Tipos de porosidad

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Cinco, los núcleos extraídos, clasificados y analizados adecuadamente ofrecen la posibilidad de calibrar la información que se obtiene por métodos indirectos, como los registros eléctricos, ya que ofrecen elementos básicos para identificar la porosidad, la permeabilidad, saturación de aceite y agua, compuestos orgánicos y minerales, etc., de los que puede inferirse la diagénesis de la formación y otras propiedades, como el factor de formación, el exponente de cementación, entre otros.

En resumen, los núcleos de roca adquieren un creciente valor a través del tiempo. Esto justifica su mayor importancia como fuente de información, ya que expanden el número de análisis que pueden hacerse a partir de ellos, y desde luego por el alto costo de su extracción en sí.

Antecedentes

Con el descubrimiento de hidrocarburos almacenados en rocas carbonatadas del Cretácico, en la región sur-sureste de México, se inició el estudio de las rocas almacenadoras de aceite y gas. La información litológica y estratigráfica obtenida de las muestras de canal y núcleos de fondo cortados durante las perforaciones, permitió definir las condiciones geológicas de las nuevas áreas petrolíferas. Más tarde se reconocieron las principales rocas almacenadoras, carbonatos de plataforma del Mesozoico, calizas y dolomías de plataforma del Cretácico, calizas y dolomías arcillosas con brechas de talud y mar abierto, así como calizas arcillosas fracturadas de mar abierto.

Porosidad en rocas carbonatadas

La porosidad es la propiedad física más importante en las rocas almacenadoras de hidrocarburos y, en el caso de las rocas carbonatadas, adquiere una gran complejidad como resultado de los procesos de sedimentación, diagénesis y tectonismo. La mayoría de las rocas carbonatadas contienen muy poca porosidad, pero en conjunto tienen una enorme importancia económica petrolera, ya que los porcentajes de porosidad que presentan las facies de caliza y dolomía almacenan cerca de la mitad de las reservas de aceite y gas conocidas en el mundo. Las rocas carbonatadas de la región sur-sureste también son un ejemplo de la importancia económica petrolera, ya que en ellas se localiza la mayoría de las reservas de aceite y gas de México. En general, la literatura del tema se agrupa en dos grandes tipos; la primera, concerniente a las propiedades físicas de los sistemas porosos, de principal utilidad para la evaluación o explotación de los fluídos contenidos en las rocas; y otra con énfasis o sentido geológico. La clasificación de la porosidad en carbonatos con énfasis geológico se publicó aproximadamente desde 1930. Entre los últimos trabajos se encuentra el de Philip y Pray (1970), donde se trata con más rigor la clasificación de los tipos de porosidad, enfocada a la caracterización de un poro o sistema poroso, con el objetivo de facilitar la descripción de la porosidad y mejorar la interpretación de su origen en el amplio espectro de las facies carbonatadas. En la literatura se definen 15 tipos básicos de porosidad en abundancia volumétrica y ocurrencia:

- intergranular,

- interparticular,

- intercristalina,

- móldica,

- fenestral,

- refugios,

- arrecifal,

- fracturas,

- canales,

- vesicular (vugular),

- cavernosa,

- en brechas, por bioperturbación,

- madrigueras

- grietas de desecación.

Siete de estos tipos de porosidad son bastante comunes y volumétricamente importantes en las fotografías que se presentan, formando parte del espacio poroso en la mayoría de las rocas almacenadoras carbonatadas de la región sursureste. Estos tipos son: intergranular, intercristalina, móldica, vesicular (vugular), en brechas, cavernosa, micro y macrofracturas.

También es conveniente mencionar que estos tipos de porosidad, por lo general, se encuentran combinados, y el fracturamiento generalmente es el que está asociado a los otros tipos de porosidades; esto da motivo para presentar el octavo tipo de porosidad con el nombre de múltiple.

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Porosidad intergranular

Es el término más comúnmente usado para definir a los espacios que existen entre los granos que forman la roca, ya sean de cuarzo o de carbonatos. Es más común usar este término que el de interparticular, y generalmente denota posición de los granos y no su génesis. En carbonatos clásticos, esta porosidad es generalmente por depósito de los sedimentos y se considera primaria, por el aglutinamiento de diversos tipos de granos calcáreos soportados entre sí, de tamaños del orden de los 0.004 a 2 mm de grosor. En la región sur-sureste se tienen ejemplos de este tipo de porosidad en calcarenitas del Cretácico y del Eoceno. Este tipo de depósitos están formados por fragmentos de carbonatos del tamaño del limo y arena, originados en condiciones de alta energía en la plataforma carbonatada, que posteriormente fueron transportados en grandes cantidades hacia zonas batimétricas de talud y mar abierto, por medio de flujos de turbidez, en donde finalmente quedan depositados como gruesos paquetes en forma de abanicos, en donde presentan generalmente gradación por depósito gravitacional.

Porosidad Intercristalina

Esta definición podría aplicarse a la mayoría de los carbonatos, ya que por estar constituidos por cristales de carbonato de calcio o magnesio, se considera el espacio entre los cristales como conductos básicos porosos. El tamaño de los cristales es muy variable y, en términos cualitativos, se expresan desde microcristalinos, macrocristalinos y mesocristalinos. La cristalización y recristalización se consideran procesos diagenéticos, que imprimen a la roca características como textura y porosidad. Entre más grandes son los cristales de calcita o de dolomita, los espacios entre los cristales son mayores e influyen en un incremento en la porosidad. Prácticamente todas las rocas carbonatadas están compuestas de cristales que pueden variar de tamaño desde cripto a mesocristalinos, así como proporciones variables