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GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO

Óscar Pintos Rodríguez 1

INTRODUCCIÓNINTRODUCCIÓNINTRODUCCIÓNINTRODUCCIÓN

CONCEPTOS BÁSICOS Play El play es un modelo inicial que combina un cierto número de factores geológicos con el resultado de la existencia de acumulaciones de hidrocarburos en un determinado nivel estratigráfico de la cuenca. Los aspectos implicados en el play, son los siguientes:

- Sistema de carga: Roca madre (generación; expulsión de fluidos) y Migración secundaria (capas de transporte; trayectorias de migración).

- Formaciones almacén (almacenan petróleo y permiten su extracción comercial). Se evalúan la porosidad, la permeabilidad y la geometría del almacén.

- Sello (caprock). - Trampas donde se concentre el petróleo, permitiendo su extracción comercial. - Relación temporal entre los distintos factores.

De esta forma, se define play como un conjunto de prospecciones no perforadas y de yacimientos conocidos de petróleo, que en principio, se creen comparten un almacén común, un sello regional y un sistema de carga de petróleo. El área geográfica donde se aplica el modelo, se llama play fairway. Un play se considera probado (proven play), si se conocen acumulaciones de petróleo en el área, como resultado de la combinación de los factores que define el play; se habla de play working para referirse a áreas sujetas a investigación. En los plays no probados (unproven play) existe la duda de que la combinación de esos factores dé como resultado la acumulación de petróleo. Términos más comunes ♦ Carrier bed: Rocas permeables y

porosas adyacentes a la roca madre, y a donde se dirige el petróleo al ser expulsado de la roca madre; Permiten la migración secundaria del petróleo hacia los almacenes o hacia la superficie. No son rocas almacén, sino “rocas tubería”.

♦ Kerógeno: Es la parte de materia orgánica en la roca, que es insoluble en los disolventes orgánicos normales; su insolubilidad se debe al largo tamaño molecular. Existen diferentes tipos de kerógeno con distinto potencial de generación de petróleo.

♦ Bitumen: Contendido de materia orgánica en una roca, que puede ser extraído con los disolventes orgánicos.

♦ Petroleum: Sustancia orgánica extraída en los sondeos, o que aparece de modo natural cuando se producen filtraciones a superficie. Se trata de una mezcla de hidrocarburos naturales que engloba términos líquidos, gaseosos y sólidos.

♦ Crude oil / oil / rock oil: Es el petróleo en su forma líquida. ♦ Asphalt / tar: Hidrocarbruos en su fase sólida. ♦ Natural gas: Petróleo en su fase gaseosa. ♦ Pool: Acumulación aislada de petróleo o gas en un único almacén con un asola trampa. La unión de

varios pool constituye un campo (field); Varios campos constituyen una provincia (province); Una determinada acumulación de campos dentro de una provincia, se denomina distrito (district).



♦ Well: Sondeo de exploración. Los flujos de petróleo capaces de expulsar la herramineta, se denominan gushers.

COMPOSICIÓN DEL PETRÓLEO El petróleo está compuesto por compuestos hidrocarburados y otros compuestos que contienen cantidades importantes de N, S, y O y organocompuestos de metales pesados y biomarcadores (Va, Ni) en menor proporción. La mayoría de los crudos se componen de naftenos y parafina. Los hidrocarburos de los que se compone el petróleo, pueden ser:

• Hidrocarburos alifáticos: Hidrocarburos alifáticos: Hidrocarburos alifáticos: Hidrocarburos alifáticos: � De cadena abierta:

- Hidrocarburos saturados (alcanos): Constituyen la serie de las parafinas o serie del metano. Su fórmula general es CnH2n-2. Las condiciones STP

(condiciones estándar de temperatura y presión) para los gases, son: 60 F y 14.7 psia (presión abusoluta en libras por pulgada-2). El primer alcano líquido es el pentano (C5H12), y el primer alcano sólido es el hexadecano (C16H34).

- Hidrocarburos no saturados (alquenos): Corresponden a las olefinas. Su fórmula general es CnH2n. Son isómeros de las cicloparafinas, es decir, tienen composición similar a los naftenos.

- Hidrocarburos no saturados (alquinos): Su fórmula general es CnH2n-2. � De cadena cerrada (carbociclos):

- Hidrocarburos alicíclicos: Corresponden a la serie de los naftenos, que son compuestos con un anillo de carbono. Estos compuestos con anillos, poseen al menos, 3 átomos de carbono.

• Hidrocarburos aromáticos: Hidrocarburos aromáticos: Hidrocarburos aromáticos: Hidrocarburos aromáticos: Se basan en el anillo del benceno, y poseen la siguiente fórmula general: CnH2n-6. La aromaticidad, se define como la relación existente entre el carbono aromático y el carbono total; esta aromaticidad está relacionada con la densidad del crudo (cuantos menos hidrocarburos aromáticos, más ligero será el crudo).

Como ya hemos dicho anteriormente, el petróleo también tiene otros constituyentes moleculares, tales como el azufre, el nitrógeno y el oxígeno; también hay de destacar los organocompuestos de algunos metales pesados, como el vanadio y níquel. La mayoría de los crudos contienen pequeñas cantidades de hidrocarburos que no pertenecen ni a la serie de las parafinas ni de los naftenos; éstos, son los denominados fósiles geoquímicos, cuya fórmula es CnH2n-x, es decir, tienen una relación H/C<2; la serie más interesante, es la de los isoprenoides, los cuales presentan una larga cadena ramificada con moléculas saturadas, con un grupo metil (CH3) encadenado (a 4 átomos de carbono); estas moléculas ramificadas son típicas de las ceras de las plantas, y por lo tanto, son un buen indicador de la procedencia de los hidrocarburos; Los términos más comunes de esta serie, son el fitano y el pristasno, procedentes de la alteración de otro isoprenoide llamado fitol; el pristano se genera en ambientes oxidantes, y el fitano en ambientes reductores.

COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL El gas natural está compuesto de hidrocarburos no condensables a 20 ºC de temperatura y a presión atmosférica. Si está compuesto casi en su totalidad por metano, se le llama gas seco (dry gas). Si la proporción de etano y otras moléculas pesadas excede un valor arbitrario (normalmente el 4-5%), el gas se llama gas húmedo (wet gas). El gas natural puede tener tres orígenes:



1- Gas del petróleo: Formado como bioproducto de la generación de petróleo; El gas acompaña al petróleo en el almacén y es denominado gas asociado. El gas formado por modificación termocatalítica del petróleo, se llama gas no asociado.

2- Gas carbonoso: Formado por modificación termocatalítica o por otro tipo de modificación a partir del carbón.

3- Gas bacteriano: Formado por alteración de la materia orgánica a baja temperatura, en o cerca de la superficie terrestre, sin conexión directa con el crudo (gas de los pantanos).

Entendemos por gas mineral, aquél desligado del petróleo (Ej.: He, N, ...).

SIGNIFICADO PRÁCTICO DEL NÚMERO DE CARBONOS El límite en el número de carbonos entre gas y crudo, es de 4 carbonos. El butano (C4H10) es el más pesado de los homólogos del metano; Puede darse en forma de gas, en condiciones STP, o como el hidrocarburo más ligero en petróleos. Cuando el número de carbonos se incrementa, también lo hace el número de isómeros posibles. El refinado del crudo va a permitir obtener, por destilación o fraccionamiento (calentamiento), los productos deseados; en general, el orden de destilación es el siguiente:

1) Gasolina y nafta (con benceno y otros hidrocarburos volátiles de 4 a 10 átomos de carbono).

2) Keroseno y petróleos para iluminación (11-13 carbonos).

3) Gas oils ligeros y diesel (14-18 carbonos). 4) Gases pesados y gas oil de calefacción (19-25

carbonos). 5) Lubricantes y fuel oil ligeros (26-40 carbonos). 6) Aceites residuales y fuel oil pesado (más de 40

carbonos).

PROPIEDADES FÍSICAS Y QUÍMICAS DEL PETRÓLEO Veamos algunos de los parámetros empleados en la clasificación del petróleo: Gravedad (ºAPI)

5.13160gra

5.141º −=

FaespecífcavedadAPI

Un fluido con una gravedad específica de 1.0 g/cm3 (agua dulce), tiene una gravedad API de 10º. En función de su ºAPI podemos hablar de:

� Petróleos pesados (ºAPI<20). Son de menor valor comercial y de más difícil extracción. Típicos de California, Venezuela, México y Sicilia.

� Petróleos normales (20<ºAPI<40). La media mundial está en 33 ºAPI. � Petróleos ligeros (ºAPI>40). Típicos de Argelia, SE de Australia, Indonesia y los

Andes. En condiciones superficiales, los petróleos son menos densos que el agua; sin embargo, en el subsuelo la densidad del petróleo es menor todavía (0.5 g/cm3). Las densidades de los gases también varían, según estén en condiciones superficiales o en el subsuelo. Viscosidad (ηηηη) Es la fricción interna del fluido que causa la resistencia a cambiar de forma. Varía con la presión y la temperatura (mayor temperatura, menor viscosidad).

velocidadárea

distanciafuerza

⋅

⋅=η

La viscosidad varía con la densidad, es decir, es función del número de átomos de carbono y de la cantidad de gas disuelto en el crudo; La viscosidad en crudos ligeros es inferior a 30 mPa; los valores más frecuentes son de 0.5-0.6 mPa (viscosidad de la gasolina); Los crudos pesados (asfálticos) tienen



densidades de 50000-100000 mPa; estos crudos (alquitranes naturales), presentan grandes dificultades de recuperación. Un buen indicador de viscosidad, es el llamado punto puro, que es la temperatura más baja a la cual el crudo fluye. Así, para puntos puros de más de 40 ºC, son característicos los crudos pesados con ceras; para puntos puros de menos de 36 ºC, se dan crudos ligeros. Factor expansión El petróleo pierde volumen y “se encoge” en su camino hacia la superficie, debido a la liberación de gases disueltos. El factor de pérdida de volumen (shrinkage) varía entre 1 para los petróleos próximos a la superficie y que casi no contienen gases disueltos, y 2 para petróleos muy gaseosos en almacenes profundos.

ORÍGEN BIOLÓGICO DEL PETRÓLEOORÍGEN BIOLÓGICO DEL PETRÓLEOORÍGEN BIOLÓGICO DEL PETRÓLEOORÍGEN BIOLÓGICO DEL PETRÓLEO

El primer trabajo de investigación acerca del origen biológico del petróleo, fue el de Treils en 1934. Veamos algunas evidencias sobre el origen biológico del petróleo:

- Analogía con el carbón. - Interrelación entre los procesos de formación y acumulación de la materia orgánica dispersa

y los procesos sedimentarios. - Hidrocarburos asociados a formaciones sedimentarias.

- La relación 12

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CC de los hidrocarburos es semejante a la relación de los isótopos de matria

orgánica. - Presencia de marcadores biológicos y fósiles bioquímicos.

EL CICLO DEL CARBONO Se inicia con el proceso de fotosíntesis, mediante el cual, las plantas y algas marinas convierten el CO2 atmosférico y contenido en el agua del mar en carbono y oxígeno utilizando la energía solar. El CO2 es reciclado de diferentes maneras:

• Respiración de plantas y animales (de vuelta a la atmósfera).

• Descomposición bacteriana y oxidación natural de la materia orgánica muerta.

• Combustión de los combustibles fósiles (natural y ocasionada por el hombre).

Sin embargo, una pequeña parte de carbono escapa a este ciclo al depositarse en medios donde la oxidación a CO2 no puede producirse; estos ambientes carecen de oxígeno o son tóxicos para las bacterias. La proporción de materia orgánica enterrada en los sedimentos no supera el 1%.

PRODUCCIÓN ORGÁNICA Ecosistemas marinos Las algas fotosintetizadoras son los principales productores de carbono orgánico; El fitoplancton (diatomeas, dinoflagelados, algas azules y nannoplancton) es el responsable de más del 90% del aporte



de materia orgánica en los océanos; Otros organismos como el zooplancton, organismos bentónicos, bacterias y peces, pueden ser elementos importantes de la biomasa que da lugar a los hidrocarburos. En los océanos abiertos, la producción total de carbono orgánico es importante, pero su concentración es relativamente baja, mientras que en las plataformas continentales (zonas intertidales, arrecifes, estuarios y zonas de upwelling), es elevada. En general, la producción primaria de biomasa, decrece desde la costa hacia la plataforma marina y océano abierto. Las latitudes medias húmedas y las ecuatoriales, son más productivas que las latitudes tropicales; Las producciones más bajas se dan en las áreas polares y tropicales áridas. Los factores que controlan la producción orgánica, son: Luz del sol (la máxima productividad se da en los primeros 200 metros, y especialmente en el intervalo de 60-80 metros, denominado zona trófica); Aporte de nutrientes (especialmente nitratos y fosfatos, proporcionados por la circulación de corrientes); Turbidez; Salinidad; Temperatura. Ecosistemas continentales La producción orgánica está controlada por las plantas terrestres y las algas de agua dulce. El factor más influyente será el clima: en climas húmedos con vegetación, si la topografía impide el drenaje y se produce un balance entre la tas ade acumulación y la de subsidencia, las acumulaciones de restos vegetales pueden ser preservadas de la actividad bacteriana en áreas con condiciones de anoxia; se generarán depósitos de turba típicos de llanuras deltáicas, áreas traseras de los lagoons y en las bahías entre los canales distribuitarios. Las algas de agua dulce contribuyen al aporte de materia orgánica en los lagos (actualmente, Bottrycoccus y Tasmanites).

COMPOSICIÓN QUÍMICA DE LA MATERIA ORGÁNICA Carbohidratos Forman una parte importante del contenido orgánico de las plantas, y su contribución total a la M.O. en los sedimentos, es muy alta. Los carbohidratos comprenden desde compuestos sencillos como los azúcares, a complejos macromoleculares, como la celulosa. Los carbohidratos son solubles; los hidratos de carbono comienzan su transformación ya en el medio acuoso, sirviendo de alimento a otros organismos. En un sistema aerobio, pueden mineralizarse por completo, mientras que en condiciones anaerobias fermentan, desprendiendo H2O, CO2, H

+ y CH3. Proteínas Son polímeros altamente ordenados, formados por unión de aminoácidos. En forma de enzimas, catalizan las reacciones bioquímicas; Son también interesantes en los procesos biológicos de mineralización (formación de caparazones). En medio acuoso, se descomponen en aminoácidos. Son fácilmente asimiladas por las bacterias. En condiciones aerobias, se da una mineralización total, formándose agua, dióxido de carbono, amoníaco, ácido sulfhídrico, hidrógeno y metano; En condiciones anaerobias, es importante la unión de aminoácidos con hidratos de carbono, para más tarde transformarse en ácidos húmicos. El proceso de desaminación (pérdida del grupo amino) de los aminoácidos, puede dar lugar a la formación de ácidos grasos de bajo peso molecular, y la descarboxilación de estos últimos, puede generar la formación de hidrocarburos. Lípidos Gran variedad de compuestos, que incluyen las grasas animales, aceites vegetales y ceras. Los lípidos son los compuestos más próximos en composición química al petróleo; en la transformación de lípidos a petróleo, están implicadas pocas reacciones, produciendo una mayor cantidad de hidrocarburos que cualquier otra sustancia. Otros constituyentes (ligninas, taninos y resinas). Los macerales Se trata de componentes normales de las plantas superiores. La lignina es la sustancia soporte, mientras que los taninos son sustancias colorantes presentes en algas, hongos y plantas superiores; Por otra parte, las resinas están presentes en la madera y cubierta de las hojas, siendo muy resistentes a los ataques químicos; Por último, citar los aceites esenciales. Estos componentes, a veces se pueden reconocer en los hidrocarburos: son los macerales. Los principales grupos de macerales, son:

� Vitrinita: Derivada de la lignina y celulosa. Es el principal componente de los carbones húmedos (humic coals), generando fundamentalmente gas.



� Inertita: Derivada de la lignina y la celulosa, pero ha sido oxidada, carbonizada o atacada biológicamente. La cantidad de hidrocarburos producidos por la intertita, es despreciable. Genera pequeñas cantidades de gas.

� Exinita: Todos los macerales de la exinita tienen potencial de generación de hidrocarburos. En este grupo, se incluyen varios macerales:

- Alginita: Deriva de algas similares a la actual Brotrycoccus de agua dulce. - Esporinita: Deriva de esporas y polen (especialmente ricos en lípidos

[50%], y por lo tanto, una excelente fuente de hidrocarburos). - Resinita: Derivada de resinas y aceites esenciales de plantas terrestres. Son

buena fuente de naftas e hidrocarburos aromáticos. - Cutinita: Derivada de la cutícula de plantas superiores; es rica en ceras, por

lo que buena fuente de hidrocarburos. Cambios en la composición de la biomasa a través del tiempo geológico Debemos tener en cuenta que en el Carbonífero Superior aparecen las coníferas, y en el Cretácico, las angiospermas. En general, podemos decir que los sedimentos del Paleozoico son posible roca madre de gas, mientras que los del Mesozoico y Terciario, de petróleo.

PREDICCIÓN DE ROCAS MADRE

Anoxia Las condiciones de anoxia son un factor determinante en la preservación de la materia orgánica en los sedimentos; aunque la M.O. también se puede preservar en condiciones oxigenadas, si la tasa de sedimentación es muy alta. 0.5 ml/l es el límite ente medios oxigenados y condiciones de anoxia (por debajo de 1 mililitro de oxígeno por litro de agua, se produce una seria disminución de la biomasa, persistiendo determinados organismos hasta 0.3 ml/l). En general, el fondo de una cuenca puede presentar condiciones de anoxia debido a:

a) La productividad orgánica en la columna de agua situada por encima, es tan alta que el sistema se sobresatura de materias orgánica y el oxígeno existente se consume al producirse la degradación bacteriana de la materia orgánica.

b) Estancamiento en la condiciones del agua del fondo, causado por la restricción en el aporte de oxígeno controlado por la circulación de aguas oxigenadas.

Factores que afectan a la sedimentación de rocas madre • Degradación bacteriana: La degradación de la materia orgánica por bacterias se da en la

columna de agua o en el agua de los poros del sedimento, tanto en condiciones aerobias como anaerobias. La M.O. se oxida por la acción de las bacterias aerobias que utilizan el oxígeno del medio hasta agotar la materia orgánica a oxidar o hasta agotar el oxígeno. La bacteria Desulfovibrio utiliza el oxígeno de los grupos −2

4SO reduciendo el azufre a S-2 en condiciones

anaerobias; El H2S que se desprende de los sedimentos, es oxidado a −24SO por acción de las

bacterias Thiobacillus. Si el agua no contiene suficiente oxígeno, las bacterias oxidantes no pueden actuar y se produce acumulación de H2S y azufre libre, desapareciendo todo tipo de vida, excepto la anaerobia. La actividad bacteriana continuará hasta que se establezcan condiciones que impiden su existencia; tales condiciones, son los ambientes tóxicos (con H2S o fenoles), el agotamiento de portadores de oxígeno, presión y temperatura en el progresivo enterramiento; Así, la degradación raramente alcanza la totalidad de la M.O. Las bacterias anaerobias obtienen el oxígeno de los nitratos y de los sulfatos, preservando en gran medida, los lípidos, y por tanto la materia de la que deriva el petróleo. Bajo condiciones de anoxia, la población de bacterias puede contribuir ella misma a la materia orgánica preservada.

• Excavación y removilización por fauna bentónica: La actividad de los organismos bentónicos (gusanos, bivalvos, holotúridos, ..) es importante, ya que se alimentan de la M.O. depositada en la interfase agua-sedimento y/o en el sedimento, y además, los organismos excavadores remueven el sedimento, permitiendo la penetración del oxígeno y los sulfatos. La bioturbación no existe por debajo de una concentración de 0.3 ml/l (los sedimentos permanecen con sus estructuras sedimentarias inalteradas, y con su contenido original en M.O.).



• La materia orgánica en la columna de agua: - Tiempo de permanencia de la materia orgánica en la columna de agua: Casi la

totalidad de la M.O. es formada por fotosíntesis en la zona eufótica. Antes de sedimentarse en el fondo, debe caer a través de la columna de agua una distancia que depende de la profundidad de la cuenca; las partículas de menor tamaño caen más lentamente, mientras que los pellets son más rápidos; Durante su caída, la M.O. es usada como alimento por la fauna; La preservación de la M.O. se ve favorecida por aguas someras y gran tamaño de partículas.

- Tamaño de grano del sedimento: La baja permeabilidad de los sedimentos de grano fino, inhibe la penetración de los oxidantes de la columna de agua al interior del sedimento, produciéndose una menor actividad bacteriana que en los sedimentos de grano grueso. Los sedimentos de grano grueso se asocian con los medios de alta energía (condiciones bien oxigenadas).

- Tasa de sedimentación: En condiciones oxidantes, se favorece la sedimentación de rocas madre, ya que se reduce el período durante el cual la M.O. es devorada, bioturbada, o sufre el ataque de las bacterias aerobias; Pero la M.O. se encuentra dispersa y la roca madre resultante suele tener baja concentración, por lo que no se generan suficientes hidrocarburos líquidos para saturar la roca madre y expeler el petróleo. Bajo condiciones de anoxia, las altas tasas de sedimentación tienen un efecto negativo, al dispersar el contenido en M.O.

PRINCIPALES AMBIENTES DE SEDIMENTACIÓN DE LAS ROCAS MADRE

Lagos Son los ambientes de sedimentación más importantes de rocas madre en secuencias continentales. Los lagos deben presentar durante intervalos de tiempo geológicamente significativos, condiciones de anoxia. Las condiciones de anoxia en lagos permanentes, se producen por estratificación de la columna de agua. � La fuerza del viento origina la mezcla de toda la columna de agua en lagos someros, lo que produce

buena oxigenación del fondo. En lagos profundos, sólo las capas superiores se ven afectadas por esta mezcla de agua (Ej.: Lago Tanganica en el sistema de rift al E de África, donde a 150 metros tenemos condiciones de anoxia).

� Las amplias variaciones estacionales originan la inversión en la columna de agua; Las aguas frías y densas de los ríos con grandes cantidades de oxígeno disuelto, se hunden en los lagos de clima templado, originando su oxigenación. Lagos en climas templados: Todos los lagos de este tipo son oxigenados. Lagos en climas cálidos tropicales: El agua de los ríos es más cálida y menos densa, por lo

que transporta menos oxígeno y se favorece las condiciones de anoxia. Los lagos tropicales tienden a estratificarse fácilmente; Sin embargo, el ligero enfriamiento en los lagos tropicales puede originar corrientes de convención que pueden llegar a afectar a la totalidad del cuerpo de agua, produciendo mezcla y oxigenación del fondo; en estos climas, el aporte continuo de agua al lago asegura un nivel constante del lago.

Lagos en climas cálidos áridos: El lago sufre períodos de desecación y por tanto, se produce la oxidación de los sedimentos del fondo. Cuando no se llega a producir desecación total, las altas tasas de evaporación pueden producir anoxia, al producir una estratificación por salinidades (importante papel en bajas latitudes).

� Aporte de clásticos a los lagos: El aporte de clastos al lago es función del relieve y litología del área de drenaje y del clima.

� Aporte de M.O. al sedimento en los lagos: El aporte de M.O se produce de dos formas: Autóctona: Dentro del lago, por algas y bacterias (pueden constituir una excelente roca

madre).



Alóctona: Desde el área de drenaje, por plantas superiores (fundamentalmente lignita, dando gas).

Deltas Los deltas constituyen uno de los ambientes de sedimentación de rocas madre más importante. Los deltas constructivos (dominados por la acción fluvial y de las mareas), se caracterizan por ambientes de baja energía en la parte superior, lo cual favorece la sedimentación de rocas madre. En cambio, los deltas destructivos (dominados por el oleaje), constituyen un ambiente menos favorable. Veamos el aporte de materia orgánica en los deltas:

� Algas de agua dulce (fitoplancton) y bacterias: En lagos, pantanos y canales abandonados en la llanura deltáica.

� Fitoplancton marino y bacterias: En el frente deltáico y áreas de prodelta (abundantes nutrientes aportados por los ríos, que generan una alta producción orgánica). El frente deltaico es un ambiente de alta energía con condiciones oxidantes, aunque las altas tasas de sedimentaión, permiten la preservación de parte de la M.O. que aparece dispersa, por lo que sólo se genera gas.

� La vegetación sobre la llanura deltáica contribuye con grandes cantidades de M.O. Los lugares más favorables para la acumulación, son las turberas pantanosas, donde se forman carbones in situ. En la llanura deltáica inferior, donde las aguas son salobres-salinas, domina el manglar pantanoso (mangrove); El manglar atrapa un importante volumen de los restos de plantas procedentes de la llanura superior deltáica. Los manglares darán lugar a rocas madre de petróleos con alto contenido en ceras.

Cuencas marinas Pueden ser cuencas confinadas (Ej.: Mar Negro, Mar Báltico, Lago Maracaibo), o cuencas abiertas y taludes continentales.

• Cuencas confinadas: Están limitadas en extensión mediante masas continentales, pero mantienen alguna conexión con mar abierto. El intercambio de agua es limitado y la cuenca presenta estratificación de las capas de agua (reducción del aporte de oxígeno), por lo que se darán condiciones de anoxia en el fondo de la cuenca. Un balance positivo de agua, se da cuando la salida de agua dulce (capa superior) supera la salida de agua salina (capas profundas); esta situación es típica de los climas húmedos (Ej.: Mar Negro, Mar Báltico). Un balance negativo de agua, se dará cuando la entrada de aguas oceánicas domina sobre la entrada de agua dulce; es frecuente en climas áridos (Ej.: Mar Rojo, Mar Mediterráneo). En climas húmedos, el aporte de M.O. depende de la cantidad de detritos vegetales continentales aportados por los ríos (rocas madre generadoras de gas). En los climas áridos, la M.O. está constituida fundamentalmente de fitoplancton marino, y se desarrollan rocas madre (asociadas a evaporitas y carbonatos) generadoras de petróleo.

• Taludes continentales con “upwelling”: (Ej.: Costas de Perú, Chile, California, Namibia, ...). La alta productividad de M.O. origina una alta demanda de oxígeno y condiciones de anoxia en el fondo de la cuenca, al producirse la degradación de la M.O. La M.O. en zonas de upwelling está constituida por plancton marino, siendo el aporte continental escaso.

• Cuencas marinas abiertas con aporte máximo de oxígeno: (Ej.: Pacífico Este, Océano Índico, ...). En todos los océanos existe una capa media de mínima oxigenación a una profundidad de 100 a 1000 metros; Esta capa está originada por la degradación de la M.O. que cae desde la zona fótica. Bajo esta zona, el contenido de oxígeno se incrementa por la influencia de las corrientes frías y densas, con un alto contenido en oxígeno; Estas corrientes (procedentes de las regiones



polares y que se desplazan hacia latitudes tropicales), impiden que la capa media de mínima oxigenación adquiera condiciones de anoxia. La presencia de corrientes desde los polos, es un hecho relativamente reciente.

TRANSFORMACIÓN DE LA MATERIA ORGÁNICA EN PETRÓLEOTRANSFORMACIÓN DE LA MATERIA ORGÁNICA EN PETRÓLEOTRANSFORMACIÓN DE LA MATERIA ORGÁNICA EN PETRÓLEOTRANSFORMACIÓN DE LA MATERIA ORGÁNICA EN PETRÓLEO

EL KERÓGENO COMO PRECURSOR DEL PETRÓLEO La M.O. dispersa en el sedimento se degrada progresivamente, pasando de biopolíperos a geopolímeros (kerógeno) a través del fraccionamiento, destrucciónparcial y reagrupamiento de los componentes elementales de las macromoléculas. Degradación bioquímica Se inicia con la acción bacteriana sobre la M.O. El proceso se realiza a través de la respiración en condiciones aerobias, o por fermentación en condiciones anaerobias. La M.O. sedimentada en presencia de bacterias, es oxidada a compuestos inorgánicos (mineralización), utilizando el oxidante disponible (oxígeno, en medios oxigenados) que proporcione la más alta entalpía libre por mol de compuesto orgánico oxidado. En condiciones anaerobias, las bacterias actúan de modo preferente sobre determinados sustratos. Policondensación e insolubilización Al mismo tiempo que los biopolímeros generan geomonómeros, se inicia un proceso competitivo con la degradación. Muchas de las moléculas presentes en los organismos muertos, son muy reactivas químicamente, y reaccionan espontáneamente entre sí para dar otro tipo de polímeros con estructuras al azar, resistentes a la degradación anaerobia. Estos compuestos, llamados geopolímeros, son relativamente estables y preservan la M.O. aún en presencia de bacterias. A medida que se produce la policondensación, se produce la insolubilización. Existen distintas clases de polímeros:

Ácidos fúlvicos: Solubles en Na(OH) y en HCl. Ácidos húmicos: Solubles en Na(OH) e insolubles en HCl. Humin: Insoluble en Na(OH). El humin se hidroliza en presencia de ClF y

FH, mientras que el kerógeno resisten el ataque de los ácidos minerales. La insolubilización es la última etapa de la diagénesis, y da como resultado una mayor policondensación y reordenamiento macromolecular. Durante este proceso, se pueden distinguir dos etapas: La primera, caracterizada por la pérdida de enlaces peptídicos y disminución de la relación H/C; esta etapa afecta a las primeras decenas de metros de sedimentos. La segunda etapa se realiza a mayor profundidad y provoca una disminución en la relación O/C, debido principalmente a la eliminación de grupos carboxilo. Se producirá también una disminución en la relación ácidos fúlvicos/ácidos húmicos. La evolución será:

Ácidos fúlvicos → Ácidos húmicos → Humin El resultado final de las tres etapas, es un policondensado insoluble en álcalis, llamado humin, con una estructura análoga al kerógeno (el kerógeno es el humin desmineralizado). Realmente, el kerógeno se define como la fracción orgánica contenida en las rocas sedimentarias, y que es insoluble en disolventes orgánicas (la parte soluble, se denomina bitumen). Representando la relación existente entre el H/C y el O/C, se obtiene el diagrama de Van Krevelen, que establece tres tipos



distintos de kerógenos: Tipo I: Alta relación H/C. Alto potencial generador de petróleo y gas.

Procede de algas o M.O. enriquecida en lípidos por actividad de microorganismos.

Tipo II: Disminuye la relación H/C, así como su potencial generador de petróleo y gas. Procede de una mezcla de fitoplancton, zooplancton y bacterias sedimentadas en un ambiente reductor.

Tipo III: Kerógeno bajo en H/C y alto en O/C. Contiene muchos grupos carboxilo. Es el menos favorable para la generación de petróleo, aunque puede producir cantidades apreciables de gas. Procede de plantas continentales.

Los diversos tipos de kerógeno, al igual que la evolución del kerógeno de una formación, siguen la dirección de las flechas al incrementarse la profundidad (camino de evolución del kerógeno). Cada tipo de kerógeno se caracteriza pues, por una diferente concentración de los cinco elementos primarios (C, H2, O2, N y S), y cada cual presenta un potencial diferente de generación de petróleo.

CAMBIOS QUÍMICOS DEL KERÓGENO DURANTE LA MADURACIÓN Bajo condiciones de alta temperatura y presión, el kerógeno comienza a ser inestable y se producen reagrupamientos en su estructura; El primer paso es la eliminación progresiva de los grupos funcionales que impiden el reagrupamiento paralelo de los núcleos cíclicos. En estos procesos, se generan muchos compuestos (compuestos heteroatómicos, dióxido de carbono, agua, ...). A continuación se van liberando moléculas cada vez más pequeñas, incluidos los hidrocarburos; El kerógeno restante, se vuelve progresivamente más aromático y evoluciona hacia residuo carbonoso (estructura ordenada del grafito). La generación de petróleo es pues, una consecuencia natural del ajuste del kerógeno a condiciones de incremento de temperatura y presión. El kerógeno puede ser clasificado en:

Kerógeno reactivo: Se transforma en petróleo a altas temperaturas. � Lábil: se transforma en crudo. � Refractario: Genera principalmente gas.

Kerógeno inerte: Se reagrupa hacia las estructuras del grafito, sin generación de petróleo.

La rotura del kerógeno en petróleo tiene lugar en un amplio margen de temperaturas, siendo el intervalo entre 100 y 150 ºC para el lábil y 150 – 200 ºC para el refractario. Cualquier resto de petróleo en la roca madre después de la rotura del kerógeno lábil, puede ser crakeado a gas, si la temperatura continúa incrementándose por encima de 150 ºC; por encima de los 160 ºC no existe crudo. A escala de tiempo geológico, los yacimientos petrolíferos no se encuentran a profundidades superiores a las correspondientes a la isoterma de 160 ºC aproximadamente. En el modelo cinético de rotura del kerógeno en petróleo, se distinguen varias etapas:

1- Estadio inmaduro: Corresponde al episodio diagenético y precede a la generación del petróleo. 2- Estadio de generación de petróleo y gas a partir del kerógeno lábil. 3- Estadio de generación de gas húmedo/gas condensado, como resultado del cracking de los

hidrocarburos previamente generados. Los estadios 2 y 3 constituyen la etapa de catagénesis. 4- Estadio de generación de gas seco a partir del kerógeno refractario. Este estadio corresponde a

la etapa de metagénesis, siendo el metano el principal producto. Cracking primario y secundario La rotura de kerógeno o cracking es la transformación de kerógeno a petróleo (cracking primario) y la transformación o degradación progresiva del petróleo a gas (cracking secundario).

� Cracking primario: La tasa de generación de hidrocarburos para cada reacción, es proporcional a una constante K, que se incrementa con la temperatura, de acuerdo con la Ley

de Arrhenius: RT

Ea

eAK

−

⋅= . Cada reacción primaria tiene su propia energía de activación (Ea) y su propio factor A. Cuanto mayor sea la energía de activación de una reacción, mayor temperatura se requerirá para generar petróleo. El tipo de cracking primario, está



caracterizado por la energía de activación, el factor A y el potencial inicial de cada reacción. La generación de gas, puede producirse también mediante cracking primario.

� Cracking secundario: La destrucción de la fracción inestable (el crudo, ya que el gas y el residuo carbonoso son estables), se produce por reacciones secundarias, generándose gas y residuo carbonoso. La tasa de reacciones secundarias también se encuentra regida por la Ley de Arrhenius; Otro factor a considerar, es el coeficiente estequiométrico (α), que describe la composición de los productos de degradación de cada reacción secundaria. La fracción secundaria, se incrementa primero debido al cracking primario, y disminuye después, debido a las reacciones secundarias. Sin embargo, las fracciones estables (gas y carbón) se incrementan de forma continua a través del tiempo. Actualmente, se emplea de forma generalizada, el modelo de las cinco fracciones (Modelo de Unger et al.).

RECONOCIMIENTO DE LAS ROCARECONOCIMIENTO DE LAS ROCARECONOCIMIENTO DE LAS ROCARECONOCIMIENTO DE LAS ROCAS MADRE Y PROPIEDADES S MADRE Y PROPIEDADES S MADRE Y PROPIEDADES S MADRE Y PROPIEDADES FÍSICAS DEL PETRÓLEOFÍSICAS DEL PETRÓLEOFÍSICAS DEL PETRÓLEOFÍSICAS DEL PETRÓLEO

PALEOTERMÓMETROS QUÍMICOS � Relación atómica H/C. � Relación atómica O/C. � Carbono retornable. � Índice de hidrocarburos.

TOC [TOTAL ORGANIC CARBON= CARBONO ORGÁNICO TOTAL] Es la medida del carbono presente en una roca, tanto en forma de kerógeno como de bitumen. Los valores de TOC de las rocas madres, suelen ser muy bajos (<2%).

CANTIDAD DE EXTRACTO SOLUBLE (OE – BITUMEN) Y TASA DE TRANSFORMACIÓN (TR) El extracto soluble (OE) de la roca madre, refleja el contenido en petróleo, y por tanto, varía con su madurez; Es la fracción que se obtiene al tratar la muestra con disolventes orgánicos polares (bitumen). La tasa de transformación (TR) establece la relación entre el petróleo generado mediante cracking primario y la máxima cantidad que puede generarse durante la evolución completa de la muestra.

ROCK PYROLISIS Es un método basado en detectar los componentes hidrogenados y oxigenados generados por pirolisis en una atmósfera inerte de helio; La pirolisis se realiza en un intervalo de temperaturas que evita la liberación de compuestos oxigenados desde la materia mineral, especialmente la liberación del dióxido de carbono a partir de carbonatos. Mediante este método se obtiene el tipo de kerógeno, el grado de maduración y el potencial petrolífero. El proceso consiste en: 100 gramos de muestra se meten en un horno a 250 ºC y atmósfera inerte; se eleva la temperatura hasta 550 ºC y la evolución se registra en la generación y cantidad de productos hidrocarburados mediante un detector de ionización de llama (FID) en función del tiempo; Se detectan así tres picos (S1, S2 y S3), que son expresados en mg/g de muestra original o en Kg/t. El pico S1 representa los hidrocarburos generados a baja temperatura (<300 ºC), es decir los hidrocarburos libres o absorbidos (bitumen); estos hidrocarburos existían en la roca antes de la pirolisis. El pico S2 se produce a alta temperatura, por rotura térmica del kerógeno, indicando esta temperatura, la madurez de la roca madre (potencial de generación de la roca). El pico S3 registra los compuestos oxigenados volátiles (CO2 y H2O) mediante otro detector. El tipo de kerógeno en la roca madre, viene indicado por el índice

de hidrógeno (HI):

TOC

SHI

1002 ⋅=



Esta relación expresa la fracción del contenido en M.O. que puede sufrir pirolisis (la parte útil), mientras que el resto corresponde a carbono inerte incapaz de ser fuente de petróleo. Índice de hidrógeno inferiores a 50, implican un kerógeno inerte; Valores superiores a 200 sugieren un kerógeno rico en hidrocarburos.

De la representación conjunta de los índices de hidrógeno y oxígeno

⋅=

TOC

SOI

1003 , se obtiene una

clasificadión de la roca madre en varios tipos (I, II y III) similar a la que se obtiene con el diagrama de Van Krevelen. El potencial genético (que no es lo mismo que el potencial de generación), vendrá dado por S1+S2:

� Si (S1+S2)<2, se trata de rocas madre no productivas. � Si 2<(S1+S2)<5, se generan cantidades significativas de petróleo, pero poco importantes desde

el punto de vista de la expulsión. � Si 5<(S1+S2)<10, se puede expulsar parte del petróleo generado. � Si (S1+S2)>10, se dan rocas ricas, siendo segura la expulsión de petróleo.

La cantidad total de hidrocarburos (oil + gas), que se pueden formar por cracking primario a partir de una unidad de masa de una roca madre, depende de la cantidad inicial de kerógeno. El potencial de generación de la roca, viene dado por las siguientes expresiones:

Potencial de generación de la roca = TOC · Potencial de generación del kerógeno

IHTOCS ⋅=2 Como una parte de los productos primarios son convertidos en residuo sólido carbonoso a través del cracking secundario, la cantidad efectiva de petróleo generado durante la evolución completa, es siempre menor que el potencial de generación de la roca. Es necesario además, considerar la relación

Gas/Petróleo (GOR), que se define como los volúmenes en metros cúbicos de gas y petróleo recuperados a una temperatura de 15 ºC y presión de 1 atm:

petróleodevolumen

gasdevolumenGOR =

El nivel de maduración térmica está indicado por la siguiente expresión:

Nivel de maduración térmica=21

1

SS

S

+

La temperatura máxima de generación de hidrocarburos (Tmáx) está determinada por el tipo de cracking primario y por el tipo de kerógeno considerado.

CROMATOGRAFÍA DE GASES Se trata de una técnica de separación de los compuestos individuales de los hidrocarburos de la mezcla general; Puede realizarse sobre ensayos de pirolisis, sobre el extracto soluble o sobre muestras de petróleo. Uno de los métodos más practicados es la cromatografía de gases sobre pirolisis (pyrolisis gas-cromatography [PGC]), la cual permite una estimación de la capacidad para generar petróleo frente al gas de una muestra de kerógeno. Esta técnica se emplea junto al espectómetro de masas.

RELACIONES MOLECULARES PARA DETERMINAR LA MADUREZ Las diferencias entre las moléculas precursoras de los hidrocarburos (moléculas de los organismos) y las moléculas de los hidrocarburos, se deben a la pérdida de grupos funcionales oxigenados por descarboxilación, deshidratación o reducción. La alteración térmica de la M.O. tiene lugar durante la catagénesis (40 – 200 ºC); Los cambios en las moléculas se estudian mediante cromatografía de gases y espectrometría de masas; para ello se emplean tres tipos de moléculas:

• Esteranos: Derivan de los esteroles de las algas. Son moléculas tridimensionales (presentan isomería óptica); por ejemplo, el C27 esterano suele mostrar un C20 en posición R, en sedimentos inmaduros, y con el incremento de la madurez se pasa a una mezcla próxima al 50%



de C20R y C20S. Se podrá pues, determinar la madurez mediante:

+ reactivoproducto

producto; para

sedimentos maduros, esta relación tendrá un valor de 0, y para inmaduros, de 0.5. Otro criterio empleado, es la aromatización de los esteroles que se produce en la diagénesis temprana; por este proceso, los esteranos se transforman en esteranos monoaromáticos; con el incremento de la madurez, los esteroides monoaromáticos se transforman en triaromáticos.

• Hopanos: Son una serie de moléculas entre C27 y C35, que derivan de los triterperoides presentes en las bacterias. Los seres vivos tienen hopanoides con C22 en la posición R; con el incremento de la madurez pasan a tener configuraciones donde se dan tanto el C22R como el C22S.

• Porfirinas: Son derivados de la clorofila de algas y bacterias fotosintetizadoras. Suelen presentar vanadio o níquel, siendo las DPEP el componente dominante en las etioporfirinas. Con el incremento de la temperatura, las DPEP desaparecen.

PALEOTERMÓMETROS QUÍMICOS (QUÍMICA INORGÁNICA) La diagénesis de arcillas es uno de los más antiguos y empleados indicadores de la paleotemperatura: las esmectitas sufren deshidratación, pasando a illita en un rango de temperatura que coincide con el rango de la ventana de petróleo (80 – 120 ºC). Otra técnica bastante utilizada, es el estudio de las inclusiones fluidas.

MADUREZ DEL PETRÓLEO

PALEOTERMÓMETROS BIOLÓGICOS. DESCRIPCIÓN VISUAL DEL KERÓGENO

Color de las esporas y reflectividad de la vitrinita � Luz transmitida: El kerógeno contiene fragmentos estructurados de translúcidos opacos que

pueden reconocerse como restos de plantas superiores. A estos fragmentos se les conoce como húmicos (H/C<8), mientras que al kerógeno amorfo y translúcido, se le conoce como sapropélico (H/C>1). El kerógeno húmico es fuente de gas, mientras que el kerógeno sapropélico, fuente de petróleo. Algas translúcidas, esporas, cutículas, polen y fragmentos resinosos pueden ser reconocidos en función de su estructura interna, forma y color. El color de las esporas, polen y otros microfósiles se encuentra muy relacionado con la madurez térmica; así, el color de las esporas varía desde amarillo-naranja a marrón-negro con el incremento de la madurez térmica. Según estos criterios, la M.O. se puede clasificar en M.O.



amorfa (no organizada; sin estructura; medios marinos), M.O. pirogénica (no opaca; herbácea; derivada de cutículas, polen y esporas), M.O. hylogénica (no opaca; fibrosa; procedente de la madera) y M.O. melanógena (opaca; procedente del carbón). Los porcentajes de estos tipos se calibran con tablas de color para establecer el índice de

alteración térmica (TAI [Thermal Alteration Index]), calibrado del 1 al 5 según el grado de alteración.

� Luz reflejada: El estudio de los fragmentos de kerógeno bajo luz reflejada, permite la definición de tres grupos según incrementa la reflectancia: grupo de la exinita → grupo de la vitrinita → grupo de la inertita.

� Fluorescencia: La fluorescencia de las partículas bajo luz ultravioleta, permite la identificación del grupo de la liptinita.

La reflectividad de la vitrinita (R0)es el indicador de la madurez de la roca más ampliamente utilizado:

R0<0.55 Zona inmadura 0.55<R0<0.80 Zona de generación de petróleo y gas 0.80<R0<1.0 Zona de gas condensado (cracking de petróleo a gas) 1.0<R0<2.5 Zona de gas seco

VIDA MEDIA DEL PETRÓLEO SEGÚN SU TEMPERATURA



MIGRACIÓN DEL PETRÓLEOMIGRACIÓN DEL PETRÓLEOMIGRACIÓN DEL PETRÓLEOMIGRACIÓN DEL PETRÓLEO

La migración del petróleo es el desplazamiento de los hidrocarburos desde las rocas madre a través de formaciones porosas y permeables hasta los almacenes, y posteriormente hasta las trampas, donde quedarán atrapados.

MIGRACIÓN PRIMARIA (EXPULSIÓN) Es el desplazamiento de los hidrocarburos desde la roca madre hasta los niveles de rocas porosas y permeables que los transportan a otros puntos denominados carrier beds (capas de transporte). Hay 4 mecanismos de expulsión de los hidrocarburos:

1) Espulsión de los hidrocarburos en solución

acuosa: Por compactación de la roca madre durante el enterramiento, el tamaño de los poros se hace menor que el tamaño de las moléculas de petróleo; a partir de aquí, se pueden dar varios casos:

• Expulsión del agua intersticial, que arrastra minúsculas gotas de petróleo recién formado.

• Los hidrocarburos son muy poco solubles en agua; si existiera la suficiente cantidad de agua, esta baja solubilidad podría movilizar grandes volúmenes de petróleo

• Difusión de los hidrocarburos: No se necesitan grandes cantidades de agua, ya que los hidrocarburos se moverían por difusión en una fase acuosa estática hacia los almacenes; sería efectivo en distancias cortas.

• Suspensión coloidal. 2) Expulsión de hidrocarburos como

protopetróleo: Migración de los precursores de los hidrocarburos, es decir de precursores tipo N-O-S asociados a grupos funcionales (ácidos y alcoholes) mucho más solubles; en etapas posteriores, estos precursores se transformarían en hidrocarburos.

3) Expulsión del petróleo en solución gaseosa: Se emite gas a presión que arrastra el petróleo. 4) Migración como fase libre:

• Fase del petróleo libre: Cuando la roca madre genera hidrocarburos suficientes como para saturar el agua intersticial, pueden formarse pequeñas gotas de petróleo libre en los poros; A medida que el agua es expulsada por compactación, las gotas de petróleo serán también expulsadas hacia los sedimentos de grano grueso.

• Desarrollo de un retículo de petróleo libre en los poros: Las moléculas de petróleo pueden llegar a constituir también un retículo continuo a medida que se unen y desplazan el agua de las zonas donde la estructuración es menor. Una vez constituido el retículo, necesitamos una fuerza que movilice el petróleo: la sobrepresión, bajo la cual se movilizaría el petróleo más fácilmente que el agua.

• Retículo tridimensional de kerógeno: Los hidrocarburos generados en una matriz de materia orgánica o kerogénica, fluirían a través de ella hasta la roca almacén, donde las gotas de petróleo o las burbujas de gas se unirían para desplazarse por gravedad (flotabilidad) hasta la trampa. La presión diferencial que originaría inicialmente el



movimiento, puede deberse a la mayor compactación de las arcillas kerogénicas, a la expansión volumétrica que produce la formación de petróleo, a la expansión térmica al aumentar la profundidad de enterramiento, a la expansión producida por la generación de gas o a la combinación de estos factores. La concentración mínima de hidrocarburos libres debe ser de 2.5-10%; con valores inferiores al 1%, se rompe la continuidad del retículo, y aunque se forme petróleo, éste no puede fluir.

De todos los mecanismos propuestos, el más factible sería la migración como una fase única a través de microfracturas causadas por liberación de la sobrepresión. La conversión de kerógeno a petróleo produce un significativo aumento de volumen, lo que origina un incremento de presión en los poros de la roca madre; esto podría producir microfracturación que permite una liberación de la presión, y la migración del petróleo fuera de la roca madre a niveles adyacentes porosos y permeables que constituyen los carrier beds, y a partir de este punto, se produciría la migración secundaria. La migración primaria puede darse hacia niveles superiores o inferiores. Eficacia de la expulsión Sólo una parte del petróleo generado es expulsado de la roca madre. En rocas ricas, la expulsión del petróleo oscila entre el 60 y el 90%. Podremos clasificar las rocas madre, según el tipo y la concentración inicial de kerógeno, su índice de generación de petróleo (PGI), y la eficacia de expulsión de petróleo (PEE):

� Clase I: Kerógeno lábil > 10 Kg/t. La generación comienza a 100 ºC, con la generación de fluidos ricos en petróleo; rápidamente se satura la roca, y entre 120 y 150 ºC, el 60-90% del petróleo es expulsado; El resto es crackeado a altas temperaturas.

� Clase II: Kerógeno <5 Kg/ton. La expulsión es poco eficaz por debajo de 150 ºC, ya que no se genera suficiente cantidad de petróleo. Los hidrocarburos son expulsados como gas condensado generado por cracking secundario a temperaturas superiores a los 150 ºC.

� Clase III: Kerógeno refractario. La generación y expulsión tiene lugar sólo por encima de 150 ºC, y se genera gas seco.

MIGRACIÓN SECUNDARIA La migración secundaria concentra el petróleo en lugares específicos (trampas), de donde se extrae comercialmente. La principal diferencia entre la primaria y la secundaria, son las condiciones de porosidad, permeabilidad y distribución del tamaño de los poros en la roca en la cual se produce la migración; estos parámetros son mayores en el carrier bed. Los mecanismos de migración también son diferentes. El punto final de la migración secundaria es la trampa o la filtración a la superficie; Si la trampa es eliminada en un momento de su historia, el petróleo acumulado puede migrar nuevamente hacia otras trampas, o filtrarse hacia la superficie. En este proceso actúan dos grupos de fuerzas:

� Fuerzas conductoras principales (main driving forces): - Gradiente de presión en los poros: Tiende a mover a todos los fluidos de los

poros hacia zonas de menor presión. - Condiciones hidrodinámicas - Flotabilidad: Fuerza vertical directa, originada por la diferencia de presión entre

algunos puntos de una columna continua de petróleo y el agua de los poros adyacentes. Es función de la diferencia de densidades entre el petróleo, el agua de los poros y el peso de la columna de petróleo: )( hwh gYP ρρ −⋅=∆ .

Bajo condiciones hidrostráticas, la flotabilidad es la única fuerza conductora en la migración secundaria; En condiciones hidrodinámicas, la hidrodinámica puede ayudar o inhibir la migración secundaria según si actúa a favor o en contra de la flotabilidad.



� Fuerzas restrictivas: Cuando una gota se mueve hacia los poros de una roca, se efectúa un trabajo para distorsionar esa gota y colarla a través de la entrada del poro; La fuerza requierida es la presión capilar, y es función del radio del poro, de la tensión interfacial de superficie entre el agua y el petróleo, y de la capacidad de humectación del sistema

petróleo-roca: Presión de desplazamiento=R

θγ cos2 ⋅⋅. La tensión interfacial (γ)

depende de las propiedades del petróleo y del agua, y es independiente de las características de la roca. Es función de la composición del petróleo (petróleos ligeros con baja viscosidad, presentan γ reducida) y de la temperatura (decrece con el aumento de la temperatura). La tensión interfacial gas-agua es más alta que la de petróleo-agua. La presión de flotabilidad es más grande para el gas. El tamaño de los poros es el factor más importante en la migración secundaria y en el entrampamiento. Una vez que la presión de desplazamiento se ha superado, y la conexión entre gotas de petróleo se ha establecido en los poros mayores de la roca, la migración secundaria tiene lugar. La saturación de petróleo necesaria para producir gotas conectadas, es muy pequeña (4.7-17%).

Altura de la columna de petróleo y potencial del sello Cuando las fuerzas conductoras encuentran un sistema de pequeños poros, pueden no ser capaces de vencer el incremento de la presión capilar; en este caso, la entrada no se produce. Si se une a un gran número de burbujas de petróleo, la columna vertical de petróleo generada puede ser suficiente como para producir un incremento en la fuerza de flotabilidad e invadir el sistema de poros finos. Por ello, un sello sólo es efectivo hasta que se alcanza un determinado peso crítico de la columna de petróleo, a partir del cual deja de serlo. El peso crítico de la columna de hidrocarburos viene dado por:

( )hw

hcgr

Yρρ

γ−⋅

⋅=

2

Fallas y fracturas Las zonas de falla pueden actuar como conductos o como barreras para la migración secundaria (especialmente la migración lateral, al interrumpirse la continuidad lateral del carrier bed, ya que los espejos de falla son frecuentemente impermeables). Las diaclasas, si permanecen abiertas, pueden ser vías efectivas de la migración. Vías de drenaje de la migración En ausencia de procesos hidrodinámicos, la fuerza conductora de la migración, es la flotabilidad; En esas condiciones, el petróleo tiende a moverse en la dirección de máxima pendiente, es decir, de forma perpendicular a los contornos estructurales (en la dirección de buzamiento). Las líneas de migración dibujan ángulos rectos con los contornos estructurales del techo del carrier bed (ortocontornos). En general, cuando el flujo de petróleo encuentra una zona deprimida, tiende a dispersarse, mientras que si se trata de una zona elevada, tiende a concentrarse.



Pérdidas en la migración secundaria Se suelen producir pérdidas de volumen por:

• Pequeñas trampas o callejones sin salida (dead end): Se dan por fallas o geometrías de cierre y cambios estratigráficos. No presentan interés económico.

• Saturación residual del carrier bed: El petróleo es retenido por las fuerzas de capilaridad en poros sin salida, o absorbido en la superficie de la roca. Estas pérdidas representan hasta el 30% del petróleo.

ALMACENES, ROCAS COBERTERA Y/O SELLOALMACENES, ROCAS COBERTERA Y/O SELLOALMACENES, ROCAS COBERTERA Y/O SELLOALMACENES, ROCAS COBERTERA Y/O SELLO

CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS DE LOS ALMACENES

Porosidad Relación del volumen de poros con el volumen total de la roca. Nos interesa la porosidad efectiva o útil, que representa el volumen de poros conectados entre sí:

=Φ

totalvolumen

oserconectadporosdevolumene

int

Permeabilidad La permeabilidad o conductividad hidráulica, es la capacidad del medio para transmitir los fluidos; Viene dada por la ecuación de Darcy:

⋅=dl

dPAKQ ,

siendo Q el volumen del flujo transmitido por unidad de tiempo (tasa de flujo); A es la superficie de la sección; dP/dl es el gradiente de presión sobre una distancia (gradiente hidráulico); K es la

permeabilidad media en darcys. La permeabilidad no sólo dependen de las propiedades de la roca, sino también del fluido que transmite; Así, la permeabilidad específica (k) viene dada por:

⋅⋅=

dl

dPAkQ

µψ

,

siendo ψ el peso específico del fluido, y µ la viscosidad absoluta. Normalmente, se distinguen dos tipos de permeabilidad:

• Permeabilidad horizontal (lateral): Paralela a la estratificación. • Permeabilidad vertical (transversal): Perpendicular a la estratificación. Es inferior a

la horizontal, por lo menos en un medio sin fisuras verticales. Relación porosidad – permeabilidad En general, una roca muy porosa suele ser permeable, pero esto no ocurre siempre. En la explotación de yacimientos, la permeabilidad es más importante que la porosidad; Cuando la rentabilidad del yacimiento lo justifica, se incrementa la permeabilidad artificialmente por procedimientos de fracturación y acidificación, que abren fisuras o aumentan el tamaño de las preexistentes, facilitando la circulación de los fluidos. TIPOS DE ROCAS ALMACÉN

Almacenes en carbonatos Gran heterogeneidad de porosidad y permeabilidad a todas las escalas, que depende del ambiente de sedimentación y de los cambios diagenéticos. Almacenes en areniscas



La porosidad y la permeabilidad primarias dependen del tamaño de grano, selección y empaquetamiento; la permeabilidad se incrementa con los tamaños más gruesos, la buena selección y la ausencia de lutitas. Los almacenes siliciclásticos también sufren los efectos de la diagénesis, que modifica la porosidad y permeabilidad originales (se reducen).

HETEROGENEIDAD DEL ALMACÉN Los sedimentos son heterogéneos por definición. Podemos clasificar la heterogeneidad, según su tamaño, en:

• De primer orden: De 1 a 10 Km (Ej.: fallas selladas y límites entre subambientes sedimentarios).

• De segundo orden: De centímetros a cientos de metros. Representan la variación en la permeabilidad dentro de los subambientes (Ej.: variaciones de tamaño de grano de barras, point bar, ...)

• De tercer orden: De milímetros a metros (Ej.: variación en la organización interna, estratificación cruzada, cambios a paralela, ...).

• De cuarto orden: De micras a milímetros (Ej.: variación en el tamaño de los granos y selección y heterogeneidades microscópicas a nivel de conexión de poros).

ALTERACIÓN DEL PETRÓLEO EN LOS ALMACENES Los cambios más importantes que sufre el petróleo en los almacenes, son:

Biodegradación: Se da por debajo de los 60-70 ºC, y consiste en la alteración bacteriana de los petróleos; Las bacterias utilizan el oxígeno disuelto en el agua de los poros, u obtienen el oxígeno de los iones de azufre, oxidando selectivamente algunos hidrocarburos. El orden de eliminación es el siguiente: n-alcanos → isoalcanos → cicloalcanos → hidrocarburos aromáticos. Se producirá un incremento de la densidad y viscosidad del petróleo.

Lavado por agua: Acompaña a la biodegradación. Aguas meteóricas subsaturadas en hidrocarburos pueden disolver alguno de los hidrocarburos del almacén. El benceno, el tolueno y el zyleno son los más solubles y son eliminados preferentemente. Este proceso se da por encima de los 70 ºC, y se requiere un aporte continuado de aguas meteóricas.

Desasfaltización: Precipitación de compuestos pesados de los hidrocarburos aromácitos y alicíclicos , como resultado de la inyección de hidrocarburos ligeros (C1-C6). Este proceso tiene lugar cuando la acumulación de petróleo sufre una carga tardía de gas, y la cocina alcanza un alto grado de madurez.

Alteración térmica: Cambios en la composición por el aumento de la temperatura; los compuestos pesados son reemplazados progresivamente por compuestos más ligeros hasta llegar al metano. Se da por encima de los 160 ºC. Las reacciones de cracking se producen rápidamente, y las acumulaciones de petróleo pueden ser destruidas en un tiempo geológico corto.

MECANISMOS DEL SELLO Los mecanismos físicos que rigen la efectividad del sello, son los mismos que controlan la migración secundaria (fuerzas que la propician y fuerzas que la impiden). La principal fuerza conductora, es la flotabilidad debida a la diferencia de densidades entre el petróleo y el agua de formación en los poros. La principal fuerza contra el movimiento del petróleo es la presión capilar. Una roca puede servir de sello si la presión capilar en los poros mayores es igual o superior a la presión de flotabilidad de la columna de petróleo. La capacidad de sello, se puede expresar como el peso máximo de la columna de petróleo que puede soportar sin que se produzcan filtraciones. Efecto de la hidrodinámica y la sobrepresión Bajo condiciones hidrodinámicas, se puede incrementar o reducir la presión contra el sello, y por tanto, modificar el paso de la columna de petróleo que éste es capaz de soportar. Cuando el vector de las



fuerzas hidrodinámicas se dispone hacia arriba, se incrementa la flotabilidad, mientras que si se orienta hacia abajo, disminuye el efecto de la presión de flotabilidad sobre el sello. Por otro lado, la sobrepresión origina modificaciones locales del gradiente de presión: normalmente, se incrementa la capacidad del sello, respecto a áreas del almacén bajo condiciones de presión normal. Pérdidas a través del sello, por difusión El gas puede difundirse a través de las rocas cobertera saturadas en agua, a escala de tiempo geológico. Según esto, los campo de gas sellados por lutitas saturadas en agua como roca cobertera, tienen una vida efímera.

FACTORES QUE CONDICIONAN LA EFECTIVIDAD DEL SELLO Litología Las rocas cobertera deben tener poros de pequeño tamaño (rocas de grano fino, como arcillas, lutitas, evaporitas, y algunas rocas orgánicas). Litologías como las margas, areniscas, conglomerados, ... a veces actúan como sello, pero son de peor calidad. Generalmente un 40% tienen un caprock de evaporitas, y un 60% de lutitas. Plasticidad Las litologías plásticas son menos propensas a la fracturación, por lo que serán importantes como cobertera. Las litologías más plásticas son las evaporitas, y las menos plásticas, los cherts. La plasticidad es función de la temperatura y la presión (así, las evaporitas tienen un comportamiento frágil a profundidades menores de 1 Km). Espesor del sello Con pequeños espesores, las rocas de grano fino pueden alcanzar presiones de desplazamiento suficientes como para soportar grandes columnas de hidrocarburos. Sin embargo, los caprock de pequeño espesor suelen tener también una reducida extensión lateral. En los yacimientos de gas es mejor un gran espesor del caprock para evitar pérdidas por difusión. Continuidad lateral y profundidad del sello Las rocas cobertera deben mantener sus características litológicas en una extensión lateral amplia (los mejores campos petrolíferos suelen tener más de un sello regional). La profundidad actual del sello no parece ser un factor muy importante en su eficacia. Sin embargo, la profundidad máxima que haya alcanzada el sello, es un factor que influye en su efectividad. Numerosos campos petrolíferos se localizan en áreas donde se ha producido elevación, por lo que las rocas cobertera se encuentran bien compactadas, aunque próximas a la superficie, habiendo mantenido su plasticidad y permitiendo la deformación frágil durante la elevación.

AMBIENTES DE SEDIMENTACIÓN DE LAS ROCAS COBERTERA Los requisitos para un buen sello regional son una litología constante y dúctil sobre un área amplia, y además, darse en asociación estratigráfica con el almacén. Las situaciones más favorables serían:

- Etapas transgresivas: Series lutíticas sobre plataformas siliciclásticas; Las lutitas constituyen el sello de los almacenes en areniscas transgresivas; Las acumulaciones de petróleo se dan en la cuña basal.

- Depósitos evaporíticos en sabhkas supratidales y en cuencas evaporíticas interiores. Estos medios pueden constituir excelentes almacenes, pero carecen de buen sello. En los sistemas carbonatados, extensas sabhkas evaporíticas pueden progradar suavemente sobre las plataformas carbonatadas, constituyendo excelentes sellos.



TRAMPASTRAMPASTRAMPASTRAMPAS

El requisito final, es la existencia de trampas. Una trampa es un obstáculo en el subsuelo que impide la migración del petróleo a la superficie, y origina por tanto, acumulaciones locales de petróleo. Las trampas pueden ser trampas estructurales (originadas por procesos tectónicos, diapíricos, gravitacionales y procesos de compactación; la trampa se forma después de la sedimentación y antes de la migración del petróleo), trampas estratigráficas (la geometría de la trampa es inherente a la morfología sedimentaria original de la serie; están producidas por cambios de facies o relacionadas con discordancias) o trampas hidrodinámicas (originadas por el flujo de agua a través del almacén o del carrier bed; Son importantes sólo en las cuencas de tipo foreland); Existen también, trampas en ruta, que serían puntos concretos donde de modo temporal se producirían condiciones de energía potencial mínima y donde la ruta de migración del petróleo, se ve obstaculizada. Los mismos mecanismos físicos que controlan la migración secundaria y el sello, se aplican al entrampamiento. Una trampa se forma cuando la presión capilar de desplazamiento sobrepasa la presión de flotabilidad del petróleo. Las trampas contienen mayor cantidad de petróleo que de gas, si la distancia a la cocina se incrementa.

TRAMPAS ESTRUCTURALES Trampas en estructuras tectónicas

• Trampas en pliegues compresionales y

cabalgamientos

• Trampas en estructuras en extensión • Trampas en estructuras gravitacionales • Trampas en estructuras debidas a compactación • Trampas en diapiros

- Diapiros salinos: A partir de los 600-1000 metros de profundidad, la sal es menos densa que otras litologías, y tiende a ascender. Los diapiros salinos pasan por tres etapas: Pillow stage, diapir stage y post-diapir stage.

- Diapiros en lutitas Trampas estratigráficas

• Pinch outs

• Trampas sedimentarias

- Canales fluviales - Abanicos submarinos - Arrecifes

• Trampas en discordancias

• Trampas diagenéticas Trampas hidrodinámicas



Ejemplos de trampas



CUANTIFICACIÓN DE LOS DIVERSOS TIPOS DE TRAMPAS A ESCALA GLOBAL El mayor número de campos petrolíferos corresponden a estructuras inclinales, teniendo menor importancia, las trampas originadas por combinación de varios factores.

PRÁCTICASPRÁCTICASPRÁCTICASPRÁCTICAS

INTERPRETACIÓN DE DIAGRAFÍAS Caliper Nos da una idea del diámetro del pozo; Así, rocas porosas y permeables, carbonatos y arcillas expansivas, darán un estrechamiento; las sales no solubles, carbonatos karstificados, las arcillas no expansivas y las arenas no cementadas, darán cavernas. SP Muestra la diferencia de potencial entre el electrodo móvil y un electrodo en superficie. Así, cuando la salinidad del lodo es la misma que la del agua de formación, el SP no se desvía; si la salinidad del lodo es menor, se desvía a la izquierda, y si es mayor, se desvía a la derecha. Cuando se interrumpe, es que encontramos sales. Resistividad Mide la resistencia de una formación ante la circulación de una corriente. Las rocas compactas, no porosas y no permeables, suelen dar valores altos de resistividad. El agua, baja la resistividad, mientras que los hidrocarburos la aumentan. Los carbonatos, el carbón y la anhidrita, también dan valores altos. Sonic Mide el tiempo empleado por una onda acústica para recorrer el pie de formación. La presencia de hidrocarburos, incrementa el Sonic. Neutron y Density Cuando el density pasa a estar por detrás del neutron, normalmente hay gas o se trata de sales (diferencia entre ambas, muy grande); cuando se igualan, hay petróleo o agua. Luego, hay que tener en cuenta, los siguientes datos de densidad, para clasificar la litología según el density:

• Anhidrita: 2’95 g/cm3. • Dolomía: 2’87 g/cm3. • Caliza: 2’71 g/cm3. • Sílice: 2’68 g/cm3. • Sal: 2’08 g/cm3. • Carbón: La más baja; se sale.

geologia del petroleo.pdf

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