CONCEPTOS BÁSICOS

PlayEl play es un modelo inicial que combina un cierto número de factores geológicos con el resultadode 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 (capasde 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 yacimientosconocidos de petróleo, que en principio, secreen comparten un almacén común, unsello regional y un sistema de carga de petróleo.El área geográfica donde se aplica el modelo, se llama play fairway. Un play seconsidera probado (proven play), si se conocen acumulaciones de petróleo en el área, como resultado de la combinación delos 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 comoresultado 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. Noson rocas almacén, sino “rocas tubería”.♦Kerógeno: Es la parte de materia orgánica en la roca, que es insoluble en los disolventes orgánicosnormales; su insolubilidad se debe al largo tamaño molecular. Existen diferentes tipos de kerógenocon distinto potencial de generación de petróleo.♦ Bitumen: Contendido de materia orgánica en una roca, que puede ser extraído con los disolventesorgánicos.♦ 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 englobatérminos 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); Unadeterminada acumulación de campos dentro de una provincia, se denomina distrito (district ).♦ Well: Sondeo de exploración. Los flujos de petróleo capaces de expulsar la herramineta, sedenominan gushers.

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

•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 alcanolíquido 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 losnaftenos.- Hidrocarburos no saturados (alquinos): Su fórmula general es CnH2n-2.

De cadena cerrada (carbociclos):

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

• Hidrocarburos aromáticos: Se basan en el anillo del benceno, y poseen la siguiente fórmulageneral: CnH2n-6. La aromaticidad, se define como la relación existente entre el carbonoaromático 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 petróleotambién tiene otros constituyentes moleculares, talescomo el azufre, el nitrógeno y el oxígeno; tambiénhay de destacar los órgano compuestos de algunosmetales pesados, como el vanadio y níquel. Lamayoría de los crudos contienen pequeñascantidades de hidrocarburos que no pertenecen ni ala serie de las parafinas ni de los naftenos; éstos, sonlos denominados  fósiles geoquímicos, cuya fórmulaes CnH2n-x, es decir, tienen una relación H/C<2; laserie más interesante, es la de los isoprenoides, los cuales presentan una larga cadena ramificada conmoléculas saturadas, con un grupo metil (CH3) encadenado (a 4 átomos de carbono); estas moléculasramificadas 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 pristanose genera en ambientesoxidantes, 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 presiónatmosférica. 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 gasse 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 modificacióntermocatalítica 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 dela 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 elhidrocarburo más ligero en petróleos. Cuando el número de carbonos se incrementa, también lo hace elnúmero de isómeros posibles. El refinado del crudo va a permitir obtener, por destilación ofraccionamiento (calentamiento), los productos deseados; en general, el orden de destilación es elsiguiente:1) Gasolina y nafta (con benceno y otroshidrocarburos volátiles de 4 a 10 átomos decarbono).2) Keroseno y petróleos para iluminación (11-13carbonos).3) Gas oils ligeros y diesel (14-18 carbonos).4) Gases pesados y gas oil de calefacción (19-25carbonos).5) Lubricantes y fuel oil ligeros (26-40 carbonos).6) Aceites residuales y fuel oil pesado (más de 40carbonos).

PROPIEDADES FÍSICAS Y QUÍMICAS DEL PETRÓLEO 

Veamos algunos de los parámetros empleados en la clasificación del petróleo:

GARVEDAD (°API)

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

Petróleos pesados  (ºAPI<20). Son de menor valor comercial y de más difícilextracción. 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 elsubsuelo la densidad del petróleo es menor todavía (0.5 g/cm3). Las densidades de los gases tambiénvarían, según estén en condiciones superficiales o en el subsuelo.

Viscosidad (η)

Es la fricción interna del fluido que causa la resistencia a cambiar de forma. Varía con la presión y latemperatura (mayor temperatura, menor viscosidad).

 La viscosidad varía con la densidad, es decir, es función del número de átomos de carbono y de lacantidad de gas disuelto en el crudo; La viscosidad en crudos ligeros es inferior a 30 mPa; los valoresmás 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 dificultadesde recuperación.Un buen indicador de viscosidad, es el llamadopunto puro, que es la temperatura más baja a la cualel 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 degases disueltos. El factor de pérdida de volumen (shrinkage) varía entre 1 para los petróleos próximos ala superficie y que casi no contienen gases disueltos, y 2 para petróleos muy gaseosos en almacenes profundos.

ORÍGEN 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 dispersay los procesos 

sedimentarios. 

- Hidrocarburos asociados a formaciones sedimentarias.- 

- La relación C13/C12de los hidrocarburos es semejante a la relación de los isótopos de matriaorgánica.

- 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 marinasconvierten el CO2 atmosférico y contenido enel agua del mar en carbono y oxígenoutilizando la energía solar. El CO2 es recicladode diferentes maneras:• Respiración de plantas y animales (devuelta a la atmósfera).• Descomposición bacteriana y oxidaciónnatural de la materia orgánica muerta.• Combustión de los combustibles fósiles(natural y ocasionada por el hombre).

Sin embargo, una pequeña parte de carbonoescapa a este ciclo al depositarse en mediosdonde la oxidación a CO2no puede producirse; estos ambientes carecen deoxígeno o son tóxicos para las bacterias. La proporción de materia orgánica enterrada enlos sedimentos no supera el 1%.

PRODUCCIÓN ORGÁNICA

Ecosistemas marinos

Las algas fotosintetizadoras son los principales productores de carbono orgánico; El fitoplancton(diatomeas, inoflagelados, 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 suconcentración 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 60-80metros, denominado zona trófica); Aporte de nutrientes (especialmente nitratos y osfatos, 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 restosvegetales pueden ser preservadas de la actividad bacteriana en áreas con condiciones de anoxia; segenerarán depósitos de turba típicos de llanuras deltáicas, áreas traseras de los lagoons y en las bahíasentre los canales distribuitarios. Las algas de agua dulce contribuyen al aporte de materia orgánica enlos lagos (actualmente,  Bottrycoccus yTasmanites).

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 losazúcares, a complejos macromoleculares, como la celulosa. Los carbohidratos son solubles; los hidratosde carbono comienzan su transformación ya en el medio acuoso, sirviendo de alimento a otrosorganismos. En un sistema aerobio, pueden mineralizarse por completo, mientras que en condicionesanaerobias 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 demineralización (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; Encondiciones anaerobias, es importante la unión de aminoácidos con hidratos de carbono, para más tardetransformarse en ácidos húmicos. El proceso de desaminación (pérdida del grupo amino) de losaminoácidos, puede dar lugar a la formación de ácidos grasos de bajo peso molecular, y ladescarboxilación de estos últimos, puede generar la formación de hidrocarburos.

Lípidos

Gran variedad de compuestos, que incluyen las grasas animales, aceites vegetales y ceras. Loslípidos son los compuestos más próximos en composición química al petróleo; en la transformación delípidos a petróleo, están implicadas pocas reacciones, produciendo una mayor cantidad de hidrocarburosque 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 losataques químicos; Por último, citar los aceites esenciales. Estos componentes, a veces se puedenreconocer en los hidrocarburos: son los macerales. Los principales grupos de macerales, son:

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

Inertita: Derivada de la lignina y la celulosa, pero ha sido oxidada, carbonizada oatacada biológicamente. La cantidad de hidrocarburos producidos por la intertita, esdespreciable. Genera pequeñas cantidades de gas.

Exinita: Todos los macerales de la exinita tienen potencial de generación dehidrocarburos. 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 

idrocarburos 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 madrede 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 enlos sedimentos; aunque la M.O. también se puede preservar en condiciones oxigenadas, si la tasa desedimentación 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 sistemase sobresatura de materias orgánica y el oxígeno existente se consume al producirse ladegradación bacteriana de la materia orgánica.b) Estancamiento en la condiciones del agua del fondo, causado por la restricción en el aporte deoxígeno 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 lacolumna de agua o en el agua de los poros del sedimento, tanto en condiciones aerobias comoanaerobias. La M.O. se oxida por la acción de las bacterias aerobias que utilizan el oxígeno delmedio hasta agotar la materia orgánica a oxidar o hasta agotar el oxígeno. La bacteria Desulfovibrio utiliza el oxígeno de los grupos −24SOreduciendo el azufre a S -2 en condicionesanaerobias; El H2S que se desprende de los sedimentos, es oxidado a−24SO por acción de las bacteriasThiobacillus. Si el agua no contiene suficiente oxígeno, las bacterias oxidantes no pueden actuar y se produce acumulación de H2 S y azufre libre, desapareciendo todo tipo de vida,excepto la anaerobia. La actividad bacteriana continuará hasta que se establezcan condicionesque impiden su existencia; tales condiciones, son los ambientes tóxicos (con H2S o fenoles), elagotamiento 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 obtienenel oxígeno de los nitratos y de los sulfatos, preservando en gran medida, los lípidos, y por tanto lamateria de la que deriva el petróleo. Bajo condiciones de anoxia, la población de bacterias puedecontribuir 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 enla interfase agua-sedimento y/o en el sedimento, y además, los organismos excavadoresremueven el sedimento, permitiendo la penetración del oxígeno y los sulfatos. La bioturbaciónno existe por debajo de una concentración de 0.3 ml/l (los sedimentos permanecen con susestructuras 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 latotalidad de la M.O. es formada por fotosíntesis en la zona eufótica. Antes desedimentarse en el fondo, debe caer a través de la columna de agua una distanciaque depende de la profundidad de la cuenca; las partículas de menor tamaño caenmás lentamente, mientras que los pellets son más rápidos; Durante su caída, laM.O. es usada como alimento por la fauna; La preservación de la M.O. se vefavorecida por aguas someras y gran tamaño de partículas.

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

- Tasa de sedimentación: En condiciones oxidantes, se favorece la sedimentaciónde 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 encuentradispersa y la roca madre resultante suele tener baja concentración, por lo que no segeneran suficientes hidrocarburos líquidos para saturar la roca madre y expeler el petróleo. Bajo condiciones de anoxia, las altas tasas de sedimentación tienen unefecto 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 deanoxia. Las condiciones de anoxia en lagos permanentes, se producen por estratificación de la columnade 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 metrostenemos condiciones de anoxia).

 Las amplias variaciones estacionales originan la inversión en la columna de agua; Las aguas frías ydensas de los ríos con grandes cantidades de oxígeno disuelto, se hunden en los lagos de climatemplado, 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 loque transporta menos 

oxígeno y se favorece las condiciones de anoxia. Los lagos tropicalestienden a estratificarse fácilmente; Sin embargo, el ligero enfriamiento en los lagostropicales puede originar corrientes de convención que pueden llegar a afectar a la totalidaddel cuerpo de agua, produciendo mezcla y oxigenación del fondo; en estos climas, el aportecontinuo 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 producela oxidación de los sedimentos del fondo. Cuando no se llega a producir desecación total, lasaltas 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 áreade 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 rocamadre)- Alóctona: Desde el área de drenaje, por plantas superiores (fundamentalmente lignita, dandogas).

Deltas

Los deltas constituyen uno de los ambientes de sedimentación de rocas madre más importante. Losdeltas 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, losdeltas 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 enla llanura deltáica.

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

 La vegetación sobre la llanura deltáica contribuye con grandes cantidades de M.O. Loslugares 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, dominael 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 madrede petróleos con alto contenido en ceras.

Cuencas marinas

Pueden ser cuencas confinadas (Ej.: Mar Negro, Mar Báltico, Lago Maracaibo), o cuencas abiertas ytaludes continentales.

• Cuencas confinadas: Están limitadas en extensión mediante masas continentales, peromantienen 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 sedarán condiciones de anoxia en el fondode la cuenca. Un balance positivo de agua, se da cuando la salida de aguadulce (capa superior) supera la salida deagua salina (capas profundas); estasituación es típica de los climas húmedos(Ej.: Mar Negro, Mar Báltico).Un balance negativo de agua, se darácuando 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 cantidadde detritos vegetales continentalesaportados por los ríos (rocas madre generadoras de gas). En los climas áridos, la M.O. estáconstituida fundamentalmente de fitoplancton marino, y se desarrollan rocas madre (asociadas aevaporitas 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 enel fondo de la cuenca, al producirse la degradación de la M.O. La M.O. en zonas de upwellingestá 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 de100 a 1000 metros; Esta capa está originada por la degradación de la M.O. que cae desde la zonafótica. Bajo esta zona, el contenido de oxígeno se incrementa por la influencia de las corrientesfrías 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 PETRÓLEO

EL KERÓGENO COMO PRECURSOR DEL PETRÓLEO

La M.O. dispersa en el sedimento se degrada progresivamente, pasando de biopolíperos ageopolímeros (kerógeno) a través del fraccionamiento, destrucciónparcial y reagrupamiento de loscomponentes 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 encondiciones aerobias, o por fermentación en condiciones anaerobias. La M.O. sedimentada en presenciade 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 compuestoorgánico oxidado. En condiciones anaerobias, las bacterias actúan de modo preferente sobredeterminados sustratos.

Policondensación e insolubilización

Al mismo tiempo que los biopolímeros generan geomonómeros, se inicia un proceso competitivocon la degradación. Muchas de las moléculas presentes en los organismos muertos, son muy reactivasquímicamente, y reaccionan espontáneamente entre sí para dar otro tipo de polímeros con estructuras alazar, resistentes a la degradación anaerobia. Estos compuestos, llamados geopolímeros, sonrelativamente 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 yFH, mientras que el kerógeno

resisten el ataque de los ácidos minerales.

La insolubilización es la última etapa de la diagénesis, y dacomo resultado una mayor policondensación y reordenamiento macromolecular. Durante este proceso, se pueden distinguir dosetapas: 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 serealiza a mayor profundidad y provoca una disminución en larelación O/C, debido principalmente a la eliminación de gruposcarboxilo. Se producirá también una disminución en la relaciónácidos fúlvicos/ácidos húmicos. La evolución será:

Ácidos fúlvicos → Ácidos húmicos →  Humin

El resultado final de las tres etapas, es un policondensadoinsoluble 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 lasrocas 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, seobtiene el diagrama de Van Krevelen, que establece tres tiposdistintos 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 micro organismos.

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 gruposcarboxilo. 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 producenreagrupamientos en su estructura; El primer paso es la eliminación progresiva de los grupos funcionalesque impiden el reagrupamiento paralelo de los núcleos cíclicos. En estos procesos, se generan muchoscompuestos (compuestos heteroatómicos, dióxido de carbono, agua, ...). A continuación se vanliberando moléculas cada vez más pequeñas, incluidos los hidrocarburos; El kerógenorestante, sevuelve progresivamente más aromático y evoluciona hacia residuo carbonoso (estructura ordenada delgrafito). La generación de petróleo es pues, una consecuencia natural del ajuste del kerógeno acondiciones 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, singeneración de petróleo.

La rotura del kerógeno en petróleo tiene lugar en un amplio margen de temperaturas, siendo elintervalo entre 100 y 150 ºC para el lábil y 150 – 200 ºC para el refractario. Cualquier resto de petróleoen la roca madre después de la rotura del kerógeno lábil, puede ser crakeado a gas, si la temperaturacontinúa incrementándose por encima de 150 ºC; por encima de los 160 ºC no existe crudo. A escala detiempo geológico, los yacimientos petrolíferos no se encuentran a profundidades superiores a lascorrespondientes a la isoterma de 160 ºC aproximadamente.En el modelo cinético de rotura delKerógeno 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 loshidrocarburos 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 ala etapa de metagénesis, siendo el metanoel principal producto.

Cracking primario y secundario

La rotura de kerógeno o cracking es la transformación de kerógeno a petróleo (cracking primario) yla 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 Leyde Arrhenius: 

K= A*e-Ea/RT

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 elresiduo carbonoso son estables), se produce por reacciones secundarias, generándose gas yresiduo carbonoso. La tasa de reacciones secundarias también se encuentra regida por la Leyde Arrhenius; Otro factor a considerar, es el coeficiente estequiométrico (α ), que describe lacomposición de los productos de degradación de cada reacción secundaria. La fracciónsecundaria, se incrementa primero debido al cracking primario, y disminuye después, debido alas reacciones secundarias. Sin embargo, las fracciones estables (gas y carbón) se incrementande forma continua a través del tiempo. Actualmente, se emplea de forma generalizada, elmodelo de las cinco fracciones (Modelo de Unger et al.).

RECONOCIMIENTO DE LAS ROCAS MADRE Y PROPIEDADES FÍSICAS 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 DETRANSFORMACIÓN (TR)

El extracto soluble (OE ) de la roca madre, refleja el contenido en petróleo, y por tanto, varía con sumadurez; 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 queevita la liberación de compuestos oxigenados desde la materia mineral, especialmente la liberación deldióxido de carbono a partir de carbonatos. Mediante este método se obtiene el tipo de kerógeno, elgrado 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; seeleva la temperatura hasta 550 ºC y la evolución se registra en la generación y cantidad de productoshidrocarburados mediante un detector de ionización de llama (FID) en función del tiempo; Se detectanasí 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 producea alta temperatura, por rotura térmica del kerógeno, indicando esta temperatura, la madurez de la rocamadre (potencial de generación de la roca). El pico S3 registra los compuestos oxigenados volátiles(CO2y H2O) mediante otro detector. El tipo de kerógeno en la roca madre, viene indicado por el índice de hidrógeno (HI):

HI= S2*100/ TOC

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 dehidrógeno inferiores a 50, implican un kerógenoinerte; Valores superiores a 200 sugieren un kerógeno rico en hidrocarburos.De la representación conjunta de los índices de hidrógeno y oxígeno (OI=S3*100/TOC), se obtiene unaclasificadión de la roca madre en varios tipos (I, II y III) similar a la que se obtiene con el diagrama deVan 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 desdeel 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 deuna 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

S2= TOC*H

Como una parte de los productos primarios son convertidos en residuo sólido carbonoso a través delcracking secundario, la cantidad efectiva de petróleo generado durante la evolución completa, essiempre menor que el potencial de generación de la roca. Es necesario además, considerar la relaciónGas/Petróleo (GOR), que se define como los volúmenes en metros cúbicos de gas y petróleorecuperados a una temperatura de 15 ºC y presión de 1 atm:

GOR=volumen de gas/volumen de petroleo

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

Nivel de maduración térmica= S1/S1+S2

La temperatura máxima de generación de hidrocarburos (Tmáx) está determinada por el tipo decracking 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 lamezcla general; Puede realizarse sobre ensayos de pirolisis, sobre el extracto soluble o sobre muestrasde 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 demasas.

RELACIONES MOLECULARES PARA DETERMINAR LA MADUREZ

Las diferencias entre las moléculas precursoras de los hidrocarburos (moléculas de los organismos) ylas 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 lasmoléculas se estudian mediante cromatografía de gases y espectrometría de masas; para ello se empleantres tipos de moléculas:

• Esteranos: Derivan de losesteroles de las algas. Son moléculas tridimensionales (presentanisomería óptica); por jemplo, el C27 esterano suele mostrar un C20 en posición R, ensedimentos 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: (producto/producto+recaztivo); Para sedimentos maduros, esta relación tendrá un valor de 0, y para inmaduros, de 0.5. 

Otro criterioempleado, 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 lamadurez, 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 elincremento 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 elincremento 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 elrango de la ventana de petróleo (80 – 120 ºC). Otra técnica bastante utilizada, es el estudio de lasinclusiones 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 fragmentosresinosos 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 madureztérmica; así, el color de las esporas varía desde amarillo-naranja a marrón-negro con elincremento 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 ladefinición de tres grupos según incrementa la reflectancia: grupo de la exinita → grupo de lavitrinita → 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:

VIDA MEDIA DEL PETRÓLEO SEGÚN SU TEMPERATURA

MIGRACIÓN DEL PETRÓLEO

La migración del petróleo es el desplazamiento de los hidrocarburos desde las rocas madre a travésde formaciones porosas y permeables hasta los almacenes, y posteriormente hasta las trampas, dondequedarán 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 4mecanismos de expulsión de los hidrocarburos:

1) Espulsión de los hidrocarburos en soluciónacuosa: Por compactación de la roca madredurante el enterramiento, el tamaño de los poros sehace menor que el tamaño de las moléculas de petróleo; a partir de aquí, se pueden dar varios casos:

• Expulsión del agua intersticial, quearrastra minúsculas gotas de petróleorecién formado.• Los hidrocarburos son muy poco solublesen agua; si existiera la suficiente cantidadde agua, esta baja solubilidad podríamovilizar grandes volúmenes de petróleo• Difusión de los hidrocarburos: No senecesitan grandes cantidades de agua, yaque los hidrocarburos se moverían por difusión en una fase acuosa estática hacialos almacenes; sería efectivo en distanciascortas.• Suspensión coloidal.

2) Expulsión de hidrocarburos como protopetróleo: Migración de los precursores delos 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 serántambién 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 ydesplazan el agua de las zonas donde la estructuración es menor. Una vez constituido elretículo, necesitamos una fuerza que movilice el petróleo: la sobrepresión, bajo la cualse movilizaría el petróleo más fácilmente que el agua.

• Retículo tridimensional de kerógeno: Los hidrocarburos generados en una matriz demateria orgánica o kerogénica, fluirían a través de ella hasta la roca almacén, donde lasgotas de petróleo o las burbujas de gas se unirían para desplazarse por gravedad(flotabilidad) hasta la trampa. La presión diferencial que originaría inicialmente elmovimiento, puede deberse a la mayor compactación de las arcillas kerogénicas, a laexpansión volumétrica que produce la formación de petróleo, a la expansión térmica alaumentar la profundidad de enterramiento, a la expansión producida por la generaciónde gas o a la combinación de estos factores. La concentración mínima de hidrocarburoslibres debe ser de 2.5-10%; con valores inferiores al 1%, se rompe la continuidad delretículo, 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 travésde 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 dela roca madre; esto podría producir microfracturación que permite una liberación de la presión, y lamigración del petróleo fuera de la roca madre a niveles adyacentes porosos y 

permeables queconstituyen 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 índicede 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 lageneración de fluidos ricos en petróleo; rápidamente se satura la roca, y entre 120 y150 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, yaque no se genera suficiente cantidad de petróleo. Los hidrocarburos son expulsadoscomo gas condensado generado por cracking secundario a temperaturas superiores alos 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 extraecomercialmente. 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 lamigración; estos parámetros son mayores en el carrier bed. Los mecanismos de migración también sondiferentes.El punto final de la migración secundaria es la trampa o la filtración a la superficie; Si la trampa eseliminada en un momento de su historia, el petróleo acumulado puede migrar nuevamente hacia otrastrampas, 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 entrealgunos puntos de una columna 

continua de petróleo y el agua de los porosadyacentes. Es función de la diferencia de densidades entre el petróleo, el agua delos poros y el peso de la columna de petróleo: 

Bajo condiciones hidrostráticas, la flotabilidad es la única fuerza conductora en lamigración secundaria; En condiciones hidrodinámicas, la hidrodinámica puede ayudar oinhibir 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 efectúaun 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 interfacialde superficie entre el agua y el petróleo, y de la capacidad de humectación del sistema petróleo-roca: Presión de desplazamiento= 

La tensión interfacial (γ )depende de las propiedades del petróleo y del agua, y esindependiente de lascaracterísticas de la roca. Esfunción de la composición del petróleo (petróleos ligeros con baja viscosidad, presentan γ  reducida) y de la temperatura(decrece con el aumento de latemperatura). La tensióninterfacial gas-agua es más altaque la de petróleo-agua. La presión de flotabilidad es más grande para el gas. El tamañode los poros es el factor más importante en la migración secundaria y en elentrampamiento. Una vez que la presión de desplazamiento se ha superado, y laconexión entre gotas de 

petróleo se ha establecido en los poros mayores de la roca, lamigración 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 devencer el incremento de la presión capilar; en este caso, la entrada no se produce. Si se une a un grannúmero 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, unsello 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:

 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 losespejos 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; Enesas 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 migracióndibujan 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.

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 decierre 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 representanhasta el 30% del petróleo.

ALMACENES, 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 oútil, que representa el volumen de poros conectados entre sí:

Permeabilidad

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

,siendo Q el volumen del flujo transmitido por unidad de tiempo (tasa de flujo); A es la superficie de lasección; 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 quetransmite; Así, la permeabilidad específica (k) viene dada por:

Siendo ψ el peso específico del fluido, y µla 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 ala 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 explotaciónde yacimientos, la permeabilidad es más importante que la porosidad; Cuando la rentabilidad delyacimiento lo justifica, se incrementa la permeabilidad artificialmente por procedimientos defracturación y acidificación, que abren fisuras o aumentan el tamaño de las preexistentes, facilitando lacirculación de los fluidos.

TIPOS DE ROCAS ALMACÉN Almacenes en carbonatos

Gran heterogeneidad de porosidad y permeabilidad a todas las escalas, que depende del ambiente desedimentación y de los cambios diagenéticos.

Almacenes en areniscas

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

HETEROGENEIDAD DEL ALMACÉN

Los sedimentos son heterogéneos por definición. Podemos clasificar la heterogeneidad, según sutamaño, en:

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

• 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 yselección 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 delos 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 unincremento de la densidad y viscosidad del petróleo.

Lavado por agua: Acompaña a la biodegradación. Aguas meteóricas subsaturadas enhidrocarburos 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 hidrocarburosaromácitos 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; loscompuestos pesados son reemplazados progresivamente por compuestos más ligeroshasta 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 untiempo geológico corto.

MECANISMOS DEL SELLO

Los mecanismos físicos que rigen la efectividad del sello, son los mismos que controlan lamigración secundaria (fuerzas que la propician y fuerzas que la impiden). La principal fuerzaconductora, es la flotabilidad debida a la diferencia de densidades entre el petróleo y el agua deformación en los poros. La principal fuerza contra el movimiento del petróleo es la presión capilar. Unaroca puede servir de sello si la presión capilar en los poros mayores es igual o superior a la presión deflotabilidad de la columna de petróleo. La capacidad de sello, se puede expresar como el peso máximode 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 coberterasaturadas en agua, a escala de tiempo geológico. Segúnesto, los campo de gas sellados por lutitas saturadas en aguacomo 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, ... aveces actúan como sello, pero son de peor calidad. Generalmente un 40% tienen un caprock deevaporitas, y un 60% de lutitas.

Plasticidad

Las litologías plásticas son menos propensas a la fracturación, por lo que serán importantes comocobertera. 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 frágila profundidades menores de 1 Km).

Espesor del sello

Con pequeños espesores, las rocas de grano fino pueden alcanzar presiones de desplazamientosuficientes 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 esmejor 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 lasrocas cobertera se encuentran bien compactadas, aunque próximas a la superficie, habiendo mantenidosu 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, yademás, darse en asociación estratigráfica con el almacén. Las situaciones más favorables serían:- 

- Etapas transgresivas: Series lutíticas sobre plataformas siliciclásticas; Las lutitasconstituyen 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. Estosmedios pueden 

constituir excelentes almacenes, pero carecen de buen sello. En lossistemas carbonatados, extensas sabhkas evaporíticas pueden progradar suavemente sobrelas plataformas carbonatadas, constituyendo excelentes sellos.

TRAMPAS

El requisito final, es la existencia de trampas. Una trampa es un obstáculo en el subsuelo que impidela migración del petróleo a la superficie, y origina por tanto, acumulaciones locales de petróleo. Lastrampas 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

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.

PRÁCTICAS

INTERPRETACIÓN DE DIAGRAFÍAS

Caliper

Nos da una idea del diámetro del pozo; Así, rocas porosas y permeables, carbonatos y arcillasexpansivas, darán un estrechamiento; las sales no solubles, carbonatos karstificados, las arcillas noexpansivas y las arenas no cementadas, darán cavernas.

SP

Muestra la diferencia de potencial entre el electrodo móvil y un electrodo en superficie. Así, cuandola salinidad del lodo es la misma que la del agua de formación, el SP no se desvía; si la salinidad dellodo es menor, se desvía a la izquierda, y si es mayor, se desvía a la derecha. Cuando se interrumpe, esque 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, mientrasque 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 dehidrocarburos, 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 encuenta, 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.