánica
Azul Aceite liviano
Amarillo Aceite
Amarillo Oscuro Aceite Parafinico
Marrón Aceite Bituminoso
Dependiendo de la cantidad de fluorescencia con respecto al
conjunto (o volumen) de material tomado en cuenta tenemos:
Trazos cuando se observan puntos esparcidos.
Fluorescencia débil cuando se observa un 5 – 10 % de la
superficie.
Fluorescencia media cuando se observa un 10 – 20% de la
superficie.
Fluorescencia buena cuando se observa un 20 – 50% de la
superficie.
Fluorescencia muy buena cuando se observa un 50 – 70% de la
superficie
Fluorescencia excelente cuando se observa un 70 - 100% de la
superficie.
2.2.8. Extracciones con solventes
De la muestras de ripio pulverizada se toma 10-20 gramos de polvo
y se coloca en un tubo de ensayo añadiéndole tetracloruro de carbono
(CCL4) y se agita. Se observa el fluido bajo la luz ultravioleta y si se
observa fluorescencia es decir que hay hidrocarburo; en la superficie del
liquido pueden aparecer manchas aceitosas.
Otra prueba puede ser la siguiente: se toma una pequeña cantidad
de polvo y se coloca sobre un papel filtrante al cual se anaden algunas
gotas de tetracloruro de carbonato o cloroformo (CH CL3) . Si se observa
fluorescencia en los bordes del polvo en contacto con el papel filtrante,
entonces hay hidrocarburo.
En general se tiene que:
Cuando hay aceite se observa presencia directa y a la extracción
cuando hay Bitumen (aceite muerto) no se observa fluorescencia
presente previa a la extracción. Cuando estamos en presencia de
minerales fluorescentes (Fluorita, calcita, dolomita, etc.) hay fluorescencia
directa pero no se observa durante la extracción. [Giuseppe Malandrino,
2006].
2.2.9. Test de los carbonatos: calizas y dolomitas (ca co3 y ca mg
(co3)2)
Se toma un grano bien lavado y seco, se sumerge en una solución.
En los instrumentos como el calcímetro de Bernard y manocalcimetros, el
valor que se lee al primer minuto de reacción con HCL al 50%
corresponde el porcentaje de calcita; mientras que el valor total menos él
% del primer minuto da el valor de la dolomita. Si la lectura no alcanza el
100% de la escala del registro es decir que el remanente porcentual es de
constituyentes terrígenos (limo o arcilla). [Giuseppe Malandrino, 2006].
2.2.10. Test de los sulfatos
Se pulveriza los ripios y se toman 2 gr de polvo colocándolo en un
tubo de ensayo y agregando lentamente la solución de HCl al 12%.
Calentar si es posible la solución y filtrarla en otro tubo de ensayo
agregando un poco de cloruro de Bario (Ba Cl2) y agitar. Si la solución se
queda transparente no hay sulfatos; si se pone blanco lechoso (con o sin
precipitado) hay sulfatos (CaSO4 + Ba Cl2 = CaCl2+Ba SO4↓) . Además, si
la muestra flota en el Bromuro es Yeso; mientras que si se hunde es
anhidrita. [Giuseppe Malandrino, 2006].
2.2.11. Test de las sales
Se pulverizan los ripios y se toman 2gr de polvo agregando un poco
de agua desmineralizada dentro de un tubo de ensayo calentar si es
posible la solución y filtrarla en otro tubo de ensayo. A la solución filtrada
(transparente) agregar algunas gotas de Ag N03 normal decimo (N/10) y
agitar. Si la solución se queda transparente no tenemos cloruros (sales).
Si la solución se pone blanco lechoso tenemos cloruros precipitados
según la reacción:
2NaCL + AgNO3= AgCl2 + NA2NO3↓.[Giuseppe Malandrino, 2006].
2.2.12. Test de los cementos y areniscas glauconiticas
Se toma un grano de los ripios y sobre una cara bien lavada y seca
se colocan algunas gotas de fenoltaleina (Ph= 8.3). Si la cara del ripio
toma color rojo oscuro la muestra es cemento debido al viraje que sufre la
fenoltaleina por el pH = 12-14 del cemento de los revestidores. Si la cara
del ripio no toma coloración la muestra no es cemento (pH <8.3).
[Giuseppe Malandrino, 2006].
2.2.13.Test de los carbones
Se toma granos para analizar y se ponen a secar en una plancha
caliente para después pulverizarlos. El polvo se introduce en un tubo de
ensayo una solución de agua destilada con el 10% de acido nítrico y
agitar. Si la solución se queda transparente y el polvo se deposita en el
fondo es antracita; mientras que si se pone marrón es lignito. [Giuseppe
Malandrino, 2006].
CAPITULO III
3. MARCO METODOLOGICO
El desarrollo de una investigación requiere de la elaboración de un
diseño metodológico que permita el abordaje de la variable, a través de la
implementación de métodos y técnicas que garanticen su aplicación
científica, de tal manera que el estudio se adecue al problema y a los
objetivos planteados.
En este sentido, dentro del presente capítulo se describe el tipo de
investigación, su diseño, población, así como la construcción y validación
del instrumento, que permitiera recabar los datos pertinentes para evaluar
el potencial petrolífero de los Carbonatos del grupo Cogollo del campo
Alpuf del estado Zulia.
3.1. Tipo de investigación
Según el nivel de profundidad con el cual se abordó el problema, el
tipo de investigación es de índole evaluativa, ya que luego de “identificar
características del universo de la investigación, señala formas de
conductas y actitudes de las personas y establece comportamientos
concretos para descubrir y comprobar” (Méndez, 2008).
Dentro de este contexto, la investigación evaluativa, desde el punto
de vista de Hurtado (2000), es aquella que trata de entender el problema
en términos de sus componentes. Intenta descubrir los elementos
componentes de cada totalidad y las interconexiones que explican su
integración que en este caso específico el estudio tiene como finalidad
evaluar el potencial petrolífero de los Carbonatos del grupo Cogollo del
campo Alpuf del estado Zulia.
3.2. Diseño de investigación
La investigación se corresponde con el tipo de diseño transaccional
descriptivo el cual tiene como objetivo indagar la incidencia y los valores
en que se manifiesta una o más variables (Hernández y otros, 2006).
De igual manera, el estudio se enmarca dentro del estudio
documental, la cual depende fundamentalmente de la información que se
recoge o consulta en documentos, entendiéndose este término, en
sentido amplio, como todo material de índole permanente; es decir, al
que se puede acudir como fuente o referencia en cualquier momento o
lugar, sin que se altere su naturaleza o sentido, para que aporte
información o rinda cuentas de una realidad o acontecimiento.
Las fuentes documentales que se han utilizado son, entre otras:
documento escritos y digitales, como libros, informes técnico, trabajos de
grado, registros de pozos, núcleos entre otros.
3.3. Procedimientos de la metodología aplicada.
En esta sección se presentan los procedimientos y la metodología
aplicada para obtener los resultados del estudio sedimentológico-
estratigráfico realizados en los carbonatos cretácicos presentes en el
Campo Alpuf con el fin de determinar la potencialidad petrolífera de los
mismos.
El procedimiento que se utilizó consistió en una revisión de los
registro de pozos existentes, de las informaciones de las carpetas de
pozos y de los núcleos disponibles. Como base para el estudio se
tomaron en cuenta los núcleos del pozo Alpuf 6 (Anexo 1), el cual puede
considerarse el más completo para el muestreo del Grupo Cogollo. Las
profundidades que abarcan tales núcleos van desde la base del miembro
Socuy de la Formación, Colón, hasta el basamento igneo-metamórfico,
atravesando respectivamente en el orden las formaciones La Luna,
Maraca, Lisure, Apón, y Río Negro.
3.3.1. Revisión de los registros de pozo y correlación con las
descripciones sedimentológicas existentes para la localización de
niveles prospectivos.
La revisión de los registros de pozo se llevó a cabo mediante el
estudio de los perfiles y conjuntamente con la revisión de los trabajos de
descripción sedimentológica ya existente realizados por Corelab y el
personal de la ex Maraven en la Núcleoteca de La Concepción
(Maracaibo-Edo.Zulia). El trabajo consistió en realizar un análisis y
resumen sedimentológico de las capas atravesadas, llevando a cabo al
mismo tiempo, una correlación núcleo-pérfil para determinar los intervalos
de núcleos de mayor prospectividad.
Éste primer objetivo se ilustra a continuación en la descripción
sintética que se reporta a las distintas profundidades de interés. Hay que
resaltar que los topes que aquí se indican se han tomado de los registros
eléctricos y radioactivos del pozo y todos tienen su correspondencia en
las variaciones litológicas respectivas con un margen de error máximo de
2’.
3.3.2. Análisis macroscópico de los núcleos seleccionados y
reconocimiento de los niveles productores.
El estudio se llevó a cabo en los núcleos seleccionados y
mostrados en anexo 1 y el mismo consistió, en la observación directa y
con lupa de litologías, fósiles, estructuras sedimentarias, estado de
fracturación y estado de impregnación. Sucesivamente, se seleccionaron
los intervalos de núcleos que, además por sus litologías, por sus estados
de fracturación, porosidad primaria y de impregnación pudieron
reconocerse como productores.
Con la finalidad de corroborar tal potencialidad y una vez
seleccionados los horizontes se pasó a la observación y estudio de las
microfacies presentes en las secciones finas obtenidas de los núcleos
correspondientes y disponibles en la nucleoteca. En la tabla 4 se indican
las profundidades de las secciones finas estudiadas por medio de las
cuales se sustentan partes de las conclusiones obtenidas en este trabajo.
3.3.3 Descripción sintética de las zonas de interés inicial
Fm. SOCUY De 15.239’ a 15.257’: Mudstone gris oscuro con textura
densa sin fluorescencia con trazas de pirita y glauconita, sin corte
___________________ 15.257’ Tope de La Luna
Fm. LA LUNA De 15.257’ a 15.274’: Presencia de Lutita ligeramente calcárea gris verdosa, dura y Compactada, glauconítica
con trazas de pirita alternada con Mudstone gris oscura de textura densa sin fluorescencia ni corte.
De 15.275’ a 15.289’: Presencia de Mudstone gris
oscura, dura y de textura densa con fluorescencia natural visible y corte lento amarillo-verdoso.
De 15.290’ a 15.563’: Presencia de Lutita ligeramente calcárea gris verdosa, dura y compactada, glauconítica
con trazas de pirita alternada con Mudstone gris oscura de textura densa sin fluorescencia ni corte pasante a 15.410’-15.412’ Wackstone- Packstone con zonas de recristalización y fracturas irregulares. A 15.523’ arcillita muy limosa, gris, friable con trazas de asfalto.
___________________15.564’ Tope de Maraca
Fm. MARACA De 15.564’ a 15.589’: Alternancia de Lutita gris oscuro, físil, compactada y laminar alternada con Caliza gris claro de textura cristalina con aparente recristalización Sparr y trazas de fósiles, buena fluorescencia y corte rapido amarillento.
De 15.589’ a 15.627’ : Caliza gris claro, a veces
marrón, de textura cristalina con pequeños cristales de calcita y cemento Sparr. Porosidad vugular impregnada de petróleo con trazas de Fósiles y glauconita, buena fluorescencia y corte rapido amarillo-verdoso.
De 15.627’ a 15.650’: Caliza gris claro, de textura
cristalina, dura, con cristales de calcita y zonas de recristalización con trazas de Fósiles y glauconita, sin fluorescencia ni corte
___________________15.650 Tope de Lisure
Fm. LISURE De 15.650’ a 15.699’: Caliza gris, de textura densa, dura, ligeramente arcillosa y glauconita, con intraclastos de
calcita sin fluorescencia ni corte.
De 15.699’ a 15.717’: Lutita ligeramente calcárea gris oscura, dura, compactada y fisil, glauconítica con trazas de pirita pasante alternada
con caliza gris oscura dura glauconitia y arcillosa, sin fluorescencia ni corte.
De 15.717’ a 15.800’: Alternancia de Arcillita gris oscuro, ligeramente calcarea, dura, con esporádicos horizontes lutíticos compactada y glauconítica alternada con Caliza gris claro, algo micritica de textura densa y porosidad vugular a 15.761’ impregnada de hidrocarburos sin fluorescencia natural y corte rápido amarillo-verdoso.
De 15.800’ a 15.875’: Caliza gris oscura a clara, con
textura densa y ligeramente limosa alternada a lutita gris, dura, compacta, físil poco laminar y a limolita gris ligeramente calcárea.
De 15.875’ a 15.938’ : Lutita ligeramente calcárea gris clara, moderadamente dura, fisil, con trazas de mica.
De 15.938’ a 16.095’: Caliza gris clara, textura densa, glauconitica , sin fluorescencia natural ni corte con a la
base lutita arenosa gris oscuro, micacea y piritica. Entre 16.025’ y 16032’ Grainstone y Packstone de color gris claro, textura cristalina regular fluorescencia natural y pobre fluorescencia al tetracloruro. Entre 16.033’y 16060’ Marga arenosa, arenisca, limolita y lutita arenosa hacia la base con un cierre de arcillita arenosa gris oscuro, micacea, compacta y poco físil a 16.095’.
___________________ 16.108 Tope de Apón
Fm. APÓN De 16.113’ a 16.202’: Alternancia de Marga arcillosa
gris oscuro compacta y textura densa con Packstone y
Grainstone gris oscuro, textura fosilífera medianamente cristalino con trazas de fluorescencia al tertacloruro con porosidad vugular, buena fluorescencia natural y cortes amarillo lechoso a 16.127’ y verde lechoso a 16.132’ y 16.187’.
De 16.202’ a 16.866’: Alternancia de Mudstone gris
oscuro compacta y textura densa con algunas Dolomia, Packstone y Grainstone marron oscuro, finamente cristalinas con trazas de fluorescencia al tertacloruro con porosidad vugular, buena fluorescencia natural y cortes amarillos con verde lechoso entre 16.241’ y 16.246’; entre 16.333’ y 16.363’; en los núcleos de 16.398’, 16.404’, 16429’; entre 16.452’ y 16.475’; en 16.502’, 16.614’, 16629’, 16.783’, 16.795’.
__________________ 16.866 Tope de Río Negro
Fm. RÍO NEGRO De 16.882’ a 16.889’ : Arenisca conglomeratica de
grano grueso pasante a guijarro, sub anguloso, mal escogido, friable cementado por arenisca de grano muy fino a limolítico, impregnada de petróleo muy pesado en la fisura entre los granos más grandes, muy piritica, buena fluorescencia natural, corte lento amarillo-verdoso.
3.4. Análisis microscópico de las secciones finas
Las observaciones microscópicas se llevaron a cabo en las
secciones finas del núcleo (fotos 1-10) del pozo ALPUF 6 existentes en la
Nucleoteca de La Concepción (Maracaibo), elaboradas por PDVSA. Para
el estudio de los diferentes carbonatos se utilizó una lupa marca Zeiss y
la tabla de American/Canadian Stratigrafic para determinar la textura, el
tamaño y la redondez de los granos. El grado de escogimiento se
determinó por la escala de Folk, mientras que las estructuras
sedimentarias, y los fenómenos diagenéticos se determinaron por simple
apreciación visual. Para la clasificación de las rocas se utilizó la de
Dunham y para varias secciones se muestran al mismo tiempo
observaciones a un solo nicol y a nicoles cruzados, propiamente con la
finalidad de resaltar las características texturales y diagenénticas
Foto 1. Fm. la Luna. Profundidad 15.410’ (1 nicol – aumentos x 20) Wackstone gris claro a médio oscuro con textura densa y dura con pequeños cristales de calcita y presencia de petróleo en forma dispersada
Foto 2. Fm. Maraca. Profundidad 15.581 (1 nicol – aumentos x 20) Caliza gris claro con textura cristalina dura, cemento esparitico con recristalización (de probable Packstone pasante a Grainstone) y abundante fracturación con trazas de petróleo en las fracturas y minerales de glauconita (verdosos)
Profundidad 15.581 (2 nicoles – aumentos x 20)
Foto 3. Fm. Maraca. Profundidad 15.581 (2 nicoles – aumentos x 30) Detalle de la evidencia del proceso de fracturación posterior al proceso de recristalización. Se observa como las vetas de recristalización y la concha de los fósiles vienen interrumpidas (cortadas) por las fracturas que tienen presencia de petróleo y minerales de glauconita (verdosos).
Foto 4. Fm. Apon. Profundidad 16.120’ (1 nicol – aumentos x 20) Arcillita gris oscuro pasante a Marga por el alto contenido de carbonatos. Se observa bien laminada y compactada por las evidentes marcas de sobrecarga sobre los cristales de carbonados dispersados en la matriz arcillosa con saturación y manchas de petróleo. El aspecto de la calcita, además de ser laminar, es de cristales bien formados y seguramente autigenicos (no detriticos) anteriores al proceso de compactación ya que se observa la deformación de las láminas moldeadas sobre los cristales. Este tipo de roca es indicador paleoambiental y paleogeográfico del centro de la laguna sedimentaria por la mezcla de aporte arcilloso silicoclástico y de lodo carbonatico. Las dos fotos son de la misma sección fina.
Profundidad 16.120’ (2 nicoles – aumentos x 20)
Foto 5 Fm. Apon. Profundidad 16.123’ (1 nicol – aumentos x 20). Packstone gris oscuro con textura medianamente cristalina, parcialmente recristalizada, con evidente porosidad por disolución posterior a la recristalización y completamente saturada de petróleo.
Profundidad 16.123’ (2 nicoles – aumentos x 20)
Foto 6. Fm Apon. Profundidad 16.257’ (1 nicol – aumentos x 20) Wackstone gris claro a marron claro con textura finamente cristalina, fosilífera, algo glauconítica con intraclastos de micrita. No se observa presencia de petróleo ni de fracturas.
Profundidad 16.257’ (2 nicoles – aumentos x 20)
Foto 7 Fm. Apon. Profundidad 16.355’ (1nicol – aumentos x 20). Wackstone marron claro denso con huellas de macrofósiles disueltos y cavidades rellenadas por micrita. Se observan microfracturas rellenardas por trazas de petroleo y de calcita.
Foto 8 Fm Apon. Profundidad 16.462’ (2 nicoles – aumentos x 20). Grainstone gris claro y textura cristalina original con recristalización secundaria, dolomitización y fracturación posterior con presencia de petróleo. La muestra se encuentra coloreada con alizarina para resaltar el proceso de dolomitización. En la sección superior, se observa un fragmentos de conchas de bivalvo fracturado y la presencia de granos de lutitas arenosa rodeado por el crecimiento de los cristales dolomíticos.
Profundidad 16.462’ (2 nicoles – aumentos x 20)
Foto 9. Fm Apon. Profundidad 16.505’ (1 nicol – aumentos x 20) La muestra se encuentra coloreada con alizarina para resaltar el proceso de dolomitización. Se observan cristales de calcita dolomitizados con trazas de petróleo finamente cristalinos en contacto con lutita calcárea pasante a Pelmicrita de color negro y compacta.
Profundidad 16.505’ (2 nicoles – aumentos x 20)
Foto 10. Fm Apon. Profundidad 16.788’ (2 nicoles – aumentos x 20) Wackstone pasante a Packstone de color gris a marron oscuro con textura densa, estilolítica. Presencia de fracturas rellenadas de petróleo con granos y fragmentos de calcita.
Profundidad 16.788’ (2 nicoles – aumentos x 20)
CAPITULO IV
4. DISCUSIÓN Y ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS
En esta sección se reporta la discusión y análisis de los resultados
obtenidos del estudio macroscópico y microscópico de los núcleos de la
Caliza del Cretacico del pozo Alpuf 6.
4.1. Selección de los niveles potencialmente productores
Después de haber descrito y analizado los núcleos, se hizo un análisis
preliminar seleccionando los niveles potencialmente productores
reconociendo con mayor exactitud los intervalos de profundidad y los
núcleos a los cuales pertenecen. Los intervalos y las profundidades
seleccionadas se indican a continuación en la tabla 3.
Sin embargo, después de haber descrito y analizado las secciones
finas correspondientes a los intervalos seleccionados en la tabla 3 se hizo
una segunda selección.
En esta segunda selección de los niveles potencialmente productores se
pudo observar que los horizontes candidatos establecidos en la tabla 3 se
redujeron a los de la tabla 4 con las observaciones que allí se reportan.
En la tabla 6 se indican las profundidades de las secciones finas
estudiadas por medio de las cuales se sustentan partes de las
conclusiones obtenidas en este trabajo.
Como se puede observar en la tabla 4 la Formación Rio Negro no podrá
ser productora a pesar de tener una alta saturación de petróleo ya que el
mismo se encuentra en forma de asfalto muy denso y consolidado con el
mismo conglomerado arenoso.
Tabla 3 Intervalos seleccionados para el análisis detallado
Prof Profundidad
15.275’-
15.289’
16.404’
15.410’-
15.412’
16.429’
15.523’ 16.452’-16.475’
15.572’7” 16.502’
15.581’4” 16.614’
15.589’ 16.629’
15.719´2” 16.783’
15.761’ 16.795’
16.025-
16.032
16.882’- 16.889’
16.122’4” 16.404’
16.126’ 16.429’
16.187’ 16.452’-16.475’
16.241’-
16.246’
16.333’-
16363’
16.398’
Tabla 4 Intervalos con características productoras
Prof Fm
Observación Macroscopica y Comentarios
Prof. Sección
Fina Observad
a
15.275’-15.289’
LUNA
Lutita grises oscuras y biomicritas finamente laminada. Podrían ser productoras si se asocia con zonas fracturadas.
15.410’-15.412’
LUNA
15.410’
15.523’ LUNA
15.581’4”- 589’
MARACA
Caliza gris claro de textura cristalina con aparente recristalización Sparr e impregnación. Intervalos productores.
15.581’
16.024’-026’
LISURE
Intervalo productor y muy fracturado
16120’ APON
Intervalo margoso fracturado productor
16.120’
16.122’ -128’
APON
Grainstone poço fracturado productor por porosidad primaria.
16.123’
16.338’ -346’
16.257’
16.348’ -365’
16.355’
16.450’ -460’
APON
Dolomia, Packstone y Grainstone
productor por porosidad primaria.
16.462’ -465’
16.462’
16.469 –473’
16.501’ -505’
APON
Packstone productor por dolomitización y fracturas.
16.505’
16.612’ – 615’
16.627’ AP Packstone y
– 630’ ON Grainstone
productor por porosidad primaria y fracturas.
16.782’ – 784’
16.794’ – 797’
16.788’
16.882’- 16.889’
Rio Negro
Conglomerado arenoso con asfalto. Intervalo No Productor
4.2. Consideraciones palinológicas importantes obtenidas del
estudio del pozo Alpuf 6 sobre los ambientes de sedimentación.
A continuación, como parte integrante de este estudio sobre la
determinación de los ambientes sedimentarios, se presenta un resumen
de la parte concerniente el Cretácico del estudio Palinológico-
Estratigráfico realizado por Enrique González Guzman (Maraven, 1993);
es decir, los resultados obtenidos por el estudio de los núcleos del
intervalo 15.273’3” – 16.881’ del pozo Alpuf-6.
Guzman indica, con base en análisis palinológicos cuantitativos y de
palinofacies, que las muestras de los núcleos del Cretácico del pozo
Alpuf-6 dieron los siguientes resultados:
- El intervalo 15.273’3” – 15.653’ es de edad indeterminada ya que se
infiere que los palinomorfos fueron destruidos debido a la intensa
degradación causada por los ambientes anóxicos durante la depositación.
De hecho, se nota también una profundización de la “Cuenca”
principiando con influencia terrestre para disminuir hacia las muestras
superiores del intervalo donde la influencia terrestre es mínima (Fm. La
Luna y tope de la Fm. Maraca).
- El intervalo 15.667’ – 15.973’ muestra una edad del Albiense Tardío con
ambientes marinos lagunales hasta neríticos internos con fluctuaciones
en la circulación de corrientes; hacia la base del intervalo se observan
excelentes cantidades de fitopancton salino y miosporas terrestres (Fm.
Maraca).
- El Intervalo 15.973’ – 16.089’ muestra excelentes cantidades de
palinomorfos terrestres y marinos con una edad Albiense Tardío hasta
Albiense Medio ?. El ambiente de sedimentación es marino poco
profundos tipo “Inner neritic” y lagunales (Fm. Lisure).
- El intervalo desde 16.107’ – 16.798’ muestra una edad Aptiense
temprano hasta Tardío con ambientes marinos lagunales con poca
circulación de agua; es decir, a circulación restringida y con muy poca
influencia terrestre (Fm.Apón).
- El intervalo 16800’ – 16881’ no tiene edad determinada por ser estéril de
palinomorfos y con un ambiente posiblemente continental (Fm.Río
Negro).
CONCLUSIONES
Como se puede observar en la tabla 6; es decir, por los resultados de las
observaciones macro y microscópicas, las facies carbonáticas predominantes
asociadas al almacenamiento de petróleo, ellas son de tipo granular con dominio de
los Packstone y Grainstone con fósiles y litoclastos. Secundariamente se observan
facies de tipo mudstone las cuales representan respectivamente depósitos de
moderada energía a depósitos de baja energía con abundancia de recristalización y
dolomitización.
Debido a la escasa productividad de las calizas del Grupo Cogollo se infiere,
con el apoyo de la observación y estudio de los núcleos, que estas calizas se
encuentran fuertemente afectadas por procesos de diagénesis temprana que redujo
parcialmente las porosidades primarias por efecto de un breve periodo de
recristalización y que sucesivamente por fenómenos de disolución y parte de
dolomitización se dieron origen a las porosidades secundarias como la vugular,
móldica, intercristalina e interpartícula.
Con respecto a la Fm. Apón podemos decir que hacia el tope, proliferan los
moluscos y foraminíferos plantónicos, que evidencian condiciones hacia mar abierto
y el inicio de la profundización de la cuenca para culminar con la máxima
transgresión y condiciones anóxicas de la Formación La Luna.
Cabe destacar que dentro de esta secuencia, a nivel de la Formación
Maraca, se observan algunos niveles arenosos similares a los encontrados en la
Formación Lisure, lo cual pone una vez más en evidencia esta tendencia de
condiciones de dominio siliciclástico del área.
Este ciclo corresponde probablemente a una plataforma siliciclástica-
carbonática y contiene areníscas glauconíticas y calizas litoclásticas
(interdigitación de facies carbonáticas y siliciclásticos en dirección de la línea de
costa hacia el sureste esta tendencia se observa claramente en el pozo Alpuf 6 con
mayor contenido siliciclástico) que representa la etapa previa al hundimiento
representado por la Formación La Luna.
El conocimiento batimétrico de la columna de agua en los sedimentos cretácicos
es poco conocido, sin embargo, algunos autores han establecido ciertos criterios
para la estimación de la profundidad de depositación de dichos sedimentos. No es
objetivo de esta nota describir los diferentes modelos empleados para la estimación
de la batimetría, por tanto se recomienda revisar la literatura para tener una idea
mas completa de estos métodos.
Los morfotipos de fauna planctónica cretácica tuvieron una distribución
oceanógrafica controlada por su capacidad de adaptación y oportunismo ante las
condiciones epicontinentales de los mares. Su radiación sobre las aguas
superficiales dependía fundamentalmente de la morfología, con especies en las
zonas costeras capaces de soportar los constantes movimientos de las aguas
superficiales y con especies aquilladas incapaces de estar en la zona de oleaje (surf
zone), pero sí en la zona de costa afuera (off-shore).
Este patrón ha permitido establecer unas bioasociaciones que representan de
una forma aproximada la probable paleobatimetría durante la sedimentación de la
Formación La Luna. Para la parte basal de la unidad se ha establecido una
paleobatimetría que oscila entre los 50 y 100 m, incrementándose hacia la parte
media, donde aparecen las primeras formas de quilla simple, este incremento debe
estar en el orden de los 100 a 200 m. Hacia el tope la paleoprofundidad logra su
máximo, la cual debe estar entre los 200 y 400 m.
Es de hacer notar un predominio de las especies epicontinentales sobre las
especies de aguas profundas. Por tanto, se piensa que de haber ocurrido una
profundización mayor, no se habrían depositado los fosfatos y mucho menos la
glauconita, según los últimos modelos de depositación de dichos minerales.
Refuerza aún más la interpretación sobre la profundidad anteriormente
establecida, la presencia de icnofacies zoophycus en el Miembro Socuy
suprayacente, dicha icnofacies se presenta entre la zona sublitoral externa y el
batial superior, ambientes batimétricos que oscilan entre los 200 y 400 m.
Hay que resaltar, que el soterramiento de la caliza cretacica en esta área de
la cuenca del lago de Maracaibo no ha alcanzado altas profundidades de
soterramiento ya que en las secciones finas no se han observados fenómenos de
presión-solución o de alta compactación de los granos en las rocas grano
soportada; por lo tanto, se puede inferir que la profundidad de soterramiento tuvo
que mantenerse por encima de los 2.500 metros.
La porosidad en las mudstone, que alcanza valores de hasta el 15%,
indudablemente se debe a fracturación por tectonismo (como se comprueba en las
secciones finas) ya que su productividad se asocia casi siempre a zonas falladas o
plegadas como se ha podido observar también en las correlaciones entre los pozos.
Por lo tanto, pareciera importante tanto la porosidad secundaria por
fracturación de las mudstones, que las porosidades primaria y secundarias de las
Packstones y Grainstones a veces contaminadas por la presencia de arcilla y lodo
carbonatico como se observa en los núcleos.
Otra de las conclusiones sería que la calidad de reservorio del Grupo Cogollo
en el campo Alpuf depende esencialmente del grado de fracturamiento que el
mismo presenta. La porosidad por fracturamiento en las calizas granosoportadas
como las Packstones y Grainstones se suma a la porosidad vugular garantizando la
existencia de una porosidad total que puede llegar a valores del 12-15%,
aumentando en definitiva la capacidad de entrampamiento de las formaciones.
RECOMENDACIONES
Por las conclusiones y el estudio efectuado en este trabajo, se recomienda la
perforación de los pozos en función de los objetivos sedimentológicos en este
trabajo reconocidos; es decir, a las profundidades de correlación correspondientes
en cada área. Consecuentemente, se debe hacer una correlación con las secciones
estructurales para observar si el pozo se logre ubicar en proximidad de un área
fracturada (presencia de fallas) ya que la mayoría de los niveles reconocidos como
productores aumentan notablemente su potencialidad cuando estén fracturados.
Con respecto a la perforación de los pozos se recomienda la perforación de los
mismos con un lodo que tenga un peso máximo de 12 lpg (dentro de la caliza hasta
el basamento) ya que se ha observado, por los reportes de las pruebas de
producción, que el peso del lodo usado (15 lpg) acarrea muchos daños a la
formación filtrándose en las fracturas y en los poros sellándolos. Siempre por los
mismos reportes de producción se pudo leer que algunos niveles productores
tuvieron que estimularse, acidificarse y fracturarse hasta dos veces para que
pudiesen manifestar todos sus potenciales productores; y el éxito de tales
resultados se tuvo gracias a la oportuna observación de los núcleos y a los registro
de pozos por medio de los cuales se comprobaba la existencia del petróleo.
REFERENCIA BILIOGRAFICA
ALMARZA, R. (2004) Geología de Venezuela I. Maracaibo. 251 pp. Prof. Giuseppe Malandrino, Curso Ambiente Sedimentario y Evaluación de Formaciones.
Trabajos por Corelab y el personal de la ex Maraven de la Núcleoteca de La Concepción (Maracaibo-Edo.Zulia).
http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/spanish01/spr01/p42_60.pdf
http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/spanish01/spr01/p20_41.pdf
ANEXO 1
FOTOGRAFÍAS DE LOS NÚCLEOS ANALIZADOS DEL POZO ALPUF 6
Intervalo:15.274’ – 15.276’ Intervalo:15.276’ – 15.279’
Intervalo:15.579’ - 581’ Intervalo:15.581’ – 583’ Intervalo:15.587’ – 590’
Intervalo:15.719’ – 721’ Intervalo:15.759’ – 761’ Intervalo:16.024’ – 026’
Intervalo: 16.120’ – 122’ Intervalo:16.122’ – 124’ Intervalo:16.124’ – 126.’
Intervalo:16.126’ – 128’
Intervalo:16.338’ - 340’ Intervalo:16.340’-343’ Intervalo:16.343’-346’
Intervalo:16.346’ – 348’
Intervalo:16.348’ - 351’ Intervalo:16.351’-353’ Intervalo:16.353’-356’
Intervalo:16.356’ – 358’
Intervalo:16.358’ - 360’ Intervalo:16.360’-363’ Intervalo:16.363’-365’
Detal del Intervalo 16.360’
Intervalo:16.450’ - 453’ Intervalo:16.453’-455’ Intervalo:16.455’-458’
Intervalo:16.458’ – 460’
Detal del Intervalo16.450’ intensamente fracturado.
Detal del Intervalo:16.469’ (tope muy saturado de petróleo) – 16.472’ (Base)
Intervalo:16.501’-504’ 16.612’-615’ 16.627’-630’ 16.782’ – 784’
16.794’ – 797’