Caracterización petrográfica y de catodoluminiscencia en cementos de carbonatos naturalmente fracturados de la Formación Agua Nueva, al noreste de México

• Main Author: IRVIN GONZALEZ RUIZ
• Other Authors: Pablo Dávila Harris
• Format: Master Thesis
• Language: unknown
• Published: 2020
• Subjects: info:eu-repo/classification/Autor/Yacimientos Naturalmente Fracturados; info:eu-repo/classification/Autor/Porosidad secundaria; info:eu-repo/classification/Autor/Fractura; info:eu-repo/classification/Autor/Diagénesis; info:eu-repo/classification/Autor/Rocas carbonatadas; info:eu-repo/classification/Autor/Secuencia de eventos; info:eu-repo/classification/Autor/Catodoluminiscencia; info:eu-repo/classification/Autor/Afloramientos análogos; info:eu-repo/classification/Autor/Microscopía electrónica de barrido; info:eu-repo/classification/Autor/Petrografía; info:eu-repo/classification/Autor/Fases de cementación; info:eu-repo/classification/cti/1; info:eu-repo/classification/cti/25; Amarillo; Baja; Los Pozos; Pirita; Rocas; Planktonic foraminifera
• Online Access: http://ipicyt.repositorioinstitucional.mx/jspui/handle/1010/2414

"Los yacimientos naturalmente fracturados (YNF), dependientes de la porosidad secundaria por su naturaleza carbonatada, representan un reto para el estudio de procesos de flujo, por lo cual resulta interesante profundizar en las propiedades de cementación durante las distintas etapas de diagénesis y observar los fluidos que se desplazan a través del microfracturamiento presente. Este estudio se basa en el análisis de litologías de la Formación Agua Nueva (FAN: Cretácico Superior, Turoniano), de la cual existen diversos estudios de su bioestratigrafía, facies y sedimentología, pero no se ha establecido a detalle el proceso diagenético con base al análisis de sus episodios de cementación. Hoy en día, los hidrocarburos hospedados en la FAN se consideran aceites pesados en YNF carbonatados, donde las reservas de aceite se encuentran en un sistema complejo de microfracturas que alimenta los pozos activos de campos maduros de la Cuenca Tampico-Misantla. Este estudio incluye muestras de afloramientos que se han empleado como análogos a los núcleos de los yacimientos productores, con la finalidad de comparar sus propiedades y correlacionarlos. Se analizaron muestras de 6 localidades mediante un análisis petrográfico, análisis con catodoluminiscencia (CL) y microscopía electrónica de barrido con espectroscopía de dispersión de rayos-X (SEM-EDS). Los resultados indican que las rocas de afloramiento comprenden wackestone, mientras que las de pozo varían entre mudstone/wackestone. Tienen un alto contenido de foraminíferos planctónicos pelágicos. El microfracturamiento es variado y se encuentra sellado por lodo esparítico, con remanentes de kerógeno diseminado en zonas cercanas al fracturamiento. Se establece un paleoambiente sedimentario de plataforma de mar abierto y cuenca de agua profunda con sedimentación lenta. En CL, la mayoría de los cristales esparíticos manifestaron secuencias del tipo amarillo-naranja brillante y rojo oscuro mate, poco luminiscente. La textura cristalina varía de xenotópica a hipidiotópica, cuyos minerales son poco facetados, anhedrales y subhedrales. La sucesión de cementos muestra la presencia de dos pulsos diagenéticos (esparita sincinemática y postcinemática). El cemento sincinemático está compuesto por calcita magnesiana, mientras que el postcinemático se forma de calcita baja en magnesio. La porosidad intergranular es escasa y se detectaron minerales accesorios de barita y pirita alojados en los sistemas porosos." "Naturally fractured reservoirs (NFR) are dependent on secondary porosity due to their carbonated nature and represent a challenge for the study of flow processes, so it is interesting to deepen the cementing properties during the different phases of diagenesis and observe the fluids that move through the microporosity. This study is based on the analysis of lithologies from the Agua Nueva Formation (Upper Cretaceous, Turonian), which consists of limestone and marl beds, becoming more clayey towards the top; in the northern area of the Tampico-Misantla Basin (TMB), it represents part of a mature heavy oil reservoir. There are several studies regarding its biostratigraphy, facies, and sedimentology, but the detailed diagenetic process has not been established based on the analysis of its cementing episodes. Hydrocarbons hosted in the Agua Nueva Formation are considered naturally fractured carbonate and mature reservoirs, where oil reserves are found in a complex system of microfractures, feeding the active wells of the TMB. This study includes outcrop samples that have been used as analogs to the borehole cores from reservoirs that store the hydrocarbons, in order to compare their properties and correlate them. For this, samples belonging to 6 locations were analyzed and, through a petrographic analysis, the textural, mineralogical, paleontological and fracturing features were defined. Possible variations in the chemical composition of the rock were observed with cathodoluminescence (CL) to estimate different generations of mineral cementation. In order to determine the qualitative and semi-quantitative composition of the elements that form the rock matrix, the Scanning Electron Microscope with X-Ray Energy Dispersive Spectrometer (SEM-EDS) was used. The results indicate that outcrop analogues comprise wackestone, while borehole cores vary between mudstone/wackestone. They have a high content of bioclasts, especially pelagic planktonic foraminifera. The microfracturing is varied and sealed by sparite mud, with remnants of disseminated kerogen in areas close to the fracturing network. This microfacial model corresponds to a sedimentation paleoenvironment from an open sea platform to a deep water basin with a slow sedimentation rate. According to the CL analysis, sparite crystals showed bright yellow-orange and matt dark red sequences, not very luminescent."