ING. ROLANDO PACHECO RAMOS

INSTITUTO TECNOLOGICO SUPERIOR DE

COSAMALOAPAN

MANIFESTACIONES SUPERFICIALES.

La presencia de HC´S en la superficie se puede clasificar por dos tipos

de manifestaciones:

Manifestaciones directas.

Son producidas por la aparición en los afloramientos de los mismos

hidrocarburos.

a) Activas o vivas.

b) Muertas o fósiles.

Manifestaciones indirectas.

son las manifestaciones en la superficie de los hidrocarburos, sin que

ellos sean visibles.

a) Acido sulfúrico.

b) Formaciones superficiales de yeso pulverulento.

c) Formación de Algaritas.

d) Procedimientos de prospección geomicrobiológica.

e) La presencia de rocas –madre.

1) Activas o vivas

Son aquellas que muestran una circulación subterránea activa, en

donde interviene el aceite, el gas y el agua, su aspecto en la

superficie varia por la naturaleza del producto (base parafínica o con

base nafténica) y su caudal, conocidas como:

a) Chapopoteras

b) Lagos de asfalto

c) Escapes de gas

d) Volcanes de lodo

a) Chapopoteras: son filtraciones de petróleo o asfalto líquido a través

de fracturas, falla, planos de estratificación y discordancias, en donde

el escape es lento e indican la existencia de un yacimiento.

Chapopotera en el área marina de Angola, África Occidental.

Aproximadamente un 75% de las cuencas petrolíferas del mundo contienen chapopoteras de superficie.

Las chapopoteras ayudan a localizar las fuentes de acumulación de petróleo y gas del subsuelo. Los científicos utilizan las imágenes satelitales para ayudar a identificar yacimientos de hidrocarburos potenciales.

En esta imagen, los valores de datos de gravimetría obtenidos del Satélite Europeo de Teledetección (ERS), permite la identificación de áreas de altos valores gravimétricos que son el resultado de los sedimentos emitidos del Río Congo, conocidos como Abanico Congo.

Los datos se utilizan también para ayudar a identificar áreas con chapopoteras de hidrocarburos, que se muestran como curvas de contorno delineadas en rojo.

A. Chapopoteras en el afloramiento del

yacimiento por discordancia

B. Chapopotera en una falla normal

C. Chapopotera arriba de un anticlinal

afallado

D. Chapopotera en una falla inversa

E. Chapopoteras asociadas a diapirismo

F. Chapopoteras en un tapón de sal y

fallas asociadas

Con el apoyo del simulador de derrames OILMAP, se han venido

realizando varias corridas con el fin de determinar cual podría ser la

trayectoria del hidrocarburo que proviene de la chapopotera. Los

resultados que se han obtenido, nos indican que dependiendo la

época del año y las condiciones meteorológicas, el área donde

pudiera impactar en la costa abarca una zona muy amplia de los

estados de Campeche y Tabasco. En su desplazamiento la mancha

queda expuesta a las condiciones atmosféricas y a las condiciones

climatológicas, esto provoca que el hidrocarburo se fraccione.

Procesos fisicoquímicos para la intemperización del hidrocarburo. Los

procesos físicos y químicos por los cuales atraviesan los hidrocarburos que

esta sobre la superficie del mar, se denomina intemperización. Los

diferentes procesos se muestran esquemáticamente en la figura. Las

fracciones ligeras del hidrocarburo se evaporan, mientras que las pesadas

permanecen sobre la superficie. Otra parte pasa a la columna de agua y

llega a depositarse en el fondo marino quedando expuesto al efecto de las

bacterias degradadoras del petróleo. Durante la temporada de nortes, es

común que se presenten "surgencias" que es el desplazamiento de las masas

de agua de fondo del mar por las de superficie.

En este proceso, la masa de agua que esta en el fondo arrastra la

basura, desechos y al chapopote que está enterrado y/o depositado

en el lecho marino. Al pasar a la columna de agua las partículas

quedan sujetas a la acción de las corrientes, mareas y a los vientos

dominantes.

De acuerdo a lo expresado en el comportamiento de las corrientes

marinas, el movimiento de las corrientes marinas en el área es hacia

el Suroeste, por lo que cualquier elemento que se encuentre en la

columna de agua o en la superficie marina invariablemente llegará a

las costas de los estados de Campeche y Tabasco. Este arribo de

manchas de chapopote a las costas del Estado de Tabasco, no es un

hecho aislado; por el contrario es un fenómeno que se presenta

periódicamente.

b) Lagos de asfalto:

Son chapopoteras asociadas a manantiales, en donde se observa

claramente una película de aceite sobre el agua.

Este tipo de manifestaciones son muy conocidas desde tiempos muy

remotos, por ejemplo: las que rodean al Mar Caspio, en la región de

Baku (ex URSS), el lago de asfalto de Hit, en Irak.

En América existen lagos de asfalto en Trinidad Venezuela y México,

sobre las regiones del Golfo y en el Istmo de Tehuantepec. Las

exudaciones del petróleo son comunes en el fondo del mar en la

plataforma continental del Golfo de México, yacimientos en la Sonda

de Campeche (Cantarell).

Lago de asfalto en el estado de Sucre, al oriente de Venezuela-sigue

siendo el más grande del mundo en reservas (estimadas en más de 75

millones de barriles) y extensión de 4 millones de metros cuadrados.

c) Escapes de gas:

Son más frecuentes que las chapopoteras debido a la mayor fluidez

del gas, el cual migra más fácilmente por conductos pequeños de

sitios más distantes y en cualquier tipo de roca.

Por ejemplo cerca de Puerto Ángel, Oaxaca, se observan

emanaciones de gas en rocas metamórficas y no se conoce todavía su

origen.

En climas áridos pueden pasar desapercibidas si las emanaciones son

de poca magnitud y no contiene agua.

En climas húmedos afloran, generalmente por medio de burbujas. La

presencia de gas es notorio por su olor a gasolina, ruido y en

ocasiones flama. En el fondo de mar se pueden detectar con aparatos

especiales llamados “sniffers”, los cuales son arrastrados cerca fondo

marino.

d) Volcanes de lodo:

Son indicios asociados con acumulaciones de gas en el subsuelo, se

forman por diapirismo de arcilla inyectada por el gas a alta presión.

Su presencia es indicativa de un yacimiento de gas, localizado debajo

de estos volcanes y no siempre es indicativo de yacimientos

económicamente explotables.

A este tipo de volcanes se le llama vulcanismo sedimentario, y sus

conos se presentan agrupados, con conos y cráter adventicios.

La altura de sus conos varían de unos pocos metros hasta 400 m

(Baku, Rusia), de ellas emana gas metano y gas carbónico.

Se estima que de 700

volcanes de lodo

existentes en la

Tierra, unos 300

están en Gobustan,

en Azerbaiyán y el

Mar Caspio.

En el 2001, uno de

estos volcanes a 15

kilómetros de Bakú,

hizo noticia al

comenzar

repentinamente a

expulsar llamas con

15 metros de altura.

2) Fósiles o muertas

Estos indicios son todas las trazas de hidrocarburos fijos en las rocas,

generalmente se encuentran hidrocarburos sólidos y rara vez

líquidos.

Los hidrocarburos sólidos: asfaltos, betún o brea, se impregnan en las

arenas y rellenan fisuras o espacios entre estratos.

Los líquidos se presentan en las cavidades de las rocas calcáreas

geodas y restos fósiles.

Se dividen:

a) Arenas asfálticas.

b) Aceite muerto.

a) Arenas bituminosas:

Son yacimientos fósiles en rocas sedimentarias que al aflorar,

conservan la fracción más pesada del aceite. Ejemplo arenas

bituminosas de Athabasca, en Alberta, Canadá, las cuales constituyen

las reservas no explotadas más grandes del mundo (165 mil millones

de barriles). Para explorar el 50% aproximadamente es necesario

técnicas como: inyección de vapor a alta presión y temperatura.

b) Aceite muerto:

Es un compuesto sólido de color café oscuro o negro, se conoce de

distintas maneras: grahamita, albertita, gilsonita, etc., los cuales

varían ligeramente en su composición.

Este aceite es la fracción más pesada del petróleo, mismo que quedo

atrapado durante la migración en los huecos y fracturas de las rocas

o fósiles y posteriormente fue oxidado. La existencia de éste no

indica precisamente las existencia de yacimientos explotables.

Estas manifestaciones no son de hidrocarburos y su reconocimiento e

interpretación correcta es delicada y riesgosa, ejemplos como:

a) Acido sulfúrico:

Asociado al petróleo y su aparición en superficie como sulfuro de

hidrogeno, aguas sulfurosas y azufre, puede indicar la presencia de

una acumulación de petróleo.

Pero la reducción de sulfatos con formación de acido sulfhídrico

puede producirse en materia orgánica distinta del petróleo (lignito,

esquistos bituminosos, etc).

b) Formaciones superficiales de yeso pulverulento.

De color blanco en superficie y marrón a profundidad que contiene

minerales sulfurosos y aragoníticos, producidos por la acción de

ciertas bacterias sobre los hidrocarburos gaseosos.

c) Formación de Algaritas:

Sustancias orgánicas amarillentas, de aspecto córneo que se

encuentran fácilmente sobre los volcanes de lodo, esta sustancia es

debido a la acción bacteriana sobre parafinas y gases de

hidrocarburos.

d) Procedimientos de prospección geomicrobiológica:

Que buscan zonas ricas en bacterias vivientes en los hidrocarburos y

su relación con los yacimientos.

e) La presencia de rocas –madre.

En terrenos sedimentarios ricos en materia orgánica o en pirita, que

indican un medio reductor y puede ser considerado como indicio

indirecto.

La presencia de hidrocarburos en la superficie se puede clasificar por

dos tipos de manifestaciones:

1) Activas o Vivas

Manifestaciones directas

2) Muertas o Fósiles.

Manifestaciones Indirectas

a) Acido Sulfúrico.

b) Formaciones superficiales de yeso

pulverulento.

c) Formación de Algaritas.

d) Procedimientos de prospección

geomicrobiológica.

e) La presencia de rocas-madre

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. Expulsión 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:

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 requerida 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:

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%).

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.