No es posible separar el estudio de la génesis de hidrocarburos de la expulsión de estos fuera de la roca madre. La primera
interrogante que surge es, si la "fabricación " del petróleo o gas en la roca está facilitada por la salida más o menos simultánea del
"producto fabricado" o si en realidad el material producido es un
"proto petróleo" que culminara su evolución en el
reservorio o en último caso será una combinación de ambos procesos.
Por otra parte, parece que el mecanismo de expulsión y quizá también
el momento de esa expulsión, tiene una influencia sobre la naturaleza misma de los hidrocarburos.
La identificación y caracterización de las rocas madres y su correlacion con los crudos de los pozos petroleros o de
las emanaciones, son ahora actividades rutinarias para los geoquímicos del
petróleo; por el contrario, el estudio de los fenómenos de migración aún está en un estado de investigación con hipótesis conflictivas.
De acuerdo a lo se sabe ahora, muy rara vez la roca madre incluye
acumulaciones comerciales de hidrocarburos, generalmente ellas se encuentran en
reservorio con características muy distintas a la de la roca madre, puesto que
en lo general las rocas almacén están litológicamente formadas por areniscas o por calizas detríticas
depositadas en ambientes de alta energía y consecuentemente no favorables para
la preservación de la materia organica. La expulsión de los hidrocarburos desde la roca madre
(migración primaria) y su posterior movimiento hacia el reservorio (migración secundaria) pueden ser procesos
considerados como razonablemente probados, esta última se le conoce mejor por
el estudio delcomportamiento de los pozos de petróleo durante su explotación.
Tipos de migración
Se pueden diferenciar tres tipos de migración.
Migración primaria.
Se ubica próxima a la generación de hidrocarburos, es el movimiento
del hidrocarburo generado en la roca madre a nivel más poroso, ubicado a poca
distancia.
Un aspecto que es importante recordar es el diámetro molecular de los
hidrocarburos y el tamaño de los poros de las rocas. Los hidrocarburos que
migran van desde el metano con cuatro Angstroms (A) de diámetro molecular (el agua es de 3.2 A) hasta compuestos más sólidos de tipo asfalto con
diámetros que van de 50 a 1000 A de diámetro, los que a 2000 metros de
profundidad aproximada disminuye a menos de 50 A.
Por consiguiente, la movilidad de los hidrocarburos, líquidos o
gaseosos y otros gases que los acompañan, está controlada por su diámetro molecular, además
de sus diferencias de viscosidad, densidad, etc.
Por otra parte, el transporte se puede considerar ya sea como realizado en forma de flujo homogéneo
o bajo forma de difusión a partir de una "solución" concentrada.
Es necesario además pensar en que las relaciones agua-petróleo se desplazan en medios poroso invadidos por agua.
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 permeablidad 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.
·
Qué cantidad de petróleo generado sea
suficiente para mantener húmedos los poros, ayudando de esa manera la expulsión
del petróleo libre.
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.
La figura nos muestra la fase inicial de la migración primaria y secundaria.
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 mas densas.
Existen tres parámetros de control en este tipo de migración y la subsiguiente formación de
acumulaciones, ellos son:
·
La flotación del petróleo y gas en
las rocas porosas saturadas de agua.
·
Las presiones capilares que
determinan flujos multifases.
·
El flujo hidrodinámico de los
fluidos, con su influencia modificadora importante.
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 mas 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 el 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 m{as fino. Si el agua
buzamiento abajo aumenta el efecto de la barrera.
Sin embarga 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.
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 sise trata de una zona elevada, tiende a
concentrarse.
Las acumulaciones de petróleo y gas generalmente aparecen en estructuras altas que son trampas eficaces, donde el movimiento es retardado por
una disminución de las capas permeables de la roca, en la cuales se reducen los
tamaños de los poros capilares impidiendo la continuación de dos o más fases.
Trampas de petróleo.
Una trampa de petróleo es una estructura que presenta la roca almacén que favorece la
acumulación del petróleo y puede ser de tres tipos principalmente:
1. Trampa estratigráfica:
a. Primarias: relacionadas con la morfología del depósito y con procesos acaecidos durante la sedimentación
(interdigitaciones, acuñamientos, arrecifes, cambios laterales de facies...)
b. Secundarias: relacionadas con procesos postsedimentarios (cambios
diagenéticos–caliza dolomía–, porosidades por disolución, discordancias...)
2. Trampa estructural:
Relacionadas con procesos tectónicos o diastrofismo (fallas,
cabalgamientos, antiformas...)
3. Trampas mixtas:
Se superponen causas estratigráficas y estructurales (como serían las
intrusiones diapíricas)
Más del 60% de las bolsas de petróleo que se están explotando en la
actualidad corresponden a trampas estructurales de tipo antiforme, y otra
estructura importante son las bolsas asociadas a procesos de diapirismo, pues a
la hora de hacer campañas de exploración, las masas diapíricas poco densas, son
fácilmente localizables por métodos geofísicos.
De esta manera la continuación o finalización de la migración
secundaria, está determinada por la relación entre la fuerza que origina el
movimiento de las gotas de hidrocarburos y las presiones capilares que resisten
a ese movimiento.
Las distancias que pueden recorrer los líquidos y gases en una
migración secundaria están en el rango de 10 a 100 km y ocasionalmente hasta
más.
Migracion 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) Otro método de caracterizar el
kerogeno es por su composición química. En particular el contenido relativo de
carbono, oxigeno e hidrógeno ha resultado útil, como se puede apreciar en el
diagrama de van krevelen. Este diagrama muestra esquemáticamente las
trayectorias de maduración que siguen los distintos tipos de kerogeno. Nótese
que para un grado de maduración extrema, es decir muy altas temperaturas y
largos tiempos de exposición, como se da en un ambiente metamórfico, los cuatro
tipos de kerogeno confluyen en un material casi enteramente compuesto por carbono
(grafito).
Unos
100 gramos de muestra molida (potencial roca madre) se colocan en un horno a
250°C de temperatura y atmósfera inerte (sin O). La temperatura se eleva a
550°C y se registra la evolución en la generación y la cantidad de productos de
hidrocarburos en función del tiempo mediante un detector de ionización de
llamas. Mediante este procedimiento se detectan tres picos conocidos como S1,
S2 y S3 que se expresan en miligramos por gramos de muestra original o
kilogramo por tonelada.
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