Diagenesis of the Amposta offshore oil reservoir (Spain)

• Eli Playà ^[1] ; Anna Travé Herrero ^[1] ; Miguel Angel Caja Rodríguez ^[2] ; Ramón Salas Roig ^[1] ; Carlos Barat Vinacua ^[3] ; Recaredo del Potro ^[3]
  1. [1] Universitat de Barcelona

     Universitat de Barcelona

     Barcelona, España

     
  2. [2] Universidad Complutense de Madrid

     Universidad Complutense de Madrid

     Madrid, España

     
  3. [3] Escal UGS S.L

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• Localización: Geotemas (Madrid), ISSN 1576-5172, Nº. 10, 2008 (Ejemplar dedicado a: VII Congreso Geológico de España), págs. 1461-1464
• Idioma: español
• Títulos paralelos:
  • Procesos diagenéticos en el reservorio del campo petrolífero offshore de Amposta (España)
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  • Texto Completo Ejemplar
• Resumen
  • español

    Reservoir rocks from the Amposta oil field have been investigated to understand the fracture and vug porosity and to reconstruct the complete fluid flow history of the basin. Four main types of fracture systems (A, B, C and D) and five types of calcite cements have been clearly identified and characterised petrologically. Fractures type A and B, totally filled by calcite cement 1 (CC1) and 2 (CC2), probably correspond to early fractures developed during the Alpine compression. Fractures type C are vertical fractures developed during the Tertiary extension. Fractures type C are filled by: (a) reddish microspar calcite sediment (CS3), probably meteoric-karstic in origin, and (b) blocky calcite cement type 4 (CC4), associated with kaolinite, pyrite, barite formation and main oil migration. Fractures type D, filled with the greenish calcite sediment 5 (CS5), probably developed during a local compression, affecting and deforming the previous cements and the host rock.

  • English

    Se han estudiado varias muestras de la roca reservorio del campo petrolífero de Amposta con el objetivo de analizar la porosidad caverna y de fractura de la roca y reconsrtuir la historia de los fluidos que han circulado en la cuenca. Cuatro sistemas de fracturas se han indentificado (A, B, C y D) y cinco tipos de cementos de calcita han sido caracterizados petrológicamente. Las fracturas del tipo A y B, totalmente obliteradas por cemento de calcita (CC1 y CC2) se intepretan como fracturas desarrolladas tempranamente, probablemente durante la compresión Alpina. Las fracturas verticales de tipo C se formaron durante la extensión neógena. Éstas están rellenas por: (a) sedimento rojizo de calcita microsparítica (CS3), de origen meteórico, y (b) cemento de calcita blocky (CC4), asociado a la formación de caolinita, pirita, y barita y a la fase de migración del petróleo principal. Las fracturas de tipo D, obliteradas por sedimento de calcita verdoso (CS5), se intepretan como desarrolladas durante un evento de compresión local.