Diagenesis

Modelos y conceptos de la diagénesis arenisca desarrollados durante

las últimas dos décadas se emplean actualmente con éxito variable

para predecir la calidad del yacimiento en la exploración de hidrocarburos.

No todos ellos son igualmente apoyados por datos cuantitativos, observaciones,

y prueba de hipótesis rigurosa. Parcelas simples de piedra arenisca

porosidad frente a los parámetros extrínsecos tales como debajo de la superficie actual

profundidad o la temperatura son comúnmente extrapolarse pero

raramente producir predicciones precisas de areniscas litificado. calibrado

numericalmodels que simulan compactación y cuarzo

cementación, cuando se une a los modelos de cuencas, han demostrado su eficacia

en la predicción de piedra arenisca porosidad y permeabilidad, donde

información analógica suficiente sobre textura de piedra arenisca, la composición,

y el área de superficie de cuarzo está disponible.

El análisis de conjuntos de datos mundiales, regionales y locales indica la

siguientes en lo relativo modelos diagenéticos contemporáneos utilizados para

predecir la calidad del yacimiento. (1) La eficacia de los recubrimientos de grano

en granos de cuarzo (por ejemplo, clorito, microquartz) como un inhibidor de la

cementación de cuarzo con el apoyo de abundantes datos empíricos

y los resultados experimentales recientes. (2) la tensión efectiva vertical, aunque

un factor fundamental en la compactación, no se puede utilizar

solo como un indicador preciso de la porosidad de areniscas litificado.

(3) La porosidad secundaria relacionada con la disolución del marco

cereales y / o cementos es más comúnmente volumétricamente

menor (<2%). Las excepciones son raras y difíciles de predecir con

los modelos actuales. (4) La hipótesis y la creencia generalizada de

que los hidrocarburos fluidos de los poros suprimen la pérdida de porosidad debido a

cementación de cuarzo no está respaldada por los datos detallados y hace no representa un modelo predictivo viable. (5) las perturbaciones de flujo de calor

asociado con cuerpos salinos alóctonas puede resultar en

suprimió la exposición térmica, ralentizando de este modo la tasa de cuarzo

cementación en algunas arenas subsal.

INTRODUCCIÓN

El éxito de muchos esfuerzos de exploración de hidrocarburos depende

en gran parte en la búsqueda de yacimientos de areniscas con suficiente

porosidad y permeabilidad para apoyar el desarrollo comercial.

La evaluación del riesgo la calidad del yacimiento es de especial importancia

en obras de teatro y las perspectivas en areniscas objetivos han sido

expuesto a temperaturas elevadas (> ~ 100 ° C) y / o de alta eficacia

tensiones por períodos significativos de tiempo geológico.

La detección de puntos brillantes sísmicos y otros hidrocarburos directa

indicadores llevaron a un auge en la exploración en aguas profundas

en las cuencas terciarias de todo el mundo en la década de 1980 y principios de 1990.

Sin embargo, la detección sísmica directa de areniscas del yacimiento y

diferenciación de tipo de poro fluido son problemáticas como resultado

de los cambios en propiedades de las rocas acústicas asociados con progresiva

diagénesis. Recóndito de los casos altamente litificado

areniscas y mudrocks limítrofes, con confianza distinguir

respuesta de impedancia sísmica asociada con el fluido de contraste

tipos (salmuera, aceite, o gas) de la atribuible a la variable de piedra arenisca

porosidad no es posible (Kittridge et al., 2004a, b). Por otra parte,

diferenciación sísmica de yacimientos de areniscas que contienen

fromthose gas de baja saturación con sistemas de poros muy

saturado de aceite cada vez más difícil como piedra arenisca

porosidad disminuye. Estos factores, junto con la degradación

de la resolución sísmica con la profundidad, realizar la evaluación del depósito

riesgos para la calidad de los atributos sísmicos solamente muy sospechoso.

Como regla general, en las cuencas de primer ciclo, piedra arenisca porosidad

disminuye a medida que aumenta la profundidad (Figuras 1, 2), dando lugar a regional

porosidad-profundidad o curvas de temperatura-porosidad que tienen

comúnmente se aplica en la exploración de hidrocarburos (Schmoker

y Gautier, 1988; Schmoker y Schenk, 1994, Ehrenberg

et al., 2008). Ocurrencias

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