POR I. O. BaoD*...ESTADO ACTUAL DEL PROBLEMA DEL ORIGEN DEL PETRÓLEO Y GAS Y EL PROCESO DE SU...

ESTADO ACTUAL DEL PROBLEMA DEL ORIGEN DEL

PETRÓLEO Y GAS Y EL PROCESO DE

SU ACUMULACIÓN

POR I. O . BaoD*

R E S U M E N

El problema del origen del petróleo ha sido un tema apasionante que ha interesado grandemente a los geólogos petroleros durante las últimas décadas.

En el presente trabajo I.O. Brod hace una comparación de las diferentes teorías sobre el origen y migración del petróleo por diferentes autores, y dá asimismo sus puntos de vista sobre el problema. Se discute una clasificación tabulada de los procesos de migración, distancia y carácter del movimiento de los hidrocarburos. Finalmente, se presenta una bibliografía de los investigadores más notables sobre el origen del petróleo, hasta el año de 1959.

Por primera vez se presenta este trabajo en idioma español, con permiso expreso del autor. La Asociación Mexicana de Geólogos Petroleros agradece, al Ing. V . Olhovich por sus correcciones del original en idioma ruso, al Ing. Ernesto López Ramos, por la traducción del idioma inglés y al Dr. Jenaro González Reyna por el arreglo final de las traducciones del inglés y el ruso.

El Editor.

* Miembro de la Academia de Ciencias de la URSS.

MEXICANA DE GEÓLOGOS PETROLEROS 1 0 3

I. o . BROD.

DE LA IMPORTANCIA DEL PROBLEMA Y DISCUSIONES

La solución correcta del problema del origen del petróleo y gas y el proceso de su acumulación e s de principal importancia, no sólo para el desarrollo de la ciencia del petróleo, sino como práctica en los trabajos de exploración.

Los problemas genéticos han adquirido una particular importancia recientemente en conexión con la extensión de exploración y búsqueda de aceite y gas en los vastos territorios de la Unión Soviética y Repúblicas Democráticas del Pueblo. Es tos problemas llegan a ser cada día más importantes, porque sin una consideración genética es imposible ofrecer una estimación comparativa más o menos correcta de las posibilidades de petróleo y gas en á íeas separadas, especialmente de grandes territorios.

El problema de la génesis del petróleo y gas y la formación de sus yacimientos, ha atraido la atención de un cons-'derable grupo de geólogos.

Por lo tanto ,no es accidental que este problema haya fíido discutido en los años 1954 y 1957 en la conferencia de Lvov; en octubre de 1958, en la Cenfcrencfa de Moscú , y en lona discusión más que tuvo lugar en Bakú, el año de 1959.

A pesar de la indudable ley de la relación entre las acumulaciones de aceite y gas en potentes series de rocas sedimentarias, continúan existiendo ideas de que el petróleo se origina por medio de la penetración de sus compuestos de hidrocarburos, que 9e han formado en grandes profundidades de centros magmá-ticos.

E^-te punto de vista ha sido defendido durante varios años por el geólogo petrolero N . A. Kudriavzev, profesor en Lenin-grado, (1955, 1957-1959) y P. N . Kropotkin, profesor en Moscú , quien es una autoridad en el campo de la tectónica e investigador de rocas ígneas ( 1 9 5 9 ) .

Ambos científicos niegan que existen la relación entre la presencia del aceite y gas y ciertos complejos de rocas sedimentarias. Ellos sostienen lo contrario. Ellos postulan que si los hidrocarburos, aceite y gas hacen su aparición en una área de la corteza terrestre, éstos atraviesan en cierta concentración toda la secuen-

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PROBLEMA DEL ORIGEN DEL PETRÓLEO Y GAS

cía estratigráfica desde las rocas del basamento hacia arriba, a las capas más superiores de la secuencia. Ambos geólogos manifiestan que las acumulaciones de petróleo y gas se confinan en cualquier parte a zonas de fracturas del subsuelo y deformaciones del basamento. P. N . Kropotkin confronta estas conclusiones con los hechos del descubrimiento de carbón y compuestos de hidrógeno en cuerpos cósmicos y en gases volcánicos de la corteza terrestre.

En sus publicaciones y en numerosos informes y discusiones,

N. A. Kudriavzev concentra principalmente la atención no tanto a verificar la hipótesis de la síntesis inorgánica del petróleo, sino a una crítica de la teoría más difusa del origen del petróleo y gas derivado de sustancias bituminosas dispersas en rocas sedimentarias. Esta teoría que es considerada como base para la exploración y búsqueda de petróleo y gas, tanto en la U.R.S.S., como en otros países, ha sido también sujeta a severa crítica por parte del profesor V . B. Porfiriev (1955, 1958). V . V . Porfiriev se ha adherido recientemente a la teoría de que el petróleo se forma a gran profundidad a expensas de la transformación de masas homogéneas de material orgánico, de una composición estrictamente definida. Recientemente V . B. Porfiriev ha reconsiderado sus puntos de vista anteriores y se ha unido a aquellos que consideran el petróleo como un producto penetrante, ascendiendo a lo largo de grandes fallas que disectan el complejo de rocas sedimentarias.

La mayor parte de las publicaciones de N. A. Kudriavzev se limitan principalmente a la enumeración de diferentes ejemplos de la relación entre las chapopoteras conocidas de petróleo y yacimientos de aceite encontrados por perforación en rocas ígneas y metamórficas. V . B. Porfiriev, en sus estudios que presentó en Lvov y Moscú ha mostrado varios mapas esquemáticos con el fin de demostrar, como él cree, una relación en la presencia de las acumulaciones de aceite y gas con fracturas de la corteza terrestre.

Pero el hecho es que los puntos devistade N. A. Kudr.'avzev, V. B. Porfiriev y P. N . Kropotkin representan un claro intento de abordar el problema, de tal modo que los hechos aislados, la mayoría de menor importancia, se hayan seleccionado para justificar 1 aidea preconcebida, mientras que otros fenómenos de la naturaleza simplemente se descartan.

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ROCAS MADRES, SERIES PRODUCTIVAS SINGENÉTICAS Y EPIGENÉTICAS

Cuando se examina el estado actual del problema sobre el origen del petróleo y gas, es necesario, ante todo, resumir y formular nuestros conocimientos relativos a la ley de acumulaciones y difusiones de estas caustobiolitas* en el subsuelo de la tierra. Considerando este problema, podemos decir con absoluta certeza que prácticamente en todas las cuencas de petróleo y gas del Globo las acumulaciones de hidrocarburos están relacionadas con series petrolíferas regionalmente desarrolladas. Estas últimas son conocidas en sedimentos de diferentes edades que se manifiestan en extensas áreas como chapopoteras o emanaciones de gas, así como por yacimientos encontrados mediante perforaciones.

En la mayoría de las series regionales productivas, las rocas receptoras con buena permeabilidad, contiendo aceite y gas, están intercaladas con lutitas y margas que contienen materia orgánica dispersa.

Se conocen con abundancia las chapopoteras relacionadas a rocas bituminosas del Cámbrico en la plataforma del Este de Si-beria y Canadá (estas últimas son de menor extensión); también algunas acumulaciones de gas en la depresión Appalachiana están relacionadas con el Cámbrico.

En las depresiones de la parte central de la plataforma Nortea Americana se conocen grandes yacimientos de aceite y gas relacionados a series margo-arenosas y calcáreas del Cámbrico-Or-dovícico, y en una menor extensión a las del Silúrico.

Las rocas bituminosas, chapopoteras, depósitos de gas y aceite de las regiones bálticas de la plataforma rusa también están relacionadas a un complejo litológico-estratigráfico similar del Paleozoico inferior.

Dentro de complejos litológicos y estratigráficos del Devónico y Carbonífero, y ocasionalmente en el Pérmico en las partes centrales de las plataformas rusas y norteamericanas, se encuentran

* Nota del Traductor: Rocas formadas por acumulación directa de material orgánico. Incluye turba, carbón, etc.



con frecuencia yacimientos de aceite y gas, asi como chapopoteras.

En las partes periféricas de las plataformas rusas, norteamericanas y del Este de Siberia, así como en depresiones intermontanas de Eurasia, Norte y Sudamérica, los yacimientos petrolíferos y gasíferos están contenidos en algunos complejos estratigráficos del Jurásico y Cretácico.

En las depresiones de piamonte, de estructuras recientemente plegadas y en cierto número de depresiones intermontanas de Eurasia, Oceanía, Norte y Sudamérica, son bien conocidos los yacimientos de petróleo, en las mismas formaciones. También se conocen yacimientos de aceite y gas, así como chapopoteras de hidrocarburos contenidos en clásticos y complejos calcáreos del Paleógeno, Mioceno y Plioceno, localizados en la parte sur. de la plataforma norteamericana, profundamente hundida.

La información que se refiere a este problema puede encontrarse en numerosos resúmenes publicados durante los últimos años (Beeby-Thomson - 1950; Landes - 1951; Russel - 1951; II-ling-1953; Levorsen-1954; Brod y Ermenko-1957 et al) .

Al iniciarse el desarrollo de la industria del petróleo, a fines del siglo X I X y a principios del siglo X X , varios investigadores sostenían la opinión de que el petróleo se acumulaba en rocas re»-ceptoras gracias a la migración de sus sustancias componentes. El surgimiento de combinaciones en hidrocarburos se ha relacionado con la transformación de sustancias orgánicas dispersas en las partículas minerales que forman las lutitas y margas. En lo que se refiere a las áreas petrolíferas del Caucaso, estas ideas fueron formuladas en las publicaciones de N. I. Andrussov (1906) y G. M . Mikhailovsky (1906) . El desarrollo de estas ideas en otros países se encuentran en varios resúmenes especiales (Hofer 1888, Campbell - 1911; D e Launey - 1913, Bogdanovich 1921, Blu-mcr - 1922, et al.)

Posteriormente, considerando la idea de las relaciones entre la formación del petróleo y la materia orgánica dispersa, se han desarrollado en la U.R.S.S., teniendo como bases investigaciones especiales, cierto número de conclusiones generales: publicaciones de A. D . Arkhangelsky (1927, I. M. Gubkin (1932, 1940), y por sus numerosos seguidores.


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E s t e problema, en otros paiscs, ha sido di lucidado en gran número de trabajos fundamentales (Lilley 1928, Krejci Gra f -1930, E m m o n s - 1931, Stutzer - 1931, D e Cizancourt - 1936, M a -c o v e i - 1938, Trask y Podnote - 1942, et a l ) .

A . D . Arkhangelsky ( 1 9 2 7 ) , basado en ex tensos estudios colectivos de varias décadas, hechos en las zonas petrolíferas de Europa y América, señaló que . . . " Se ha establecido para numerosos campos petroleros, que el aceite se confina a aquellas series de rocas sedimentarias en cuya composición intervienen las rocas ricas en materia orgánica de tipo petrolífero, l lamadas lutitas bituminosas, lutitas aceitíferas y calizas".

Afirma posteriormente: "Es enteramente natural que muchos investigadores hayan sido confrontados con este problema: qué condiciones son necesarias para la formación de estas rocas bituminosas •—condiciones que podrán también determinar, en una extensión considerable, los variados procesos para la formación del Petróleo".

Las series en las cuales la formación y acumulación de aceite y gas es factible a expensas de la transformación de material orgánico disperso en ellas, han sido l lamadas por A . D . Arl<íhan-gelsky, I. M. Gubkin y sus seguidores: "Seríes primarias generadoras de petróleo". Las rocas que contienen materia orgánica dispersa que bajo condiciones favorables puede ser transformada en petróleo, han sido llamadas "nefteproizvodiarshic" (generadoras de petróleo) ó "neftematerinskie" (rocas m a d r e s ) . En la literatura extranjera estas rocas son l lamadas como s igue: "rocas madres" en español; "source rocks", en inglés; "roches raéres", en francés, y "ólmuttergesteine", en alemán.

Todos los descubrimientos importantes d e aceite y de gas en zonas de Cáucaso y de la plataforma vuSa. fueron hechas en la U.R.S .S . , considerando las regularidades en la distribución de y a cimientos de petróleo y gas en las series petrolíferas regionales.

Todos los descubrimientos recientes en el vasto territorio entre el V o l g a y el Ural, mismos que permiten el aumento en muchas veces de la producción en la Unión Soviética, fueron hechos teniendo en cuenta las relaciones regulares que existen entre los yacimientos de aceite y gas, y un complejo litológico estratigráfico definido del Devónico y Carbonífero y parte del Pérmico.



La producción de estos complejos está conectada con numerosas y diversas zonas estructurales (Brod - 1 9 4 8 , Bakirov - 1954 , Tro-fimuk- 1 9 5 5 , Mirchink - 1 9 5 6 , Mustafinov - 1 9 5 7 ( 1 ) y ( 2 ) et. al.)

Tomando en consideración las bien estudiadas relaciones entre los yacimientos de aceite y gas, e intervalos definidos de la secuencia Cenozoica-Mesozoica, y basándose en las regularidades litológicas estratigráficas y tectónicas, fué posible hacer un bosquejo para el territorio de la parte Este frontal del Caucaso: zonaa petrolíferas conocidas y probables, que fueron confirmadas por perforaciones subsecuentes (Brod - 1948 , 1955; Alexine - 1 9 5 6 y publicaciones de C S G E de la Academia de Ciencias - 1 9 5 8 ) .

En la región del Volga-Ural y en la parte frontal del Cáucaso, los yacimientos de petróleo y gas se encuentran más frecuentemente en receptáculos naturales, abiertos en rocas pelíticas que contienen material orgánico disperso, incluyendo bitúmenes semejantes a aceite por su composición. En estos casos la serie productiva puede ser considerada al mismo tiempo como roca madre. En otros casos es necesario buscar la fuente de material fuera de la formación productiva. Asi, por ejemplo, habrá que relacionar la formación de los grandes yacimientos de aceite y gas en las salientes de las series calizo-dolomíticas, que las recubren o las subyacen, o que se encuentran en contacto con ellas a lo largo de la superficie donde existen cambios de facies o discordancia (Brod, Tsaturov, T. Nesmeyanov - 1 9 5 7 ( 3 ) .

En los depósitos continentales de las depresiones intermontanas del Asia Media y Central, que se formaron en un medio oxidante, las chapopoteras y yacimientos de gas y aceite son generalmente revelados en casos donde en secuencias geológicas, se encuentran capas de color oscuro de rocas pelíticas sub-arenosas, depositadas en condiciones reductoras.

Basándose en cierto número de propiedades características de las rocas madres y en la correlación que existe entre éstas y las rocas receptoras, varios autores han hecho un intento de establecer los intervalos favorables de la secuencia geológica para la acumulación de gas y aceite, tanto en varias regiones de la U.R.S.S . , como en otros países. (Oulianov - 1 9 5 1 , Ouspenskya-y a - 1-952, B r o d - 1 9 5 2 , 1955 . 1957 ( 2 ) ( 3 ) ; Vassolvich y Ous-

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p e n s k y - 1954, Trofimuk - 1955, Max imov - 1955, Koniukhov 1956 , Bakirov - 1957, Dua ly y Drobishev 1957. Maimin - 1957. Mekhtiev - 1957; Mirchink - 1957, Geologicheskiy S b o m i k N o . 1 1955. N o . 2 1956, V a n Tuyl et al. - 1955, W i l c o x - 1945, Gos -s o w - 1955, Hobson - 1956, y otros m á s ) .

E n aquellas regiones donde las acumulaciones de aceite y gas están relacionadas con las series formadas en condiciones oxi^ dantes, que no permiten la transformación de sustancias orgáni' cas dispersas en bitúmenes, se enfoca particular atención sobre el esclarecimiento de factores favorables para la formación de yacimientos de aceite y gas a expensas de la migración proce:dente de otras posibles rocas madres. Así por ejemplo, en Azerbaiján, y Turkmenistán, acumulaciones importantes de aceite y gas ^ series productivas del Plioceno, de origen continental, están relacionadas con zonas estructurales favorables para la migración en sentido vertical, de compuestos de hidrocarburos contenidos en rocas madres más antiguas (Gubkin - 1934, Gorin - 1940 , M e k h -tíex 1957 et al.)

En este caso grandes zonas de acumulación de aceite y gas que engloban numerosas yacimientos, se forman a expensas de la migración de compuestos de hidrocarburos, principalmente de depósitos del Mioceno y Paleógeno (Pa leoceno E o c e n o y O l igo ceno) , subyacentes a las series productivas.

Aunque N . A. Kudriavsev (1951 , 1955, 1957, 1959) y V . B . Porfiriev (1925, 1955, 1958, 1959) afirman que la doctrina del origen del petróleo procedente del material orgánico disperso se encuentra en un callejón sin salida, hay que decir que durante los últimos 10 ó 15 años se ha hecho para el desarrollo de esta doctrina más que durante los 60 años anteriores.

En el curso de años recientes se ha probado que las sustancias orgánicas dispersas y semejantes a petróleo, se encuentran en ciertas cantidades, casi sin excepción en todos los materiales arcillosos, lutita-aleurita, lutita arenosa y rocas margosas, formadas en medio ambiente reductor (Eremenko, M a x i m o v y Thos tov 1949, Strakhov y Rodioneva - 1954, Thcodorovich - 1952. 1954. Vurkevich - 1955, Brod y Levinson - 1955 ( 2 ) , Sbornik "Proi-skhojdenie nefti - 1955, Geologischeskiy Sbornik N o . 1 - 1955, Geologischeskiy Sbornik N o . 2 - 1956, Koniukhov 1956 ( 1 ) y




(2 ) , Vassoevich - 1957, Maimin - 1957, Abramovich et al - 1959, Shardanov y Jivitsa - 1959, Gabrelian - 1959 y karasik - 1959).

La presencia de sustancias bituminosas semejantes al petróleo ha sido descubierta no sólo en rocas consolidadas, sino también en sedimentos contemporáneos y en depósitos cuaternarios suba-cuosos. Al mismo tiempo se ha constatado el fenómeno de transformación de estas sustancias bituminosas a medida que se consolidaban los sedimentos convirtiéndose más y más en sustancias semejantes a hidrocarburo de petróleo ("Weber - 1951, 1955, Smith - 1954, 1955).

Los resultados de extensas investigaciones geológicas y geoquímicas han sido divulgados en informes presentados en las conferencias de Lvov y sobre todo en la más reciente de Moscú.

Del estudio de la secuencia de todas las cuencas de petróleo y gas de la U.R.S.S. , es evidente que, sin excepción, todas las rocas arcillosas y de lutita-a/euríía formadas en condiciones reductoras, contienen sustancias bituminosas dispersas.

Las relaciones genéticas entre estas sustancias bituminosas y sustancias que forman los yacimientos de aceite y gas contenidas en capas receptoras de las mismas series sedimentarias han sido, sin lugar a dudas, probadas por investigaciones de laboratorio.

El resultado de recientes investigaciones muestra que el concepto anterior de que los procesos para la formación del aceite y los del carbón, se excluyen unos a otros, no es correcto. El petróleo y gases combustibles naturales están en estrecha relación mutua con otros caustobiolitos (carbón, lutitas petrolíferas) cuyo origen orgánico no ofrece duda. Indudablemente existe una relación genética entre caustobiolitos de bitúmenes (petróleo) y variedades carbonosas; esta relación es revelada más claramente por áu coexistencia en un estado disperso.

Examinando la difusión de los yacimientos petrolíferos, campos de carbón, pantanos de turba, depósitos de lutita petrolífera y rocas conteniendo material orgánico disperso en la corteza terrestre, se puede decir que la acumulación y preservación de ma-rerial orgánico en las rocas fué irregular. En épocas* geológicas, tales como Devónico, Carbonífero, Jurásico, Cretácico, Peleogeno

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y N e o g e n o , grandes cantidades de materia orgánica han sido enterradas en los sedimientos. Esta materia orgánica ha s ido preservada en las rocas, principalmente en forma de hidrocarburos orgánicos dispersos, y en la forma de sus acumulaciones concentradas, fuentes de varios caustobiolitos: carbón, lutitas aceitíferas y petróleo. La estrecha relación genética de los procesos para la tormación de carbón y petróleo con la acumulación de material orgánico en sedimentos de período respectivo puede ser observada «;n el paralelismo que existe entre los procesos de acumulación y transformación de material orgánico, en las etapas definidas de formación de material orgánico, en las etapas definidas de la vida la vida en la corteza terrestre, en la corteza terrestre.

T o d a s las series regionales productivas son evidentemente de origen subacuoso. La mayoría de estas son de origen marino. Las series petrolíferas cuya formación se asocia con cuencas continentales de aguas dulces, o muy poco saladas, fueron conocidas desde hace mucho tiempo en Mongol ia , China y otros lugares. La característica común de las series productivas, y a sean marinas o continentales subacuosas, es su acumulación en medios ambientes geoquímicos reductores durante la continua y estable subsiden-cia de los fondos de las cuencas. A u n q u e los petróleos líquidos varían mucho en lo que respecta a la naturaleza d e los hidrocarburos que los forman, el promedio de la relación atómica de carbón a hidrógeno en aceites líquidos es de 1 a casi 2. En aquellas sustancias viscosas, tales como asfalto y ozokerita, esta relación es de 1 a casi de 1.5, y es todavía menor en lutitas petrolíferas y carbones de hulla. D e este modo, considerando varios caustobiolitos, es fácil ver el papel muy importante que desempeña el incremento e importancia del hidrógeno en la dirección de compuestos naturales sólido a líquido a gaseoso. Para tratar de resolver la cuestión del origen del petróleo es necesario determinar, ante todo, de dónde proviene el carbón que entra en la composición del aceite y gas natural, y dilucidar el problema de la formación de los compuestos de hidrocarburos en la naturaleza.

El ácido carbónico que se origina en las profundidades de

N o t a del Traductor: "Deberá scír "Períodos" en lugar de "Épocas".



la corteza terrestre es el principal portador de carbón. Este entra en grandes cantidades a la litosfera y atmósfera junto con el magma que fluye sobre la superficie de la tierra, en el curso de las erupciones volcánicas. El carbón forma parte, en promedie», de cerca de 0 .1% de la composición de las rocas ígneas en una zona con profundidad de 16 Kms. de la corteza terrestre, estando contenido allí principalmente en forma de ácido carbónico.

Es e vidente así pues, que el ácido carbónico, de ninguna manera puede considerarse como una fuente de carbón, que es el principal componente de parte de los caustobiolitos, incluyendo aceites.

En las rocas sedimentarias se encuentra una cantidad considerablemente más grande de carbón. En rocas carbonatadas la cantidad de carbón alcanza hasta 12%, aunque dicho elemento está representado en ellas principalmente por carbonatos.

Una gran mayoría de compuestos de carbón, semejantes a los caustobiolitos-carbones y petróleo está contenida en estado disperso en rocas arcillosas y margosas. Aunque el contenido de carbón en estas rocas no es más que del 1 al 3 % de la masa de roca, su cantidad total en las profundidas de la tierra alcanza la enorme cifra de lO'* m . En cuanto al carbón presente en autobiolitos (minas de carbón y yacimientos de petróleo y gas que se encuentran en las series sedimentarias), éste constituye no más de 0.01% de la cantidad total del carbón orgánico de la corteza terrestre.

D e esta manera, la forma concentrada de carbón representa solamente una insignificante parrte del carbón orgánico disperso en las series de rocas sedimentarias circundantes.

Los estudios de los yacimientos de turba y hulla muestran que fueron formados como resultado de la transformación de restos orgánicos, principalmente rerstos vegetales, en el lugar de su depósito.

La hulla yace en forma de capas dentro de series de rocas sedimentarias, lo que señala los cambios en las condiciones de sedimentación y formación periódica de capas de hulla en el curso de prolongadas subsidencias de las áreas correspondientes de la corteza terrestre.

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T- turba, y posteriormente la hulla, se forman del carbón procedente de las masas acumuladas de material orgánico cuando este último pierde gran parte de su oxígeno en los procesos de eliminación del agua, ácido carbónico y otras sustancias gaseosas.

Las acumulaciones de aceite y gas presentan tanto parecido como diferencia con las acumulaciones de hulla en relación con las rocas circundantes.

Los yacimientos de aceite y gas. como los de carbón, se encuentran en series sedimentarias. En contraste con la hulla, ellos no forrman una masa sólida, sino que saturan rocas arenosas permeables o rocas fracturadas calcáreas.

Actualmente se desarrolla una animada discusión relativa a las condiciones necesarias para la existencia y formación de compuestos bituminosos móviles, mismos que constituyen sólo una porción insignificante de la masa principal de material orgánico disperso en las rocas sedimentarías. Algunos investigadores, los que critican la teoría del origen del petróleo a expensas de las sustancias orgánicas dispersas, señalan justamente que gran parte de estas sustancias son afines a la hulla, pero olvidan, o no quieren reparar en el hecho de que entre las partículas carbonosas hay sustancias bituminosas dispersas, afines al petróleo, y que están siempre presentes en mayor o menor cantidad. Estas sustancias bituminosas están ligadas indisolublemente a sustancias carbonosas y puede suponerse que son sustancias derivativas, es decir, aquella que se forman en el curso de la disociación o destilación de sustancias orgánicas débilmente móviles.

Investigaciones recientes dan toda la razón para sugerir la presencia de procesos de disociación de material orgánico con la formación de nuevos compuestos bituminosos, formados aparentemente a causa de la redistribución de hidrógeno (Brod y Mekht i ev - 1 9 5 3 , Geologischeskiy Sbomik N o . 1, 1 9 5 5 , N o . 2 , 1 9 5 6 ; Brod y Emerenko - 1 9 5 7 , Vassoevich - 1957).

Debe suponerse que en el curso de la compactación de rocas pelíticas se opera una metamorfización gradual de todos sus componentes, y en primer caso, un cambio regular de la parte principal carbonosa, así como también de la parte bituminosa que acompaña a la primera. La transformación de parte carbonosa del mtcríal orgánico disperso sigue el camino del lignito a la hulla



hasta el grafito. Aparentemente este proceso es acompañado por la formación, en poros sub-capilares, de nuevos compuestos bituminosos más o menos ricos en contenido de hidrógeno. La comparación de la composición elemental y compuesta de sustancias bituminosas dispersas en poros sub-capilares de rocas pelíticas, con el petróleo que satura poros supercapilares de las rocas receptoras, conduce a la conclusión de que hay entre ambos un parecido genético, aunque al mismo tiempo hay un número de diferencias dependiendo del estado físico-químico de estas sustancias.

Por lo tanto, la formación del petróleo como una sustancia que posee propiedades especificas deberá estar conectada con loa procesos de transición, desde sustancias bituminosas que se encontraban en poros sub-capilares en un estado de débil ligazón, hasta mezclas de hidrocarburos, resinas y asfaltinos disueltos en agua que satura la roca receptora con una subsecuente acumulación de aceite y gas en trampas ( F a s h - 1944, Brod - 1951, 1953 (T), 1957, Weber - 1955) .

Los investigadores se han enfrentado a la tarea de revelar, en todas aquellas regiones donde se efectúan los trabajos de la exploración y búsqueda del petróleo, las series sedimentarias con las cuale.r; puede estar conectada la formación de sustancias bituminosas dispersas. Las rocas donde la formación de bitúmen tiene iugar son consideradas como rocas madres o rocas generadoras de petróleo, pero la formación del petróleo puede tener lugar sólo cuando las rocas madres están en contacto con las rocas receptoras. Si este proceso se lleva a cabo en una misma serie de rocas, tal serie puede ser considerada como serie productiva singenética. Si las sustancias bituminosas penetran a las rocas receptoras desd* afuera, es decir, de otros complejos litológicos estratigráficos, estas son consideradas como series productivas epigenéticas. Las investigaciones del proceso de la formación del bitúmen, aceite y gas, muestran que las condiciones más favorables para su formación son aquellas cuando el depósito de materias orgánica dispersa coincide con sedimentación de grano fino, y cuando predominaba la subsidencia, tanto en épocas cortas como prolongadas de movimientos oscilatorios de la corteza terrestre.

Consecuentemente, sólo las series que contienen rocas arcillosas y lutita aleurita, tanto no carbonatadas como carbonatos for-

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mados y transformados e n u n medio ambiente reductor, pueden ser consideradas como rocas madres.

Si por ahora es imposible todavía precisar todos los síntomas del proceso de la generación del bitúmen, aceite y gas , sin embargo cierto número de principios pueden ser considerados como firmemente establecidos.

El diagnóstico de los procesos de formación de bitúmen, aceite y gas, requiere un estudio de las secuencias de rocas sedimentarias en grandes extensiones territoriales.

Para distinguir con toda seguridad las series singenéticas productivas es necesario descubrir no sólo los bitúmenes dispersos en rocas arcillosas, sino también los indicios de petróleo en rocas receptoras encerradas en las mismas rocas arcillosas.

Los análisis de las regularidades en el cambio regional de la composición litológica y en los espesores de los complejos litológicos estratigráficos favorables para la acumulación de aceite y gas permite elaborar, en primer grado de aproximación, los planos de posibilidades de aceite y gas para cada complejo separado de rocas. Lo anterior fué hecho en 1955 para la región del Cáucaso frontal Este (Brod - 1957, Publicaciones de C S G E - 1 9 5 8 ) .

D e hecho la mayor parte de las más grandes zonas de acumulación de aceite y gas descubiertas en la U .R .S .S . , Norte y Sud-América, y recientemente en el Cercano y Medio Oriente está conectada con regiones de subsidencia estable de la corteza terrestre. En los cortes geológicos de estas regiones, un importante lugar queda ocupado por complejos litológicos estratigráficos, mismos que pueden ser considerados como complejos de rocas madres (Howard - 1941. Pratt - 1944, 1947; Kaufman - 195L Brod - 1951 et. al.)

La doctrina de la difusión regional de series productivas singenéticas y epigenéticas, que nació al final 'del s iglo pasado, ha ido transformándose gradualmente en una teoría armoniosa. Esta teoría permite hacer un pronóstico bien fundado y llevar a cabo una estimación comparativa de las posibilidades de aceite y gas en grandes regiones, y delinear las zonas de acumulación de aceite y gas dentro de sus límites.


CONDICIONES REGIONALES DE ACUMULACIÓN DE ACEITE Y GAS

Aunque los primeros estudios dedicados a la clasificación de las acumulaciones de aceite y gas (Clapp 1 9 1 0 - 1930 , Gubkin 1 9 3 2 et. a l . ) , no formulan claramente el concepto de zonalídad en la aparición de las acumulaciones de aceite y gas sin embargo sus descripciones de grupos separados de acumulaciones ya contienen este concepto.

Hasta el año de 1 9 3 0 los investigadores habían concentrado su atención principalmente sobre la relación zonal de numerosas acumulaciones de gas y aceite con grandes zonas anticlinales.

A. I. Levorsen ha formulado ( 1 9 3 6 - 1 9 5 4 ) de manera más completa, el concepto de la regular extensión zonal de numerosas trampas de aceite y gas sobre los flancos de grandes áreas de hundimientos de la corteza terrestre.

Al mismo tiempo, Levorsen ha opuesto al principio estructura] de acumulación, trampas de tipo estratigráfico formadas por acu-ñamientos o discordancias angulares de series productivas por 1& pendiente echado arriba.

El principio de división de zonas productivas en dos grupos genéticos, a saber: zonas estructurales y zonas estratigráficas, se ha justificado.

En 1 9 3 7 I. M . Gubkin formuló el principio de que para las zonas anticlinales con las cuales están relacionados numerosos campos de aceite y gas, sirven como áreas colectoras las depresiones sinclinales adyacentes (Gubkin 1 9 4 0 ( 1 ) .

Al concepto introducido en la literatura petrolera (Brod 1 9 4 6 ) de zonas de acumulación de aceite y gas, está indisolublemente conectado el concepto de áreas colectoras de petróleo y gas.

Tomando en consideración que en las áreas de mayor subsidencia de la corteza terrestre las rocas pelíticas se encuentran bajo una presión más grande que en áreas levantadas, la diferenciación de substancias bituminosas y la extracción de la mayoría de las partículas móviles en las capas colectoras deberá seguir en la dirección de las áreas colectoras y hacia las zonas acumula-


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cloras de aceite y gas.

Las sustancias bituminosas que migran en poros sub-capilares de rocas pelíticas, tan pronto alcancen rocas receptoras con buena permeabilidad, entran en estrecho contacto con aguas que circulan libremente en estas rocas. En el curso de diferenciación de sustancias móviles en las rocas receptoras tiene lugar la separación, ya sea de aceite con gas o de gas puro, con al subsecuente formación de yacimientos en trampas aisladas. Numerosas trampas llenadas de aceite y gas forman campos petroleros que son partes de las zonas de acumulación de aceite y gas (Brod - 1 9 4 6 , 1 9 5 1 , 1 9 5 7 ) .

El problema de la diferenciación regional de aceite y gas dentro de los receptáculos naturales y su acumulación en numerosas trampas ha sido detalladamente estudiado por W . C Gussow, investigador Canadiense. Gussow ha dearrollado una teoría armoniosa de entrampamiento diferencial y acumulación.

Su teoría establece ciertas leyes en la distribución de varias trampas aisladas del mismo yacimiento, que pueden ser de gas, aceite con casquete de gas, o de aceiet puro ( G u s s o w - 1 9 5 4 ) . Algunos principios de esta teoría han sido sujetos a la crítica durante una discusión especial, cuyos resultados fueran posteriormente publicados (Discusión en 1 9 5 5 ) . Se ha argumentado que las reglas generales postuladas por "W. C. G u s s o w pueden tener sólo lugar en un caso ideal.

La correlación ordenada de factores expuesta por el autor se interrumpe con los cambios de los echados de las capas, con aumento o disminución de la profundidad de las trampas, y con el ÍIujo de aceite desde abajo, a lo largo de fallas y fracturas. Al mismo tiempo, no hay divergencia de opiniones en que los yacimientos de aceite y gas son formados en los procesos de diferenciación de fluidos durante su migración en rocas con buena permeabilidad.

En los zorfas de acumulación de aceite y gas la aportación de compuestos de hidrocarburos ocurre como regla, de dos lados. Las sustancias que entran en la composición de petróleo migran de las depresiones sinclinales hacia las partes más elevadas de braqui-anticlinales y domos, mismos que forman parte de zonas anticlinales, y son acumuladas en forma de yacimientos de aceite



(o gas) , ya sea en los arcos de los anticlinales o en las trampas (veladas) relacionadas con sus flancos o peri-anticlinales.

El caso es diferente por lo que se refiere a la aportación de sustancias bituminosas a zonas estratigráficas de acumulación de aceite y gas que reúnen numerosas trampas formadas en homo-clinales o monoclinales con acuñamientos regionales litológicos o discordancias. Los compuestos de hidrocarburos, ascendiendo por el echado regional, se acumulan en trampas separadas de muy diversa forma agrupándose a lo largo de los bordes de los acuñamientos o discordancias angulares de las capas receptoras. La aporrtación aquí es unilateral; las partes adyacentes echado abajo de los homo y monoclinales, sirven como áreas colectoras de aceite y gas.

Son numerosos los ejemplos de tales condiciones de acumulación de petróleo y gas citados en las publicaciones de Levorsen ( 1 9 3 6 - 1954) y muchos otros. En la U.R.S.S. , en la región de Krasnodar, ha sido bien estudiada una zona similar de acumulación de aceite y gas en la formación petrolífera del Oligoceno de Maikop, en la parte oeste de la pendiente norte del Cáucaso (Gubkin - 1912, 1940; Helkwist 1944, 1956; Oulianov 1915). Grandes yacimientos en zonas de acuñamiento de capas inferiores de las series productivas del Plioceno en la Península de Ap-sheron se caracterizan también por la aportación de hidrocarburos de un solo lado (Mirchink - 1943, 1955; Gorin 1946, Mekhtiev 1949, 1957, Baba-Zade 1956).

A fin de aclarar las condiciones de formación de zonas de acumulación de aceite y gas es necesario establecer la regularidad en distribución de esas zonas y de áreas colectoras de gas y aceite relacionadas a ellas. Geólogos americanos (Woodruff 1917, Schubert 1919, Lilley 1923, Ver Wíebe 1930), en el primer cuarto de este siglo, han introducido en la literatura geológica el tér-jnino "provincia de aceite y gas" y el menos usado de "provincia petrolífera" ("neftegasonosnaya provintsia") para designar las áreas de las corteza terrestre con las cuales están relacionadas numerosas acumulaciones de aceite y gas.

N . U . Ouspenskaya (1947) define este término como sigue: bajo el término de provincia de aceite y gas se entiende una

gran región de acumulaciones de aceite y gas, formando la unidad geológica estructural e histórica, misma que se caracteriza por

I. o . BROD.


facies uniformes y tipos de elementos estructurales que controlan la formación del bitúmen y la acumulación de aceite". Partiendo de esta definición N . U . Ouspenskaya considera como provincias petrolíferas en un caso, a depresiones de diferente edad; en otro caso a grandes levantamientos arqueados, y e n un tercer caso a grupos de levantamientos en los flancos d e grandes estructuras, etc.

Tomando en consideración la extrema vaguedad de e s t e término, entendido y usado muy a menudo con diferente significado por varios autores, incluyendo geólogos americanos qeu lo han sugerido, se estima que es mejor abandonarlo.

El análisis de las regularidades de difusión de las zonas ac« tuales de acumulación de aceite y gas muestran que estas zonas son elementos de grandes regiones de subsidencia en el patrón estructural actual de la corteza terrestre. Investigaciones hidrO'-geológicas regionales han probado que las relaciones entre la localización d e áreas d e alimentación y descarga dentro d e rocas de gran permeabilidad determinan la dirección del flujo de agua dentro de estas rocas, sirviendo como receptáculo natural para sustancias móviles. El agua en su circulación es saturada, hasta cierto punto, por varias sales y frecuentemente por ácidos orgánicos. Los compuestos de hidrocarburos en pequeñas concentraciones se han encontrado frecuentemente disueltos en agua.

En el curso de diferenciación de sustancias móviles con el cambio de temperatura y presión los compuestos de hidrocarburos se desprenden del agua, y habiendo trampas naturales, se acumulan en ellas formando yacimientos de aceite y gas.

La formación y preservación de las acumulaciones de aceite y gas e n trampas locales, son determinadas principalmente por el ambiente regional hidrogeológico. La extensión de numerosas acumulaciones que forman parte de las zonas d e acumulación de petróleo y gas estrechamente relacionada con las características estructurales presentes d e series potentes d e sedimentos que contienen estas acumulaciones.

La relación que existe entre zonas conocidas d e acumulación de aceite y gas y regiones de diferentes clases de grandes subsi-denscias en el patrón estructural actual de la corteza d e la tierra, ha servido como base para considerar tales depresiones como cue-



ncas de aceite y gas (Brod, 1933) . Cada cuenca de eceite y gas es una vasta cuenca artesiana dentro de cuyos limites el estado de las zonas de acumulaciones de aceite y gas que saturan las rocas colectoras, bajo el patrón estructural que impera y el ambiente regional hidrogeológico presente.

Las condiciones de acumulación y preservación de los yaci"* míentos deben ser examinadas separadamente para cada cuenca de aceite y gas.

Todas las cuencas de aceite y gas conocidas las dividimos en tres grupos principales, de acuerdo con su naturaleza geotectónica y las condiciones de acumulación:

1) Cuencas relacionadas con depresiones de regiones pla r ñas de plataforma;

2) Cuencas de depresiones de piamonte, y

3) Cuencas relacionadas con depresiones intermontanas de plegamientos recientes.

U n estudio detallado de las condiciones de formación de las zonas de acumulación de petróleo y gas es posible solamente si se toman en consideración todos los cambios experimentados por el área en cuestión de la parte de la corteza terrestre durante los procesos históricos de su desarrollo geológico. Las relaciones más favorables entre las rocas colectoras de alta permeabilidad y las rocas pelíticas de baja permeabilidad para la acumulación de aceite y gas, sólo pueden ser determinadas si se conocen las regularidades en el cambio de espesor y composición litológica de las series sedimentarias que forman la cuenca.

Pero, por otro lado, cualesquiera que hayan sido los cambios ocurridos en el pasado geológico del área donde está situada una zona de acumulación de aceite y gas, el factor decisivo que determina su existencia e ssu actual posición dentro del contomo de la región de subsidencia considerada como cuenca de petróleo y gas. Esto se deriva del hecho de que la formación de acumulaciones elementales que forman parte de zonas de acumulación de aceite y gas tiene lugar en los procesos de migración y diferenciación de sustancias móviles en rocas con buena permeabilidad, que sirven como receptáculos naturales. La formación y preservación de cada acumulación elemental es posible solamente

I. o . BROD.


en una trampa que no perrmite el escape del aceite y gas. La preservación y repuesto de yacimientos de aceite y gas en trampas antiguas es posible sólo en el caso de que éstas trampas hayan permanecido intactas hasta la actualidad. Cualquier cambio en las formas de las trampas o en el medio ambiente regional hidrogeológico conduce a la destrucción de los yacimientos, o en el mejor de los casos a su redistribución.

Las acumulaciones actuales de aceite y gas reflejan el equilibrio que existe de ssutancias móviles en las cuencas de aceite y gas.

PAPEL QUE DESEMPEÑAN DIFERENTES TIPOS DE MIGRACIÓN EN LA FORMACIÓN DE ACUMULACIONES DE ACEITE Y GAS

La formación de yacimientos separados, así como grandes acumulaciones de zonas de aceite y gas. se realiza en los procesos de migración y diferenciación de sustancias que forman aceite y gas.

El problema de la migración ha sido estudiado por muchos investigadores en el transcurso del largo desarrollo de la ciencia del petróleo.

Información resumida, estado del problema y clasificación de los procesos de migración, han sido estudiados en trabajos de Lilley ( 1 9 2 8 ) , Krejci-Graf ( 1 9 3 0 ) , Gubkin (1932 . 1 9 3 7 ) , Lahee ( 1 9 3 4 ) , Bloesch et al ( 1 9 3 6 ) . Illing (1939 , 1 9 4 6 ) , V a n Tuyl . Parker y Skuters ( 1 9 4 5 ) . Brod (1947, 1951. 1955 ( 2 ) , 1957 ( 1 ) . Lalicker ( 1 9 4 9 ) , Landes ( 1 9 5 1 ) , Vassoev ich y Ouspensky ( 1 9 5 4 ) , Krems ( 1 9 5 4 ) , Gussow (1954 ( 1 9 5 5 ) , Bakirov ( 1 9 5 5 ) . Linetsky ( 1 9 5 6 ) , Sokolov ( 1 9 5 6 ) , y en otros muchos libros dedicados a la geología del petróleo y gas.

Intentos para sistematizar todos los datos conocidos sobre migración de sustancias bituminosas, gas, petróleo y sus derivados,, en potentes series de sedimentos y en capas separadas, han sido hechos por nosotros, después de Illing, Lahee, Krejci-Graf y Bloesch, en 1947-1951. Como resultado de este trabajo fué elaborada la clasificación de procesos de migración, de acuerdo con la escala y carácter del movimiento (tabla 1 ) y de acuerdo con los conductos y dirección del movimiento (tabla 2 ) El pro-

E S Q U E M A

DE C L A S I F I C A C I Ó N DE A C E I T E Y GAS EN EL MUNDO Compilado por 1 0 . Brod y V. G. Levinson

1 9 5 9

C u i n c o i de o c a i l e y g a s sn d e p r a s l o n a s p l a n a » con b a a o m « n t o P r » - C Ó m b r I c o .

E j e m p l o s M o s c o w M I c h t g o n L o w « r A m a z o n W * s t A f r t c o n W a t t A u s t r o l i o n

C u e n c o s d e o c e i t e y g a s en d e p r e s i o n e s

p l a n o s d e p l a t a f o r m a

C u e n c a s de o c e i t e y g o s en d e p r e s i o n s s p l a n a s de p l a t o f o r m o c o n b a i a m e n l p — P o l e c z o 1 c o.

C u e n c o s de o c e i t e y « o s en e e p r e s i o n e s con b o s o m e n t o de d i f c r e n i e cdod y c o m p l e j o b a s a l

E n g l r s h - P a r i s i o n W e s t - S i b e r i o n

N o r i h - C o s p i o n G u l f o f M é x i c o

C u e n c o s de a c e i t e y g a s en d e p r e s i o n e s

de p i a m o n t e

C u e del p o r

neos de P o l e o z o l r t a n c o s

a c e i t a y g a s e n d e p r e s l o n e = 0. Z o n o s p l e g a d a s , l i m i t o d o s

d a m o n t ó n o s p r o n u n c i a d o s .

s —

E j e m p l o s .

C u e n c o s da o c e i t e y g a s en d e p r e s i o n e s de — p i o m o n l e , da z o n a s p l e g a d o s d e l M e s o z o i c o , l i — n^ i todos por f l a n c o s de m o n t a ñ a s p r o n u n c i a d o s y ( o ) d e p r e s i o n e s de p i a m o n t e , de z o n o s p l e g o -d03 c e n o z o i c o s .

P e t e h o r o — T y m a n T o i m y r A p p o l o c h i o n S o u t h - A f r I c ó n M i d d i e - A u s t r o l i a n

E j e m p J a s

F o r e o I p i n e Wast Block S a o M í d d l e - C o s p i o n K a r o - K u m P e r s i a n G u l f L e ñ o - V i l y u y W a s l a r n Conodo E o t t V e n e i u e l o A r o f u r o

Cuencos de aceite y gos de depresiones intermontonas

C u e n c o s de o c a l t * y g a s e n d e p r a s l o n a » in — t e r m o n t o n o s , f o r m a d o s s o b r e lo b a s e de m o c i tos m e d i o s o s o b r e e l e m e n t o s m a s g r o n d e t .

E j e m p l o s :

P o n n o n i c n N o r t h - I t o M o n S o u t h - C o s p l o n C e n t r o l - I r o n i o n T o r i m .

in — t e r m o n t o n o s f o r m a d o s s o b r o la b o s e de p l c -g o m i e n t c s h e e i o o b o j o o « r a b a n a s l o c a l e s

E j e m p l o i

R h i n a C h u y a B u r m c J a p a n e s e R a c k y UeuAte lMa M e l n s C o l e a n k i a C t r r t i O M M e « - e«te»«

TABLA I CLASIFICACIÓN D E LOS PROCESOS D E MIGRACIÓN

DE A C U E R D O C O N LA D I S T A N C I A Y CARÁCTER D E L M O V I M I E N T O .

Principales grupos Principales tipos de mi Migración Migración de procesos de mi gración de acuerdo con molecular. libre. gración, de acuer el carácter del movimien (Película difusiva) do con la distancia to.

(Película difusiva)

del movimiento. to.

MIGRACIÓN

LOCAL.

MIGRACIÓN

REGIONAL.

Controlado por características estructurales.

Controlado por características estratigráficas.

Controlado por características estructurales.

Controlado por características estratigráficas.

En los confines de levantamientos estructurales separados.

En conexión con fallas locales, en monoclinales y homoclinales.

En conexión con cambios litológicos locales de las rocas.

A lo largo de superficies de discordancias en la interrupción local de sedimentación.

En conexión con inclinación regional de estratos.

En conexión con zonas anticlinales de importancia regional.

En conexión con fallas regionales.

A lo largo de superficies de discordancias en la interrupción regional de sedimentación.

En conexión con zonas de cambio regional de facies.

TABLA 2

CLASIFICACIÓN D E LOS PROCESOS DE MIGRACIÓN D E A C U E R D O C O N LAS FORMAS

D E M O V I M I E N T O

GRUPO. Migración extra-receptáculo (en rocas pobremente permeables)

En relación con Singenético (en sc-

series de rocéis dimentos donde la

en las cuales la a c u m u 1 ación y

Epig enético

(A través de grue

sas series de va-

migración ocu-transformación de^rias rocas),

sustancias orgáni

cas ocurre.

De acuerdo coi

la dirección del

movimiento.

A lo largo de poros sub-capilares

y capilares (subcapilares).

A lo largo de fracturas y fisuras

(fisurado).

Migración inter-receptáculo (en rocas con buena permea

bilidad).

Dentro de series

potentes de sedi

mentos constituidos Interestratos.

por capas m u y

permeables.

Lateral.

Poroso.

Fisurado.

Lateral.



blema de migración en rocas madres de materiales originadores de petróleo permanece hasta la fecha como el menos estudiado.

Una lenta migración molecular de sustancias móviles débilmente ligadas, se opera en poros sub-capilares de rocas pelíticas. Entre estos materiales el agua y substancias bituminosas, en acción recíproca, son de imporrtancia principal.

Las series sedimentarias plegadas que afloran son alimentadas por agua atmosférica y las corrientes de agua. Dicho líquido circula en poros sub-capilares a lo largo de capas portadoras permeables, que sirven como receptáculos naturales para sustancias móviles. La circulación del agua proviene desde las áreas levantadas de las capas aflorantes (áreas alimentadoras) hacia abajo, siguiendo su pendiente.

La velocidad de circulación del agua no es uniforme en diferentes secciones de flujo.

El agua en su circulación transporta las sustancias bituminosas desplazadas de rocas pelíticas. La diferenciación de sustancias móviles, de acuerdo con su peso específico, se efectúa con una calidad más considerable en los procesos de movimiento. Los compuestos de hidrocarburos desprendidos del agua y llevados hacia su superficie se combinan y forman acumulaciones de aceite y gas, rellenando las trampas disponibles.

La solubilidad de los compuestos de hidrocarburos cambia de acuerdo con varias correlaciones entre diferentes hidrocarburos, y dependiendo de la temperatura y presión. El agua que ha disuelto compuestos de hidrocarburos a ciertas temperaturas y presiones, puede desprenderlos en los prorcesos de transferencia a otras condiciones. D e esta manera se realiza la migración de sustancias bituminosas disueltas en el agua. El agua puede desalojar las substancias bituminosas de poros finos a poros más grandes por presión capilar. El mecanismo del desplazamiento de los compuestos de hidrocarburos bajo la acción de fuerzas capilares no ha sido estudiado suficientemente todavía. La magnitud de la presión capilar depende de las propiedades de las sustancias móviles que llenan los poros, de las propiedades de la materia de la roca mineral, y del tamaño de los poros. El movimiento de sustancias bituminosas bajo la acción de fuerzas capitales es siempre dirigido de los poros msá finos a los más grandes. Ya que las fuerzas

/ . o. BROD.


capilares en poros finos superan considerablemente a fuerzas gra-vitacionales; el movimiento puede realizarse n o solamente hacia arriba, sino también en dirección lateral.

Se puede resumir el movimiento de sustancias bituminosas en poros finos, como un movimiento en la forma de películas mO" leculares.

Cualquier movimiento-migración de sustancias móviles, incluyendo sustancias bituminosas en poros sub-capitales de rocas madres, puede ser considerado como migración molecular singenética, el mismo movimiento en poros sub-capilares de capas fuera de las rocas madres ha de considerarse como migración molecular epigenética.

El desplazamiento de sustancia móviles en poros supercapilares y fisuras puede ser considerado como migración libre de agua y de compuestos de hidrocarburos ligados a ella.

La migración libre se lleva a cabo de acuerdo con las leyes de percolación de sustancias móviles en poros supercapilares de rocas de buena permeabilidad. Aunque en contraste a la migración molecular en los procesos de libre migración, se mueven masas considerables de sustancias en estos procesos, dependiendo de su escala, y pueden tener importancia tanto local como regional muy amplia.

La formación de un solo campo petrolero está conectada con migración local, es decir, con migración de importrancia local. Bajo este término se entienden los procesos que no traspasan los límites de un elemento estructural aislado que controla la formación de cierto yacimiento, que consiste de varios depósitos de aceite (y g a s ) , o en caso particular, de un solo depósito.

Migración regional es el proceso que condiciona la forrmación de grupos de yacimientos regularmente relacionados a una o varias zonas de acumulación de aceite y gas. La migración regional que abarca grandes cuencas puede determinar la formación de numerosas zonas de acumulación de aceite y gas que son elementos de la misma cuenca petrolífera.

D e acuerdo con las formas de movimiento, cualquier movimiento de sustancia móviles dentro de las rocas que tengan poros supercapilares y fisuras puede ser considerado como migración



inter-receptacular.

El movimiento de sustancias móviles dentro de los poros sub-capilares y fisuras de rocas ligeramente permeables que separan receptáculos naturales puede ser considerado como migración ex-tra-receptacular. En los procesos de migraciones inter-receptacular la migración de sustancia móviles puede operarse tanto en el sentido vertical como lateral.

Numerosos trabajos han sido dedicados al estudio de las fuerzas que provocan migración inter-receptacular y extra-recepta-cular.

Cualquier sustancia móvil contenida en los poros de un sedimento durante la sedimentación, debe entrar en la composición de la roca, o desalojarse al empezar ésta a compactarse. El movimiento de sustancias móviles en sedimentos en proceso de compactación. se efectúa en la dirección de la presión reducida. En el curso de compactación de sedimentos el agua libre y substancias ligadas a ésta se separan antes que todo. El proceso subsecuente de migración que acompaña la compactación de sedimentos, hacia su consolidación, es de principal imporrtancia para la formación de bitúmen y acumulación de aceite y gas. El tamaño de los poros subcapilares disminuye constantemente durante la compactación de rocas pelíticas, lo que provoca la separación lenta de agua débilmente confinada: con toda probabilidad los compuestos orgánicos más móviles son separados al mismo tiempo.

Puede suponerse que todas las transformaciones principales de sustancias orgánicas contenidas en rocas pelíticas se efectúan durante los procesos de migración en poros sub-capilares. Simultáneamente con la compactación de rocas pelíticas, se opera un lento metamorfismo y disociación de material orgánico. La disociación es acompañada aparentemente por redistribución de hidrógeno con la extracción, de un lado, de los compuestos carbonosos más y más estables, y de otro lado de partículas bituminosas móviles, mismas que se mueven con el agua ligeramente confinada.

En los procesos de migración subcapilar tiene lugar la modificación hacia la carbonización de la parte principal carbonosa del material orgánico disperso, con la formación de grafito como última etapa de metamorfismo.

/ . o . BROD.


Las sustancias bituminosas eliminadas en el curso del enriquecimiento por el hidrógeno se modifican en la dirección de as-faltines y resinas hacia aceite, y por último a metano.

En toda apariencia, las sustancias más móviles, al diferenciarse, se separan junto con las porciones de agua ligeramente confinada y habiendo cerca rocas colectoras, migran hacia ellas. Tal es, probablemente, la ruta de desplazamiento de las sustancias bituminosas; primero en el curso de la migración singenética en poros sub-capilares, y posteriormente en el proceso de libre migración junto con el agua en receptáculos naturales, hacia la trampa donde se forma el yacimiento de aceite ( g a s ) . La formación de yacimiento de aceite (gas) en receptáculos naturales limitados por todos lados por rocas de baja permeabilidad, se realiza principalmente a expensas del desplazamiento de compuestos de hidrocarburos desde poros subcapilares de rocas pelíticas, hacia poros supercapilares de capas receptoras. Deberá hacerse notar que la migración extra-receptacular de sustancias móviles en poros sub-capilares está estrechamente ligada con la compactación de las rocas y que aparentemente existe sólo hasta su litificación, es decir, hasta que las rocas pierdan sus propiedades plásticas.

La migración libre extra-receptacular a través de series heterogéneas de rocas está conectada con la dislocación de grandes masas de sustancias móviles, desde áreas de mayor presión a lo largo de fracturas y fisuras. Masas de agua pueden llevar en su flujo sustancias bituminosas en estado gaseoso o, algunas veces líquido, y transportar esas mismas sustancias de las rocas madres a las capas receptoras superyacentes.

El movimiento del agua es de importancia primordial para la migración intra-receptacular de compuestos de hidrocarburos hacia su acumulación en trampas. La diferenciación de sustancias móviles en receptáculos naturales se opera en el curso de migración de agua con los compuestos bituminosos disueltos.

La eliminación de gas libre y aceite líquido puede ocurrir solamente en caso de que las condiciones sean favorables para su acumulación en una trampa.

Así, en el proceso de formación de un yacimiento, las sustancias bituminosas reralizan primero una migración molecular en poros subcapilares, y después una migración libre dentro del recep-



táculo natural hacia la trampa, formando el yacimiento de aceite y gas por la acumulación de compuestos de hidrocarburos en dicha trampa.

De acuerdo con lo anterior, la migración es una forma del movimiento en los principales procesos de la formación y acumulación de aceite y gas en la corteza terrestre, mientras que las zonas de acumulación de aceite y gas se originan en los procesos de toda una serie de tipos de migración de sustancias móviles, según se explicó anteriormente.

PROBLEMAS B.S.SICOS POR RESOLVER

Los geólogos, geoquímicos, físico-químicos, matemáticos y físicos del mundo han hecho enormes contribuciones encaminadas hacia la .solución del problema de la formación de las acumulaciones de aceite y gas.

Esto no quiere decir, por supuesto, que todos los problemas estén resueltos. Sin embargo, se ha hecho mucho porque para numerosas y grandes regiones tanto de geosinclinales como de plataforma se han establecido series de rocas con las cuales están relacionadas regional y genéticamente las acumulaciones de aceite y gas .

Hoy podemos hablar, concretamente, sobre los medios ambientes geológicos y geoquímicos que determinan la formación de estas series de rocas que contienen yacimientos de aceite y gas, así como enormes cantidades de materia orgánica dispersa. Petróleo, gas y aguas que saturan receptáculos naturales, en los cuales se formaron yacimientos, han sido adecuadamente estudiados. También son estudiadas las propiedades de los receptáculos y composición mineralógica de las rocas que forman los receptáculos, así como la composición de las rocas débilmente permeables que los rodean. En estas últimas se estudian también las propiedades principales de la materia orgánica dispersa, y las características geoquímicas de las rocas.

La existencia de aceite libre y gas en la forma de yacimientos en capas receptoras que forman receptáculos naturales, no da lugar a duda. La libre migración de agua, aceite y gas se puede observar directamente. Abundantes chapopoteras con aceite y gas conocidas en las montañas y regiones de piamonte localizadas en

1. o . BROD.


muchos lugares del mundo, son ejemplos de tal migración. Este fenómeno es expHcado por el hecho que en regiones fuertemente perturbadas hay numerosas fisuras y fracturas que facilitan la migración de aceite y gas. En regiones menos perturbadas, con ausencia de manifestaciones intensivas de aceite y gas el desplazamiento de sustancia móviles en el subsuelo se opera aún más o menos activamente. La migración y redistribución de sustancias móviles —gas , aceite y agua^— dentro del receptáculo, se comprueba por la regularidad de su distribución de acuerdo con su peso específico, en los estratos con buena permeabilidad separados por lutitas de baja permeabilidad.

Con este fenómeno está relacionada la coincidencia regular entre yacimientos de aceite y gas y trampas que forman, en unión con elementos de estructura local, yacimientos agrupados en zonas de acumulación de aceite y gas.

En la cuestión de la formación de acumulaciones de aceite y gas uno de los principales problemas por resolver es el de la afinidad genética entre el petróleo y gas acumulados en trampas, y las sustancias bituminosas encontradas en poros sub-capilares de rocas consideradas como rocas madres. Para la solución de este problema no sólo es necesario un estudio detallado de laboratorio en lo concerniente a la materia orgánica dispersa en las rocas, sino también un estudio de su transformación. Cuando se lleven a cabo tales investigaciones será necesario reconstruir en el laboratorio un medio ambiente semejante al de las transformaciones físicos-químicas a las que son sometidas las sustancias bituminosas móviles, consistentes de diferentes composiciones de as-faltines, resinas y aceites, en el curso de su transición del estado molecular disperso en poros sub-capilares de rocas pelíticas a poros super-capilares de rocas receptáculos saturadas con agua libre. N o obstante un número de características comunes, las sustancias ligeras bituminosas extraídas de rocas pelíticas difieren del aceite que forma yacimientos en capas receptoras. Y esto es muy natural, porque las transformaciones físico-químicas de sustancias transcurre en forma diferente en poros sub-capilares de rocas pelíticas y en poros super-capilares de rocas de receptáculo. Por lo tanto, el petróleo que conocemos como una masa comparativamente homogénea saturando rocas fracturadas o rocas con buena porosidad, es en general similar a sustancias bituminosas disper-



sas en rocas pelíticas, pero al mismo tiempo difiere de ellas por el número de características específicas. Aparentemente, la existencia de petróleo como forma definida de una mezcla de masas de hidrocarburos es propia solo para rocas que permitan la libre migración y diferenciación de fluidos y gases. Todos los intentos previos para sistematizar transformaciones químicas de sustancias orgánicas a petróleo no tomaban en consideración el hecho de que en el curso de la migración de los compuestos de hidrocarburos dispersos en poros subcapilares desde sedimentos limosos hacia rocas con buena permeabilidad se operan no sólo cambios cualitativos, sino también cuantitativos de sustancias. Este es un proceso físico-químico y su conocimiento requiere amplios experimentos de laboratorio, dirigidos expresamente con este fin.

También hay notables diferencias de opinión en la interpretación de los procesos de migración de sustancias bituminosas conjuntamente con el agua dentro de los receptáculos naturales. La escala mecánica de este fenómeno está abierta a discusión. N o está claro en qué condiciones físicas los compuestos de hidrocarburos, junto con el agua, migran hacia las trampas en las cuales se forman yacimientos de aceite y gas.

Se discuten también con amplitud los procesos de las transformaciones físico-químicas de estos aceites, debido a los cambios en temperatura y presión en el curso de los eventos geológicos en el área de la corteza terrestre con la cual están relacionadas las acumulaciones de aceite y gas.

A la luz de los puntos de vista formulados, relativos a las zonas de acumulación de aceite y gas, pertenecientes a elementos de grandes regiones de subsidencia en el actual patrón estructural de la corteza terrestre, surge el problema de si las acumulaciones de aceite y gas conocidas actualmente son de la misma edad que las trampas que las contienen. En conexión con esto es extremadamente importante establecer la edad de las formaciones de los aceites y gases que constituyen los yacimientos.

N o obstante el hecho de que muchos problemas permanecen hasta ahora sin solución, el bosquejo general presentado ofrece una posibilidad para formular la condición fundamntal de acumulación de aceite y gas en la corteza terrestre, determinando los métodos de exploración y búsqueda, así como una estimación

/ . o . BROD.

comparativa de las posibilidades de aceite y gas de grandes regiones.

Esta condición fundamental es una larga y estable subsidencia del área de la corteza terrestre en la cual la tendencia de inmersión y de enterramiento de sedimentos predomina en los procesos de pequeños y grandes movimientos oscilatorios de la corteza terrestre (Brod 1947, 1951) . Sólo una inmersión de sedimentos a considerable profundidad y su recubrimiento por depósitos poco permeables pueden asegurar la preservación de material orgánico en el subsuelo y su desintegración con formación subsecuente de nuevas porciones de bitúmenes móviles. La subsidencia preserva también a los hidrocarburos originados de su dispersión en una cuenca acuosa. En todas las transformaciones sólo una cierta parte de material orgánico enterrado en sedimentos es transformado en compuestos de hidrocarburos que bajo condiciones favorables puede formar yacimientos de aceite y gas. Mucha mayor cantidad de materia orgánica, en forma de partículas carbonosas dispersas, es preservada en las rocas y puede fácilmente descubrirse allí, mediante los análisis apropiados.

Por lo tanto, los compuestos de hidrocarburos que originan el petróleo aparecen en el proceso de pugna de dos tendencias opuestas, con predominio de la tendencia de la subsidencia sobre la tendencia ascendente en el curso de movimientos oscilatorios tanto pequeños como grandes, en ciertas regiones de la corteza terrestre.

Si las series singenéticas petrolíferas contienen capas y lentes de arena u otras capas altamente permeables, el desplazamiento de sustancias móviles de rocas pelíticas a rocas receptoras con buena permeabilidad se produce simultáneamente con la subsidencia de todas las series sedimentarias. Las rocas receptoras bajo el efecto de la carga de las capas superyacentes son compactadas en menor grado que las rocas pelíticas. Las sustancias bituminosas móviles que pasan de poros sub-capilares a poros supercapilares y fisuras de capas receptoras son aparentemente disueltas en agua y migran junto con ésta. En el curso, de esta migración se opera la diferenciación de sustancias móviles dentro de los receptáculos naturales.

E n receptáculos naturales, rodeados por todos lados por rocas




pelíticas, los compuestos de hidrocarburos llenan gradualmente una trampa y pueden formar yacimientos de aceite (y gas) cerrados. En caso de la presencia de receptáculos naturales de gran extensión, los compuestos de hidrocarburos, al desprenderse del agua, se acumulan en varios pliegues estructurales de los estratos, en zonas de acuñamiento, o en las zonas de discordancias angulares de las capas, y en todas las áreas de receptáculos naturales que pueden seirvir como trampa. Con la preponderancia de la tendencia de subsidencia sobre la tendencia ascendente, los yacimientos de aceite y gas así formados en trampas se quedan enterrados en el subsuelo. Este proceso es favorable en los casos de yacimientos que no estén sujetos a altas temperaturas y presiones, capaces de destruir y dispersar el aceite.

Por lo tanto, el predominio de la tendencia de subsidencia sobre la tendencia ascendente, en el curso de pequeños y grandes movimientos oscilatorios de las partes superiores de la corteza terrestre, es una condición fundamental para la formación y acumulación de aceite y gas.

Esta condición, que puede considerarse como la ley fundamental de acumulación de aceite y gas en la corteza terrestre, deberá servir como criterio principal al estimarse las posibilidades de aceite y gas de grandes territorios.

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