Yacimiento Matricial y Diagénesis
Yacimiento Matricial: Este tipo de yacimiento, por ser el de más tradición de explotación, posee la capacidad de almacenar el hidrocarburo en los espacios porosos de la matriz, a su vez permite que sus fluidos se desplacen a través de él, hacia los pozos productores. Ocurre esto a pesar de que la mayoría de los yacimientos presentan fracturas.
Esto se debe a que en los yacimientos matriciales su porosidad de fractura no está interconectada ni suficientemente bien como para desplazar, fluidos de manera importante.
Diagénesis: es el proceso de formación de una roca a partir de sedimentos sueltos que sufren un proceso de consolidación. La mayor parte de las veces la consolidación de los sedimentos se debe a la infiltración de las aguas que contienen materias disueltas. La diagénesis convierte así la arena en arenisca, a los lodos calcáreos en caliza y a las cenizas volcánicas en cinerita.
Evolución de porosidad en las areniscas:
Predicción de la porosidad y permeabilidad de las areniscas:
Uno de los métodos efectivos para predecir la porosidad y la permeabilidad de un sistema yacimiento de arenas es:
1.- predecir la porosidad y permeabilidad de la aren en la deposición, y luego
2.- predecir los cambios probables de la porosidad y permeabilidad mientras la arena fue enterrada.
Proceso diagenéticos de las areniscas:
La diagénesis altera el tipo de poros y geometría originales de una arenisca y por lo tanto controla su porosidad y permeabilidad final. Los patrones diageneticos temprano se correlacionan con ambiente de deposición y composición de sedimentos. Los patrones diagenéticos tardío cruzan límites de facies y dependen de patrones de migración regional de fluidos.
En las areniscas ocurren tres procesos diageneticos:
1.- La Cementación: la cual va a disminuir el espacio poral.
2.- La Disolución (percolación): los granos lo crean, y por ultimo
3.- La Compactación: esta disminuirá la porosidad a través de reacomodo de los granos, deformación plástica, presión de solución y fracturamiento.
Zonas diagenéticas: se define de acuerdo a las temperaturas del subsuelo. Dependiendo del gradiente geotérmico, las profundidades pueden variar. En zonas:
Someras (<>
Intermedia (80-140 °C)
Profundas (> 140°C)
Efecto de la temperatura: Al incrementar las temperaturas se aumenta la solubilidad de muchos minerales diversos, por lo que la aguas porales se saturan con más especies iónicas. Para predecir porosidad se debe usar:
1.- Graficas de porosidad-profundidad de areniscas cercana al prospecto.
2.- Modelos de computadoras que incorporen el gradiente geotérmico, un mayor gradiente geotérmico reduce la porosidad.
Efecto de la presión: el principal efecto de la presión es la compactación.
El proceso de pérdida de porosidad con la profundidad de enterramiento se retarda por sobrepresiones.
Efecto de la edad: las areniscas pierden porosidad con la edad; es decir, la pérdida de porosidad en areniscas es función del tiempo.
Referencias:
http://industria-petrolera.blogspot.com/2008/11/geometria-de-los-yacimientos.html
http://es.wikipedia.org/wiki/Diag%C3%A9nesis
Clases de Ingeniería de Yacimientos
Clases de Geología Petrolera II, Profesor: Francisco Barrios
Guía de Geología Petrolera II
