Petrografía, diagénesis y calidad de almacenes cuarzoareníticos de la Formación Mamuniyat (Ordovícico Superior) en la Cuenca de Murzuq, Libia

Abstract

Desde mediados del siglo XX, la exploración de hidrocarburos en la Cuenca de Murzuq (Libia) ha sido imprescindible para la producción de petróleo a partir del sistema petrolífero Tanezzuft-Mamuniyat. Su complejidad radica en los ambientes sedimentarios de origen glaciar, que determinan las características del principal objetivo de exploración, la Formación Mamuniyat del Ordovícico Superior. Su discontinuidad en la cuenca, así como la composición y textura de sus depósitos clásticos, requieren de la diagénesis como herramienta fundamental para determinar la calidad de la Formación Mamuniyat como roca almacén e identificar los tramos del registro más prometedores. El análisis petrográfico de las cuarzoarenitas de la Formación Mamuniyat a partir de muestras procedentes de tres pozos (dos productivos y uno no productivo) permite distinguir cuatro petrofacies (A, B, C, D), en función de su composición, la evolución de la porosidad original, su porosidad secundaria y su permeabilidad. Las diferencias entre las mismas indicarían que la evolución de la porosidad y la permeabilidad en la cuenca no habría sido homogénea: por una parte, las petrofacies más distales de los sistemas turbidíticos de origen glaciar serían más ricas en arcilla detrítica (Petrofacies B), con una orientación laminar preferente, lo que reduciría su permeabilidad drásticamente, además de su porosidad. Por otra parte, existirían zonas donde las etapas más tardías de la diagénesis tendrían mayor intensidad o se repetirían, en relación a las discontinuidades reconocidas en el registro de la cuenca, que denotan fases de levantamiento de la misma desde el Ordovícico Superior. Esto favorecería la generación de porosidad secundaria y, consecuentemente, la permeabilidad de la roca almacén (Petrofacies D). El contenido en arcilla detrítica, cementos y reemplazamientos, y su distribución, condicionan la evolución de la porosidad y la permeabilidad de la formación a lo largo del enterramiento. Así mismo, la intensidad de los procesos diagenéticos durante el enterramiento, permitirían a las petrofacies adquirir porosidad y permeabilidad de mayor calidad. La exploración de hidrocarburos en la cuenca exige por tanto el reconocimiento de las petrofacies más distales (A y B) y proximales (C y D) y su distribución en las formaciones.