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LABORATORIO 1. DESCRIPCIÓN Y CLASIFICACIÓN DE ROCAS SEDIMENTARIAS

CARLOS FELIPE MARÍN RIVERA DIEGO ALEJANDRO GRAJALES AMADO

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULTAD DE INGENIERÍAS FISICOQUÍMICAS ESCUELA DE GEOLOGÍA GEOLOGÍA DE HIDROCARBUROS BUCARAMANGA 2019

Geología de Hidrocarburos Laboratorio No. 1

LABORATORIO 1. DESCRIPCIÓN Y CLASIFICACIÓN DE ROCAS SEDIMENTARIAS

CARLOS FELIPE MARÍN RIVERA CÓDIGO: 2150352 DIEGO ALEJANDRO GRAJALES AMADO CÓDIGO: 2152317

GRUPO: G2

DIRIGIDO A: GEO. JUAN DAVID BADILLO REQUENA

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULTAD DE INGENIERÍAS FISICOQUÍMICAS ESCUELA DE GEOLOGÍA GEOLOGÍA DE HIDROCARBUROS BUCARAMANGA 2019 2

Geología de Hidrocarburos Laboratorio No. 1

COPYRIGHT

Nosotros Diego Alejandro Grajales Amado identificado con c.c.: 1.098.801.419 de Bucaramanga y código estudiantil 2152317 y Carlos Felipe Marín Rivera identificado con c.c.: 1.098.800.920 de Bucaramanga y código estudiantil 2150352; En calidad de estudiantes activos de la asignatura de GEOLOGIA DE HIDROCARBUROS en el periodo 2019-1 certificamos que el contenido del informe correspondiente al laboratorio número 1 presentado a continuación corresponde a nuestra propia autoría, exceptuando las fuentes de información consultadas que están debidamente referenciadas siguiendo la norma APA y somos conscientes de que de comprobarse lo contrario sería considerado como fraude y autorizamos al profesor Juan David Badillo Requena para abrir los procesos disciplinarios pertinentes.

DIEGO ALEJANDRO GRAJALES AMADO C.C.: 1.098.801.419

CARLOS FELIPE MARIN RIVERA C.C.: 1.098.800.920

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Geología de Hidrocarburos Laboratorio No. 1

TABLA DE CONTENIDO COPYRIGHT................................................................................................................................... 3  1.  INTRODUCCIÓN .............................................................................................................. 6  2.  OBJETIVOS ......................................................................................................................... 7  1.1.  OBJETIVO GENERAL ..................................................................................................... 7  1.2.  3.  4. 

OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................................................. 7 

MARCO TEÓRICO ............................................................................................................ 8  DESARROLLO DEL LABORATORIO .............................................................................. 14  4.1.  Descripción petrográfica de rocas sedimentarias en muestra de mano ....................... 14  4.1.1. Descripción textural.................................................................................................... 14  4.1.2. Descripción composicional ......................................................................................... 16  4.1.3. Interpretación y análisis............................................................................................... 18  4.1  Descripción petrográfica de rocas sedimentarias en sección delgada .......................... 19 

5.  6. 

4.2.1. Descripción textural.................................................................................................... 19  4.2.2. Descripción composicional ......................................................................................... 21  4.2.3. Estimación de la porosidad ......................................................................................... 24  CONCLUSIONES............................................................................................................. 26  BIBLIOGRAFÍA.................................................................................................................. 35 

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TABLA DE ILUSTRACIONES Figura 4-1. Diagrama triangular para la clasificación textural de rocas sedimentarias clásticas con menos del 30% de grava. Fuente: Folk, 1974. ..................................................................... 16  Figura 4-2. Diagrama triangular para la clasificación composicional de las areniscas. Fuente: Folk, 1974. ..................................................................................................................................... 17  Figura 4-3. Diagrama triangular para la clasificación textural de rocas sedimentarias clásticas con menos del 30% de grava. Fuente: Folk, 1974. ..................................................................... 20  Figura 4-4 ...................................................................................................................................... 24 

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1. INTRODUCCIÓN En la actualidad los derivados de los hidrocarburos son de gran importancia en la estructura socioeconómica, y su obtención depende de muchos factores. En base de los principios sedimentológicos realizaremos una caracterización a dos muestras en las cuales analizaremos algunas propiedades petrofísicas en las donde se puede almacenar estos hidrocarburos, para con esto adoptar una postura que se enfoque en el desarrollo de modelos donde su principal elemento sea el estudio de los hidrocarburos. La caracterización petrográfica de las rocas sedimentarias es de gran importancia para el entendimiento de un sistema petrolífero, permitiendo establecer un modelo estratigráfico y sedimentológico, además de permitir la estimación de propiedades petrofísicas como la porosidad. En el presente informe de laboratorio se realiza una descripción petrográfica de rocas sedimentarias en muestra de mano y sección delgada, y se analiza un método de estimación de la porosidad por medio del análisis de imágenes digitales al microscopio de oplarización.

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2. OBJETIVOS 1.1. 

OBJETIVO GENERAL

Describir y analizar muestras de rocas sedimentarias desde un enfoque dirigido al estudio de los hidrocarburos.

1.2.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS



Caracterizar petrográficamente una muestra de mano de una roca sedimentaria siguiendo la metodología de Cruz y Caballero, 2007.



Caracterizar petrográficamente una sección delgada de una roca sedimentaria con tinción siguiendo la metodología de Cruz y Caballero, 2007.



Evaluar métodos de estimación de la porosidad de una muestra a partir una imagen de la sección delgada teñida correspondiente.

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3. MARCO TEÓRICO 4.1

Sistema petrolífero

Un sistema petrolífero está constituido por una serie de componentes geológicos y los procesos por los cuales interactúan, necesarios para la generación y acumulación de los hidrocarburos, esto incluye una roca generadora, un trayecto de migración, una roca reservorio, una trampa y una roca sello. La secuencia cronológica relativa correcta de estos elementos y los procesos de generación, migración y acumulación de hidrocarburos es necesaria para asegurar la ocurrencia de los hidrocarburos (Ramsey, 2019). A continuación, se describen las características de cada uno de los elementos y procesos que integran el sistema petrolífero: 

Roca generadora o roca fuente: Es una roca rica en contenido de materia orgánica que, si recibe calor en grado suficiente, generará petróleo o gas. Las rocas generadoras típicas, normalmente lutitas o calizas, contienen aproximadamente un 1% de materia orgánica y al menos 0,5% de carbono orgánico total (COT), si bien una roca generadora rica podría contener hasta 10% de materia orgánica. Las rocas de origen marino tienden a ser potencialmente petrolíferas, en tanto que las rocas generadoras terrestres (tales como el carbón) tienden a ser potencialmente gasíferas. La preservación de la materia orgánica sin degradación es crucial para la formación de una buena roca generadora y resulta necesaria para que exista un sistema petrolero completo. En las condiciones adecuadas, las rocas generadoras también pueden ser rocas yacimiento (Ramsey, 2019).



Migración: Es el movimiento de los hidrocarburos generados, desde la fuente hacia las rocas yacimiento. La migración se produce habitualmente desde un área estructuralmente baja hacia un área más alta, debido a la flotabilidad relativa de los hidrocarburos, en comparación con la roca adyacente. La migración puede ser local o producirse a lo largo de distancias de cientos de kilómetros en las cuencas sedimentarias grandes, y es crucial para la formación de un sistema petrolero viable. La expulsión de los hidrocarburos de una roca generadora se denomina migración primaria. El movimiento ulterior de los hidrocarburos hacia la roca yacimiento en una trampa de hidrocarburos u otra zona de acumulación es la migración secundaria (Ramsey, 2019).

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

Roca reservorio, almacén o yacimiento: Es un cuerpo de roca del subsuelo que exhibe un grado suficiente de porosidad y permeabilidad para almacenar y transmitir fluidos. Las rocas sedimentarias son las rocas yacimiento más comunes porque poseen más porosidad que la mayoría de las rocas ígneas o metamórficas, y se forman bajo condiciones de temperatura en las cuales los hidrocarburos pueden ser preservados. Un yacimiento es un componente crítico de un sistema petrolero completo (Ramsey, 2019).



Trampas: Una configuración de rocas adecuadas para contener hidrocarburos, selladas por una formación relativamente impermeable a través de la cual los hidrocarburos no pueden migrar. Las trampas se describen como trampas estructurales (en estratos deformados, tales como pliegues y fallas), trampas estratigráficas (en zonas en las que los tipos de rocas cambian, tales como discordancias, acuñamientos y arrecifes) o trampas combinadas (Ramsey, 2019). Una trampa estructural es una variedad de estructura geológica sellada con capacidad para retener hidrocarburos, tal como una falla o pliegue. Las trampas estratigráficas se forman donde los cambios producidos en el tipo de roca permiten la retención de hidrocarburos (Ramsey, 2019).



4.2

Roca sello: Es una roca relativamente impermeable, normalmente lutita, anhidrita o sal, que forma una barrera o una cubierta sobre y alrededor de la roca yacimiento, de manera que los fluidos no pueden migrar más allá del yacimiento. Un sello es un componente crítico de un sistema petrolero completo. La permeabilidad de un sello capaz de retener los fluidos a través del tiempo geológico oscila entre ~ 10-6 y 10-8 darcies (Ramsey, 2019). Rocas sedimentarias

Las rocas sedimentarias son rocas formadas sobre la superficie de la tierra por procesos de baja presión y temperatura. Estas rocas son compuestas por partículas derivadas del intemperismo y erosión de rocas preexistentes o por la precipitación a partir de agua de materiales cristalinos por procesos biológicos o químicos (Caballero & Cruz, 2007). Según Folk (1974), la clasificación composicional de las rocas sedimentarias se basa en la presencia de tres tipos de materiales sedimentarios: componentes terrígenos, ortoquímicos y aloquímicos.

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Los componentes terrígenos son aquellos materiales formados por el intemperismo y erosión de rocas preexistentes. Los componentes ortoquímicos o materiales autigénicos son aquellos formados por procesos de precipitación química normal. Los componentes aloquímicos son materiales precipitados de una solución de manera “anormal” ayudados por procesos biológicos y que generalmente han sido transportados como sólidos después de su precipitación (Caballero & Cruz, 2007) Los procesos de transporte y depositación generan una amplia variedad de rocas, cada una de ellas caracterizada por propiedades físicas distintivas, siendo las más importantes su textura, estructura, composición y fábrica. La textura se refiere a las características de pequeña escala, como el tamaño, la forma y las relaciones entre sus partículas constituyentes. La estructura, se refiere a características de mayor escala, tales como la estratificación, laminación y otras marcas geométricas producto de los procesos que dieron origen a la roca. La composición se refiere tanto a la composición química como mineralógica de la roca. Y finalmente, la fábrica se refiere a la relación espacial existente entre los elementos texturales que componen una roca sedimentaria: el armazón, la matriz, el cemento y la porosidad (Caballero & Cruz, 2007). 4.3

Porosidad

La porosidad es uno de los elementos texturales más importantes a determinar en la caracterización de las rocas sedimentarias para la industria de los hidrocarburos, ya que es un parámetro petrofísico simple que define un buen reservorio e interviene directamente en el cálculo de las reservas. Por tal razón se presta especial importancia a este elemento textural. Los poros son los espacios vacíos existentes en una roca. La porosidad es definida como la relación volumétrica entre los poros y el total de la roca. De acuerdo con el origen de los poros, la porosidad se puede clasificar en: porosidad primaria o aquella formada en el mismo momento de la formación o depositación de los sedimentos y porosidad secundaria, aquella que ocurre durante procesos posteriores a la depositación de los sedimentos, como disolución mineral o fracturas (Caballero & Cruz, 2007). La porosidad puede ser también catalogada de acuerdo con la ubicación dentro del sedimento, como porosidad interpartícula la más común, aquella ubicada entre los espacios que quedan de manera naturalmente entre una partícula y sus vecinas, y porosidad intrapartícula aquella que 10

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ocurre dentro de algunas partículas, especialmente en las cámaras de los fósiles, aunque también puede ocurrir en cualquier otro tipo de partícula (Caballero & Cruz, 2007). Adicionalmente la porosidad puede clasificarse de acuerdo a su arreglo en tres tipos: porosidad absoluta, porosidad efectiva y porosidad inefectiva. La porosidad efectiva se refiere al total de espacios vacíos en un volumen de roca. La porosidad efectiva es el porcentaje de poros interconectados respecto a volumen total, y la porosidad inefectiva se define como la relación entre el volumen de poros completamente aislados entre el volumen de roca. La porosidad efectiva es el valor que usualmente se utiliza en ingeniería de yacimientos, ya que representa el espacio de poros interconectados que contienen hidrocarburos movibles o recuperables (Meza, 2013). La porosidad en una roca sedimentaria es afectada por varios factores, incluyendo el tamaño de grano y su forma, el arreglo o empaquetamiento de los granos, el contenido de arcilla, el calibrado y el nivel de compactación y cementación (Meza, 2013). 4.3.1. Parámetros petrofísicos simples relacionados Los parámetros petrofísicos simples indican de manera independiente ciertas cualidades del yacimiento. La combinación de estos parámetros da lugar a los parámetros compuestos, que proporcionan un mejor entendimiento del yacimiento (Meza, 2013). A continuación, se describen ciertos parámetros simples petrofísicos y de los fluidos relacionados con la porosidad: 





Permeabilidad: Es una propiedad del medio poroso que mide la capacidad u habilidad de la formación para transmitir fluidos. Se mide en darcys o milidarcys (Meza, 2013). Un darcy describe la permeabilidad de un medio poroso a través del cual se produce el pasaje de un centímetro cúbico de fluido que tiene un centipoise de viscosidad y fluye en un segundo bajo una presión diferencial de una atmósfera, donde el medio poroso posee un área en sección transversal de un centímetro cuadrado y una longitud de un centímetro. Un milidarcy (mD) es una milésima parte de un darcy y se trata de una unidad utilizada generalmente para las rocas yacimiento (Ramsey, 2019). Saturación: Cuantifica la cantidad de fluidos que se encuentran contenidos en el espacio poroso. Se puede definir como la fracción o porcentaje del volumen de poros ocupado por un fluido en particular: agua, gas o aceite (Meza, 2013). Tortuosidad: Cuando los fluidos son producidos viajan a través de la roca del yacimiento al pozo, o sea, desde un punto de mayor energía hasta uno de menor energía. La ruta por 11

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la que viajan los fluidos dentro del medio poroso dista mucho de ser un camino recto, la geometría del espacio poroso lo hace sinuoso o curvilíneo. La propiedad de la roca que refleja la complejidad de esta trayectoria es la tortuosidad. La tortuosidad se define como la relación entre la distancia de la trayectoria entre dos puntos en el medio poroso y la distancia en línea recta (Meza, 2013). 4.3.2. Estimación de la porosidad La porosidad, y varios de los parámetros petrofísicos, por lo general se obtienen de manera precisa a partir del análisis de núcleos de perforación y de manera indirecta por medio de la interpretación cuantitativa de registros geofísicas de pozo. Una herramienta que ayuda a determinar la porosidad en una roca, es la petrografía de secciones delgadas mediante microscopía de luz transmitida, a través del uso de tinciones que resalten la porosidad y permitan cuantificarla por medio de guías de estimación visual o conteo de puntos. Estos métodos pueden resultar poco precisos y poco prácticos cuando se trate de describir una gran cantidad de secciones. Una técnica sencilla que ofrece resultados con buena precisión es el análisis de imágenes digitales al microscopio de luz transmitida. En estudios petrográficos, las imágenes que son de interés son aquellas que ofrecen información sobre las texturas y composición de las fases minerales que conforman las rocas. Estas pueden ser: imágenes de electrones retrodispersados, mapas de rayos x, imágenes de catodoluminiscencia o imágenes digitales al microscopio de luz transmitida (Castro Dorado, 2015). Los programas de análisis de imágenes proporcionan multitud de datos interesantes sobre las texturas de diversos tipos de materiales. Una de las aplicaciones es cuantificar la superficie ocupada por cada de una de las fases que constituyen las rocas, y así obtener de manera sencilla y rápida una estimación del porcentaje de cada fase sin recurrir al tedioso conteo de puntos (Castro Dorado, 2015). El análisis digital de imágenes se basa en las diferentes respuestas y comportamientos frente a la luz de cada una de las fases presentes en la muestra. Es sabido que cada material tiene una respuesta espectral diferente, esto es, absorbe, transmite y refleja selectivamente ciertos rangos de longitudes de onda, denominados bandas espectrales. Para captar una imagen en escala de grises, el sensor almacena la energía de las ondas electromagnéticas de una banda espectral provenientes de cada punto de la escena como un nivel digital de gris. Para conformar una imagen 12

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a color, se necesita captar la energía de las ondas de tres bandas espectrales correspondientes a las longitudes de onda de los colores rojo, verde y azul (RGB por sus siglas en inglés), para obtener tres imágenes en escala de grises que se combinan para formar la imagen a color. Las imágenes digitales a color pueden ser consideradas como datasets multiespectrales, ya que pueden convertirse a datos digitales de las bandas rojo, verde y azul (Jensen, 2015). Las cámaras digitales poseen la tecnología para filtrar dichas longitudes de onda y generar las imágenes. La técnica de análisis de imágenes digitales que permite realizar el procesamiento adecuado para determinar las áreas que ocupa cada fase con una respuesta espectral diferente, se conoce como Thresholding, que segmenta las imágenes a escala de grises resaltando pixeles que posean valores niveles digitales dentro de un rango establecido (Ferreira & Rasband, 2012). De igual manera el Color Thresholding segmenta las imágenes a color resaltando los pixeles que posean un color dentro de un rango establecido. Este proceso permite resaltar las características de interés, para posteriormente calcular la fracción de área ocupado por los pixeles resaltados.

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4. DESARROLLO DEL LABORATORIO 4.1.

Descripción petrográfica de rocas sedimentarias en muestra de mano 4.1.1. Descripción textural

Muestra con armazón granosoportado con tamaño de grano de arena media1, subangulares a subredondeados2, bien calibrada 3, con pequeñas variaciones en su diámetro dispuestas en bandas de geometría irregular que van desde arena fina a arena gruesa, como se observa en la Fotografía 4-1. La matriz es de arena muy fina a lodosa (Limo + arcilla sin diferenciar). La roca se disgrega fácilmente, por lo que se infiere un porcentaje bajo de marial cementante. El contacto tangencial a longitudinal4 se distingue entre los granos de mayor tamaño que constituyen el armazón y se tiene un empaquetado intermedio5 permite establecer un porcentaje de porosidad de alrededor del 12%.

Fotografía 4-1. Microfotografìa de la sección captada en el microscopio de luz transmitida. Luz polarizada no analizada, objetivo 4x.

Clasificación Granulométrica de Wentworth, tomada de Folk, 1974, página 25. Términos de grado de redondeamiento y esfericidad de las partículas según Powers 1953, en Comptón 1962 3 Calibrado de las partículas según Pettijhon, en Boggs, Jr. 1987, Pág. 113. 4 Tipos de contactos de granos según Griffiths 1967, Tomada del libro de Estratigrafía de Corrales et al, 1977. 5 Tipos de empaquetamiento en esferas ilustrando el decrecimiento progresivo de la porosidad. Modificado de Graton y Fraser 1935, en Boggs 1987. 1 2

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La Tabla 4-1muestra los porcentajes estimados para cada uno de los elementos texturales con las observaciones correspondientes. Elementos texturales

Porcentaje

Observaciones

Armazón

60

Granosoportada. Partículas tamaño arena media subredondeados, con ligeras variaciones a arena fina y gruesa.

Matriz

25

Arenolodosa. Constituida por arena muy fina y lodo sin diferenciar (Limo+arcilla)

Cemento

3

Silíceo. La roca no es muy compacta y se disgrega facilmente, por lo que se infiere baja cementación

Poros Total

12

Porosidad primaria. Interpartícula. 100

Tabla 4-1. Porcentaje de los elementos texturales de la muestra. Se determinaron los porcentajes a cada fracción de tamaño de grano, para realizar la clasificación textural usando el diagrama triangular de Folk (1954) para rocas terrígenas. La Tabla 4-2 muestra los porcentajes estimados.

Elemento textural Armazón Matriz Cemento Porosidad Total

CLASIFICACIÓN TEXTURAL Fracción Porcentaje % Recalculado Arena gruesa 10 11.8 Arena media 35 41.2 Arena fina 15 17.6 85 Arena muy fina 12.5 14.7 Lodo 12.5 14.7 Síliceo 3 Porcentajes recalculados sin Primaria. 12 tener en cuenta el cemento Interpartícula y los poros 100

Tabla 4-2. Porcentaje de las fracciones de tamaño de grano para realizar la clasificación textural de la muestra. Tomado de Cruz y Caballero, 2007. 15

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La clase textural mayor se determina usando el porcentaje total de la fracción arena (70,6%) y la relación Limo:Arcilla, que en este caso es 1:1, ya que no se pueden diferenciar estas granulometrías finas. La Figura 4-1 muestra el diagrama triangular para la clasificación textural de la muestra, que cae en el campo de una Arenisca lodosa.

Figura 4-1. Diagrama triangular para la clasificación textural de rocas sedimentarias clásticas con menos del 30% de grava. Tomado de Folk, 1974. La roca corresponde a una Arenisca de grano medio bien calibrada con matriz lodosa. 4.1.2. Descripción composicional El armazón se compone principalmente de cuarzo, aunque también se observan granos de feldespato que se distinguen por su dureza menor y color blanco. La fracción arena muy fina de la matriz se constituye de cuarzo y la fracción lodosa principalmente de minerales arcillosos, se encuentran lentes lodosos de pocos centímetros de longitud compuestos de feldespato alterado a minerales de arcillas. En la Tabla 4-3 se muestran los porcentajes estimados para cada componente de la roca, con el fin de hacer su clasificación composicional usando el diagrama triangular de Folk (1974) para la clasificación composicional de areniscas. 16

Geología de Hidrocarburos Laboratorio No. 1 CLASIFICACIÓN COMPOSICIONAL Elemento textural Armazón

Fracción

Arena Arena muy fina Matriz Lodo Siliceo Cemento Primaria Poros Total

Porcentaje

% Cuarzo

% Feldespato

% FR

% Minerales arcillosos

% Otros

60

50

10

0

0

0

12.5 0

0 0

0 0

0 0

0 12.5

62.5

10

0

0

12.5

12.5 12.5 3 12 100

Tabla 4-3. Porcentajes de los principales componentes para realizar la clasificación composicional. Dado que la muestra no posee grava, su clasificación composicional se centra en los componentes de la fracción arena. La clasificación composicional se determina usando el porcentaje de cuarzo recalculado a la fracción arena (86,2 %) y la relación Feldespato: Fragmentos de roca, que en este caso es de 10:0, ya que en la muestra no se identifican fragmentos de roca. La Figura 4-2 muestra el diagrama triangular para la clasificación composicional de la muestra, que cae en el capo de Subarcosa.

Figura 4-2. Diagrama triangular para la clasificación composicional de las areniscas. Tomado de Folk, 1974. 17

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En resumen, integrando los resultados anteriores, la muestra corresponde a una arenisca de cuarzo subarcósica, de arena fina a gruesa, bien calibrada, con granos subredondeados a subangulares, en contactos tangenciales y longitudinales, compuesta principalmente de cuarzo, con algo de feldespatos y minerales arcillosos en menor proporción. Es textural y composicionalmente submadura, poco cementada y con una porosidad primaria estimada del 12%. 4.1.3. Interpretación y análisis Es sabido que la muestra corresponde a la Formación Mugrosa de la cuenca del Valle Medio del Magdalena. La finalidad de un estudio petrográfica con enfoque en los hidrocarburos es identificar todo tipo de características de la roca que permiten conocer más acerca de la presencia o posible ocurrencia de hidrocarburos en ellas. Por lo tanto, es importante que, a partir de las características petrográficas descritas anteriormente, esta muestra de roca pueda enmarcarse en un sistema petrolífero. La porosidad estimada del 12% es una porosidad primaria que se considera importante para el almacenamiento de hidrocarburos. Por lo tanto, la unidad litoestratigráfica a la que pertenece esta muestra, es una roca con las características para ser una potencial roca reservorio. La edad de la Formación Mugrosa se establece en el Oligoceno Tardío-Mioceno Temprano (Sarmiento, Puentes, & Sierra, 2015), por lo cual esta unidad se encuentra suprayaciendo en el Valle Medio del Magdalena las unidades Cretácicas de origen marino que actúan como roca fuente, y produce petróleo en dicha cuenca. De acuerdo a sus características petrográficas puede interpretarse que el ambiente de formación es un ambiente continental, dado que la roca aún contiene feldespatos y porcentajes de matriz considerables. Según Caballero et al. (2010), el ambiente corresponde a sistemas fluviales de llanuras aluviales y ríos meándricos que varían hacia el norte de la cuenca a llanuras bajas lacustres afectadas al parecer por influencia marina, donde se desarrolla el nivel fosilífero “Los Corros” de gasterópodos, bivalvos y macrofragmentos vegetales.

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Geología de Hidrocarburos Laboratorio No. 1

4.4

Descripción petrográfica de rocas sedimentarias en sección delgada 4.2.1. Descripción textural

Muestra con armazón granosoportado con partículas tamaño de arena fina a media, con diámetros medidos entre 0.1 mm a 0.4 mm, subangulares, bien calibrada. La matriz es lodosa. Los contactos entre las partículas que constituyen el armazón son primordialmente tangenciales, aunque se observan algunos contactos longitudinales y flotantes. El material cementante es silíceo, se encuentra en baja proporción principalmente en los contactos longitudinales entre partículas. La muestra tiene una alta porosidad primaria interpartícula, estimada visualmente6 en un 15%. La Tabla 4-4 muestra los porcentajes estimados para cada uno de los elementos texturales que constituyen la muestra. Elementos texturales

Porcentaje

Observaciones

Armazón

67

Granosoportada. Partículas tamaño arena fina a media subangulares, bien calibrada.

Matriz

15

Lodosa, constituida por arena muy fina y lodo sin diferenciar (Limo+arcilla)

Cemento

3

Silíceo, presente en los contactos longitudinales entre granos de cuarzo.

Poros Total

15

Porosidad primaria. Interpartícula. 100

Tabla 4-4 Porcentaje de los elementos texturales de la sección. Se determinaron los porcentajes correspondientes para cada fracción de tamaño de grano con el fin de realizar la clasificación textural usando el diagrama triangular de Folk (1954) para rocas terrígenas. La Tabla 4-5 muestra los porcentajes estimados.

6

Imágenes para la estimación visual de porcentajes, Schole, 1979.

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Elemento textural Armazón Matriz Cemento Porosidad Total

CLASIFICACIÓN TEXTURAL Fracción Porcentaje % Recalculado Arena media 22 26.8 82 Arena fina 45 54.9 lodo 15 18.3 Síliceo 3 Porcentajes recalculados sin Primaria 15 tener en cuenta el cemento y los poros 100

Tabla 4-5. Porcentaje de las fracciones de tamaño de grano para realizar la clasificación textural de la muestra. Tomado de Cruz y Caballero, 2007. La clase textural mayor se determina usando el porcentaje total de la fracción arena (81,7 %) y la relación Limo:Arcilla, que en este caso es 1:1, ya que incluso al microscopio es difícil diferenciar estas granulometrías finas. La Figura 4-3 muestra el diagrama triangular para la clasificación textural de la muestra, que cae en el campo de una Arenisca lodosa.

Figura 4-3. Diagrama triangular para la clasificación textural de rocas sedimentarias clásticas con menos del 30% de grava. Tomado de Folk, 1974. La roca corresponde a una Arenisca de grano fino a medio bien calibrada con matriz lodosa.

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Geología de Hidrocarburos Laboratorio No. 1

4.2.2. Descripción composicional El armazón se compone principalmente de cuarzo, aunque también se observan granos de feldespato en menor proporción, que se encuentran alterados parcial o totalmente a minerales arcillosos, y se distinguen por presentar color marrón en nicoles paralelos y colores de interferencia más altos en nicoles cruzados dada la presencia de los minerales de alteración. La matriz lodosa se constituye principalmente de minerales arcillosos y algo de materia orgánica. El constituyente cementante es principalmente silíceo. Además, se observan minerales opacos como accesorios. Las Fotografía 4-2 a Fotografía 4-5 muestran campos de visión de la sección donde se aprecian sus principales características.

Fotografía 4-2. Microfotografìa de la sección captada en el microscopio de luz transmitida. Luz polarizada no analizada, objetivo 4X.

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Fotografía 4-3. Microfotografìa de la sección captada en el microscopio de luz transmitida. Luz polarizada analizada, objetivo 4X.

Fotografía 4-4. Microfotografìa de la sección captada en el microscopio de luz transmitida. Luz polarizada no analizada, objetivo 10X. 22

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Fotografía 4-5. Microfotografìa de la sección captada en el microscopio de luz transmitida. Luz polarizada analizada, objetivo 10X. En la Tabla 4-6 se muestran los porcentajes estimados para cada componente de la roca, con el fin de hacer su clasificación composicional usando el diagrama triangular de Folk (1974) para la clasificación composicional de areniscas. CLASIFICACIÓN COMPOSICIONAL Elemento textural

Fracción

Arena Armazón Lodo Matriz Cemento Siliceo Primaria Poros Total

Porcentaje 67 15 3 15 100

% % Cuarzo Feldespato

% FR

% Minerales % Otros arcillosos

60 0

5 0

0 0

0 12

2 3

47

15

0

12

8

Tabla 4-6. Porcentajes de los principales componentes para realizar la clasificación composicional. Dado que la muestra no posee grava, su clasificación composicional se centra en los componentes de la fracción arena. La clasificación composicional se determina usando el porcentaje de cuarzo 23

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recalculado a la fracción arena (96,8 %) y la relación Feldespato:Fragmentos de roca, que en este caso es de 10:0, ya que en la muestra no se identifican fragmentos de roca. La Figura 4-4 muestra el diagrama triangular para la clasificación composicional de la muestra, que cae en el capo de Cuarzoarenita.

Figura 4-4. Diagrama triangular para la clasificación composicional de las areniscas. Fuente: Folk, 1974. En resumen, integrando los resultados anteriores, la muestra corresponde a una cuarzoarenita ligeramente feldespática, de arena fina a media, bien calibrada, con granos subangulares, en contactos tangenciales y longitudinales, compuesta principalmente de cuarzo, con algo de feldespatos y minerales arcillosos en menor proporción. Es textural y composicionalmente submadura. El cementante silíceo se restringe a zonas de contactos longitudinales entre granos de cuarzo. La porosidad primaria estimada a partir de guías visuales es del 15%. 4.2.3. Estimación de la porosidad Dado que en la industria de los hidrocarburos la porosidad de las rocas es una de las características más importantes a la hora de definir las unidades que pueden actuar como reservorio, y es un parámetro que influye de manera directa en el cálculo de reservas, se hace necesario estimarla de una manera más precisa que la basada en guías visuales. Para ello se usó el software ImageJ con el fin de realizar una estimación de la porosidad de la sección delgada descrita anteriormente a partir 24

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de una imagen captada en el microscopio de luz transmitida con luz polarizada no analizada (nicoles paralelos) usando el objetivo de 4x. El procesamiento realizado se basa en el expuesto en Castro Dorado (2012) se muestra a continuación:  Primero se carga la imagen en formato .BMP al software ImageJ.

Figura 4-5. Imagen digital captada al microscopio de polarización en objetivo de 4x. 

Para realizar el segmentado de la imagen por medio del Thresholding se requiere que esta esté en escala de grises. Para ello se realiza la descomposición de la imagen a sus tres bandas espectrales: Rojo, Verde y Azul.

Figura 4-6. Conversión a un RGB Stack. 25

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

Se obtienen tres imágenes en escala de grises, una para cada banda. Se decide trabajar con banda del rojo, dado que allí es donde se presenta mayor contraste entre la porosidad y los demás constituyentes de la roca. A continuación, se muestran las tres bandas obtenidas.

Figura 4-7. Banda del rojo

Figura 4-8. Banda del verde. 26

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Figura 4-9. Banda del azul. 

Para realizar la segmentación se requiere establecer el rango de niveles digitales para resaltar los pixeles correspondientes a la porosidad. Para ello se toman muestras de áreas que correspondan a la porosidad en la muestra y se analizan los valores mínimos y máximos registrados.

Figura 4-10. Muestreo de área para determinar el rango de niveles digitales. 27

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

Se calculan los parámetros estadísticos (máximo, mínimo, media, moda) de los pixeles muestreados como se muestra a continuación:

Figura 4-11. Cálculo de parámetros estadísticos. 

Se obtiene entonces que los pixeles muestreados, correspondientes a los poros, presentan valores desde 69 a 118, con un promedio de 102,869 y una desviación estándar de 7.274. Con el finde evitar la presencia de valores anómalos muy bajos, se restringe el límite inferior a la media menos tres veces la desviación estándar: 81.

Figura 4-12. Cálculo de parámetros estadísticos. 28

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

Posteriormente se aplica la herramienta ajustar Threshold, se establece el rango desde 81 a 118, como valores representativos de los pixeles de la porosidad. Se observa en el histograma de la imagen que ese rango corresponde a valores bajos y bastante frecuentes. Se observa otro pico de valores más altos que corresponden a la abundancia de cristales como el cuarzo.

Figura 4-13. Ajuste del Threshold.

Figura 4-14. Ajuste del Threshold. 29

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

Una vez se ajusta el rango, los pixeles que tienen valores en ese rango se realzan en color rojo.

Figura 4-15. Realce de la porosidad. 

Finalmente basta con realizar un cálculo de la fracción del área que ocupan esos pixeles para estimar la porosidad.

Figura 4-16. Cálculo de la fracción del área. 30

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

Finalmente se obtiene un porcentaje de porosidad estimado en 16,292 %.

Figura 4-17. Porosidad estimada en un 16.292%. 

Se carga la imagen original para realizar una comparación y evaluar el resultado.

Figura 4-18. Verificación del resultado. 31

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

Se puede observar en la Figura 4-18, que en ciertas zonas la porosidad no es reconocida. Además debe tenerse en cuenta que está propiedad tridimensional está siendo medida de manera bidimensional, por lo que el resultado debe considerarse como una aproximación.

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5. CONCLUSIONES 

La descripción petrográfica de rocas sedimentarias en muestras de mano permite establecer características muy básicas, pero importantes, de las características físicas de las formaciones.

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Las secciones delgadas de rocas sedimentarias clásticas con tinción ofrecen una manera de estimar el porcentaje de porosidad de una muestra y su moda mineral, permitiendo obtener una caracterización más precisa de las formaciones.

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La toma de imágenes digitales al microscopio de polarización se constituye como una herramienta útil y práctica para la determinación de porcentajes y la estimación de la porosidad en una muestra.

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6. RECOMENDACIONES El cálculo de la porosidad es un procedimiento que hoy en día se realiza de maneras muy sofisticadas y precisas utilizando tecnologías como las tomografías de núcleos. En este sentido, as estimaciones realizadas en el presente laboratorio deben considerarse como aproximaciones, dados los errores e incertidumbres implícitos en cada proceso. Siempre es recomendable corroborar estos datos con estudios más detallados.

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7. BIBLIOGRAFÍA

Caballero, V., & Cruz, L. E. (2007). Guía de laboratorio de Sedimentología para Geólogos. Bucaramanga, Colombia: Escuela de Geología, Universidad Industrial de Santander. Caballero, V., Parra, M., & Mora, A. (2010). Levantamiento de la Cordillera Oriental de Colombia durante el Eoceno Tardío-Oligoceno Temprano: Proveniencia Sedimentaria en el Sinclinal de Nuevo Mundo, Cuenca Valle Medio del Magdalena. Boletín de Geología, UIS, 32,1, 4577. Castro Dorado, A. (2015). Petrografía de rocas ígneas y metamórficas. Madrid, España: Paraninfo SA. Ferreira, T., & Rasband, W. (2012). ImageJ User Guide. Folk, R. (1974). Petrology of Sedimentary Rocks. Austin, Texas: Hemphil Publishing Company. Jensen, J. R. (2015). Introductory Digital Image Processing: A Remote Sensing Perspective. University of South Carolina: Pearson series in geographical information science. Meza, K. E. (2013). Parámetros Petrofísicos Compuestos en la Caracterización de Yacimientos. Ciudad de México: Universidad Nacional Autónoma de México. Ramsey, M. (07 de Mayo de 2019). Schlumberger Oilfield Glossary. Obtenido de https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/ Sarmiento, G., Puentes, J., & Sierra, C. (2015). Evolución geológica y estratigrafía del sector norte del Valle Medio del Magdalena. Geología Norandina, 12, 51-82.

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