REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA

UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITECNICA DE LA FUERZA ARMADA

INGENIERIA EN PETRÓLEO

PRINCIPIOS DE GEOLOGIA PETROLERA

SEXTO SEMESTRE SECCION D6-1

GUARICO - TUCUPIDO

PROFESOR:

ING. CARLOS GUERRA PARTICIPANTES:

MOISES GUERRA C.I 18.971.138

ALEXIS GARRIDO C.I 19.962.072

WISMAR GONZÁLEZ C.I 17.740.324

JULIO MONTERO C.I 19.702.429

GILBERTO PALIMA C.I 19.963.204

LEONARDO OCHOA C.I 18.895.482

CARLOS GARCIA C.I 20.261.496

DICIEMBRE, 2010

INTRODUCCIÓN:

Las informaciones que se van impartir provienen de la geología y su relación principal con los yacimientos de hidrocarburos, si desglosamos estas dos últimas palabras tenemos que amabas tienen mucha relación, pues un hidrocarburo es un compuesto orgánico depositado en las profundidad de la tierra y un yacimiento es la roca donde tiene lugar el hidrocarburo. Desde este punto nos damos la importancia que tiene el uno para el otro; dentro de un yacimiento entran muchas propiedades que lo caracterizan, como lo es la porosidad, esta se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca.

La geología tiene mucha influencia en la evaluación y explotación de yacimientos de hidrocarburos, puesto que, geólogos emprenden arduos trabajos de campo en los que describe la geología de superficie y toman muestras de roca y suelo para diversos análisis de laboratorio. Con estos estudios se tiene una primera aproximación de la capacidad de generación de hidrocarburos y de la calidad de rocas almacenadoras que pueda haber en un lugar.

Hablando del término yacimiento, nos encontramos aquellas formaciones geológicas en las cuales se encuentra agua y que son permeables permitiendo así el almacenamiento de agua en espacios subterráneos, estos son los acuíferos, es por esto que para que el ser humano pueda aprovechar este tipo de agua debe realizar excavaciones y pozos. En muchos casos, el agua puede encontrarse a muchos metros de profundidad.

HIDROCARBUROS

Son los compuestos orgánicos más simples y pueden ser considerados como las sustancias principales de las que se derivan todos los demás compuestos orgánicos. Los hidrocarburos se clasifican en dos grupos principales, de cadena abierta y cíclicos. En los compuestos de cadena abierta que contienen más de un átomo de carbono, los átomos de carbono están unidos entre sí formando una cadena lineal que puede tener una o más ramificaciones. En los compuestos cíclicos, los átomos de carbono forman uno o más anillos cerrados. Los dos grupos principales se subdividen según su comportamiento químico en saturados e insaturados.

Características:

a) Están constituidos únicamente por átomos de carbonos o hidrógenos.

b) Su fuente principal es el petróleo, gas natural, la hulla.

c) En condiciones ambientales se encuentra en estado gaseoso (C1 al C4).

d) En estado liquido desde el carbono 15 en estado (C5 al C15) En estado solido el C16.

e) Por combicion completa origen el dióxido de carbono y agua.

  YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS

Se puede definir como cuerpo de roca que tiene suficiente porosidad y permeabilidad para almacenar y transmitir fluidos. Su clasificación en base a los hidrocarburos que contiene se puede mostrar de la siguiente forma

Antes de empezar a describir dichas características es propicio conocer o recordar la definición de yacimiento, el cual se define genéricamente como una concentración de elementos o materiales significativos para algún tipo de ciencia, en el caso de nuestro ámbito (Petróleo) entonces nos topamos con la definición propia de yacimientos de hidrocarburos que trata de cuerpo de roca en el cual se encuentra acumulado cierto volumen significativo de hidrocarburos.

Para que lo hidrocarburos permanezcan dentro del yacimiento, los estratos suprayacentes y subyacentes que lo cobijan deben ser impermeables para evitar la migración (desplazamiento). Así mismo, los lados tienen que impedir la fuga de los fluidos.

Ciertas condiciones deben presentarse para que exista un yacimiento, como son: la porosidad de la roca , que es el porcentaje de volumen total de la roca que representa al

volumen poroso, o lo que es lo mismo, al espacio que no esta ocupado por el esqueleto mineral de la roca, en fin otra definición mas contundente sería que es la capacidad de almacenamiento de fluido que posee una roca; volumen total del yacimiento, estimado mediante la consideración de su extensión y espesor promedio; la presencia de hidrocarburos, dada por el porcentaje de saturación, que es la fracción del volumen poroso de un yacimiento ocupado por un determinado fluido. Los factores anteriores nos sirven para estimar el aspecto volumétrico del yacimiento y para terminar de completar este aspecto es necesario determinar y aplicar el factor de extracción. Por lo tanto y con lo antes descrito se concluye que tanto la vida productiva subsiguiente del yacimiento y el aspecto económico del desarrollo inicial tan íntimamente ligados con el factor de extracción, que representa un estimado del petróleo que podrá producirse durante la etapa primaria de producción del yacimiento.

Otro factor importante de señalar es la permeabilidad de la roca, que es la facultad que posee la roca para permitir que los fluidos se muevan a través de sus poros interconectados.

En un yacimiento puede haber variaciones de permeabilidad, tanto lateralmente como verticalmente. En una roca estratificada la permeabilidad medida a lo largo de los planos de estratificación se llama permeabilidad horizontal. La permeabilidad depende la uniformidad del tamaño de granos (escogimiento), la forma de los granos, el régimen de depositación (empaquetamiento), la compactación mecánica, disolución y cementación.

No existe una correlación matemática entre porosidad y permeabilidad. Ambas se obtienen mediante análisis de muestras de núcleo en el laboratorio o mediante la interpretación de registros específicos directos hechos a la columna geológica del pozo.

INFLUENCIA DE LAS CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS SOBRE LA EVALUACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS

Uno de los primeros pasos en la búsqueda del petróleo es la exploración consiste básicamente en identificar y localizar esos lugares, lo cual se basa en investigaciones de tipo geológico. Esto permite elaborar diversos tipos de mapas que identifican características de un área determinada, tales como vegetación, topografía, corrientes de agua, tipo de roca, fallas geológicas, anomalías térmicas. Esta información permite identificar áreas de mayor potencial, en los que se pueden encontrar las formaciones sedimentarias y estructuras que contengan hidrocarburos. También se utilizan sistemas magnéticos y gravimétricos desde aviones previstos de magnetómetros y gravímetros o en la superficie, con lo cual se recoge información (densidad) que permite diferenciar los tipos de roca del subsuelo.

Así mismo los geólogos emprenden arduos trabajos de campo en los que describe la geología de superficie y toman muestras de roca y suelo para diversos análisis de laboratorio.

Con estos estudios se tiene una primera aproximación de la capacidad de generación de hidrocarburos y de la calidad de rocas almacenadoras que pueda haber en un lugar.

Muchos de los hidrocarburos de uso frecuente se obtienen del petróleo natural. El petróleo es un líquido formado por una mezcla de hidrocarburos en sus tres estados. Contiene también pequeñas cantidades de compuestos de azufre, oxigeno y nitrógeno. El petróleo se encuentra en la naturaleza impregnado rocas de tipo sedimentario como son las arenas o calizas, que se encuentra a profundidades muy diversas. Los principales yacimientos se encuentran gas acumulado, el petróleo o el agua salada que le acompaña generalmente.

ARCILLAS SEDIMENTARIAS: Generalmente las partículas arcillosas formadas por la meteorización de rocas ígneas aluminicas son arrastradas por corrientes de agua u notro agente y posteriormente depositadas, formando bancos conocidos con el nombre de arcillas sedimentarias. De acuerdo al ambiente en donde se depositan ya sean: Arcillas Marinas, Arcillas de Estuario, Arcillas Lacustre, Arcillas de pantano, Arcillas fluviales.

ARCILLAS RESIDUALES O DE RESIDUO: Se forman por la descomposición debida a la meteorización de los componentes aluminicos de rocas ígneas, especialmente de los feldespatos. Estos productos de descomposición permanecen en ese lugar, originando yacimientos arcillosos. Ejemplos de estas arcillas residuales son el caolín y la bentonita principalmente.

Los hidrocarburos se producen por la descomposición de materia orgánica esta formada fundamentalmente por el fitoplancton y el zooplancton marino, al igual que por resto vegetales y animales, todo lo cual se deposito en los grandes lagos y el lecho de los mares. Estos depósitos se compactan conformando lo que geológicamente se conoce como “Formaciones Sedimentarias “o estratos de rocas sedimentarias. Entre esas capas sedimentarias fue donde se llevo a cabo el fenómeno natural que le dio lugar a la creación del petróleo y el gas natural.

El petróleo es un producto de la descomposición de la materia orgánica (vegetales y animales), micro organismo que quedaron sepultaron en épocas remotas y que por muchos milenios se viene originado y almacenado en las cavidades terrestres. La exploración del petróleo se lleva a cabo después de realizar profundos estudios geológicos para luego proceder a la perforación del pozo y posteriormente su extracción, después de esto se conduce por oleoductos y/o barcos, hacia una planta de tratamiento y refinación. 

CARACTERÍSTICAS DE LOS DEPÓSITOS EN LOS YACIMIENTOS.

Son yacimientos que se encuentran en condiciones de presión y temperatura por encima del punto de burbujeo, donde no existe capa de gas inicial y el acuífero es relativamente pequeño en volumen, por lo que el influjo de agua es despreciable. Por encima del punto de burbujeo se tiene que la relación gas-petróleo producido será igual a la relación gas petróleo inicial, dado que todo el gas producido en la superficie debió haber estado disuelto en el yacimiento. Bajo estas suposiciones las "fuerzas" responsables del movimiento de hidrocarburos están formadas por la "expansión de los fluidos" y la "reducción del volumen poroso". Debido a que los depósitos de hidrocarburos se encuentran a profundidades del orden de los miles de pies, la presión de sobrecarga de los sedimentos comprime los fluidos contenidos en la roca. Cuando se perfora un pozo, la presión disminuye y el petróleo y el agua intersticial se expanden originando flujo de petróleo hacia el pozo. Esta disminución en la presión también origina una contratación en el volumen poroso, lo cual ayuda a la expansión de los fluidos. "Drenaje por gravedad", o "segregación gravitacional", puede ocurrir en este tipo de yacimientos, drenando el petróleo con gran eficiencia cuando se maneja adecuadamente. Dado que una parte del yacimiento puede tener la presión por debajo del punto de burbujeo y una parte por encima de este, puede ocurrir separación del petróleo y del gas en una sección.

En yacimientos con alta permeabilidad vertical, alto buzamiento, buenos espesores de arenas y bajas tasas de flujo, esta fuerza puede ser significativa, aunque deberá actuar contra la retención originada por las fuerzas capilares.

Teóricamente la fuerza de gravedad puede originar factores de recobro de hasta el 80%, produciendo el yacimiento a través de pozos localizados en la parte más baja de la estructura.Sin embargo, cuando el "Drenaje por gravedad" no está presente en los yacimientos subsaturados, la eficiencia de recobro es muy baja y grandes cantidades de petróleo pueden quedarse en el yacimiento. La Tabla N°1 muestra las características básicas de este tipo de yacimiento.

PROPIEDADES DE LOS ESPACIOS POROSOS

Es un componente petrográfico (como los granos, cristales, matriz…): Componente único: los espacios vacíos tiene unas características texturales (como los demás componentes): Tamaño, forma, distribución de los espacios vacíos.

Porosidad

La porosidad se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca (la propiedad inversa a la porosidad es la compacidad). Matemáticamente:

φ= porosidad

Vp = volumen poroso

Vt = volumen total

De acuerdo a la interconexión del volumen poroso, la porosidad se define en porosidades absoluta, efectiva y no efectiva.

Clasificación de la porosidad

Durante el proceso de sedimentación y mitificación, algunos de los poros que se desarrollaron inicialmente pudieron sufrir aislamiento debido a varios procesos diagenéticos o catagénicos tales como cementación y compactación. Por ende, existirán poros interconectados y otros aislados. Esto conlleva a clasificar la porosidad en absoluta y efectiva dependiendo de qué espacios porales se miden durante la determinación del volumen de estos espacios porosos.

Porosidad absoluta

Es aquella porosidad que considera el volumen poroso de la roca esté o no interconectado. Esta propiedad es la que normalmente miden los porosímetros comerciales. Una roca puede tener una porosidad absoluta considerable y no tener conductividad de fluidos debido a la carencia de interconexión poral. La lava es un ejemplo típico de esto.

Porosidad efectiva.

Es la relación del volumen poroso interconectado con el volumen bruto de roca. Esta porosidad es una indicación de la habilidad de la roca para conducir fluidos, sin embargo esta porosidad no mide la capacidad de flujo de una roca. La porosidad efectiva es afectada por un número de factores litológicos como tipo, contenido e hidratación de arcillas presentes en la roca, entre otros.

 Porosidad no efectiva.

     Es la diferencia que existe entre la porosidad absoluta y efectiva.

 Clasificación Geológica de la porosidad

A medida que los sedimentos se depositaron en los mares antiguos, el agua fue el primer fluido que llenó el espacio poroso. Esta agua se le denomina agua connata. Un método común de clasificación de la porosidad se basa en la condición si porosidad se

formó inicialmente o si fue producto de una diagénesis subsiguiente (dolomitización), catagénesis, campo de esfuerzos o percolación de agua.

Porosidad primaria o intergranular.

La cual se desarrolló al mismo tiempo que los sedimentos fueron depositados. Rocas sedimentarias con este tipo de porosidad son: areniscas (detríticas o clásticas) y calizas (no detríticas). La porosidad primaria a su vez se clasifica en:

Porosidad  intercristalina.

     Se refiere a los espacios existentes entre los planos de un cristal o espacios vacíos entre cristales. Muchos de estos poros son sub-capilares, v.g. poros menores de 0.002 mm de diámetro. La porosidad que se encuentra entre cristales o partículas tamaño lodo se llama comúnmente “micro porosidad”.

 Porosidad Integranular.

Es función del espacio vacío entre granos, es decir, de los espacios intersticiales de toda clase en todo tipo de roca. Esta porosidad comprende tamaño sub-capilar a super-capilar. Generalmente, los espacios tienen un diámetro mayor de 0.5 mm.

 Planos estratigráficas-

Existe concentración de espacios vacíos de diferentes variedades paralelos a los planos de estratificación. Las geometrías mayores de muchos yacimientos petroleros están controladas por este tipo de porosidad. Entre las causas de espacios vacíos en los planos estratificados se cuentan: diferencias de los sedimentos depositados, tamaño de partículas y arreglo de depositación y ambientes de depositación.

 Espacios Sedimentarios Misceláneos.

Esto se debe a: (1) espacios vacíos resultantes de la depositación de fragmentos detríticos de fósiles, (2) espacios vacíos resultantes del empaquetamiento de oolitas, (3) espacios cavernosos de tamaño irregular y variable formados durante el tiempo de depositación, y (4) espacios creados por organismos vivos en el momento de la depositación.

Porosidad secundaria, inducida o vugular.

Ocurre por un proceso geológico o artificial subsiguiente a la depositación de sedimentos. Puede ser debida a la solución o fractura (artificial o natural) o cuando una roca

se convierte en otra (caliza a dolomita). La porosidad secundaria es el resultado de un proceso geológico (diagénesis y cata génesis) que tomó lugar después de la depositación de los sedimentos. La magnitud, forma, tamaño e interconexión de los poros podría no tener relación directa de la forma de las partículas sedimentarias originales. La porosidad secundaria se clasifica en:

 Porosidad de disolución.

Integrada por canales resultantes de la disolución del material rocoso por acción de soluciones calientes o tibias que circulan o percolan a través de la roca. Las aperturas causadas por meteorización (juntas alargadas y cavernas) y espacios vacíos causados por organismos vivientes pueden sufrir alargamiento debido a dilución.

Dolomitización.

Es el proceso mediante el cual la caliza se transforma en dolomita según la siguiente reacción:Algunas rocas carbonatas están constituidas solamente por calizas. Si el agua circulante a través del espacio poroso contiene suficientes cantidades de magnesio disuelto, el calcio en la roca puede intercambiarse por el magnesio en solución. Como el magnesio es considerablemente más pequeño que el calcio, la resultante dolomita tendrá una porosidad mayor, cuyo incremento oscila entre el 12-13 %.

 Porosidad de Fractura.

Son aperturas en la roca producto de fallamiento estructural de las rocas del yacimiento debido a tensión originada por actividades tectónicas tales como doblamiento y falla. Esta incluye juntas, fisuras, y fracturas. Las porosidades de fractura normalmente no superan el 1 % en carbonatos.

Espacios secundarios misceláneos.              

En esta clasificación se tienen: (1) a arrecifes, los cuales son aperturas en las crestas de anticlinales estrechos, (2) pinchamientos y llanos, los cuales son aperturas formadas por la separación de estratos sometidos a un suave desplome, y (3) espacios vacíos causados por brechas submarinas y conglomerados que resultan de movimientos gravitarios del material del fondo marino después de mitificación parcial.

Factores que afectan la porosidad

Tipo de empaque.

Idealmente se pueden formar los siguientes tipos de empaquetamientos los cuales tienen diferente valor de porosidad. El incremento de la presión de confinamiento hace que los granos pobremente clasificados y angulares muestren un cambio progresivo de empaquetamiento aleatorio a un empaque más cerrado, reduciendo con ello la porosidad. Según el tipo de empaque se tienen los siguientes valore de porosidad:

Cúbico, porosidad = 47.6 %

Romboedral, porosidad = 25.9 %

Ortorrómbico, porosidad = 39.54 %

Tetragonal esfenoidal, porosidad = 30.91 %

Grado de cementación o consolidación.

Cemento que une los granos y que se forma posterior a la depositación ya sea por dilución de los mismos granos o por transporte. Son cementos: carbonato de calcio, carbonato de magnesio, carbonato de hierro, limonita, hematita, dolomita de sulfato de calcio, arcillas, y combinación de estos. Las areniscas altamente cementadas presentan bajas porosidades. Lo contrario ocurre con rocas poco consolidadas. La cementación toma lugar tanto en el tiempo de mitificación como en el proceso de alteración de la rocas causada por agua circulante. De la calidad del material cementante dependerá la firmeza y compactación de la roca. Se tiene, entonces, formaciones consolidados, poco consolidados y no consolidados.

 Geometría y distribución de granos

Se debe a la uniformidad o clasificación de los granos. Dicha clasificación depende, a su vez, de la distribución del tamaño del material, tipo de depositación, características actuales y duración del proceso sedimentario. Cuando los granos son más redondeados proporcionan más homogeneidad al sistema y por ende la porosidad será mayor.

Presión de las capas suprayacentes.

Las capas suprayacentes pueden compactar el yacimiento y reducir el espacio poroso. La compactación tiende a cerrar los espacios vacíos, forzar el fluido a salir y

permitir un mayor acercamiento de las partículas minerales, especialmente en rocas sedimentarias de grano fino.

Presencia de partículas finas.

La arcillosidad afecta negativamente la porosidad

ACUIFEROS.

Definición.

El término acuífero es utilizado para hacer referencia a aquellas formaciones geológicas en las cuales se encuentra agua y que son permeables permitiendo así el almacenamiento de agua en espacios subterráneos. El agua de los acuíferos no está normalmente a disposición simple o inmediata del ser humano ya que se encuentra bajo tierra (salvo q enalguna parte de su extensión se acerque a la superficie. Es por esto que para que el ser humano pueda aprovechar este tipo de agua debe realizar excavaciones y pozos. En muchos casos, el agua puede encontrarse a muchos metros de profundidad.

De acuerdo con el grado de confinamiento de las aguas que contienen, los acuíferos pueden clasificarse en cuatro tipos:

a) Acuíferos libres, freáticos o no confinados.b) Acuíferos confinados o artesianos.c) Acuíferos semiconfinados (leaky aquifers).d) Acuíferos semilibres.

Los acuíferos libres son aquellos en que el agua subterránea presenta una superficie libre, sujeta a la presión atmosférica, como límite superior de la zona de saturación. Esta superficie libre se conoce como superficie freática y el nivel a que ella se eleva, respecto a otro de referencia, nivel freático. Está formado en general por un estrato permeable parcialmente saturado de agua que yace sobre otro estrato impermeable o relativamente impermeable. En la mayoría de los casos existe solamente un nivel freático, pero en algunos casos, a causa de la presencia de acuicierres o acuitardos de pequeñas dimensiones relativas, pueden existir acuíferos que se denominan acuíferos colgados con niveles freáticos adicionales, tales como aparecen en la figura 1.

Fig. .1. Acuíferos colgados

En algunos acuíferos libres compuestos de partículas finas el drenaje por gravedad de los poros con frecuencia puede que no sea instantáneo y, en ese caso, el acuífero entrega el agua un cierto tiempo después de que el nivel freático baja en el mismo. A este tipo de acuífero se les denomina libres con entrega retardada.

En los pozos perforados en este tipo de acuífero, el agua se eleva hasta el nivel freático. Los acuíferos confinados o artesianos son formaciones geológicas permeables, completamente saturadas de agua, confinadas entre dos capas o estratos impermeables o prácticamente impermeables (una inferior y otra superior). En estos acuíferos, el agua está sometida, en general, a una presión mayor que la atmosférica y al perforar un pozo en ellos, el agua se eleva por encima de la parte superior (techo) del acuífero hasta un nivel que se denomina nivel piezométrico. La superficie imaginaria que representa la carga piezométrica en los distintos puntos del acuífero se conoce como superficie piezométrica. En algunos casos, la superficie piezométrica puede estar por encima del nivel del terreno natural, por lo que un pozo perforado en el lugar fluirá solo, como si fuera un manantial. Los acuíferos confinados se nombran también artesianos, a causa de que en la región francesa de Artois fue el primer lugar donde se perforaron pozos profundos en acuíferos confinados, alrededor del año 1750. Originalmente, el término artesiano se aplicaba solamente a los pozos fluyentes, pero en la actualidad, la palabra se aplica a cualquier pozo perforado en un acuífero confinado.

Fig. 2 Acuífero libre y acuífero confinado

En la figura 2 puede apreciarse la representación esquemática de un corte geológico que muestra un acuífero libre y uno confinado en la misma zona.

Los acuíferos semiconfinados son acuíferos completamente saturados sometidos a presión que están limitados en su parte superior por una capa semipermeable (acuitardo) y en su parte inferior por una capa impermeable (acuicierre o acuífugo) o también por otro acuitardo. En este tipo de acuífero, la disminución de la carga piezométrica originada por el bombeo, por ejemplo, inducirá un flujo vertical del agua contenida en el acuitardo, que actuará como recarga del acuífero. Las características del acuitardo confinante en un acuífero semiconfinado son tales que puede ignorarse la componente horizontal del flujo en el acuitardo.

Los acuíferos semilibres representan una situación intermedia entre un acuífero libre y uno semiconfinado. En este caso, la capa confinante superior es un estrato semipermeable o acuitardo, de características tales que la componente horizontal del flujo no puede ignorarse.

Kruseman y De Ridder, partiendo de considerar los acuíferos apoyados en una capa impermeable, especifican que el tipo de acuífero queda determinado por el carácter de la capa confinante superior y presentan el cuadro que aparece en la tabla 1.1 como instrumento para caracterizar los acuíferos

Características.

La fundamental es que la capa inferior sea impermeable. A esta capa se le llama muro y partir de aquí el agua se acumula.

La altura que alcanza el agua se llama nivel freático.

El nivel freático puede encontrarse a diferentes profundidades, incluso en un mismo lugar, dependiendo de las características geológicas, la presión atmosférica y la meteorología.

Puede ir desde unos centímetros hasta muchos metros por debajo de la superficie. El nivel freático no es horizontal sino que tiene una pendiente desde el nivel

superior al inferior. La zona que se encuentra por encima y que no está saturada de agua se llama zona

vadosa. En ella la circulación del agua es descendente por gravedad, ya que el movimiento principal es la infiltración.

Si la presión del nivel freático es superior a la atmosférica el nivel del agua se llama piezométrico.

CONCLUSIÓN:

En líneas generales podemos resaltar que el proceso de investigaciones de los yacimientos de hidrocarburos nos llevan a observar los procesos, propiedades, características del comportamiento de los hidrocarburos y sus alrededores como es el caso de los acuíferos que son una capa de agua que se almacena bajo las superficie de la tierra.

Estos procesos y ubicaciones se pueden representar en un proceso modelaje geológico, mapas de yacimiento de hidrocarburos entre otros los detalles son muy importantes para los cálculos matemáticos en la geología.

Es importante resaltar que mediante el estudio de los yacimientos de hidrocarburos se requiere un examen de un gran número y tipos de distritos mineros; sus semejanzas y diferencias deben ser anotadas y descritas, todo esto gracias a la influencia que tiene la geología en la evalucion y explotación de yacimientos de hidrocarburos. Agrupando juntamente los yacimientos con características similares los cuales facilita la descripción y, como es de esperar, permite generalizaciones en lo que concierne a la localización del mineral.

ANEXOS:

POROSIDAD DE UN YACIMIENTO.

REPRESENTACIÓN DE LOS ACUIFEROS

YACIMIENTO DE HIDROCARBURO.