1. Origen del petróleo
Desde los comienzos de la explotación del petróleo (1859) como negocio
internacional integrado, los geólogos, químicos e ingenieros han dedicado tiempo
a estudiar e investigar los elementos y procesos responsables del origen,
constitución, características, peculiaridades de desplazamiento, acumulación y
entrampamiento de los hidrocarburos en las cuencas sedimentarias. Durante casi
catorce décadas de estudios científicos, técnicos y de campo se ha acumulado una
valiosa y extensa información sobre las teorías y diferentes aspectos del origen del
petróleo. Los esfuerzos continúan en pos de esta interminable tarea que cada día
anima más el espíritu del investigador.
1.1. Teorías inorgánicas
Las teorías inorgánicas fueron esencialmente las hipótesis de fines de siglo
XVIII, durante el siglo XIX y a principios del siglo XX, elaboradas
principalmente por químicos.
“Postulan que el petróleo y el gas asociado se forman mediante procesos
inorgánicos reproducibles en el laboratorio”.
Teorías de los metales alcalinos o de Berthelot (1886)
“Interpreta que en el interior de la Tierra existen metales alcalinos en estado
libre y que el Bióxido de Carbono podría reaccionar con ellos, formando carburos
y éstos al reaccionar con el agua, podrían generar acetileno (C2H2)”.
Demostró que si el acetileno se calienta a una temperatura de 900 °C,
aproximadamente, se polimeriza en benceno (C6H6) y si el benceno se calienta
en condiciones apropiadas pierde hidrógeno y los residuos se combinan para
formar difenil eter (C12H10) o sea:
Los hidrocarburos ligeros pueden ser generados del acetileno por
reacciones químicas a altas temperaturas.
CaCO3 → CaO + CO2 (Cal)
CaO + 3 C → CaC2 + CO
Carburo= un carbono + un metal (alcalino)
Todas las reacciones descritas en esta teoría pueden verificarse en el
laboratorio, solo que la debilidad de la teoría de Berthelot, estriba en suponer que
en la Tierra existen metales alcalinos en estado libre.
Recientemente, los científicos, han descubierto que el etano y otros
hidrocarburos más pesados pueden ser sintetizados bajo las condiciones del manto
superior.
Los alquinos pueden reaccionar con cationes metálicos para formar derivados
metálicos sólidos (sales orgánicas)
Elementos mayores: >1%
Teoría de los metales alcalinos modificada por Byasson (1891)
Byasson desarrolló una teoría fundamentada en la propuesta por
Berthelot, pero él además postula que los sulfuros de hierro son sustituidos por
metales alcalinos.
Los sulfuros de fierro se encuentran en muchas secuencias ígneas y
sedimentarias.
Posiblemente formados a partir de fuentes hidrotermales, en ambientes
anaeróbicos y de alta temperatura (100°C) y presión.
Wächtershäuser elaboró la hipótesis de que el ácido acético, una
combinación sencilla de carbono, hidrógeno y oxígeno que se puede encontrar en
el vinagre desempeñó un papel esencial. El ácido acético forma parte del ciclo del
ácido cítrico que es fundamental para el metabolismo celular.
SiO2, Al2O3
Fe2O3
FeO, MgO, CaO
Na2O, K2O, H2O
Teoría de los carburos metálicos o teoría de Mendeleiv (1877)
Mendeleiv presentó esta teoría basada en la presunción de que en la Tierra
existen Carburos de Hierro en estado nativo y que las aguas de infiltración, al
reaccionar se polimerizan y forman hidrocarburos.
Se supone que esta teoría fue inspirada en los experimentos de Hahn Cloez y
Williams, quienes demostraron que los hidrocarburos podrían producirse tratando
el hierro fundido y el ferromanganeso con ácidos y agua.
Es dudoso que el agua necesaria para verificar estas reacciones pueda
infiltrarse lo suficiente para reaccionar con los carburos de hierro, ya que hay
razones para creer que la porosidad y las fracturas de las rocas tienden a
desaparecer con la profundidad.
Teoría de las emanaciones volcánicas (1900)
Se basa en el hecho de que algunos gases de las emanaciones volcánicas
contienen pequeñas cantidades de hidrocarburos.
Supone que dichos gases son originados a grandes profundidades, indicativos
de la composición química de los elementos que constituyen el interior de la
Tierra y de sus reacciones.
También se cree que estos hidrocarburos gaseosos se condensan al
aproximarse a la superficie y al decrecer la presión y temperatura, forman los
hidrocarburos líquidos que originan los yacimientos actuales.
La debilidad de esta teoría está en que en la mayoría de las secuencias
volcánicas no hay yacimientos de hidrocarburos.
Teoría postulada por Sabatier y Senders
En 1902, Sabatier y Senders, produjeron una mezcla de hidrocarburos
líquidos, con la intercalación de Acetileno e Hidrógeno, con la presencia de una
reducida catálisis de níquel (los que reducen la velocidad de la reacción son
denominados “catalizadores negativos” o inhibidores), y de esta manera
argumentaron que se podría haber generado petróleo.
El problema de esta teoría está en que no explican la procedencia del
acetileno.
Teoría del origen cósmico
Es una de las teorías más antiguas pero resurge en el siglo XIX, se fundamenta
en la hipótesis de que el petróleo y el gas forman parte constitutiva de la materia
nebulosa original o de las capas que envolvieron a la materia original, de donde se
formó la Tierra.
La hipótesis postula que conforme se enfriaba el globo, el petróleo se
precipitaba de la atmósfera y penetró en los poros de las rocas para llegar a
constituir con el tiempo los yacimientos actuales.
De acuerdo a esta teoría se tendrían yacimientos petroleros en cualquier tipo
de roca y de cualquier edad, sin embargo esto no sucede.
Lo que si sucede es que en los meteoritos existen cóndrulos de C, un ejemplo
es el meteorito Allende.
Es una condrita carbonosa.
La mayoría de los meteoritos que caen en la Tierra se conocen como
condritas ordinarias y conforman el 70%. El otro 30% son los meteoritos
metálicos. Dentro de estos últimos, menos del 4% son los carbonáceos.
“Allende probó ser algo muy interesante, porque se trata del tipo de los
condríticos carbonáceos”
“Lo que hace particularmente interesante a las condritas carbonáceas es que
son las que dan las edades isotópicas más antiguas; es decir, se trata del material
más antiguo o primitivo perteneciente a las primeras etapas de evolución del
sistema solar, lo que nos permite estudiar cómo se formó”.
Las condritas carbonáceas contienen muchos compuestos de carbono,
incluyendo elementos básicos para la vida, como aminoácidos, lo cual las hace
todavía más atractivas.
Teoría por procesos subterráneos de emanación o destilación
(gaedicke: teoría semi-orgánica)
Esta sugiere que el agua puede descomponerse en sus gases constituyentes,
debido a la acción de rayos gamma, emanados por minerales radiactivos. El
hidrógeno libre puede unirse con carbón para dar origen a hidrocarburos.
(n + 1) H2O 2(n + 1) H + (n + 1) O
n C + 2(n + 1) H Cn H2n + 2
El fundamento teórico está sustentado en experimentos de laboratorio, sin
embargo, es difícil que este proceso ocurra en la naturaleza.
Teoría de la caliza, el yeso y el agua
Postulada en 1904, y supone que los carbonatos y sulfatos decalcio al estar
bajo la acción de agua caliente forman hidrocarburos como los que constituyen el
petróleo.
Las calizas, el yeso y el agua, existen en abundancia y están íntimamente
asociados en la naturaleza, por otra parte, contienen todos los elementos
necesarios para la formación de hidrocarburos.
Posiblemente bajo condiciones favorables de presión y temperatura, el
petróleo se pueda formar de esta manera, pero las reacciones químicas en las que
se apoya esta teoría no han sido explicadas satisfactoriamente.
Sin embargo, cuando las técnicas del análisis geológico se perfecciono y se
contó con información suficiente, se comenzó a dar importancia a las teorías de
formación orgánica.
Según las teorías inorgánicas, el petróleo se forma por reacciones netamente
químicas, es decir, sin la intervención de agentes vegetales y/o animales. Se
mencionan como principales:
La teoría del carburo
Se fundamentó en experimentos de laboratorio mediante los cuales carburos
de calcio, hierro y varios otros elementos en la presencia del agua producían
hidrocarburos.
Se presumía que la existencia subterránea de grandes cantidades de calcio,
hierro, aluminio y otros elementos producirían carburos a grandes profundidades
al entrar en contacto con el agua caliente, y que a través de las grietas de la tierra
los compuestos de hidrocarburos así formados llegaban a la superficie en forma de
gas y/o líquido.
Esta teoría tuvo, o tiene, sus más acendrados defensores entre los químicos
pero no es aceptada por la gran mayoría de los geólogos.
La teoría a base de carbonato de calcio, sulfato de calcio y agua
caliente
Algunos investigadores propusieron esta teoría apoyados en la idea de que los
dos compuestos Ca CO3 y Ca SO4. 2 (H2O), de gran abundancia y asociación en
la naturaleza, eran capaces de producir los constituyentes del petróleo en la
presencia de agua caliente. Por medio de esta teoría no se pudo explicar
convincentemente el proceso químico propuesto.
1.2. Teoría orgánica
Basada en dos principios fundamentales:
a) La producción de hidrocarburos a partir de organismos vivos.
b) La acción del calor sobre la materia orgánica formada biogénicamente.
Postula que el petróleo es producto de la descomposición de organismos
vegetales y animales que fueron sometidos a enormes presiones y altas
temperaturas en ciertos periodos de tiempo geológico.
Organismos de vida marina y continental fueron sepultados en un medio
ambiente anaeróbico y por cambios en la temperatura y presión (50 a 250 C y 300
a 1500 bars), estos organismos que contienen Carbono e Hidrógeno en sus
moléculas orgánicas, fueron convertidos en hidrocarburos en un lapso
relativamente grande.
Medios marinos:
- Plataforma
- Talud
B. HAQUET NUREMBERG (1790): fue el primero en sugerir el origen
orgánico del petróleo. Él argumentó que el aceite de Galicia provenía de
moluscos.
WAKSMAN (1933): identifica a la lignina en el petróleo, la que es
característica de plantas terrestres; señala que los complejos húmicos y la lignina
contienen estructuras heterocíclicas en anillos, similares a las de algunos aceites
SKINER (1952): el concluyó que el vanadio en las orfirinas es de origen
bioquímico, ya que fue encontrado en las holoturias, y que la presencia de
porfirinas en algunos aceites que son componentes activos ópticamente, es una
evidencia del origen orgánico del petróleo. Se puede decir que la fuente del
petróleo son animales y plantas.
DAVIS Y SQUIRES (1953): encontraron que las bacterias metabolizan
pequeñas cantidades de hidrocarburos no volátiles que incorporan a su estructura
celular.
CRAIG (1953): descubre que el agua dulce y las plantas terrestres
contienen menos 13C y más 12C que las plantas marinas, por lo tanto, la mayoría
de hidrocarburos líquidos son derivados de materia orgánica marina (13C). El
material orgánico terrestre contribuye en menor proporción a la formación del
aceite y más a la formación de gas.
FRANCIS (1954): encuentra que el carbón mineral contiene productos
sólidos y líquidos relacionados a los materiales encontrados en los petróleos
pesados. Se encuentra aceite pesado y gas.
1.2.1. Evidencias de la TEORÍA ORGÁNICA
1.- La gran abundancia de materia orgánica, que existe en los sedimentos
recientes y en los hidrocarburos asociados con dicha materia orgánica.
2.- En los restos orgánicos predomina el H y el C, que son los componentes
principales de los hidrocarburos y mediante los procesos bioquímicos
(metabolismo de los animales y las plantas), se ha observado que producen
continuamente pequeñas cantidades de hidrocarburos (aunque no del tipo del
petróleo).
3.- La presencia de Nitrógeno y de porfirinas en el pigmento de algún tipo de
petróleo, sobre todo en la fracción pesada, ya que el nitrógeno es un componente
esencial en los aminoácidos y estos componen las proteínas. Las porfirinas se
relacionan con la clorofila de los vegetales.
Las teorías orgánicas se basan en la participación de residuos vegetales o
de animales en el proceso químico bacteriano o de descomposición.
Hay científicos que proponen que la formación del petróleo es de origen
animal y otros que su origen es vegetal. Sin embargo, se ha concluido que puede
ser uno u otro o quizás los dos combinados.
En síntesis, las teorías orgánicas contienen las siguientes argumentaciones:
La teoría vegetal
Bajo esta clasificación aparecen varias fuentes que se indican como
contribuyentes a la formación del petróleo. La inmensa abundancia de algas y
otras plantas marinas en las costas, mares y océanos representa suficiente material
para formar petróleo si se procesan adecuadamente.
Además, partiendo de la formación del carbón, se ha concebido que las
plantas terrestres son tan abundantes en las bahías cerradas, lagunas y pantanos,
que tienen todos los ingredientes para transformarse en petróleo, bajo condiciones
adecuadas de deposición y enterramiento de sus restos, a presión y temperatura
durante el tiempo geológico necesario. Aunque la mayoría de los depósitos
petrolíferos se encuentran en estratos marinos, también hay depósitos que se
forman en sedimentos acumulados en aguas salobres.
También han sido consideradas las plantas diatomeas como fuente del
origen y formación del petróleo. Estas son algas unicelulares que viven en el mar,
en agua dulce o en tierra húmeda en cantidades asombrosas. Su abundante
presencia en muchos estratos lutíticos bituminosos de las edades geológicas
sugiere que estos organismos microscópicos tienen parte en el origen del petróleo.
La teoría del carbón
Por experimentos de laboratorio se ha determinado que por destilación de
tipos de carbón lignítico y bituminoso se obtienen hidrocarburos equivalentes a
los componentes del petróleo. De estos experimentos se ha formulado la idea de
que resultados similares se obtienen en la naturaleza cuando grandes volúmenes
de carbón son sometidos a presiones y temperaturas adecuadas.
Esta teoría tiene un buen grado de validez si se considera que en muchos
campos petrolíferos del mundo existen estratos de carbón. Sin embargo, nada
tajante puede establecerse de estas observaciones.
Teoría animal
Se basa en la descomposición de animales marinos y la presencia de
microorganismos en hidrocarburos.
Fig. Nº 1. De los estudios e investigaciones sobre el origen de los hidrocarburos se derivaron las teorías inorgánicas y orgánicas. La descomposición y la transformación de restos de vida animal y vegetal, depositados y enterrados durante los tiempos geológicos milenarios, bajo la acción de la sedimentación y compactación de los estratos, sometidos además a presión y temperatura en el subsuelo, a determinadas profundidades, son todos factores que contribuyeron a la generación del gas natural y/o petróleo (hidrocarburos). Fuente:http://aulavirtual.monagas.udo.edu.ve/file.php/62/EL_POZO_ILUSTRADO/cap_01.pdf
1.3. Concepto actual
Con pocas excepciones, la gran mayoría de los geólogos piensan que el
petróleo es de origen orgánico. Se piensa que las plantas han contribuido
significativamente en la formación de hidrocarburos, pero, en general, el origen
animal es el más favorecido.
1.4. Información de campo
En la búsqueda de los ingredientes y condiciones que contribuyen al origen y
formación del petróleo, son muy reveladores los estudios e información que, a
través de los años, los estudiosos de la materia han obtenido de las muestras de
ripio o núcleos de los estratos geológicos penetrados durante la perforación, de las
lutitas o arenas petrolíferas a cielo abierto, o de los afloramientos de estratos en
muchas partes del mundo.
En primer término, se ha concluido que la descomposición de la materia
animal y/o vegetal, depositada y enterrada en los estratos geológicos, sufre
alteraciones por la acción de bacterias, de la presión y de la temperatura.
El material grasoso y ceroso (kerógeno) que se deriva de la descomposición
de plantas y animales puede ser fuente de la generación de acumulaciones
petrolíferas en los estratos sedimentarios. Estratos de lutita, ricos en kerógeno, se
encuentran en muchas partes del mundo. Este aspecto apunta que las lutitas
ciertamente pueden ser fuente principal del origen de la formación del petróleo.
Generalmente, todas las rocas de las formaciones de los campos petroleros
contienen fósiles. Estudios de microscopía de estas rocas señalan una gran
abundancia de plancton, es decir, animales y plantas que flotan o nadan en el mar.
1.4.1. Las huellas del pasado
Entre las ramas del saber con que cuentan los petroleros dedicados a las
Ciencias de la Tierra, la Paleontología cubre el estudio de los restos fósiles de
animales y plantas y enseña acerca de la vida pasada durante los períodos
geológicos y, por ende, sobre la evolución cronológica de la historia geológica de
la Tierra. Por tanto, es una materia esencial para descifrar la evolución de la vida
animal/ vegetal en las cuencas sedimentarias e interpretar las circunstancias y
episodios geológicos conducentes a la presencia o falta de acumulaciones
petrolíferas.
1.4.2. Generación del petróleo en la naturaleza
El famoso geólogo e investigador estadounidense Parker Davies Trask
ofrece un interesante ejercicio numérico acerca de la generación del petróleo en
las formaciones geológicas, tomando como base datos de laboratorio acerca del
contenido del material orgánico en lutitas (para este ejemplo se usan unidades
métricas). Si una lutita contiene 2 % de materia orgánica y 5 % de esa materia, se
transforma en petróleo; entonces el porcentaje convertido es igual a: 0,02 x 0,05 =
0,001 o una milésima parte (1/1.000).
Si se considera un bloque de sedimentos de una hectárea de extensión y un
metro de espesor, el volumen es de 10.000 m3 de sedimentos.
Si la densidad de estos sedimentos es de 2,1 entonces el peso del bloque será:
10.0 2,1 x 1.000 = 21.000.000 kilos.
Pero como el peso del bloque está representado por 1/1.000 partes de
petróleo, entonces el bloque tiene 21.000 kilos de petróleo.
Si ese petróleo (por ejemplo, tipo Boscán) pesa 0,86 kilos por litro, equivalente a
un petróleo de 11,4 °API, entonces el bloque contiene:
21.000
_______ = 24.418,6 litros (24,4186 m3)
0,86
Extendiendo este ejemplo a mayores dimensiones, como si fuese una
concesión por la que existe interés comercial, y sea el caso de un área de 10.000
hectáreas y 100 metros de espesor, entonces el volumen de petróleo contenido in
situ es muy apreciable.
10.000 x 100 x 24,4186 = 24.418.600 m3
(153.585.000 barriles)
Es muy importante la expresión in situ (en sitio) porque no todo el volumen
de hidrocarburos contenido en la formación o yacimiento puede ser producido. El
volumen extraíble dependerá de otros factores, tales como: la porosidad, que
expresa porcentualmente el volumen del espacio disponible para almacenar
hidrocarburos; el porcentaje de saturación de petróleo (también de gas y agua)
existente en el yacimiento; la presión original en el yacimiento y la presión de
burbujeo del gas disuelto en el petróleo; los contactos gas natural-petróleo-agua en
el yacimiento; la permeabilidad de la roca, con respecto al gas, petróleo y agua;
las relaciones de producción gas/petróleo, petróleo/agua; las características y
propiedades del gas natural y del petróleo producibles; la evolución del tipo de
empuje natural de extracción o mecanismo inducido que impele a los
hidrocarburos en el yacimiento a fluir hacia el pozo y hacia la superficie (empuje
por gas natural, por gas disuelto, por agua, o por gravedad o por combinación de
éstos) o por bombeo mecánico o inyección de fluidos; proyección del
comportamiento del yacimiento durante las etapas primaria, secundaria y terciaria
de producción respecto a las perspectivas económicas (ingresos netos) y
comercialización de las reservas probadas de hidrocarburos en el yacimiento.
Fig. Nº 2 y 3. Los cortes en las carreteras (A) son buenos sitios para observar la inclinación y el rumbo de los estratos que forma la corteza terrestre, como también afloramientos y discontinuidad de las formaciones (B).Fuente: http://aulavirtual.monagas.udo.edu.ve/file.php/62/EL_POZO_ILUSTRADO/cap_01.pdf
Fig. Nº 4 y 5. La presencia o impresiones de fósiles en las muestras de las rocas sirven para tener idea del ambiente geológico correspondiente y de la edad de las formaciones. (A) representa una ammonoidea muy abundante en el Paleozoico Superior, menos abundante en el Jurásico y se extinguió al final del Cretáceo. (B) los peces aparecieron en el período Devoniano que duró 350 millones de años durante la era del Paleozoico.Fuente: http://aulavirtual.monagas.udo.edu.ve/file.php/62/EL_POZO_ILUSTRADO/cap_01.pdf
1.5. Proceso de formación del petróleo de acuerdo a la teoría orgánica
La teoría orgánica supone que el petróleo se originó por la descomposición de
los restos de animales y algas microscópicas acumuladas en el fondo de las
lagunas y en el curso inferior de los ríos.
Esta materia orgánica se cubrió paulatinamente con capas cada vez más
gruesas de sedimentos, al abrigo de las cuales, en determinadas condiciones de
presión, temperatura y tiempo, se transformó lentamente en hidrocarburos
(compuestos formados de carbón e hidrógeno), con pequeñas cantidades de
azufre, oxígeno, nitrógeno, y trazas de metales como fierro, cromo, níquel y
vanadio, cuya mezcla constituye el petróleo crudo.
Estas conclusiones se fundamentan en la localización de los mantos petroleros,
ya que todos se encuentran en terrenos sedimentarios. Además los compuestos
que forman los elementos antes mencionados son característicos de los
organismos vivientes.
Fig. Nº 6. Formación de petróleo.Fuente: http://www.google.co.ve/imgres?biw=1024&bih=616&tbm=isch&tbnid=aW1E1zEo2qbHNM:&imgrefurl=http://www.geovirtual.cl/geologiageneral/ggcap13b.htm&docid=7X8lJ_Ol-8bBOM&imgurl=http://www.geovirtual.cl/geologiageneral/imagenes/petroleoforma1.gif&w=400&h=263&ei=bkp2Uu3DIarKsATc94DgBA&zoom=1&ved=1t:3588,r:25,s:0,i:158&iact=rc&page=3&tbnh=182&tbnw=277&start=23&ndsp=13&tx=149&ty=85
1.5.1. Factores que condicionan la formación del petróleo.
Factores biológicos:
La materia orgánica acumulada en los sedimentos puede tener dos orígenes
distintos:
1) Aportada por los ríos, procedentes de los continentes (humus, organismos
muertos y restos de petróleo o materiales bituminosos expuestos a la erosión).
Puede llegar a ser superior al 50 % del total de los aportes.
2) La acumulación de organismos marinos, que al morir caen al fondo y se
incorporan a los sedimentos. Este aporte suele ser el más importante,
principalmente de organismos planctónicos.
No se conocen con exactitud las diversas etapas de la transformación del
petróleo, el proceso no ha podido aun ser reproducido en el laboratorio, pero se
supone que se cumplen las siguientes etapas:
1era Etapa: La fermentación bacterianas anaeroles descomponen la materia
orgánica acumulada, que posteriormente originan el kerógeno (que es un producto
piro-bituminoso, negro de aspecto pulverulento), y los hidrocarburos más densos.
La actividad anaeróbica ocurre aproximadamente en los primeros 20 mts de los
sedimentos, cesado por debajo de esta profundidad.
2da Etapa: A mayor profundidad por la acumulación de nuevos sedimentos, tiene
lugar la transformación de estos compuestos en auténticos petróleos, sin que
intervengan la acción bacteriana, que se sustituye por ciertos catalizadores
naturales.
Factores físicos - químicos
Una vez que la materia orgánica parcialmente descompuesta y libre de los
procesos de oxidación se encuentra en este estado, sufre el llamado proceso de
maduración. Este proceso de maduración involucra la temperatura, la presión y el
tiempo como factores fundamentales. La manera en que los hidrocarburos son
madurados depende del ambiente de deposición en el que han sido depositados. El
sobrepeso y las presiones a las que se somete esta masa hacen que las arcillas se
compacten y allí, dentro de ese dominio de inmensas fuerzas, y dentro de un rango
de temperatura entre 107°C y los 200°C, el petróleo comienza a originarse. En
términos generales, el petróleo se produce a lo largo de millones de años en
profundidades de alrededor de 5 Km., a una temperatura de 150 ºC. Profundidades
mayores a los 5 Km. o demasiado tiempo de ¨cocción¨ a temperaturas de 200 ºC
darán lugar a la conversión del petróleo en gas. Cuando la temperatura aumenta
por encima de los 250°C el material orgánico se carboniza. Si estos sedimentos y
restos orgánicos son sepultados a profundidades por debajo de las ideales, no se
generaría hidrocarburo alguno. Sin embargo, las profundidades de generación del
petróleo son sustancialmente variables de lugar a lugar.
Otro factor que interviene en la formación del petróleo son los “MINERALES
DE LA ARCILLA” que actúan como litocatalizadores, de el contenido de
minerales de arcilla en las rocas de los yacimiento depende la calidad del petróleo
allí acumulado. Acumulaciones muy espesas de limos, arcillas y materiales
orgánicos pueden producir grandes volúmenes de petróleo, si transcurre el tiempo
suficiente como para que ocurra el proceso de alteración. La conversión del
material orgánico al petróleo se llama catagénesis, y está asistida por la presión
causada por el enterramiento, la temperatura, la alteración termal y la
degradación.
Factores geológicos
Existen muchos factores geológicos entre los mas importante se encuentra la
existencia de una cuenca sedimentaria de grandes dimensiones, en la que se pueda
desarrollar el ciclo sedimentario completo y la profundidad que se ha calculado
que oscila entre 750 y 2800mts, que corresponde directamente a la profundidad de
la formación del petróleo necesaria para que al continuar el proceso de
subsidencia, el petróleo emigra a los borde de la cuenca.
1.5.2. Evolución y maduración de la materia orgánica que dará lugar
al petróleo
Cuando la materia orgánica es enterrada, empieza a sufrir importantes
procesos hasta convertirse en hidrocarburos.
Estos procesos pueden dividirse en tres etapas: diagénesis, catagénesis y
metagénesis.
La diagénesis: es la serie de procesos que sufre la materia orgánica desde su
enterramiento hasta que se transforma en kerógeno y empieza la generación de
petróleo.
La materia orgánica incluida en arcillas que se compacta sufre reacciones
bastantes complejas. El punto de inicio de estas reacciones son los cuatro
biopolímeros principales: carbohidratos, proteínas, ligninas y lípidos. Estos
procesos se dan en un principio por la acción de bacterias y procesos químicos no
biológicos, y más tarde por cracking térmico. En general la transición a
geopolímeros es muy rápida: de cientos a miles de años.
La catagénesis: Tiene lugar según el Kerógeno es calentado. La catagénesis es el
estado en que a partir del Kerógeno se genera petróleo y gas.
La metagénesis: Es el último estado en que cesa la generación de petróleo y gas,
pero se sigue generando mucho metano (CH4) por alteración del crudo
previamente generado.
El gas natural que contiene entre un 75-85% de metano, normalmente se
encuentra asociado con depósitos de petróleo; estos depósitos son el legado de las
plantas marinas que vivieron y murieron en mares interiores hace millones de
años. Sin embargo, no todo el metano de la tierra es “metano antiguo”, se estima
que las bacterias metanógenas que viven en las termitas y en los sistemas
digestivos de los animales herbívoros producen cerca de 2000 toneladas de
metano por año. El gas natural es un gas incoloro y se añade deliberadamente
trazas de compuestos de azufre, como el etanodiol, con el fin de advertir algún
escape peligroso.
El kerógeno remanente es casi grafito en esta etapa.
En general, la generación de los hidrocarburos está fuertemente asociada a
la profundidad de enterramiento.
La profundidad de generación depende del gradiente geotérmico local, del
tipo de kerógeno y de la historia de enterramiento.
A pocas profundidades sólo se genera metano biogénico.
.- Entre 1 y 2 Km de profundidad empieza la catagénesis.
.- Antes de los 3 km. comienza la zona de formación de petróleo; a esta zona se le
llama la ventana de hidrocarburos.
.- Entre los 3 y 3.5 km. se pasa a la catagénesis tardía; es la principal zona de
formación de gas, y se generan tanto gas húmedo como metano.
.- A más de 4 km. la roca madre se transforma en supermadura. En este punto
empieza la metagénesis y sólo se genera metano.
A continuación se muestra un resumen del proceso de formación del Petróleo
de acuerdo a la Teoría Orgánica:
a) Materiales iníciales ricos en carbono, formados en las aguas superficiales,
se acumulan en aguas profundas donde no pueden ser consumidas por
otros organismos.
b) Acumulaciones posteriores de sedimentos sellan los materiales ricos en
carbono; las altas temperaturas y presiones transforman este material en
petróleo y gas.
c) Acumulaciones de sedimentos adicionales comprimen los depósitos
originales, empujando el petróleo y gas, los cuales migran hacia rocas más
permeables, generalmente arenas y areniscas.
2. Migración del petróleo
El proceso mediante el cual se realiza el desplazamiento del petróleo y del gas
natural del sedimento mineral en que se ha formado, a una roca capaz de
almacenar este recurso en un reservorio natural y/o a la superficie terrestre, se
denomina migración.
En general, la migración es el proceso mediante el cual el hidrocarburo es
expulsado de la roca madre (migración primaria) e inicia su recorrido hacia la
trampa (migración secundaría).
Fig. Nº 7. Proceso de formación de petróleo de acuerdo a la teoría orgánica.Fuente: http://www.google.co.ve/imgres?biw=1024&bih=573&tbm=isch&tbnid=TNWAs5iHcHslmM:&imgrefurl=http://www.muchapasta.com/b/var/Origen%2520y%2520formacion%2520del%2520petroleo.php&docid=lCKw_NfQDQX_CM&imgurl=http://www.muchapasta.com/b/var/imagenes%252520petroleo/formacion
2.1. Tipos de migración
2.1.1. Migración primaria.
El paso del petróleo desde la roca madre hasta la roca almacén se conoce
como migración primaria.
Rocas madres
Fig. Nº 8. Tipos de migración.Fuente: http://www.monografias.com/trabajos92/migracion-acumulacion-y-aplicacion-del-petroleo/migracion-acumulacion-y-aplicacion-del-petroleo.shtml
Las rocas generadoras o madres son aquellas que pertenecen a una cuenca,
en las que suficiente materia orgánica ha sido acumulada, preservado y madurado
totalmente.
Generalmente las lutitas son excelentes rocas madres, son de grano fino
asociados a materia orgánica y de ambientes energéticos tranquilos pero con
sedimentación ininterumpida. También las calizas y las calcilutitas son buenas
rocas madre.
Las localizaciones donde se produce el petróleo son aquellas donde
tengamos una abundante masa de agua y abundantes aportes orgánicos a un
subambiente reductor. Estas zonas pueden ser:
– Lagos: normalmente en un contexto tectónico activo y en zonas ecuatoriales,
donde la estratificación de las aguas (por salinidad o densidad) impida la mezcla
de las aguas superficiales y profundas.
– Deltas: la roca madre son las lutitas del prodelta, con materia orgánica
procedente de vegetales transportados por los ríos y materia orgánica de fito- y
zooplancton.
– Cuencas marinas semicerradas con un balance positivo (mayor entrada de agua
dulce que de agua salada), y con un modelo de circulación estuarino.
– Cuencas marinas abiertas, en zonas de upwelling, donde se produce una zona de
mínimo oxígeno.
– En plataformas y cuencas profundas en periodos de máxima trasgresión.
En otras palabras la mayoría de las rocas madres son de ambiente marino, de
circulación restringida, de fondo cerrado y ausencia de oxigeno: estas condiciones
permiten que la materia orgánica se preserve y pueda generar hidrocarburos.
Roca reservorio o almacén
Es la roca donde se aloja el petróleo, con la característica fundamental que es
porosa y permeable, tales como las areniscas, aunque también pueden ser los
carbonatos, especialmente por sus fracturas y zonas de disolución. Los mayores
reservorios son los de grano medio a grueso y con alto grado de escogimiento. La
permeabilidad se mide en unidades llamadas Darcy, aunque la mayoría de los
yacimientos solamente tienen permeabilidades en rango de milidarcy con
promedios entre 50 y 600 milydarcys. La porosidad que es el volumen de espacios
vacíos que hay en las rocas, se mide en porcentajes de volumen total de la roca y
con promedios entre el 10 y 20%.
Las areniscas usualmente tienen porosidad primaria, la cual es el espacio vacío
entre granos que con la diagénesis es disminuida.
En los carbonatos la diagénesis es temprana por lo que la porosidad primaria
es bajísima, pero estas poseen porosidad secundaría, la cual es producida por
fracturas, disolución, espacios intercristalinos, etc.
2.1.1.1. Mecanismos de migración primaria.
a) Como soluciones moleculares. Las aguas intersticiales o liberadas
durante la diagénesis juegan un rol preponderante, especialmente a poca
profundidad, puesto que los volúmenes expulsados son bastante grandes. Por esta
razón varios autores aceptan la hipótesis de que los hidrocarburos arrastrados por
este flujo (proto petróleo) podrían terminar su maduración y transformación en el
reservorio. Sin embargo, jamás se ha encontrado este proto petróleo u otro estado
intermedio.
Para poder explicar las reservas grandes de una cuenca, considerando la
solubilidad de los hidrocarburos en el agua, que es variable (1% el metano, 5 a
100 pmm para crudos, el benceno y tolueno son los más solubles), se requiere de
enormes volúmenes de agua expulsada o un incremento excesivo a la solubilidad
de los hidrocarburos, e incluso así no se explicaría la contradicción que se observa
en la distribución de los distintos hidrocarburos y la solubilidad. Así por ejemplo,
los hidrocarburos menos solubles (saturados) son los más abundantes, mientras
que los más solubles (benceno, tolueno, etc.) sólo se encuentran como trazas.
Otro ejemplo, es aquel que consta la variación en los reservorios vecinos a
una roca madre y su zona de transición. La roca madre se empobrece en solubles y
enriquece en asfaltos y resinas; el reservorio se hace más rico en saturados y más
pobre en compuestos polares en N,S y O. es decir habría una diferenciación de
tipo cromatográfica durante la migración.
Finalmente, algunos autores consideran la existencia de compuestos
solubilizadores, que podrían explicar la mayor solubilización de los hidrocarburos
en el agua.
b) Como soluciones coloidales o miscelas. Considerando la poca
solubilidad de los hidrocarburos en el agua, se podría pensar en su dispersión
como soluciones coloidales o miscelas. Sin embargo, las dimensiones de estos
serian del mismo orden de tamaño o superiores a los poros de las rocas, con lo
cual esta hipótesis queda descartada; a esto se le debe agregar la oposición de
cargas eléctricas entre miscelas y la superficie de los minerales arcillosos que hace
a un mas difícil este proceso.
En el transporte bajo la forma de burbujas y gotas intervienen aspectos
como el diámetro de la mismas, las variaciones del diámetro de los poros
(estrangulamiento) y la presión capilar, ya que el movimiento de los fluidos es
posible si el diámetro de las gotas es inferior a los "estrangulamientos" o si existen
fuerzas capilares suficientes que permitan la deformación de las gotas para que así
puedan pasar, estas fuerzas podrían producirse durante la compactación
Las miscelas de hidrocarburos utilizan el agua como agente de transporte,
en cuyo caso la acción mecánica o físico química pueden ser de transcendental
importancia. Sin embargo, el agua es también un agente oxidante y por
consiguiente un factor de alteración o de biodegradación de los petróleos, es así
que su composición, precisamente en salinidad juega un papel considerable.
c) Como fases de hidrocarburos separados o en fase de petróleo y gas
individualizados. Sólo después de la transformación del kerógeno en
hidrocarburos, lo cual se produce en la ventana del petróleo, se nota una
desagregación y deformación de sus micromoléculas, las más móviles van a ser
desplazadas hacia zonas de menor compactación, lo que explica la repartición de
los productos orgánicos en las rocas y el rendimiento de hidrocarburos en los
esquistos bituminosos y en las calizas.
Cuando hay saturación de petróleo en la roca madre, en estado de
madurez, el agua intersticial está fijada en las paredes de los poros, esto permite
que el petróleo se desplace bajo la acción de la presión "en fase constituida".
La observación de rocas maduras en el microscopio de fluorescencia,
permite apreciar vena de petróleo del orden de microne, lo cual confirma la
hipótesis de liberación de hidrocarburos en forma directa a partir del kerógeno.
En una segunda etapa, estos hidrocarburos en fisura deberían ser
expelidos, ella será producida por el incremento de presión que es favorecido por
un aumento de temperatura.
La permeabilidad relativa del petróleo aumenta con su saturación luego de
la expulsión del agua, ello permite o facilita el desplazamiento favorable del
mismo. Por consiguiente, la salida de los fluidos en "fase constituida y continua".
d) Rocas madre pobres (COT menor a 1%). En este caso la cantidad de
agua en los poros, comparada con la de hidrocarburos es importante. De esa
manera grandes fuerzas capilares se oponen al paso de las gotas del petróleo por
medio de los poros humedecidos, debido a la tensión de la interfase agua/petróleo.
Para explicar la expulsión de las gotas de petróleo se han planteado varias
hipótesis tales como:
Un microfracturamiento de la roca generadora por presiones en
su estructura, debido a la expansión de la materia orgánica.
Una expansión térmica del agua presente en los poros.
Una absorción de componentes ricos en las superficies de los poros o una
retención de los hidrocarburos pesados en la superficie de las arcillas, facilitando
el paso de las gotas de petróleo.
Las rocas heterogéneas (intercalaciones de capas de limos) y fuerzas tectónicas
(fracturamientos) puede facilitar la expulsión de algunos hidrocarburos generados.
e) Rocas madre muy ricas (COT mayor a 3%). La expulsión desde una
profundidad dada (2500-3000m), donde los poros de las rocas están
completamente saturados de hidrocarburos, se realizan mediante una fase casi
continua. Ello puede suceder de dos maneras:
Que el kerógeno forme una malla tridimensional con petróleo humedecido,
a través de la cual los hidrocarburos pueden migrar.
Que la cantidad de petróleo generado sea suficiente para mantener
húmedos los poros, ayudando de esa manera la expulsión del petróleo libre.
2.1.1.2. Marco geológico de la migración primaria
Está establecido que los hidrocarburos se originan en las zonas profundas de
las cuencas sedimentaros, luego que gran parte del agua inicial fue expulsada; la
génesis de los hidrocarburos líquidos se verifican entre 50-150°C de temperatura,
que corresponde a una compactación avanzada, osea que el agua intersticial ha
sido expulsada (88% a 500m de profundidad; 95% a 1500m; 98% a 2500m), una
arcilla entre 1500-4500m pierde el 11% de porosidad.
Se ha podido evidenciar que la fase de migración se ubica por debajo del pico
de mayor generación. La migración primaria está ademas influenciada por el flujo
osmótico, provocando tanto por la compactación, como por la diferencia de
salinidad entre las aguas de las lutitas y arenas. Por otra parte, las micro-fracturas
que afectan las arcillas y principalmente las calizas, son en parte formadas por el
aumento del volumen de los fluidos por efecto de la temperatura y por génesis de
los hidrocarburos.
La migración sería, por consiguiente, en distancias cortas del orden del metro
hasta decenas de metros. Variables lógicamente en función de las características
petrofísicas de las rocas. Los flujos de expulsión de los hidrocarburos se realizan
de una manera discontinua en el curso de la historia geológica de la cuenca, es así
que en la base a la curva geohistorica ubican el valor 650 como el momento de
expulsión.
Rol del agua catagénetica. El agua de catagénesis es expulsada en forma
continua y está relacionada a la evacuación de las aguas de cristalización de
arcillas, como es el caso de la montmorillonita que pasa a interestratificados,
liberando el agua en una proporción del orden del 50% de su volumen.
Migración del gas. La migración del gas obedece a reglas diferentes que el
petróleo, en este caso el paso en solución dentro del agua tendría un rol
importante. La solubilidad del metano por Ej., aumenta rápidamente con la
presión, pero disminuye con la salinidad del agua. A grandes profundidades los
hidrocarburos gaseosos disueltos en un acuífero pueden alcanzar valores muy
elevados del orden de 5% peso.
La migración del gas también se produce por difusión; es decir, los
hidrocarburos migran con moléculas más pequeñas.
2.1.2. Migración secundaria.
Se le define como el movimiento posterior de los hidrocarburos a través de
rocas favorables y capas portadoras porosas y permeables, a diferencia de la
migración primaria que es a través de rocas más densas.
Existen tres parámetros de control en este tipo de migración y la
subsiguiente formación de acumulaciones, ellos son:
Fig. Nº 9. Fase inicial de la migración primaria y secundaria.acumulacion-y-aplicacion-del-petroleo/migracion-acumulacion-y-aplicacion-del-petroleo.shtml
– Flotabilidad: el petróleo menos denso que el agua, tiende a ponerse sobre ésta y
dentro del petróleo, la parte gaseosa sobre la líquida.
– Presión capilar: en ocasiones impide el movimiento, pero por ósmosis se puede
producir la migración.
– Gradientes hidrodinámicos: según el gradiente vaya en un sentido o en otro, se
puede favorecer la migración o dificultarla.
Es la concentración y acumulación del petróleo y el gas en el yacimiento.
También se conoce como Separación Gravitacional.
Existe una serie de mecanismos que contribuyen al proceso de migración
secundaria, como lo son la diferencia de densidad (flotabilidad) de los fluidos
presentes en el yacimiento y las fuerzas hidrodinámicas que arrastran partículas de
petróleo. El régimen y la dirección del movimiento de agua varían debido a
modificaciones continuas de presión de sobrecarga, erosión, deformaciones y
geoquímica. El movimiento de fluido probablemente seguirá cualquier vía
permeable disponible.
Las partículas microscópicas y submicroscópicas de hidrocarburos
arrastradas por el agua en movimiento viajaron con ella hasta que la estructura o
la naturaleza de las rocas les obstruyeran el paso o hasta que se separaran por
cambios de presión, de temperatura y de volumen de mezcla, momento en el cual
se presume que las partículas se unieron entre sí y se acumularon en partículas de
mayor tamaño hasta que se flotabilidad fuese efectiva.
La presión capilar es una de las fuerzas a considerar en el proceso de
migración secundaria, la magnitud de dichas fuerzas puede ser cuantificada
mediante valores de tensión superficial, tamaño de poros y la mojabilidad de la
roca. El requisito básico para que se produzca la migración de pequeñas
acumulaciones de petróleo en un yacimiento hidrófilo, es que la presión capilar de
la interfase petróleo/agua exceda la presión de desplazamiento de los poros de
mayor tamaño.
La distribución de equilibrio de gas, petróleo y agua en un yacimiento son
el resultado de su flotabilidad. Si en el yacimiento se logra una acumulación de
petróleo y gas suficiente para formar una fase continúa y desarrollar flotabilidad,
esta fuerza superará la resistencia capilar en los poros saturados de agua, el
petróleo y el gas se moverán hacia arriba a lo largo de la red de poros
interconectados de mayor tamaño recogiendo partículas dispersas de
hidrocarburos en su camino, aumentando su flotabilidad hasta llegar al punto más
alto del yacimiento.
Cuando las partículas de petróleo y gas arrastrados por el agua llegan a una
zona anticlinal, las fuerzas gravitacionales tienden a impedir la continuación del
movimiento del agua al alcanzar la cresta del anticlinal. Este proceso conlleva a
que el petróleo y el gas son retenidos en la zona más alta de la estructura. Al llegar
los fluidos a la trampa se produce un nuevo movimiento de separación del
gas/petróleo/agua.
La situación es algo diferente en el caso de una trampa estratigráfica, en el
cual la permeabilidad decrece buzamiento arriba. El petróleo y el gas migran
buzamiento arriba por la fuerza de su flotabilidad hasta el punto donde dicha
fuerza o la presión capilar ya no pueden superar la presión de desplazamiento de
las rocas de granos más finos. Si el agua buzamiento abajo aumenta el efecto de la
barrera.
Sin embargo si el agua fluye buzamiento arriba, la combinación de las
fuerzas hidrodinámica y la flotabilidad del petróleo y el gas es suficiente para que
estos entren en los poros pequeños y, en muchos caos migren a través de la zona
de barrera; en este caso solo resulta un yacimiento pequeño.
2.1.3. Migración terciaria o remigración.
Los eventos tectónicos tales como plegamientos, fallas o levantamientos
pueden causar una redistribución de los hidrocarburos acumulados, de esa manera
se inicia una fase adicional a la migración secundaria, si de ella resulta una nueva
acumulación se le denomina como remigración o migración terciaria.
2.2. Condiciones para que ocurra una acumulación comercial de petróleo
• Roca madre: es la roca que se compone de abundante materia orgánica y que en
su seno se origina el kerógeno y finalmente el petróleo. El kerógeno es la primera
fase de la transformación, sustancia de la cual se deriva el petróleo como producto
final.
Fig. Nº 10. Representación de la roca madre.Fuente: http://www.google.co.ve/imgres?biw=1024&bih=573&tbm=isch&tbnid=Ig2L03ZxGhDEvM:&imgrefurl=http://html.rincondelvago.com/biologia_56.html&docid=Zb720h3hzvNBfM&imgurl=http://html.rincondelvago.com/000583408.png&w=212&h=281&ei=42h2Uqm9NYOzsATH44GABw&zoom=1&ved=1t:3588,r:34,s:0,i:185&iact=rc&page=3&tbnh=193&tbnw=169&start=28&ndsp=17&tx=76&ty=112
• Esta roca debe ser sometida a efectos de presión y temperatura por cierto período
de tiempo.
Fig. Nº 11. Efecto de la temperatura en la generación de los hidrocarburos.Fuente: http://www.google.co.ve/imgres?biw=1024&bih=573&tbm=isch&tbnid=ZECGvgjyGgnxBM:&imgrefurl=http://www.muchapasta.com/b/var/Origen%2520y%2520formacion%2520del%2520petroleo.php&docid=lCKw_NfQDQX_CM&imgurl=http://www.muchapasta.com/b/var/imagenes%252520petroleo/tiempo%252520calentamiento%252520petroleo.JPG&w=447&h=364&ei=x2l2UubXBs3MsQT34oDgBQ&zoom=1&ved=1t:3588,r:37,s:0,i:196&iact=rc&page=4&tbnh=180&tbnw=215&start=37&ndsp=13&tx=139&ty=112
Si sedimentos orgánicos se mantienen entre 150ºC a 200ºC durante 1
millón de años, entonces se formará el petróleo. Si la temperatura excede los
200ºC, se formará gas. Sin embargo si la temperatura sube aún más, se formará
gas ácido. Si por el contrario las capas fuentes de material orgánico se encuentran
a solamente 100ºC, entonces harán falta 100 millones de años para que maduren
hasta convertirse en hidrocarburos.
• Proceso de migración: se denomina migración o expulsión al proceso mediante
el cual los hidrocarburos (petróleo y gas) generados a partir del kerógeno, dejan la
roca madre, denominándose a esto Migración Primaria. La Migración Secundaria
comprende la etapa desde la expulsión de hidrocarburos hasta su entrampamiento
o escape hacia la superficie. Estos caminos de migración lo constituyen las fallas
y los sedimentos porosos y permeables, a través de los cuales pueden subir los
hidrocarburos desde el lugar donde fueron generados hacia las partes más
superficiales.
• Roca reservorio: roca con porosidad y permeabilidad, que permite almacenar
hidrocarburos.
Fig. Nº 12. Representación de un yacimiento.Fuente: http://www.google.co.ve/imgres?start=303&biw=1024&bih=573&tbm=isch&tbnid=CxQ6PujpYUW5hM:&imgrefurl=http://blog-petrolero.blogspot.com/2009/03/mecanismos-naturales-de-
produccion-de_22.html&docid=CU6by_XCt2HRJM&imgurl=http://2.bp.blogspot.com/_LoAsy_U93d4/ScbatkaX__I/AAAAAAAAACA/BlmpHwEr0H4/s320/Dibujo6.jpg&w=320&h=286&ei=1212UsPgB4ygsATuz4HoBQ&zoom=1&ved=1t:3588,r:8,s:300,i:28&iact=rc&page=28&tbnh=198&tbnw=221&ndsp=11&tx=175&ty=83
• Roca sello: que impida que los hidrocarburos escapen.
Fig. Nº 13. Representación de roca sello impermeable.Fuente: http://www.google.co.ve/imgres?biw=1024&bih=573&tbm=isch&tbnid=jKvusJ8Amc1l1M:&imgrefurl=http://www.bolsalibre.es/articles/view/petroleo_extraccion&docid=MotBuLz53TwT9M&imgurl=http://www.bolsalibre.es/img/medium/Pozo_petrolifero_358.png&w=358&h=420&ei=iW12UsXAF4-osATq3oCQBQ&zoom=1&ved=1t:3588,r:17,s:0,i:126&iact=rc&page=2&tbnh=188&tbnw=160&start=10&ndsp=12&tx=50&ty=91
• Timing: todos los procesos anteriores deben estar sincronizados.
3. Acumulación de petróleo
3.1. Trampas
Son sitios en el subsuelo donde existen condiciones adecuadas para que se
acumulen los hidrocarburos. Se caracterizan por la presencia de rocas porosas y
permeables conocidas como rocas almacén o reservorios. En estas rocas se
almacenan los hidrocarburos bordeados de capas de rocas impermeables o rocas
sello que impiden su migración.
Fig. Nº 14. Esquema de la trampa de petróleo Fuente: https://www.google.co.ve/search?q=trampas+de+petroleo&espv=210&es_sm=93&tbm=isch&tbo=u&source=univ&sa=X&ei=unZ2UsCGJsqrsATJwYDgBA&ved=0CCYQsAQ&biw=1024&bih=610#facrc=_&imgrc=70aHYFFYAnA6DM%3A%3BktqUvSF3ENk2yM%3Bhttp%253A%252F%252Ffiles.sashadonaque.webnode.com.ve%252F200000005-b8864ba773%252FEsquema%252520de%252520la%252520trampa%252520de%252520petroleo.png%3Bhttp%253A%252F%252Fsashadonaque.webnode.com.ve%252Fnews%252Fparte-9-%252F%3B555%3B203
3.1.1. Clasificación de las trampas
3.1.1.1. Trampas estructurales:
Fig. Nº 15. Representación de una trampa estructural.Fuente: http://www.google.co.ve/imgres?sa=X&espv=210&es_sm=93&biw=1024&bih=610&tbm=isch&tbnid=9pZOZg-t8s5EkM:&imgrefurl=http://hidrocarburosindiramejias.blogspot.com/2008/03/roca-reservorio-y-trampas.html&docid=Xg4tuzR5F2pRpM&imgurl=http://4.bp.blogspot.com/_EYNCRURg_pE/R-vOL8eL8uI/AAAAAAAAACg/YtnnZs-to3E/s320/ptr_geologia1.gif&w=320&h=201&ei=YXt2UoOsL4ivsATry4DgBA&zoom=1&ved=1t:3588,r:38,s:0,i:200&iact=rc&page=3&tbnh=160&tbnw=256&start=24&ndsp=16&tx=102&ty=104
Son el resultado de la tectónica y de los factores que originan la
acumulación.
Cuando la roca receptora se encuentra limitada por fallas o pliegues. Éstas
pueden ser:
Pliegues:
Deformación de las capas geológicas, con forma ondulada. Surgen como
consecuencia de la presión tectónica en rocas plásticas que, en lugar de
fracturarse, se pliegan. Pueden ser derechos, inclinados o tumbados, en función
del buzamiento de su plano axial, y presentan diversos grados de curvatura.
Si analizamos estas "deformaciones", son parte de un sistema donde las rocas
llegan a cambiar su forma original de formación sin llegar a sufrir una fractura.
Fig. Nº 16. Representación de un pliegue Fuente: http://geologiavenezolana.blogspot.com/2012/03/partes-de-un-pliegue.html
Desde este punto, los pliegues son clasificados a manera general
en Anticlinales y Sinclinales, pero en función al ángulo de su Plano
Axial, algunos autores también agrupan con los anteriores a
los Monoclinales, Volcados, De Rodilla, Tumbados y Acostados.
Anticlinal:
Es un pliegue convexo hacia arriba en forma de “A”. Es una de las estructuras
más comunes, donde las capas de la corteza terrestre forman un arco, con las
capas antiguas cubiertas por las más recientes. Debajo de un anticlinal puede
encontrarse un yacimiento de hidrocarburos, sellado por una capa impermeable.
Fig. Nº 17. Representación de un anticlinalFuente: http://www.google.co.ve/imgres?espv=210&es_sm=93&biw=1024&bih=573&tbm=isch&tbnid=3xli5E-kUeKiuM:&imgrefurl=http://www.geovirtual.cl/Geoestructural/gestr05b.htm&docid=6ob2Zw7QTbVehM&imgurl=http://www.geovirtual.cl/Geoestructural/Pliegw14.gif&w=339&h=214&ei=4n92UryDPIvgsATB0IDABA&zoom=1&ved=1t:3588,r:67,s:0,i:287&iact=rc&page=6&tbnh=171&tbnw=271&start=57&ndsp=12&tx=150&ty=76
Sinclinal:
Es un pliegue cóncavo hacia arriba en forma de “U”, donde los estratos
comprimidos de la corteza terrestre buzan hacia un eje central interior.
Fig. Nº 18. Representación de un sinclinalFuente: http://www.google.co.ve/imgres?espv=210&es_sm=93&biw=1024&bih=573&tbm=isch&tbnid=IAAWZAtiwzH_NM:&imgrefurl=http://www.geovirtual.cl/Geoestructural/gestr05b.htm&docid=6ob2Zw7QTbVehM&imgurl=http://www.geovirtual.cl/Geoestructural/Imagenes/Pliegw20.gif&w=339&h=214&ei=4n92UryDPIvgsATB0IDABA&zoom=1&ved=1t:3588,r:9,s:0,i:104&iact=rc&page=1&tbnh=158&tbnw=250&start=0&ndsp=10&tx=110&ty=46
Como se señalo anteriormente, dependiendo de la convergencia del plano
axial, algunos autores clasifican de igual forma a los:
Monoclinales: Forman entre el plano axial y la horizontal un ángulo recto.
Inclinados: Tienen entre el plano axial y la horizontal un ángulo mayor de 45º.
Acostados: Tienen entre el plano axial y la horizontal un ángulo menor de 45º.
Tumbados: Tienen entre el plano axial y la horizontal un ángulo de 0º.
Volcados: Los que se encuentran girado de tal manera, que los estrados
inferiores aparece encima.
De Rodilla: Donde un flaco y el plano axial están inclinado y el otro flanco en
ángulo recto.
Elementos de un pliegue
o Eje del pliegue: línea media que une la parte más alta del anticlinal y la
más baja del sinclinal.
o Plano axial: es una superficie imaginaria que pasa por la mitad del pliegue
incluyendo el eje.
o Flancos: son los dos lados del anticlinal y sinclinal, más o menos
inclinados y separados por el eje.
o Núcleo: es la zona más interna de las capas que forman el pliegue.
o Charnela: Es la línea de flexión en la que las capas sedimentarias buzan
en sentidos opuestos, siendo paralela al eje.
Fig. Nº 19. Elementos de un pliegue Fuente: http://www.google.co.ve/imgres?espv=210&es_sm=93&biw=1024&bih=573&tbm=isch&tbnid=Sz-MZor0Bj9KkM:&imgrefurl=http://kerchak.com/tectonica/&docid=kYR39iK7nw9axM&imgurl=http://kerchak.com/wp-content/uploads/2012/12/partes-de-un-anticlinal-con-un-sinclinal.jpg&w=560&h=401&ei=h5h2UrypOqi-sQShjoDIBA&zoom=1&ved=1t:3588,r:13,s:0,i:114&iact=rc&page=2&tbnh=188&tbnw=247&start=12&ndsp=16&tx=141&ty=141
Fallas
Siempre y cuando sean fallas cerradas, son fracturas de las capas de las rocas,
a lo largo de las cuales ha ocurrido un desplazamiento de los bloques fracturados.
Fig. Nº 20. Representacion de una trampa por fallaFuente: http://www.google.co.ve/imgres?biw=1024&bih=573&tbm=isch&tbnid=9MqsBil_2dupaM:&imgrefurl=http://blog-petrolero.blogspot.com/2008/01/como-se-forma-un-gas-natural.html&docid=GsVY7n7qIZIcUM&imgurl=http://1.bp.blogspot.com/_MnZsfW3srwQ/R5FnXtBf7dI/AAAAAAAAAEk/wYejnwytlDY/s400/Imagen5.png&w=252&h=197&ei=rJ12Uq-UAa3jsATnwIGoBA&zoom=1&ved=1t:3588,r:12,s:0,i:111&iact=rc&page=1&tbnh=157&tbnw=201&start=0&ndsp=13&tx=152&ty=117
Elementos de una falla:
• Plano de falla: superficie sobre la cual hubo la fractura o desplazamiento de los
estratos.
• Labios de falla: son los dos estratos que se desplazaron sobre el plano de falla y
se clasifican en labio superior o bloque levantado y labio inferior o bloque
hundido.
• Salto de falla: es el desnivel entre ambos labios.
• Ángulo de falla: es el grado de inclinación que tiene la fractura con respecto al
plano de falla.
Fig. Nº 21. Elementos de una fallaFuente: http://www.google.co.ve/imgres?biw=1024&bih=573&tbm=isch&tbnid=HuQt2gW2rEmbwM:&imgrefurl=http://recursostic.educacion.es/secundaria/edad/4esobiologia/4quincena4/4q4_contenidos_5e.htm&docid=AIUymwdBfBZISM&imgurl=http://recursostic.educacion.es/secundaria/edad/4esobiologia/4quincena4/imagenes4/esqfalla.gif&w=299&h=301&ei=NJ12UpbKCvKnsQS38ICABQ&zoom=1&ved=1t:3588,r:7,s:0,i:96&iact=rc&page=1&tbnh=183&tbnw=194&start=0&ndsp=14&tx=93&ty=105
Tipos de fallas:
• Falla normal: cuando el plano de falla está recostado sobre el labio levantado.
• Falla inversa: cuando el plano de falla está recostado sobre el labio hundido.
• Falla lateral o de desgarre: cuando los bloques se desplazan de manera horizontal, es decir a lo largo del rumbo del plano de falla.
• Fallas oblicuas o combinadas: es causada por la combinación de una falla lateral y una falla inversa o de elevación o una falla lateral y una falla normal o de hundimiento.
Fig. Nº 22. Tipos de FallasFuente: http://www.google.co.ve/imgres?sa=X&biw=1024&bih=573&tbm=isch&tbnid=Qt5ARrONx4p3nM:&imgrefurl=http://www.astromia.com/tierraluna/fallas.htm&docid=yiBZiSnEC0OwLM&imgurl=http://www.astromia.com/tierraluna/fotos/tipofallas.jpg&w=164&h=566&ei=f6B2UvjZBejNsQTs9oGYBg&zoom=1&ved=1t:3588,r:10,s:0,i:105&iact=rc&page=1&tbnh=221&tbnw=64&start=0&ndsp=13&tx=39&ty=57
3.1.1.2. Trampas estratigráficas
Cuando los límites se deben a cambios litológicos, de espesores o barreras de permeabilidad.
Fig. Nº 23. Representacion de una trampa estratigráfica
Fuente: http://www.google.co.ve/imgres?sa=X&biw=1024&bih=573&tbm=isch&tbnid=YwaU8f8f4XzolM:&imgrefurl=http://hidrocarburosindiramejias.blogspot.com/2008/03/roca-reservorio-y-trampas.html&docid=Xg4tuzR5F2pRpM&imgurl=http://1.bp.blogspot.com/_EYNCRURg_pE/R-vI1MeL8sI/AAAAAAAAACQ/JJ8-DMUvLR0/s1600-h/gas6%255B1%255D.gif&w=250&h=188&ei=FKl2UqzeNqe-sQSe1oCgBA&zoom=1&ved=1t:3588,r:4,s:0,i:87&iact=rc&page=1&tbnh=150&tbnw=200&start=0&ndsp=12&tx=154&ty=49
Tipos de trampas estratigráficas:
• Primarias: relacionadas con la morfología del depósito y con procesos
acaecidos durante la sedimentación (interdigitaciones, cuñamientos, arrecifes,
cambios laterales de facies, etc.).
• Secundarias: relacionadas con procesos postsedimentarios (cambios
diagenéticos –caliza, dolomía–, porosidades por disolución, discordancias, etc.).
3.1.1.3. Trampas mixtas
Cuando ambas características (estructurales y estratigráficas) se
encuentran presentes.
Fig. Nº 24. Representación de una trampa mixta.Fuente: http://www.google.co.ve/imgres?biw=1024&bih=573&tbm=isch&tbnid=EPwROfitWaGhyM:&imgrefurl=http://www.templete.org/2011/06/existe-petroleo-en-el-subsuelo-de.html&docid=sWdCP_YrLQUpdM&imgurl=http://4.bp.blogspot.com/_MnZsfW3srwQ/R5Fp8dBf7fI/AAAAAAAAAE0/cjh_hKjjsc0/s320/Imagen8.gif&w=243&h=177&ei=Na12UqPQI-jJsATsqoDgBA&zoom=1&ved=1t:3588,r:5,s:0,i:90