Yacimiento No Convencional.docx

YACIMIENTO CONVENCIONAL Reservorio de ARENISCA en general, con buena porosidad y permeabilidad. YACIMIENTO NO CONVENCIONAL Reservorio de ARCILLITA, con mala porosidad y permeabilidad. TRABAJO PRACTICO N° 1 ¿Qué hizo posible pensar en extraer hidrocarburos de un reservorio no convencional? ¿Qué diferencia hay entre un reservorio convencional y una no convencional? ¿Qué es la porosidad y la permeabilidad? ¿Qué petróleo es mejor el convencional ó el no convencional? ¿Qué litología presenta un reservorio convencional y uno no convencional? Etapas en la industria de los hidrocarburos Upstream: exploración, evaluación del descubrimiento, desarrollo del yacimiento, producción y transporte a planta Downstream: Separación y tratamiento, Transporte, Refinación, Comercialización Área Petrolera: es la figura poligonal que representa el dominio del subsuelo. Yacimiento: acumulación de hidrocarburos existente en el subsuelo, integrado por uno o mas reservorios Elementos y procesos que intervienen en la acumulación de hidrocarburos

Los elementos esenciales para tener una acumulación son:, Roca generadora o roca madre, Roca sello, Roca reservorio, Roca cobertura Los procesos para que la acumulación se cree y perdure : Generación de HC, migración (primeria y secundaria), entrampamiento. Introducción Definiciones: Tipos de pozos que se perforan Pozos de Exploración: Pozo cuyo objetivo es descubrir petróleo y/o gas, el que es perforado en una posible trampa de hidrocarburos, aislada de otras en donde ya se hubiere perforado uno o más pozos. Se lo identifica en su sigla mediante una letra minúscula "x", y su numeración será consecutiva dentro de cada estructura. En el Informe Final de un pozo de Exploración se indicará, según sea el caso: "Pozo de Exploración Descubridor" y volumen inicial de gas, condensado y/o petróleo, en metros cúbicos, "Pozo de Exploración abandonado por improductivo", "Pozo de Exploración abandonado por Razones Técnicas". Pozos de Exploración somero: Sondeo cuyo objetivo es investigar niveles de menor profundidad que hubiesen sido detectados al realizar un pozo de mayor profundidad. Este tipo de pozo no es muy frecuente y se realiza cuando, por ejemplo, se perfora un pozo programado a TRES MIL METROS (3.000 m), el cual detecta a los MIL METROS (1.000 m) importantes manifestaciones de hidrocarburos. A fin de no demorar la exploración del objetivo más profundo, se podrá realizar un nuevo pozo exclusivamente para ponderar el nivel menos profundo el que se identificara en el término de la sigla correspondiente al tipo de pozo, con las letras minúsculas "xs", y el numero será el consecutivo al del pozo de mayor profundidad que no pudo evaluar los niveles superiores.

Pozos de Exploración profundo: Sondeo cuyo objetivo es descubrir hidrocarburos por debajo de una zona mineralizada y en producción. Se lo identifica en su sigla mediante las letras minúsculas "xp" y el número será el consecutivo al último utilizado para los pozos de desarrollo. El nombre de un pozo de Exploración Profundo deberá ser el mismo del yacimiento dentro del cual se perfora. En el Informe Final de un pozo de exploración profundo se indicará, según sea el caso: a) "Pozo de exploración profundo descubridor" (y el volumen inicial de gas, condensado y/o petróleo, que resultare, en metros cúbicos), b) "Pozo de exploración profundo abandonado por improductivo", o c) "Pozo de exploración profundo abandonado por Razones Técnicas". Pozos de Exploración: Pozo Descubridor: Sondeo de estudio o de exploración que descubre hidrocarburos por primera vez en una trampa de cualquier tipo. Los pozos siguientes al de exploración descubridor en esa misma trampa, deberán ser necesariamente pozos de extensión. Pozo de Extensión: Pozo cuyo objetivo es identificar los límites de la zona mineralizada de hidrocarburos descubiertos anteriormente por un Pozo de Exploración y determinar su comercialidad. Se lo identifica en su sigla mediante una letra minúscula "e" y el número será el consecutivo al del último pozo de exploración o de extensión, según corresponda. Un pozo de Extensión nunca puede ser Descubridor. Cuencas sedimentarias: Conceptos básicos. Una cuenca sedimentaria es una región deprimida de la corteza terrestre que posibilita la acumulación de grandes espesores de sedimento. Ahora bien, cabe preguntarnos ¿cómo es posible recepcionar miles de metros de espesor de sedimento en una depresión que, superficialmente, posee una profundidad varias veces menor? La respuesta es simple: la base de la cuenca se hunde a medida que el sedimento de va acumulando en ella. Este proceso por el cual la cuenca se “hunde” mientras crece su relleno sedimentario, se lo conoce como subsidencia. Cuencas Sedimentarias: son las zonas donde se han depositado grandes espesores de rocas sedimentarias.19 Cuencas Sedimentarias 1.750.000 km2, 5 Cuencas Productorasde hidrocarburos, Noroeste, Cuyana, Neuquina, Golfo de San Jorge y Austral. Factores que controlan el relleno de cuencas: Las fluctuaciones del nivel marino.La velocidad de sedimentación. Cuencas sedimentarias El origen de una cuenca se encuentra directamente relacionado a los procesos tectónicos. Es así que su ubicación relativa con respecto a los bordes de las placas litosféricas y sus tipos de contactos, condicionará el tipo de cuenca resultante. La arquitectura física de una cuenca, es decir, su forma, tamaño, tipo de basamento, estilo estructural y velocidad de subsidencia; dependerá pues de sus condiciones genéticas. Existen diversos tipos de clasificación de cuencas sedimentarias, los cuales toman en cuenta aspectos tales como el tipo de sustrato (corteza oceánica o continental), la posición con respecto a la placa (intraplaca o borde de placa), el tipo de borde de placa (convergente, divergente, transformante) y/o el tipo de subsidencia dominante (controlado por esfuerzos mecánico-tectónicos o por temperatura). 1. CONVERGENTES: a. Cuencas de Trinchera Oceánica; b. Cuenca de antearco (fore-arc); c. Cuenca de trasarco (backarc); d. Cuencas de retroarco 2. DIVERGENTES: a. Dorsales; b. Rift continental. ; c. Rift proto-oceánicos (tipo mar Rojo); d. Rift continental “abortados”: Alaucógenos ; e. Cuencas de SAG intracontinentales. ; f. Cuencas de margen continental y de la pendiente continental 3. TRANSFORMANTES: a. Cuencas transtensionales, b. Cuencas transpresionales, c. Cuencas transrotacionales El origen de las rocas se encuentra directamente ligado a los procesos geológicos; esto es, el conjunto de sucesos o mecanismos dinámicos tanto, físicos como químicos, que se desarrollan en la Tierra. Procesos internos o procesos endógenos: (dentro de la corteza terrestre)

Procesos externos o procesos exógenos: superficie (por acción directa de los agentes atmosféricos), EL CICLO DE LAS ROCAS: Se entiendo por ciclo de las rocas al conjunto de estadíos por los que pasa el material que conforma la corteza terrestre dando origen a los diversos tipos de rocas. Este ciclo se compone de un circuito cerrado en el que intervienen los procesos exógenos y endógenos de la Tierra. Procesos exógenos: Meteorización:Meteorización es la desintegración, descomposición y disgregación de una roca en la superficie terrestre o próxima a ella como consecuencia de su exposición a los agentes atmosféricos y físico-químicos, con la participación de agentes biológicos. Meteorización física :La meteorización física produce desintegración o ruptura en la roca, sin afectar a su composición química o mineralógica. Las rocas no cambian sus características químicas pero sí las físicas. Prepara al material para su transporte 1.La descompresión: Es la expansión y el agrietamiento que se producen en rocas que se han formado a gran profundidad, al encontrarse en la superficie donde la presión es mucho menor. A causa de esta dilatación comienzan a experimentar la formación de grietas o diaclasas con lo que se forman losas horizontales. 2. Termoclastia es la fisura de las rocas aflorantes como consecuencia de la diferencia de temperatura entre el interior y la superficie. La diferencia térmica día-noche es la causa: durante el día, al calentarse, la roca se dilata; sin embargo, por la noche, al enfriarse, se contrae. Al cabo de un tiempo acaba rompiéndose. Este tipo de meteorización es importante en climas extremados con gran oscilación térmica entre el día y la noche (como el desierto). 3. Gelifracción: es la rotura de las rocas aflorantes a causa de la presión que ejercen sobre ellas los cristales de hielo. El agua, al congelarse, aumenta su volumen en un 9%. Si se encuentra en el interior de las rocas, ejerce una gran presión sobre las paredes internas que acaba, tras la repetición, por fragmentarlas (climas húmedos y con repetidas alternancias hielo-deshielo (+0 °C/-0 °C), como los montañosos. 4. Haloclastia: es la rotura de las rocas por la acción de la sal (ambientes áridos). La sal, se incrusta en los poros y fisuras de las rocas, y, al recristalizar y aumentar de volumen, aumenta la presión que ejercen sobre las paredes internas (similar a la gelifracción) con lo que se puede ocasionar la ruptura. Meteorización química Produce una transformación química de la roca provocando la pérdida de cohesión y alteración de la roca. 1.

Oxidación: Al reaccionar algunos minerales con el oxígeno atmosférico.

2.

Disolución: cloruros, nitratos, en rocas calcáreas y en el modelado kárstico.

3. Carbonatación: Se produce al combinar el dióxido de carbono con ciertos minerales como el carbonato de calcio que se transforma en bicarbonato el primero es insoluble al agua pero el segundo es soluble 4. Hidratación: el agua es incorporada a la estructura de algunos minerales aumentando de volumen como el sulfato de calcio hidratado. 5. Hidrólisis: Es la rotura en la estructura de algunos minerales por la acción de los iones de H+ y OH- de agua, fundamentalmente en la meteorización del feldespato, que se transforma en arcillas y del granito que puede llegar a la caolinización (transformarse en arcillas, especialmente en caolín). 6. Bioquímica: La acción de los ácidos orgánicos procedentes de la descomposición de materiales biológicos en el suelo.

Meteorización biológica Algunos seres vivos contribuyen a transformar las rocas. Así, las raíces de las plantas se introducen entre las grietas actuando de cuñas. Al mismo tiempo segregan sustancias que alteran químicamente las rocas, como puede verse en la imagen: la decoloración de la pared por la acción de los ácidos (carbónico y de otros tipos) nos muestra claramente este proceso. También algunos animales, como las lombrices de tierra, las hormigas, las termitas, los topos, etc., favorecen la alteración in situ de las rocas en la superficie. Erosión: Es el proceso de incorporación y transporte del material meteorizado. El mismo puede ser erosionado por: Agua: Erosión de las costas. Por ejemplo, la formación de un acantilado o una rasa mareal. Erosión fluvial. Llevada a cabo por aguas superficiales en los continentes Erosión kárstica. Disolución subterránea de la calcita. Erosión glaciar. Producida por el movimiento de masas de hiel Erosión por cambios de fase. Fractura de la roca producidas por congelación del agua en grietas, debido a su aumento de volumen. Viento: Erosión eólica, producida por el esfuerzo de cizalla del flujo del viento o por la abrasión de partículas de aire que éste transporta. El viento actúa: En las zonas desérticas modela la superficie al perfilar las dunas o formar los desiertos de piedras, llamados erg, al arrastrar el material fino y dejar el grueso. En las zonas húmedas y áridas se produce el transporte de materiales finos tal como el loess, originando relieves planos, ligeramente ondulados. Gravitacional: Transporte en pendientes de ladera por gravedad de bloques o granos desgajados en laderas de montaña. Sedimentación: La sedimentación es el proceso por el cual el sedimento en movimiento se deposita. Las componentes detríticas como los fragmentos de rocas y minerales pueden ser transportadas por agua, viento y hielo y depositados en otro lugar. Cuando se depositan las componentes detríticas y químicas primeramente forman sedimentos blandos como la arena, un lodo de minerales arcillosos o un lodo de caliza. Por hundimiento, compactación y cementación los sedimentos se convierten en rocas sedimentarias sólidas. Los procesos responsables para la transformación de una roca sedimentaria blanda a una roca sedimentaria compacta son los procesos diagenéticos. Metamorfismo – Magmatismo: A medida que la acumulación de sedimento se incrementa y el soterramiento es cada vez mayor (campo de los procesos endógenos), el calor interno supera la temperatura T = 200ºC (dado por el grado geotérmico) y las alta presiones (ocasionada por la carga litostática) dan lugar a la formación de las rocas metamórficas. El incremento de temperatura a mayores profundidades provoca finalmente la generación de magma y la consiguiente formación de las rocas ígneas. Los procesos tectónicos responsables de la deformación de la corteza y la generación de los cordones montañosos, llevan nuevamente a la superficie a las rocas metamórficas y/o ígneas quedando nuevamente sometidas a la acción de los procesos exógenos.

LAS ROCAS ÍGNEAS O MAGMÁTICAS Etimología: la palabra magma es un vocablo proveniente del griego: “mágma” = pasta, ungüento. Sin dudas en referencia al aspecto que presenta el mismo al salir por los cráteres volcánicos en forma de lava. En el caso de la palabra ígnea, es un vocablo proveniente del latín: “ignis” = fuego, también empleado en clara alusión al calor emanado por la lava volcánica. Se puede definir a las rocas ígneas o magmáticas como aquellas rocas originadas a partir de la fusión total de rocas pre-existentes (magma) y la posterior cristalización de sus componentes durante la etapa de enfriamiento y solidificación. Magma: es definido generalmente como una masa silicatada de rocas fundidas, desarrollada dentro de la corteza terrestre a profundidades mayores a 20 km y temperaturas superiores a los 650 °C. Los magmas son fenómenos temporales originados dentro de la corteza terrestre, conformando “bolsadas” de rocas fundidas cuyo espacio se conoce como cámara magmática. El magma tiende a escapar a la superficie o hacia zonas de menor presión. Sus formas de ascenso se las conoce como emplazamiento magmático. Mecanismos de emplazamiento: Inyección forzada, proceso por el cual el magma asciende debido a las fuerzas de empuje que el mismo genera, provocando la fractura y expansión de la roca de caja (roca que contiene o rodea al magma, constituyendo los límites de la cámara magmática). El emplazamiento permisivo el magma avanza aprovechando los espacios originados por fracturas preexistentes. El stoping magmático el techo de la cámara magmática (roca de caja) es “fagocitada” gradualmente por el magma. De esta forma, se generan bloques individuales de la roca de caja los cuales son englobados por el magma ascendente en forma permisiva. Estos restos de rocas de caja englobados dentro de una magmatita son conocidos con el nombre de xenolitos (del latín: “xeno” = extranjero, raro; “litho” = roca). Composición química de los magmas Magmas ácidos son mucho más ricos en sílice y potasio. Se favorecerán el desarrollo de minerales tales como cuarzo, feldespatos potásicos, plagioclasas sódicas y muscovita. Magmas básicos poseen mucho menos sílice y son más ricos en hierro, magnesio y calcio. Se favorecerán el desarrollo de minerales ferro-magnesianos y cálcicos tales como los olivinos, los anfíboles, los piroxenos y las plagioclasas cálcicas. Evolución magmática La composición de los magmas puede ser naturalmente modificada y generar una gran variedad de rocas ígneas. Cristalización fraccionada: proceso por el cual se produce una cristalización diferencial conforme baja la temperatura en la cámara magmática. Su cristalización se regula principalmente por el punto de fusión (o solidificación) que presenta cada mineral, desarrollando un orden de aparición de los distintos grupos de silicatos cuyo esquema se representa en la denominada Serie de Bowen. Estructura de los cuerpos ígneos Es la configuración morfológica que adquieren los mismos luego de su emplazamiento y cristalización. Consideraremos aquí dos grupos: Cuerpos ígneos profundos (emplazados dentro de la corteza terrestre) .Y Cuerpos ígneos superficiales y sub superficiales (emplazados o desarrollados sobre la superficie terrestre o en subsuelo, a poca profundidad).

PETROLOGÍA Rocas sedimentarias: Se entiende por rocas sedimentarias a un conjunto de grupos litológicos originados en la superficie terrestre, por acción los procesos exógenos, bajo condiciones normales de presión y temperatura.

1.

Rocas sedimentarias clásticas o detríticas

Se entiende por rocas sedimentarias clásticas o detríticas a aquellas rocas originadas a partir de la destrucción (química y/o mecánica) de rocas pre-existentes y la posterior acumulación de sus relictos. Litogénesis de las rocas clásticas Se denomina litogénesis al conjunto de procesos que dan origen a una roca sedimentaria.

Componentes texturales de las rocas clásticas Se entiende por textura de una roca clástica al conjunto de caracteres morfológicos, de tamaño y relaciones espaciales de los elementos individuales de un sedimento. Se reconocen los siguientes componentes texturales:Clastos: fragmentos líticos de cualquier forma, tamaño o composición que componen la roca. Matriz: comprende la fracción lítica de granulometría mucho más fina que la de los clastos. Cemento: es el compuesto químico de actúa como medio ligante entre los clastos y la matriz. Granulometría: grava 4-64 mm; sabulos -4 mm; arena gruesa 0,5-2 mm; arena media 0,25-0,5 mm; arena fina 0,060,25mm; limo 0,004-0,06 mm; arcilla menor a 0,004 mm Morfología de las partículas: Redondez: hace referencia al grado de suavidad de los contornos de las partículas (a mayor transporte = mayor desgaste = mayor redondez). Esfericidad: hace referencia a la relación de la forma tridimensional del grano con una esfera de igual volumen. La esfericidad depende del transporte así como de la forma original del fragmento rocoso. Selección: Es el grado de homogeneidad granulométrica que posee el sedimento o sedimentita. En general a mayor transporte = mayor selección. Orientación: Es la disposición u orden preferencial que presentan las partículas. La misma depende principalmente del medio de transporte y sedimentación Empaquetamiento: Es el arreglo tridimensional que presentan las partículas, lo cual depende de sus formas, tamaño y selección. De acuerdo a los formas de contacto que desarrollen los granos entre sí se puede obtener un empaquetamiento cúbico o rombohédrico

Madurez : Textural: es la relación de forma (redondez – esfericidad), tamaño y selección de las partículas observadas en una muestra. A mayor transporte del sedimento = mayor redondez, mayor selección, menor granulometría = mayor madurez textural Composicional: es el grado de diferenciación composicional que alcanza un sedimento comparado con el material del que procede. Serie de Goldich: Rocas sedimentarias Clasificación de las rocas clásticas: Conglomerados Basan su clasificación composicional sobre la base de su relación clastos / matriz, así como en la heterogeneidad o variación composicional de sus clastos. Cuando en un conglomerado existe un predominio de clastos por sobre la matriz recibe el nombre de ortoconglomerado (o conglomerado clasto-soportado), contrariamente, cuando existe un predominio de la matriz por sobre los clastos se denomina paraconglomerado (o conglomerado matriz-soportado). En el caso de poseer una heterogeneidad en la composición de los clastos (es decir, provenientes de la destrucción de distintos tipos de rocas) reciben el nombre de polimícticos, en caso contrario (es decir, cuando presenta clastos de una misma composición) se les denomina oligomícticos.

2. Rocas sedimentarias químicas Se entiende por rocas sedimentarias químicas a aquellas rocas originadas a partir del transporte por solución de compuestos químicos solubles (provenientes de la meteorización de rocas preexistentes) y depositados por precipitación directa o por evaporación. Sobre la base de su composición química se reconocen los siguientes grupos: Sobre la base de su composición química se reconocen los siguientes grupos: Rocas de precipitación química carbonática: Rocas de precipitación química silícea: Rocas evaporíticas (Evaporitas): Rocas de precipitación química carbonática: La precipitación química de los carbonatos se debe a cambios físicoquímicos del medio ambiente, como por ejemplo variaciones de temperatura del agua o pérdida del CO2 disuelto. Calizas (compuestas principalmente por carbonato de calcio), Dolomías o dolomitas (compuestas principalmente por carbonato de

calcio y magnesio)

Travertinos (compuestos principalmente por carbonato de calcio

precipitado en medios continentales).

Rocas sedimentarias químicas Rocas de precipitación química silícea: Son originadas por la precipitación química de sílice a partir de soluciones acuosas ricas en este mineral. Dentro de este grupo se encuentran la ftanita y la geiserita, variedades de sílice amorfa originada a partir de fluidos hidrotermales. Rocas evaporíticas (Evaporitas): Deben su origen a la sobresatauración de soluciones salinas y posterior precipitación de haloides y sulfatos de sodio, potasio, magnesio y calcio (sales de alta solubilidad en el agua). Se forman en cuencas cerradas desarrolladas en ambientes áridos. Entre las rocas más comunes de este grupo encontramos a la halita (NaCl), la silvinita (KCl), el yeso (CaSO4 x 2H2O) y la anhidrita (CaSO4). 3. Rocas sedimentarias organógenas: Se entiende por rocas sedimentarias organógenas a aquellas rocas originadas a partir de la actividad biológica de los organismos o por acumulación de sus restos esqueletales. Aún cuando estas rocas no se encuentran sujetas a los procesos de sedimentogénesis propios de las rocas sedimentarias clásticas, si se desarrolla una vez depositada la acción litificante de los procesos diagenéticos.

Rocas metamórficas: Se define al metamorfismo como el proceso de transformación mineral y estructural de las rocas, en estado sólido, en respuesta a condiciones físicas y químicas distintas a las que prevalecieron en el momento de formación de las mismas.Los principales factores que operan en la generación de las rocas metamórficas son la presión y la temperatura (también es importante el contenido de agua en la roca). La presión puede ser de carácter litostático (ejercido por el propio peso de la columna sedimentaria: entre 200 a 300 bares por cada kilómetro de profundidad (~1 Kb cada 3,5 a 4 km).) o tectónico La temperatura puede estar dada por el propio gradiente geotérmico (30 a 50°C c/km) o por la acción de cuerpos de rocas fundidas mientras que la presión litostática crece Grado Metamórfico: la intensidad de metamorfismo (dado por los valores de presión y temperatura) que ha sufrido una roca. Zona Metamórfica: un sector de la corteza caracterizado por la dominación de un determinado grado metamórfico; se distinguen en este sentido 4 zonas: epizona, mesozona, catazona y ultra catazona Zona Minerálogica: hace referencia a un sector (sometido a determinadas condiciones de presión y temperatura) caracterizado por la aparición de un determinado mineral índice o una asociación mineral específica (por ejemplo: zona de granate). Facies Metamórficas: un conjunto de rocas metamórficas caracterizadas por la presencia de un conjunto definido de minerales Principales grupos de rocas metamórficas Pizarras: bajo grado, de grano muy fino (no visibles a simple vista). Poseen colores oscuros, se caracterizan por poseer planos de debilidad paralelos denominados “planos de foliación”. Mineralógicamente de componen por cuarzo, feldespato, clorita, sericita, illita y caolinita, pudiendo tener además proporciones variables de materia orgánica. Filitas: bajo a mediano grado, microcristalinas, a menudo con bandas de segregación mineral y desarrollo de planos de foliación. En su aspecto general son muy parecidas a las pizarras, sin embargo se diferencian de éstas por poseer colores más claros (generalmente verdes) y brillo satinado. Mineralógicamente de componen por cuarzo, clorita, sericita y muscovita, pudiendo presentar a menudo máculas de biotita o porfiroblastos (grandes cristales) de granate. Esquistos: mediano a alto grado, con cristales bien desarrollados (visibles a simple vista). Fina alternancia de bandas micáceas y bandas cuarzo-feldespáticas de segregación. Debido a la abundante presencia de micas dispuestas a lo largo de bandas paralelas, se desarrollan planos de debilidad los que dan lugar al fenómeno conocido como “esquistocidad”. Mineralógicamente se componen de muscovita, cuarzo y feldespatos, pudiendo presentar además otros minerales de claro origen metamórfico como el granate o la estaurolita. Gneises: alto grado, con cristales bien desarrollados y de grano grueso. Sus componentes más frecuentes son el cuarzo, el feldespato, la muscovita y la biotita. Poseen una textura más compacta que la de los esquistos, siendo frecuente además la presencia de estructuras de deformación por acción de esfuerzos tectónicos. Metacuarcitas: grado medio a alto, compactas y macizas, de colores claros (grises a blanquecinos). Se componen principalmente de granos de cuarzo, pudiendo presentar de manera subordinada pequeños cristales de micas. Ortocuarcita para designar a la cuarcita de origen sedimentario Mármoles: grado medio a alto, compactas y macizas, de colores variados pero siempre en tonalidades claras (grises, blancos, amarillentos, rosados). Se componen principalmente de calcita (por derivar de un protolito carbonático), pudiendo presentar como minerales accesorios la m• Anfibolitas: medio a alto, macizas o bandeadas, pero sin desarrollo de esquistosidad o foliación. Se caracterizan por el desarrollo de cristales macroscópicos de anfíboles, lo que otorga su clara predominancia de tonalidades oscuras (negras). Además de la presencia de anfíboles (hornblenda),

presenta además de manera subordinada pequeños cristales de plagioclasa. Algunos accesorios frecuentes pueden ser la titanita, la magnetita y el epidoto. Granulitas: medio a alto (en condiciones de baja presión de fluido), macizas, conformadas por una cerrada trama de cristales bien desarrollados, semejando en su aspecto a una roca plutónica. Se caracterizan por la presencia de minerales anhidros, entre los que se mencionan a los feldespatos, hipersteno, diópsido, granate y hornblenda, pudiendo también estar presente la biotita. Derivan principalmente de protolitos pelíticos o volcánicos ácidosargarita, anfíboles cálcicos y forstierita. Roca reservorio Es aquella roca que posee poros o huecos (espacio poral) de determinado tamaño y naturaleza como para permitir el almacenamiento de hidrocarburos en cantidades suficientes para que se justifique su explotación. La mayoría de los reservorios comerciales de petróleo y gas se hallan en areniscas, calizas o dolomitas; sin embargo, se encuentran también reservorios en lutitas fracturadas, rocas ígneas fraLa porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca y se define como la fracción del volumen total de la roca que corresponde a espacios que pueden almacenar fluidos; es un número sin unidades con valores entre 0 y 1, y así se lo debe utilizar en los cálculos. En la práctica se lo multiplica por 100 para expresar la porosidad en unidades de porosidad o pu (“porosity-units”). φ = Vp Vt φ es la parte del volumen de la roca ocupado por los fluidos, en fracción: 0 ≤ φ ≤ 1 Vp es todo el volumen del espacio poral; está ocupado por fluidos (agua, petróleo, gas) Vt es el volumen total de la roca; incluye los sólidos y fluidoscturadas y pelitas (shale).

Tipos de porosidad:Primaria: (intergranular o intercristalina) Es aquella que se produce al depositarse in situ el sedimento ; Secundaria: Es la que se genera después de la sedimentación de la roca por diversos eventos diastróficos o diagenéticos Factores que afectan la porosidad Químicos: Disolución. Cementación. Reemplazo de arcillas Bitumen Recristalización Mecánicos: Fracturación. Compactación por aumento de carga. Presión de las capas suprayacentes Geológicos: Ambiente de depositación. Grado de uniformidad o selección del tamaño de los granos. La naturaleza de los componentes que forman las rocas Tamaño y forma de los granos Selección de los granos Arreglo de los granos Presencia de arcillas La forma más útil para clasificar la porosidad es en: Porosidad Efectiva (porosidad continua o

interconectada).

Porosidad No Efectiva (discontinua o aislada) Porosidad Total (la suma de ambas). Porosidad efectiva: representada por φe, es la porosidad accesible a los fluidos desplazarse, excluyendo la porosidad no-conectada y el espacio ocupado por el agua inmovilizada en las lutitas o “shales”. Esta definición es específica para los

libres para adsorbida e intérpretes.

Porosidad absoluta: se define como el cociente del volumen vacío (espacio interconectado y aislado) y el volumen bruto de la roca y se puede representar por la siguiente ecuación:

Porosidad y diagénesis: Una vez depositada la roca y al comenzar el soterramiento de la misma comienzan a producirse cambios, que en general disminuyen la porosidad, aunque algunos eventos generan porosidad adicional. Este conjunto de procesos se denomina diagénesis Porosidad Arcillosidad La arcilla o material fino puede intercalarse de tres formas en las capas de arena: Dispersa :La arcilla dispersa es la más perjudicial desde el punto de vista de la perdida de porosidad, ya que rellena parcialmente los poros y obstruye las gargantas porales. Laminada: La arcilla laminada no produce perdida de porosidad sin embargo puede actuar como barrera de permeabilidad si su distribución es muy extendida y continua. Estructural: La arcilla estructural no tiene ningún efecto sobre la porosidad ya que está presente como granos. Determinación de la Porosidad Mediciones exactas de muestras individuales no son de gran valor, dado que las rocas sedimentarias a menudo presentan fuertes variaciones en trechos muy cortos; más vale disponer de un gran número de determinaciones, sobre intervalos regulares del testigo. Permeabilidad La permeabilidad es la capacidad que tiene un material de permitirle a un líquido que lo atraviese sin alterar su estructura interna. La velocidad con la que el fluido atraviesa el material depende de tres factores básicos: la porosidad del material; la densidad del fluido considerado, afectada por su temperatura; la presión a que está sometido el fluido. Ley de Darcy El trabajo original publicado por el ingeniero francés Henry Darcy en 1856 estudios experimentales de flujo de agua a través de filtros de arena no con el objetivo de procesar el requerimiento de agua potable en la ciudad Dijon. La Ley de Darcy describe, con base en experimentos de laboratorio, las características del movimiento del agua a través de un medio poroso.La matemática de la Ley de Darcy es la siguiente:

describe consolidada, francesa expresión

Un medio poroso embebido con un fluido monofásico, (una arenisca por ejemplo) de un Darcy de permeabilidad se define como aquella en la cual puede fluir un centímetro cúbico por segundo de fluido (cm3/seg) de 1 centipoise de viscosidad (o de viscosidad igual a la del agua a 68 °F) en una porción de muestra de 1 cm2 de área y de longitud igual a 1 cm, siendo la diferencia de presión entre los extremos de 14,7 psi (1 atmósfera). En reservorios de petróleo, son excepcionales las rocas que tienen una permeabilidad tan grande como un Darcy (1 D), por lo que habitualmente se usa el milidarcy (md) como medida de permeabilidad.

Limitaciones de la Ley de Darcy:1.La constante de proporcionalidad (K) no solo depende de las características del medio poroso, sino que también del fluido circulante. O sea del peso específico y viscosidad del mismo.2.En algunas circunstancias, la relación entre el caudal y el gradiente hidráulico no es lineal. Es conveniente explicitar las condiciones bajo las cuales se puede suponer válida esta ecuación: a.Flujo monofásico: La roca se encuentra saturada completamente por un solo fluido. Esto significa que la ecuación de Darcy no se aplica donde fluya más de un fluido b.Flujo estacionario: En el laboratorio, debido al tamaño de los núcleos, las condiciones de flujo transitorio duran unos pocos minutos. En el reservorio, en cambio, las condiciones de flujo transitorio permanecen durante meses o incluso años. c.Flujo laminar La ecuación de Darcy sólo es válida para flujo laminar (número de Reynols menor a 1). d.El fluido no reacciona con la roca:Existen casos donde esto no se cumple. Durante un trabajo de fractura hidráulica, los fluidos usados pueden reaccionar con los minerales de la roca y reducir la permeabilidad. e.La roca es homogénea e isotrópica: La estructura porosa y sus propiedades son iguales en cualquier dirección. Pero, la naturaleza de los procesos que dieron origen a la roca, producen variaciones de la permeabilidad con la dirección (anisotropía de la permeabilidad). Permeabilidad efectiva: Es cuando un fluido, que pasa a través de una roca, va dejando atrás a los otros fluidos que la misma contiene. La permeabilidad efectiva es una propiedad de la roca y los fluidos presentes en la roca.Si el medio poroso contiene más de una fase fluida, se denomina permeabilidad efectiva la conductancia del medio a una de las fases, El medio puede tener una permeabilidad efectiva medible y distinta para cada una de las fases fluidas presentes. Por lo tanto, además de ser una cualidad del medio, la permeabilidad efectiva a cada fase fluida lógicamente es una función de la cantidad o saturación de la distribución de cada fase en el medio. Permeabilidad Absoluta: Cuando la saturación es del 100%.” La permeabilidad absoluta es una propiedad solo de la roca. Si bien la porosidad y la permeabilidad están relacionadas, generalmente no hay una relación directa entre ambas, de manera que a un mismo valor de porosidad pueden corresponderle cualquier valor de permeabilidad, ya que la permeabilidad dependerá del tamaño de las gargantas porales. Además en general en sedimentos estratificados la permeabilidad horizontal es mayor que la vertical, debido a las anisotropías que genera la depositación y compactación de las rocas

Trabajos de Timur: El año 1968, Timur presentó una relación para estimar la permeabilidad de areniscas a partir de la medida de porosidad y saturación irreducible de agua (Swi) Para establecer la relación, se hicieron pruebas de laboratorio, para la porosidad, permeabilidad y saturación irreducible de agua, para 155 muestras de areniscas de tres diferentes campos petroleros de Norte América. Timur propuso la siguiente relación: La relación de Timur tiene las siguientes limitaciones: Se aplica cuando existe información de saturación irreducible de agua,Timur asumió un valor de 1,5 para el factor de cementación "m", lo cual no siempre es universal. Permeabilidad relativa: El cociente entre la Permeabilidad efectiva a cierto fluido dentro de un ambiente parcialmente saturado y la permeabilidad absoluta Kro * K (absoluta) = Ko (efectiva)

Permeabilidad relativa de un medio poroso a una fase fluida de un sistema fluido polifásico es la relación entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta.La permeabilidad relativa es el factor más importante en lo que respecta al movimiento de las fases inmiscibles (petróleo, agua y gas) dentro del medio poroso. La permeabilidad efectiva a un fluido dado, es la conductividad para el movimiento de un fluido en un medio poroso a una saturación dada de otros fluidos. Tensión superficial Superficies Planas: Si un anillo de hilo es asentado sobre una película jabonosa y la película interior al anillo es pinchada con una aguja caliente, el anillo toma forma circular, quedando así la superficie remanente con un área mínima. Se puede imaginar que la superficie, de la película se comporta en forma análoga a una membrana elástica, tal como si fuese de goma, con una fuerza o tensión actuando en la superficie en ángulo recto a cualquier línea dibujada en ella y tendiendo a alejar a la superficie líquida fuera de dicha línea en ambas direcciones.Esta fuerza, a diferencia de lo que sucede con el símil de membrana de goma, es independiente al área; su valor se mantiene constante cuando la superficie está expandida o contraída y su magnitud, en dinas x cm, es igual a la tensión superficial ρ. En consecuencia: podemos definir la tensión superficial como la constante de proporcionalidad entre la energía de la superficie y la extensión de la superficie (La energía por unidad de superficie) para el agua:T = 73 x 10-3 N/m @20 º C La mojabilidad es la capacidad que tiene un líquido de extenderse y dejar una traza sobre un sólido. Depende de las interacciones intermoleculares entre las moléculas superficiales de ambas sustancias. La mojabilidad es una función del tipo de fluido (por lo general petróleo y agua) y de la superficie sólida (con referencia al medio poroso, roca). Se clasificarse en: Mojantes: Son aquellos que tienen la mayor tendencia a adherirse a la roca, por lo general es el agua ya que la mayoría de las rocas yacimiento son preferencialmente mojadas por agua. No Mojantes: Los que no se adhieren a la roca o lo hacen parcialmente. Yacimientos hidrófilos: Poseen un ángulo de contacto θ menor a 90º. El agua es la fase mojante. En los canales de flujo más pequeños del yacimiento, habrá solo desplazamiento de agua. El petróleo se desplaza por los canales de flujo más grandes Yacimientos oleofilos: Presentan un ángulo de contacto θ > 90º. El petróleo es la fase mojante. En los canales de flujo más pequeños habrá solo desplazamiento de petróleo; el agua se desplaza por los canales más grandes. Presión capilar La roca reservorio contiene fases inmiscibles (petróleo, agua y gas) y las fuerzas que mantienen a estos fluidos en equilibrio (entre sí y con la roca) son expresiones de fuerzas capilares. Durante el proceso de inyección de agua, pueden actuar junto con las fuerzas fricciónales para alterar el flujo de petróleo. Es por lo tanto importante comprender la naturaleza de las fuerzas capilares. La presión capilar es la diferencia de presión que existe a través de la interface curva, que separa a dos fluidos inmiscibles, en condiciones de equilibrio. Si se tiene conocimiento de la mojabilidad, la presión capilar será definida como la diferencia de presión entre las fases no-mojante y mojante (la presión capilar siempre será positiva). La presión capilar es otra de las propiedades cuya medida es de utilidad en la caracterización del reservorio. La presión capilar es la diferencia de presión que tienen dos fluidos inmiscibles en el punto que definen una interfase, siendo que uno de ellos moja la superficie del sólido. La presión capilar es ilustrada por el conocido experimento físico de introducir un tubo delgado en agua, y el agua se eleva dentro del tubo. Si el tubo es más delgado, mayor será la elevación del agua (Fig. 60). Este fenómeno es el resultado de la mojabilidad del agua sobre el tubo. El agua se eleva hasta que el peso de la columna de agua se iguala a la fuerza mojante de la tensión superficial Los fenómenos capilares justifican en forma satisfactoria parte de los resultados contradictorios que se obtienen al aplicar técnicas semejantes en la explotación de pozos distintos. Al poner en producción un pozo ubicado en la petrolífera de una formación que contiene agua y petróleo (Figura 61) se origina un gradiente de presión desde las

adyacencias hacia el pozo, regulado por la contra presión que se mantenga en éste. Como consecuencia, la presión de desplazamiento tiende a que el agua se eleve en forma de cono (línea punteada), inundando la petrolífera. Con un régimen grande de extracción si la zona limítrofe entre las regiones saturadas con agua y con petróleo en condiciones estáticas estaba ubicada cerca de la base del pozo, puede llegarse a que el cono de agua (water cone) lo rodee disminuyendo entonces su producción de petróleo comenzando a dar agua; si la saturación se mantiene, el agua prosigue inundando el pozo en su periferia, transformándolo en casos extremos de netamente petrolífero en netamente acuífero. Saturación de agua La saturación de agua (SW) se define como el porcentaje del volumen poral ocupado por agua en el espacio poral. Es un número sin unidades con valores entre 0 y 1, y así se lo debe utilizar en los cálculos. En la práctica se lo multiplica por 100 para expresar la saturación en porcentaje. Por ejemplo: Sw = 0.35 = 35%. Sw= Vw

(1)

Vp Sw es la parte de la porosidad que contiene agua, en fracción: 0 < Sw < 1 Vw es el volumen del espacio poral que está ocupado por agua Vp es todo el volumen del espacio poral; está ocupado por fluidos (agua, petróleo, gas) Cuando apenas parte de la porosidad está ocupada por agua, la otra parte estará ocupada por hidrocarburos (petróleo o gas). Puede entonces definirse la ‘saturación de hidrocarburos’, representada por So, como: So=Vo

(2)

Vp So es la parte de la porosidad que contiene hidrocarburos, en fracción: 0 < Shy < 1 Vo es el volumen del espacio poral que está ocupado por hidrocarburos; es igual a Vp - Vw Vp es todo el volumen del espacio poral; está ocupado por fluidos (agua, petróleo, gas) Sumando las ecuaciones (1) y (2), y recordando que Vhy = Vp - Vw, se obtiene que: S w + S o = 1 (3) Esta expresión permite calcular una saturación si se conoce el valor de la otra. Los métodos de interpretación permiten determinar Sw y luego, con la ecuación (3) se calcula So = 1 - Sw. Saturación irreductible de agua En general las rocas son mojables al agua, de manera que las rocas tendrán adherida una película de agua que es inmóvil y se denomina saturación irreductible de agua. Las rocas cuya saturación de agua sea la irreductible producirán petróleo o gas libre de agua, ya que esta no tiene la capacidad de moverse, y se debe diferenciar de la saturación de agua libre, es decir agua capaz de moverse en el medio poroso. Saturación de agua connata:La saturación de agua connata (Swc) es la saturación de agua existente en el yacimiento al momento del descubrimiento, la cual se considera como el remanente del agua que inicialmente fue depositada con la formación y que debido a la fuerza de la presión capilar existente, no pudo ser desplazada por los hidrocarburos cuando éstos migraron al yacimiento. Generalmente la saturación de agua connata se considera inmóvil; sin embargo, al inyectar agua en un yacimiento, la primera que se produce tiene composición diferente a la inyectada, lo que indica que el agua connata es desplazada por la inyectada.

Determinación de la saturación Por perfiles La determinación de la saturación de agua a partir de registros eléctricos en formaciones limpias con una porosidad intergranular homogénea está basada en la ecuación de saturación de Archie: Rw = Resistividad del agua de formación. Rt = Resistividad verdadera de la formación. F = Factor de resistividad de la formación. F es obtenido usualmente a partir de mediciones de porosidad mediante la siguiente ecuación: Compresibilidad del reservorio: Los reservorios están sometidos a una presión de sobrecarga originada por el peso de las formaciones que se encuentran por encima. Un valor típico de “presión de sobrecarga” es aproximadamente: 1 psi/pie de profundidad La presión en el fluido dentro de los poros de la roca, es muy próxima a la presión de la columna hidrostática a la misma profundidad. Un valor típico de “Presión Hidrostática” es aproximadamente: 0.5 psi/pie de profundidad La diferencia de presión entre la presión de sobrecarga y la presión interna de poro se conoce como: “Presión Efectiva de Sobrecarga” Un valor típico de “Presión Efectiva de Sobrecarga “es aproximadamente: 0.5 psi/pie de profundidad Roca sello Las rocas sello son aquellas que impiden que se desplacen los fluidos que se movilizan dentro de un reservorio, acumulándose en volúmenes explotables. La existencia de una acumulación de hidrocarburos depende de la presencia de un sello regional efectivo. Los principios físicos básicos que controlan la efectividad de una roca sello son los mimos que controlan la migración secundaria de hidrocarburos. Una roca sello es efectiva si su presión capilar (presión de desplazamiento) excede la fuerza de flotabilidad dirigida hacia arriba ejercida por la columna de hidrocarburos. El mayor control de la presión capilar es la relación de los tamaños porales y por lo tanto puede variar significativamente en sentido lateral. Estadísticamente, las mejores rocas sello son las evaporitas y las clásticas de grano muy fino, ayudadas por sellos hidrodinámicos (sobrepresiones). La ductilidad de la roca sello es un requerimiento importante, particularmente en zonas afectadas tectónicamente. Las evaporitas son las más dúctiles, seguidas por las pelitas ricas en materia orgánica. Desde el punto de vista sedimentario, la existencia de un sello regional se asocian a: 1. ambientes depositacionales correspondientes a arcilitas marinas transgresivas sobre plataformas clásticas de baja pendiente. 2. ambientes hipersalinos restringidos continentales o marinos de tipo sabkhas regresivos por sobre plataformas clásticas o carbonáticas. La presencia y naturaleza de un sello regional en una cuenca sedimentaria controla la migración lateral o vertical desde una roca madre hasta la trampa. La fuerza principal que gobierna la migración secundaria de hidrocarburo es e la flotabilidad, causada por el hecho de que los hidrocarburos son más livianos que el agua de formación. La fuerza principal que restringe el paso del glóbulo de petróleo por el espacio poral es la capilaridad o presión de desplazamiento. La presión de desplazamiento depende del tamaño (radio poral) de la garganta poral (Fig. 134). Una roca será sello para una columna de hidrocarburo cuando la presión capilar de las gargantas porales mayores iguala o

excede la fuerza de flotabilidad vertical. El potencial o capacidad sellante de una roca sello puede expresarse como el tamaño máximo de columna de hidrocarburo que puede soportar sin que existan pérdidas. Factores que afectan la efectividad de la roca sello: Litología, Ductilidad, Espesor, Continuidad lateral, Profundidad de enterramiento Litología: las rocas sello deben tener tamaños porales pequeños, por lo tanto la mayoría de las rocas sello observadas en el mundo corresponden a rocas clásticas de tamaño fino (arcilitas y fangolitas), evaporitas (anhidrita, yeso, halita y silvita) y rocas con alto contenido de materia orgánica. Otras litologías menos comunes corresponden a mudstones, areniscas finas cerradas, conglomerados matriz sostén, chert y rocas volcánicas (coladas basálticas, ej. Cuenca Triásica de Mendoza). Ductilidad: una roca sello dúctil es menos propensa a ser fallada y fracturada que otras rocas más frágiles. En ambientes tectónicos complejos (fajas plegadas y corridas), las rocas sellos son sometidas a estrés durante períodos de deformación tectónica; que ocurre en general cuando la trampa es generada. El mecanismo de generación de una estructura anticlinal es por curvamiento (bending) entonces es de esperar que la cresta de la estructura (zona de máxima curvatura) se encuentre fracturada y si se encuentra una roca sello frágil es probable que pierda su capacidad sellante. Las rocas sello más dúctiles son las evaporitas y las más frágiles son los cherts, y por lo tanto se cree que las evaporitas son sellos excepcionales Continuidad lateral: una roca sello debe preservar la continuidad lateral para poder proveer con un sello regional. Debe preservar su espesor, capilaridad y ductilidad sobre aéreas extensas. En general todas las provincias petroleras poseen un sello de carácter regional por ejemplo: Miembro Troncoso Inferior / Superior de la Cuenca Neuquina (Legarreta 2002) Profundidad de enterramiento de la roca sello: en principio la profundidad de la roca sello no parece ser un factor importante para la efectividad del sello capilar (sí lo es para un sello hidrodinámico). La mitad de las reservas recuperables de petróleo se encuentran entre los 1000 y 2000 m de profundidad (para campos gigantes). El 31% se encuentra entre 2000 y 3000 metros. Para gas el diagrama es similar, aunque un poco más profundo: Depende de factores económicos. Sellos Regionales: La Cuenca Neuquina Ubicación de las unidades roca vinculadas con eventos de desecación dentro del cuadro cronoestratigráfico de la Cuenca Neuquina. Leyenda para las facies usadas en las cartas cronoestratigráficas y mapas paleogeográficos (1) Cuenca interior a costa afuera, (2) Plataforma a litoral y no marino, (3) Carbonatos de plataforma, (4) Evaporitas (anhidrita y/o halita), (5) Fluvial y eólico y (6) Barreal. Trampas geológicas Es la configuración geológica que contiene petróleo cualquiera sea su forma o su causa. Como característica es que tiene la posibilidad de acumular y retener al hidrocarburo en su interior. La trampa representa en profundidad un obstáculo para la migración secundaria de los hidrocarburos hacia la superficie. Existen, en general, tres tipos de trampas: estructurales, estratigráficas (combinadas) e hidrodinámicas. Tipos de trampas Trampas Estructurales: son aquellas causadas por eventos tectónicos, diapiros, gravitacionales, y procesos de compactación. Constituyen la mayoría de las acumulaciones de hidrocarburos descubiertas hasta el presente. Ejemplos clásicos a nivel mundial de trampas estructurales: Faja plegada de Zagros (Irán), faja plegada y corrida de IdahoWyoming, bloques extensionales del Mar del Norte, diapiros del Golfo de México. Trampas Estratigráficas: son muy diversas y están asociadas a la geometría del ambiente de depositación de los sedimentos, discontinuidades en los depósitos o a procesos diagenéticos. Ejemplos de trampas estratigráficas: canales y

barras de canal en sistemas fluviales, depósitos turbidíticos marinos en offshore Brasil y el Mar del Norte, arrecifes de coral en el Golfo de Arabia, truncaciones asociadas a discordancias y paleorelieves. Trampas Combinadas: Combinación de las anteriores

Trampas estratigráficas Controladas por las relaciones estratigráficas de los cuerpos sedimentarios, sean éstas depositacionales o postdepositacionales. Son aquellas que no son formadas por estructuras geológicas. Eventualmente pueden combinarse con estructuras originando trampas combinadas. Históricamente han sido mucho menos reconocidas que las estructurales y de hecho en muchos casos su detección ha sido accidental durante el desarrollo de yacimientos en producción. Son mucho más difíciles de detectar en imágenes sísmicas que las trampas estructurales.Se generan por procesos: a. Depositacionales b. Erosión - depositación, c. intrusión d. diagénesis e. variación en las características del fluido poral. Están relacionadas con los procesos de depositación de los sedimento y podemos dividirlas en: Primarias: se caracterizan por rápidas variaciones laterales de facies. El ejemplo más común es el “pinchout” o terminación lateral de una facies reservorio contra otra que es sellante. En general están combinadas con una pendiente estructural (son trampas combinadas) y poseen un alto riesgo en su distribución geométrica lateral. Los pinchouts son muy comunes en depósitos sinorogénicos asociados al crecimiento de estructuras en ambientes subácueos. Por ejemplo, las corrientes de turbidez depositan sedimentos gruesos cuando son fuertemente desviadas por la irregularidad del substrato (causado por el crecimiento de estructuras) ej.: Pirineos. Las plataformas carbonáticas con desarrollo de barras de arrecife de coral son excelentes sitios para prospectar hidrocarburos ya que poseen roca generadora, reservorio y sello lateral en una misma relación temporal. Para que se den las condiciones se necesita un sello superior sobreimpuesto (ascenso del nivel de base, ej. un cortejo transgresivo).

Secundarias: Se forman por una alteración de los sedimentos luego de la depositación (diagénesis). Pueden transformar una roca permeable en una roca sello cementación, crecimiento autigénico de cuarzo y calcita a temperaturas mayores a 93°C). Ej. Yacimiento Loma de la Neuquén.

(ej. Lata,

Pueden transformar una roca impermeable en permeable (ej. dolomitización, disolución).

Trampas combinadas: diaporos de sal Los diapiros se forman por movimiento de evaporitas o pelitas sobrepresionadas. A profundidades entre 600 y 1000 metros la sal es menos densa que la columna litostática y es propensa a moverse hacia arriba por efecto de flotabilidad. Incluso puede fluir a muy baja temperatura en tiempos geológicos. Cuando se establece la diferencia de presión, cualquier discontinuidad (litológica o de falla) en la roca de caja dispara el mecanismo de la migración de la sal o pelitas hacia zonas de menor presión.