Infografia Porosidad
LEYMI CAYETANO MIJANGOS
Created on September 6, 2024
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porosidad de las rocas
porosidad
Conjunto de los espacios vacíos que posee una roca. Se complementan como un componente petrográfico, textural o como una propiedad física de la roca.
CLASIFICACIÓN
Las areniscas son rocas detríticas que están constituidas por granos cuyo tamaño varía de 0.125 a 2 mm. las areniscas difícilmente se les puede observar la textura, y su característica más distintiva es el color (siempre en superficie fresca).
Areniscas
La descripción de una arenisca puede iniciar con el color que presente.
Primaria.
De disolución.
Secundaria.
CALIDAD
campos petroleros
+ info
Bibliografía
TIPO DE POROSIDAD
Intercristalina.
+ info
+ info
Interpartícula.
Por planos de estratificación.
Dolomitización.
Fractura.
porosidad de las rocas
porosidad
Conjunto de los espacios vacíos que posee una roca. Se complementan como un componente petrográfico, textural o como una propiedad física de la roca.
CLASIFICACIÓN
Rocas sedimentarias de tipo caliza. La caliza es una roca sedimentaria porosa formada por carbonatos, principalmente carbonato de calcio.Cuando tiene alta proporción de carbonatos de magnesio se le conoce como dolomita.
Calizas
Primaria.
De disolución.
Secundaria.
CALIDAD
campos petroleros
+ info
Bibliografía
TIPO DE POROSIDAD
Intercristalina.
+ info
+ info
Interpartícula.
Por planos de estratificación.
Dolomitización.
Fractura.
porosidad de las rocas
porosidad
Conjunto de los espacios vacíos que posee una roca. Se complementan como un componente petrográfico, textural o como una propiedad física de la roca.
CLASIFICACIÓN
Las dolomías son rocas carbonatadas, monominerálicas, constituidas por dolomita mayoritariamente (como mínimo por un 50% de dolomita, y con frecuencia por más del 90%).
dolomías
La porosidad asociada a este tipo de dolomita es intercristalina, aumenta en relación al tamaño del cristal y no está ocluida por material arcilloso y/o material de origen orgánico, lo que mejora la permeabilidad.
Primaria.
De disolución.
Secundaria.
CALIDAD
campos petroleros
+ info
Bibliografía
TIPO DE POROSIDAD
Intercristalina.
+ info
+ info
Interpartícula.
Por planos de estratificación.
Dolomitización.
Fractura.
Se divide por su origen (primario o secundario) y por la comunicación de sus poros (efectiva o no efectiva), la más importante es la porosidad efectiva sin importar su origen, pues es la que nos ayuda a extraer fluidos almacenados.
División.
Las porosidades de los yacimientos de arenisca varían de 5% a 30%, pero lo más común es que se encuentren entre 10% y 20%, mientras que la mayoría de las permeabilidades de los yacimientos están en el rango de 10-200 mD .La porosidad menor a 5% rara vez es comercial (algunas arenas de gas compactas), y cualquier porosidad mayor a 35% es inusual.
Arenisca
La calidad de la porosidad de las rocas se refiere a la cantidad, distribución y conectividad de los poros dentro de una roca, lo cual influye directamente en su capacidad de almacenar y transportar fluidos como agua, petróleo, gas o contaminantes.
Calidad de la porosidad.
Se escribe como una fracción decimal entre 0 y 1 o como un porcentaje. Para la mayoría de las rocas, la porosidad varía de menos del 1 % al 40 %.
El campo petrolero Ixachi es el más importante en los últimos 15 años según Petróleos Mexicanos pues tiene en reserva 1,314 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
Los campos petroleros más productivos y con mayor esperanza de producción a largo plazo dentro del estado son:
- El treinta.
- Gasifero.
- Bedel.
- Ixachi.
Veracruz
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Revista.Alonso J. F. (2006). Petrología Sedimentaria, La porosidad de las rocas carbonatadas. Universidad de Oviedo, 3, 7-16.Alonso J. F. (2003). Petrología Sedimentaria, Rocas carbonatadas: Dolomías. Universidad de Oviedo, 2, 4, 6-12.Página web.Anónimo (2024, enero). Tipos de porosidad. Petrofísica fácil https://es.linkedin.com/posts/petrofisicafacil_1porosidad-primaria-esta-porosidad-se-forma-activity-7134578806610128897-Aer2Tesis. Leynes C. M. (2015). Porosidad: génesis, clasificación y caracterización en las rocas sedimentarias para el almacenamiento de fluidos. Trabajo de titulación, Ingeniero Geólogo, Universidad Nacional Autónoma de México. Ciudad de México. Revista.Limarino C. O. (2000). Caracterización y origen de la porosidad en areniscas de la sección inferior del Grupo Paganzo (Carbonífero superior), Cuenca Paganzo, Argentina. Universidad de Buenos Aires. 51-56, 61-68.
Bibliografía.
Los estudios petrológicos de porosidad en areniscas han experimentado un notable desarrollo en los últimos años, interés que está particularmente relacionado a los análisis de calidad de reservorios clásticos en la industria petrolera.
En estas rocas, los espacios entre los cristales de calcita o aragonita que componen las conchas pueden contribuir de manera significativa a la porosidad total de la roca.
Presente en las rocas cristalinas donde los cristales no están completamente ajustados.Común en rocas ígneas y metamórficas, también puede encontrarse en rocas sedimentarias, particularmente en aquella que contienen restos de organismos con conchas o esqueletos, como es el caso de muchas calizas.
PimariaIntercristalina.
Esta es la porosidad que existe entre las partículas o granos de una roca sedimentaria. Este es el tipo de porosidad más común en las areniscas y conglomerados.
Interpartícula.
Primaria
Por planos de estratificación.
Primaria
Estos son espacios porosos que se desarrollan entre diferentes capas de roca sedimentaria debido a variaciones en la deposición.
De disolución.
Secundaria
Se forma cuando ciertos minerales son disueltos por fluidos, creando espacios vacíos. Común en rocas como la caliza que contienen minerales solubles.
De dolomitización.
Secundaria
Se produce cuando la caliza es convertida en dolomita, un proceso que a menudo resulta en la creación de poros adicionales debido a la diferencia de volumen entre estos dos minerales.
Se genera cuando las tensiones en la corteza terrestre causan la formación de fracturas o grietas en la roca. Estas fracturas pueden actuar como conductos para el flujo de fluidos, y son especialmente importantes en rocas con baja porosidad y permeabilidad, como las lutitas y las rocas ígneas y metamórficas.
De fractura.
Secundaria
De disolución.
Secundaria
Se forma cuando ciertos minerales son disueltos por fluidos, creando espacios vacíos. Común en rocas como la caliza que contienen minerales solubles.
Se divide por su origen (primario o secundario) y por la comunicación de sus poros (efectiva o no efectiva), la más importante es la porosidad efectiva sin importar su origen, pues es la que nos ayuda a extraer fluidos almacenados.
División.
La calidad de la porosidad de las rocas se refiere a la cantidad, distribución y conectividad de los poros dentro de una roca, lo cual influye directamente en su capacidad de almacenar y transportar fluidos como agua, petróleo, gas o contaminantes.
Calidad de la porosidad.
Se escribe como una fracción decimal entre 0 y 1 o como un porcentaje. Para la mayoría de las rocas, la porosidad varía de menos del 1 % al 40 %.
El campo petrolero Ixachi es el más importante en los últimos 15 años según Petróleos Mexicanos pues tiene en reserva 1,314 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
Los campos petroleros más productivos y con mayor esperanza de producción a largo plazo dentro del estado son:
- El treinta.
- Gasifero.
- Bedel.
- Ixachi.
Veracruz
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De acuerdo con su pequeña variabilidad composicional, su estudio atiende más a los aspectos texturales, estructurales y geoquímicos. Las dolomías presentan menor variedad textural que las calizas. No obstante, también pueden observarse desde texturas lodosas (de grano fino) a texturas granulares (a veces pueden identificarse distintos tipos de granos como en las calizas), aunque ahora son mucho más frecuentes las texturas cristalinas.
Dolomías.
En estas rocas, los espacios entre los cristales de calcita o aragonita que componen las conchas pueden contribuir de manera significativa a la porosidad total de la roca.
Presente en las rocas cristalinas donde los cristales no están completamente ajustados.Común en rocas ígneas y metamórficas, también puede encontrarse en rocas sedimentarias, particularmente en aquella que contienen restos de organismos con conchas o esqueletos, como es el caso de muchas calizas.
PimariaIntercristalina
Se genera cuando las tensiones en la corteza terrestre causan la formación de fracturas o grietas en la roca. Estas fracturas pueden actuar como conductos para el flujo de fluidos, y son especialmente importantes en rocas con baja porosidad y permeabilidad, como las lutitas y las rocas ígneas y metamórficas.
De fractura.
Secundaria
Revista.Alonso J. F. (2006). Petrología Sedimentaria, La porosidad de las rocas carbonatadas. Universidad de Oviedo, 3, 7-16.Alonso J. F. (2003). Petrología Sedimentaria, Rocas carbonatadas: Dolomías. Universidad de Oviedo, 2, 4, 6-12.Página web.Anónimo (2024, enero). Tipos de porosidad. Petrofísica fácil https://es.linkedin.com/posts/petrofisicafacil_1porosidad-primaria-esta-porosidad-se-forma-activity-7134578806610128897-Aer2Tesis. Leynes C. M. (2015). Porosidad: génesis, clasificación y caracterización en las rocas sedimentarias para el almacenamiento de fluidos. Trabajo de titulación, Ingeniero Geólogo, Universidad Nacional Autónoma de México. Ciudad de México. Revista.Limarino C. O. (2000). Caracterización y origen de la porosidad en areniscas de la sección inferior del Grupo Paganzo (Carbonífero superior), Cuenca Paganzo, Argentina. Universidad de Buenos Aires. 51-56, 61-68.
Bibliografía.
De disolución.
Secundaria
Se forma cuando ciertos minerales son disueltos por fluidos, creando espacios vacíos. Común en rocas como la caliza que contienen minerales solubles.
Se divide por su origen (primario o secundario) y por la comunicación de sus poros (efectiva o no efectiva), la más importante es la porosidad efectiva sin importar su origen, pues es la que nos ayuda a extraer fluidos almacenados.
División.
La calidad de la porosidad de las rocas se refiere a la cantidad, distribución y conectividad de los poros dentro de una roca, lo cual influye directamente en su capacidad de almacenar y transportar fluidos como agua, petróleo, gas o contaminantes.
Calidad de la porosidad.
Se escribe como una fracción decimal entre 0 y 1 o como un porcentaje. Para la mayoría de las rocas, la porosidad varía de menos del 1 % al 40 %.
El campo petrolero Ixachi es el más importante en los últimos 15 años según Petróleos Mexicanos pues tiene en reserva 1,314 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
Los campos petroleros más productivos y con mayor esperanza de producción a largo plazo dentro del estado son:
- El treinta.
- Gasifero.
- Bedel.
- Ixachi.
Veracruz
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La roca caliza tiene una gran resistencia a la meteorización, eso ha permitido que muchas esculturas y edificios de la antigüedad tallados en dichas rocas hayan llegado hasta nosotros. Sin embargo, la acción del agua de lluvia y ríos provoca la disolución de la caliza, creando un tipo de erosión característica denominada kárstica. La roca caliza es un componente importante del cemento usado en las construcciones modernas.
Caliza.
Revista.Alonso J. F. (2006). Petrología Sedimentaria, La porosidad de las rocas carbonatadas. Universidad de Oviedo, 3, 7-16.Alonso J. F. (2003). Petrología Sedimentaria, Rocas carbonatadas: Dolomías. Universidad de Oviedo, 2, 4, 6-12.Página web.Anónimo (2024, enero). Tipos de porosidad. Petrofísica fácil https://es.linkedin.com/posts/petrofisicafacil_1porosidad-primaria-esta-porosidad-se-forma-activity-7134578806610128897-Aer2Tesis. Leynes C. M. (2015). Porosidad: génesis, clasificación y caracterización en las rocas sedimentarias para el almacenamiento de fluidos. Trabajo de titulación, Ingeniero Geólogo, Universidad Nacional Autónoma de México. Ciudad de México. Revista.Limarino C. O. (2000). Caracterización y origen de la porosidad en areniscas de la sección inferior del Grupo Paganzo (Carbonífero superior), Cuenca Paganzo, Argentina. Universidad de Buenos Aires. 51-56, 61-68.
Bibliografía.
Las calizas y dolomías presentan un sistema poroso notablemente complejo, tanto desde el punto de vista físico como genético. En principio, su morfología responde al modelo de medios porosos; no obstante, las calizas más cristalinas se sitúan ya dentro de los medios fisurados.
Se genera cuando las tensiones en la corteza terrestre causan la formación de fracturas o grietas en la roca. Estas fracturas pueden actuar como conductos para el flujo de fluidos, y son especialmente importantes en rocas con baja porosidad y permeabilidad, como las lutitas y las rocas ígneas y metamórficas.
De fractura.
Secundaria
De dolomitización.
Secundaria
Se produce cuando la caliza es convertida en dolomita, un proceso que a menudo resulta en la creación de poros adicionales debido a la diferencia de volumen entre estos dos minerales.
En estas rocas, los espacios entre los cristales de calcita o aragonita que componen las conchas pueden contribuir de manera significativa a la porosidad total de la roca.
Presente en las rocas cristalinas donde los cristales no están completamente ajustados.Común en rocas ígneas y metamórficas, también puede encontrarse en rocas sedimentarias, particularmente en aquella que contienen restos de organismos con conchas o esqueletos, como es el caso de muchas calizas.
PimariaIntercristalina.
Esta es la porosidad que existe entre las partículas o granos de una roca sedimentaria. Este es el tipo de porosidad más común en las areniscas y conglomerados.
Interpartícula.
Primaria
Por planos de estratificación.
Primaria
Estos son espacios porosos que se desarrollan entre diferentes capas de roca sedimentaria debido a variaciones en la deposición.
Por planos de estratificación.
Primaria
Estos son espacios porosos que se desarrollan entre diferentes capas de roca sedimentaria debido a variaciones en la deposición.
Esta es la porosidad que existe entre las partículas o granos de una roca sedimentaria. Este es el tipo de porosidad más común en las areniscas y conglomerados.
Interpartícula.
Primaria
De dolomitización.
Secundaria
Se produce cuando la caliza es convertida en dolomita, un proceso que a menudo resulta en la creación de poros adicionales debido a la diferencia de volumen entre estos dos minerales.