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UNIVERSIDAD NACIONAL DEL ALTIPLANOUNIVERSIDAD NACIONAL DEL ALTIPLANOFACULTAD DE INGENIERÍA GEOLÓGICA Y FACULTAD DE INGENIERÍA GEOLÓGICA Y

METALÚRGICAMETALÚRGICA

Ing. Georges Florencio LLERENA PEREDOIng. Georges Florencio LLERENA PEREDO

GEOLOGÍA DEL PETROLEOGEOLOGÍA DEL PETROLEO

Capitulo VICapitulo VI

Las MigracionesLas Migraciones

INTRODUCCIÓN

Las migraciones, es sin duda el más vasto y el más complejo de toda la Geología petrolífera. Debe ser considerado en estrecha relación con numerosos factores, muy diferentes entre si:

• El origen mismo de los hidrocarburos

• Las características físico-químicas de los petróleos

• La litología de las rocas-almacén y rocas asociadas

• El tipo y naturaleza de la trampa, donde se reúne el petróleo

• Finalmente, debe ser conocida toda la historia geológica de la cuenca

INTRODUCCIÓN

Lo cierto es que la exploración petrolífera se facilitaría grandemente, si se pudiera conocer “a priori” en cada cuenca sedimentaria:

• Dónde se ha formado petróleo, en que época y en que medio

• En qué época y en qué condiciones, los hidrocarburos han abandonado la roca-madre y han emigrado hacia los puntos de acumulación para formar los yacimientos. Es el problema de los mecanismos de la migración.

Evidencia del desplazamiento de los hidrocarburos

La realidad de la migración de los hidrocarburos en el interior de los terrenos, está puesta en evidencia, por varios fenómenos:

• La existencia misma de los yacimientos

• La existencia de los indicios superficiales activos (fuentes de petróleo y gas, lagos de asfalto)

• Los movimientos de los fluidos en los campos en explotación

Algunas definiciones

Se agrupan generalmente bajo el término:

1. Conmigración, todos los desplazamientos que conducen más o menos rápida y directamente a la formación de un yacimiento por acumulación y segregación en una trampa.

2. Dismigración, los desplazamientos hacia la superficie, conducentes a la

formación de indicios superficiales, y después a la destrucción más o menos completa de los hidrocarburos por los agentes atmosféricos.

En la conmigración, se distingue también:

a) Migración primaria, que designa los movimientos de los fluidos de la roca-madre hacia la roca-almacén.

b) Migración secundaria, que concierne a los desplazamientos de los

hidrocarburos en el interior de los horizontes permeables de una serie estratigráfica, hacia las trampas donde se produce la acumulación.

Algunas definiciones

Se distingue aún en los movimientos de los hidrocarburos: 1. La migración lateral, que concierne a los desplazamientos en el interior de una

formación de la misma edad, sean cuales sean la distancia y el desnivel recorridos. 2. La migración vertical, que se refiere a movimientos perpendiculares a los límites

cronoestratigráficos, y que hace pasar los fluidos de una formación determinada a una formación de edad diferente. Puede entonces ser:

a) “Per ascensum” si el paso se realiza hacia una formación estratigráficamente

más joven. b) “Per descensum” — en el caso contrario.

LOS MECANISMOS DE LA MIGRACIÓN

Algunas de las observaciones fundamentales y de los experimentos básicos. Conducen junto a consideraciones generales de mecánica de los fluidos, a considerar los siguientes factores:

1. Diferencias entre las características físicas de los fluidos, agua y petróleo, contenidos en las rocas. Interacción de estas características y de las propiedades físicas de las rocas. Se obtienen movimientos diferenciales agua y petróleo:

a) Diferencias de densidad entre el agua y el petróleo que originan la aparición

de fuerzas de gravedad, que tienden a separar los dos fluidos, tanto en medio estático como dinámico.

b) Fuerzas de tensión superficial e interfacial, que introducen en el medio

poroso, presiones diferenciales, que pueden actuar a la vez sobre el movimiento y sobre la segregación de los fluidos.


1. Fenómenos que actúan sobre el conjunto de los fluidos de la roca y que crean

desplazamientos en masa, entre zonas de alta y baja presión (hidrodinamismo):

a) Compactación de los sedimentos. b) Subsidencia. Uno y otro, expulsan los fluidos de los sedimentos finos

compresibles, hacia los sedimentos más gruesos, donde reinan presiones inferiores.

c) Infiltraciones en los afloramientos. Introducen igualmente movimientos en el

manto acuífero, pero más tardíamente.


1. Mecanismos anejos, cuya importancia, sin ser despreciable, está menos definida.

a) Presencia de gas disuelto. b) Cementación de las rocas-almacén.

Teoría anticlinal y experiencia de Gillman Hill

Desde hace tiempo se ha visto que las acumulaciones de hidrocarburos, se sitúan siempre en la parte mas alta

En un yacimiento los fluidos se disponen uno encima de otro, en función de sus densidades relativas

En la fig. 6.1 es un caja rectangular de 2 x 0.3 x 0.1m, llena de arena saturada de agua, se inyecta en 3 puntos distantes entre si 10cm, una pequeña cantidad de petróleo, no se observa ningún desplazamiento

Teoría anticlinal y experiencia de Gillman Hill

Si se inyecta una nueva cantidad de petróleo, suficiente para que las 3 manchas se unan, aparece un desplazamiento hacia arriba y al cabo de algunas horas, toda la masa petrolífera se concentra en la parte superior de la caja , a excepción de una pequeña cantidad residual que no se mueve

OBSERVACIONES Y EXPERIMENTOS FUNDAMENTALES

Teoría anticlinal y experiencia de Gillman Hill.

Fig. 6.1 Esquema del experimento de GILLMAN HILL

Experimentos de Van TuylExperimentos efectuados por Van Tuyl

ponen en evidencia el papel jugado por la compresión y compactación de los sedimentos y las fuerzas de tensión superficial, en los primeros estadios de la migración

Uno de los experimentos, se dispone de abajo hacia arriba, una capa de arena gruesa embebida de agua, una capa de arcilla impregnada de una mezcla de petróleo y agua y finalmente una capa de arena fina impregnada de agua.

Experimentos de Van TuylTodo este conjunto se comprime

progresivamente por un pistón, alcanzando la presion de 85 kg/cm2 al cabo de dos horas y media. Se observa primero que una gran cantidad de agua se escapa del cilindro. Al final que las arcillas las que se han comprimido perdiendo la mayor parte de su contenido de fluidos. Las arenas de la base y techo están casi completamente saturadas de petróleo


Experimentos de Van Tuyl y Beckstrom

Fig. 6.2 Cilindro de VAN TUYL



Experimentos similares, efectuados haciendo variar la granulometría de las arenas, la densidad del petróleo y las condiciones de temperatura, muestran de una forma general: • El petróleo se acumula preferentemente en las arenas más gruesas que presentan

las permeabilidades más elevadas. • El volumen de petróleo retenido por la arena, es tanto más importante, cuanto

mayor sea su densidad. Bajo presiones suficientemente elevadas (140 kg/cm2), actuando sobre una única capa arenosa, un petróleo ligero es evacuado en parte, con el agua, mientras que un petróleo pesado, se queda en la arena.

• Colocando gas carbónico en la base del cilindro, o elevando la temperatura del

conjunto, se observa una aceleración notable, en la circulación y segregación de los fluidos.



Los resultados de estos experimentos, ponen en evidencia el papel de los diferentes agentes: 1. Compactación de los sedimentos que expulsa los fluidos de las arcillas y crea

corrientes. 2. Propiedades de superficie de los diferentes fluidos que producen una segregación

del petróleo hacia los medios más porosos. La circulación del agua, fluido humectante, es más fácil y necesita para moverse, presiones menores que el petróleo. Para una misma presión, el agua pasa por los finos capilares de las arcillas, mientras que el petróleo que ha sido expulsado, no puede volver penetrar y se queda en la arena.

3. La presencia de gas y una temperatura elevada, que facilita la circulación de los

fluidos, disminuyendo probablemente su viscosidad;

Experimentos de IllingEn un tubo de cristal de 30cm de largo

por 5cm de diámetro se colocan lechos alternantes de arena gruesa y fina, impregnado de agua, se inyecta en un lado del tuvo 90% de agua y 10% de petróleo. El petróleo desplaza al agua impregnando totalmente la primera arena gruesa, antes de invadir solo parcialmente la arena fina, luego invade totalmente el segundo lecho grueso hasta que todos los niveles gruesos estén impregnados


Experimentos de Illing (en Tiratsoo, 1951)

a) Petróleo “atrapado” en una arena gruesa (líquido utilizado: 10% de petróleo, 90% de agua).

a) Agua “atrapada” en una arena gruesa (liquido utilizado: 10% de agua, 90% de petróleo).

Experimentos de IllingEn la fig. 6.3, b .El experimento de

una disposición similar de arena, pero impregnada de 90% de petróleo y 10% de agua

Ponen en evidencia, el fenómeno de la segregación, de la filtración de los fluidos que se están desplazando a través de capas de porosidad elevada

Búsquedas de Kidwell y Hunt en Pedernales

En los flancos del anticlinal de Pedernales, se obtuvieron 150 muestras de 15 sondeos que atravesaban la Fm. de Paria con unos 60m de profundidad

En la serie estratigráfica: en la base un nivel detrítico grueso. Por encima un conjunto arcilloso potente, que contiene niveles arenosos lenticulares; uno de ellos ha sido atravesado por el sondeo PCH-12. hacia el techo, las arcillas se hacen poco a poco arenosas fig.6.4


Las medidas y observaciones muestran esencialmente lo siguiente:

La densidad de las arcillas aumenta con la profundidad, pasando de 1,5 a 6 m a 1,8 a 45 m. inversamente el volumen de agua aprisionado por las arcillas disminuye de 65% a 6 m, a 32% 48m

Las presiones medidas en las arcillas, son siempre superiores a presiones hidrostática que se podría esperar a la profundidad


Búsquedas de Kidwell y Hunt en Pedernales (Trinidad, 1958)

Fig. 6.4 Cortes de la estructura de PEDERNALES, Venezuela.


Búsquedas de Kidwell y Hunt en Pedernales (Trinidad, 1958)

Fig. 6.5 Corte del Sondeo PCH 12 que muestra los excesos de la presión hidrostática.


En la fig. 6.5 muestra que los fluidos soportan por lo menos una parte del peso de los sedimentos

El nivel arenoso atravesado por el sondeo PCH-12 presenta un fuerte exceso de presion, mostrando que se trata de un horizonte lenticular, que constituye trampa estratigráfica

La presion mas elevada se registran en niveles arcillosos mas alejados de los horizontes arenosos

ENSAYO DE ANÁLISIS DE LOS PRINCIPALES AGENTES DE LA MIGRACIÓN Y DE LA ACUMULACIÓN

A. Diferencias entre las características físicas de los fluidos

Diferencias de densidad - Fuerzas de gravedad

En un primer análisis, las fuerzas gravitacionales resultantes del empuje producido por el principio de Arquímedes, parece que deben jugar un papel primordial en los fenómenos de la migración.

Sin embargo la sencilla experiencia de Gillman Hill, muestra que estas fuerzas no intervienen eficazmente, más que en una fase tardía, después que el petróleo ha sido concentrado en una masa suficientemente importante, para vencer las resistencias capilares, que se oponen al franqueamiento de los estrangulamientos entre los poros de la roca.

Se ha podido demostrar, que la fuerza de gravedad, es incapaz por sí sola, de hacer pasar un glóbulo aislado de petróleo, de un poro a otro.

Es necesario que se sumen otras fuerzas, para que se produzca el movimiento.



Diferencias de densidad - Fuerzas de gravedad

La gravedad, no parece, pues, poder intervenir antes de un estadio avanzado de la migración, cuando una fase petróleo, suficientemente voluminosa, se encuentra reunida.

La agrupación puede realizarse, bajo el efecto de mecanismos diferentes, tales como el hidrodinamismo o la precipitación local de los hidrocarburos disueltos en el agua, e incluso de las fuerzas de gravedad, siempre que no se apliquen sobre partículas elementales demasiado pequeñas, del tamaño de la molécula, y así sea posible el franqueamiento de los poros más finos.

Se puede pensar, que la fuerza de gravedad, es el motor esencial de la migración secundaria y de la acumulación de los hidrocarburos en las trampas.

Aparecería, después que masas o glóbulos de petróleo, se hubieran reunido en la roca-almacén, llevados allí por otros mecanismos.



Teoría del atrapamiento diferencial (Gussow, 1954).

Sobre la base de las condiciones anteriores, que apoyan la teoría anticlinal, se podría esperar encontrar los yacimientos, sólo en las estructuras más elevadas de las cuencas sedimentarias.

En la realidad, aparecen anomalías de repartición, que se explican por la teoría del atrapamiento diferencial de Gussow.

Se ha observado a veces, que las trampas más próximas al borde de una cuenca, aunque regionalmente sean las más altas, no contienen más que agua.

Las trampas situadas más bajas, según la pendiente regional, están impregnadas de petróleo y las más próximas al centro de la cuenca, las más bajas estructuralmente, son solamente productoras de gas.




Gussow, admite que, en el curso de su migración, desde los puntos más bajos de la cuenca hacia las márgenes más elevadas, los hidrocarburos se acumulan en la primera trampa encontrada donde el gas, petróleo y agua, se separan en función de sus densidades relativas.

Cuando la trampa está llena y la superficie de contacto agua-petróleo sobrepasa la línea de cierre (columna de petróleo y gas igual o ligeramente superior al cierre estructural), el petróleo prosigue su camino hacia arriba y va a acumularse en una segunda trampa.

Pero el gas situado encima del petróleo, en el contacto del techo del almacén, continúa acumulándose en la primera estructura, con lo que se desarrolla la "gas-cap", y expulsa poco a poco al petróleo, basta que esté completamente llena y la superficie inferior del gas, alcance a su vez el punto de escape.

El gas sobrante, prosigue su ruta hacia la segunda trampa, donde el fenómeno se repite, si prosigue la llegada de hidrocarburos.




a) Trampa I con petróleo y gas

Trampa II solo con petróleo Trampas III y IV con agua

b) Trampa I solo con gas

Trampas II y III solo con petróleo Trampa IV con agua

c) Trampa I gas solo sin cambio

Trampa II gas y petróleo Trampa III solo petróleo Trampa IV solo agua

Fig. 6.6 Esquemas teóricos de GUSSOW: Atropamiento diferencial

Aplicación de la teoría de GussowComo aplicación de esta teoría se ve:Que una trampa que contenga

petróleo, es aun posible trampa de gas pero que una trampa llena de gas, no es ya trampa potencial de petróleo

Que en una región donde existen varias estructuras sucesivas, desde el centro de la cuenca hacia los márgenes, la mas alta regionalmente, no es necesariamente la mas interesante fig. 6.7



Fig. 6.7 Mapa estructural que muestra el camino de la migración en el caso de un atrapamiento diferencial

Aplicación de la teoría de Gussow

En apoyo de la teoría de Gussow, se puede citar la región de Lost Soldier de Wyoming (fig.6.8) donde se observa que las estructuras bajas de Ferris Mahoney y Wertz, son únicamente gasiferas, en tanto que estructura de Lost Soldier es productora de petróleo



Fig. 6.8 Atrapamiento diferencial: Ejemplo de LOST SOLDIER, WYOMING



Fig. 6.9 Atrapamiento diferencial: Kansas

Otro ej. Es los yacimientos contenidos en las dolomías de Arbuckle en el ordovícico del centro de Kansas fig. 6.9 donde las trampas mas próximas al centro de la cuenca son gasiferas, las mas alejadas productoras de petróleo, y las mas altas regionalmente en las proximidades del borde de la cuenca únicamente acuíferas



Tensiones interfaciales y segregación de los fluidos

Se ha visto, que las fuerzas de gravedad, sólo pueden aplicarse con cierta eficacia, sobre volúmenes ya relativamente importantes de petróleo separado del medio acuoso normal de los terrenos sedimentarios.

Las presiones diferenciales que son el resultado de las tensiones interfaciales, pueden ser responsables de la segregación de los fluidos, y como consecuencia, de la acumulación de un volumen suficiente de la fase petróleo, para poder ser tan sensible a las fuerzas de gravedad, como a las procedentes del hidrodinamismo.

Los experimentos de Van Tuyl y de Illing, así como las observaciones realizadas en Pedernales, muestran que una mezcla de agua y petróleo o de agua y materia orgánica (protopetróleo mal diferenciado), puede separarse, quedando el petróleo en el medio más poroso, cuando la mezcla de los dos fluidos circula a través de formaciones, que presentan caracteres de porosidad y permeabilidad diferentes.



Tensiones interfaciales y segregación de los fluidos

En tales condiciones, realizadas experimentalmente por Illing y observadas parcialmente en el lentejón arenoso cortado por el sondeo PCH-12 en Pedernales, el petróleo o la materia orgánica asimilable a un protopetróleo, se separa físicamente del agua, y entonces quizás se constituya una fase petrolífera suficientemente continua, para ser sensible tanto a las fuerzas de gravedad, como a los gradientes hidrodinámicos.

Esta observación, permite tocar la complejidad de los fenómenos de la migración del petróleo donde se añaden y superponen diversas acciones, sin jerarquía claramente establecida.

Una variación ínfima de permeabilidad, puede ser suficiente para permitir la acumulación de una fase petrolífera suficientemente continua, para vencer la presión capilar que se oponía al franqueamiento del frente de permeabilidad, e inducir así al petróleo, a migrar en masa hacia los lugares preferentes de acumulación.


B. Fenómenos que actúan sobre el conjunto de los fluidos, hidrodinamismo.

Hidrodinamismo y trampas estratigráficas

Parece que en algunos casos, el hidrodinamismo es capaz de jugar un papel importante en las capacidades de acumulación del petróleo en las trampas estratigráficas del tipo de los acuñamientos o de las barreras de permeabilidad.

En condiciones hidrostáticas, el petróleo se acumula normalmente en una trampa de este tipo, bajo la influencia de la gravedad.

La capacidad de la trampa, está limitada por el valor crítico de presión capilar, que es la presión de desplazamiento, por encima de la cual, la estanqueidad de la barrera de permeabilidad no está asegurada.

En la mayor parte de los casos, la impermeabilidad de la barrera es pequeña, y la baja presión de desplazamiento, no permite más que una altura de petróleo, poco importante.

En condiciones hidrodinámicas favorables, con flujo según la pendiente, la presión capilar en la interfase agua-petróleo, se mantiene para una misma altura de petróleo, por debajo de la presión de desplazamiento, permitiendo así una acumulación más importante, sin que se alcance el valor crítico.



Hidrodinamismo y trampas estratigráficas

Tales condiciones, parecen haberse reunido en el campo de Bisti, donde la acumulación está favorecida por un gradiente hidrodinámico, dirigido desde el Sur hacia el Norte, que impide el paso del petróleo de las facies de barra, hacia las facies de playa (Fig. 6.17).

Se han encontrado trazas de petróleo, pero en cantidad no comercial, situadas en las facies "back bar", pendiente arriba del almacén productor (Mc Neal, 1961).

Fig. 6.17 Diagrama de la presión en función de la profundidad en las facies deltaicas del campo GALLEGOS, Nuevo México



Importancia del hidrodinamismo

Igual que la fuerza de gravedad no tiene más que una acción limitada sobre el desplazamiento de un glóbulo de petróleo aislado, parece que las fuerzas desarrolladas por el hidrodinamismo son también insuficientes.

Una pendiente hidráulica de 20 m/Km., que es considerable, en una arena de grano grueso desarrolla una fuera del orden de 1 dina por cm2 sobre un glóbulo de petróleo, insuficiente para vencer las resistencias capilares (del orden de 3.000 dinas/cm2).

Por el contrario, actuando sobre una fase hidrocarburo suficientemente desarrollada y que ocupa un gran número de poros, produce fácilmente un desplazamiento (un gradiente hidrodinámico de 2 m/km., actuando sobre un volumen de petróleo continuo, con un espesor de 5 metros, desarrolla una fuerza del orden de 10.000 dinas/cm2).

Se llega así a pensar que sólo la adición de estos diferentes factores, gravedad e hidrodinamismo, es capaz, después de una cierta segregación, de producir un movimiento que obligaría al petróleo a desplazarse



Origen del movimiento del agua en los terrenos

Los valores indicados anteriormente para los gradientes hidrodinámicos, se refieren a medidas efectuadas en cuencas actuales.

No se excluye, que en anteriores etapas de la historia geológica de las cuencas, se hayan alcanzado valores más elevados.

Los gradientes hidrodinámicos medidos actualmente y los potenciales que resultan de ellos, como se verá más adelante, tienen su origen en las diferencias de altitud entre las zonas de alimentación y las zonas de emersión de los mantos subterráneos. Normalmente, están limitados siempre a valores pequeños.

Sin embargo, en Pedernales, se han registrado incluso a pequeña profundidad, notables excesos de presión, que pueden producir gradientes hidrodinámicos considerables, que juegan en la migración, un papel tanto más importante, cuanto que aparecen muy pronto en el curso de la sedimentación, y que se dirigen del centro hacia los márgenes de las cuencas.



Origen del movimiento del agua en los terrenos

Se sabe además, que el agua puede contener una cantidad, pequeña pero notable de hidrocarburos en estado de solución o suspensión fina.

Entre los hidrocarburos propiamente dichos, sólo se han podido ver en solución los productos más ligeros (S. E. Buckley, 1958), pero no se excluye que los productos intermedios entre la materia orgánica original y el petróleo, presenten una cierta solubilidad en el agua.

De una forma general, el poder de disolución del agua, aumenta con la presión y la temperatura.

No es absurdo pensar, que el agua arrastra con ella hidrocarburos, que solubles en las capas profundas, se separan por precipitación en las regiones más elevadas, de presión y temperatura inferiores, que constituyen las trampas, realizando así una parte del agrupamiento necesario para que el petróleo se haga sensible a las diferentes fuerzas de desplazamiento presentes.



Compactación de los sedimentos

La materia orgánica original, desde su transformación, se encuentra mezclada a un volumen de agua muy superior al suyo, en los cienos que se convertirán en rocas-madre.

Una arcilla recientemente depositada, contiene en peso, hasta un 85%, de agua. Bajo la presión de los sedimentos que se van acumulando poco a poco, las arcillas se comprimen y expulsan los fluidos que se encontraban allí, desde su deposición.

La curva de la Fig. 6.18, muestra según Athy (1934) cuál es la amplitud de la compactación en función de la profundidad de enterramiento. La arcilla, pierde progresivamente una parte de su espesor original, 20 o bajo 200 metros de sedimentos, 35%, bajo 600 metros y 47 % bajo 2.000 metros.




Fig. 6.18 Relación entre la compactación y la profundidad de enterramiento, Norte de Oklahoma




La compactación produce un aumento de densidad (Fig. 4.39, domos de sal), y una disminución de la porosidad, debida fundamentalmente a la salida de fluidos.

La curva de la Fig. 6.19, muestra según Hobson (1954), cuál es el volumen de los fluidos expulsados de una arcilla, según la profundidad de enterramiento: una capa de arcilla de 200 metros de potencia, por ejemplo, puede liberar 8 litros de agua por cm2 de superficie, bajo 1.500 metros de sedimentos, lo que representa 80 millones de toneladas de agua, por km2.




Fig. 6.19 Volumen de agua expulsado por una arcilla, bajo el efecto de la compactación.




Las arenas, por el contrario, almacén más frecuentemente asociado a las arcillas en las series petrolíferas, se comprimen más rápidamente, pero conservan siempre una porosidad más elevada.

Uno de los experimentos de Van Tuyl, trabajando únicamente con una masa arenosa, ha demostrado que una arena con una porosidad original de 42,6 %, no sufría ya la menor compactación a partir de una presión del orden 230 Kg. por cm2 (correspondiente a algo más de 1.000 metros de profundidad) y conservaba sin embargo aún, una porosidad de 27,5 %.

Es necesario alcanzar presiones de varias toneladas por cm2, para que se produzca una nueva reducción de porosidad por aplastamiento de los granos de arena.

En las series carbonatadas, los arrecifes que representan el tipo de almacén más corriente, son también más resistentes a la compactación, que los sedimentos finos que los envuelven y los rodean. Conservan incluso a gran profundidad, una porosidad importante. Esto, desde luego, sin tener en cuenta los fenómenos de cementación secundaria que acompañan a la diagénesis.




Los fluidos expulsados de las arcillas por la compactación, se desplazan hacia las capas no compresibles, que presentan una porosidad suficiente.

Si los horizontes-almacén están completamente embalados en terrenos impermeables (caso de los lentejones arenosos o de los arrecifes), se produce la segregación del petróleo y la formación de un yacimiento, como consecuencia de las fuerzas de tensión interfaciales. Es lo que se observa en el lentejón arenoso atravesado en Pedernales por el sondeo PCH-12, que se puede considerar como un yacimiento en vías de acumulación de una trampa estratigráfica, y es lo que pasa en los lechos arenosos del experimento de Van Tuyl.

Si por el contrario, los niveles porosos y permeables, están muy extendidos y en relación más o menos directa con la superficie como por ejemplo los niveles de base de la serie de Paria en Pedernales, los fluidos expulsados por la compactación de los sedimentos, se desplazan hacia las zonas altas, donde reinan presiones menos elevadas.



Efecto de la subsidencia

A las fuerzas motivadas por la compactación de los sedimentos, parecen añadirse otras fuerzas orientadas diferentemente, que serían de-bidas a la subsidencia.

El resultado de su acción, es el mismo que el de la compactación: expulsan los fluidos de los terrenos compresibles, hacia las zonas de baja presión, creando una corriente hidrodinámica dirigida hacia los bordes de la cuenca.

Esta hipótesis, debida a K. E. DalImus (1958), hace intervenir la compresión lateral provocada por el acortamiento del arco terrestre, durante la subsidencia.




Es necesario señalar, que se ha tomado la costumbre de razonar sobre esquemas según cortes de las cuencas sedimentarias, donde el nivel del mar, está representado por una línea horizontal; el movimiento de subsidencia, se traduce entonces por un aumento de la longitud de la línea que representa el substrato de la cuenca.

En realidad, el nivel del mar es una porción del geoide terrestre, es decir, sensiblemente un casquete esférico. El hundimiento progresivo del fondo de la cuenca, debe, pues, traducirse en realidad, por un estrechamiento progresivo, dando al nivel de la cuerda del arco, una compresión lateral de los sedimentos (Fig. 6.20 y 6.21).

Según Dalimus, esta compresión alcanzaría según el diámetro de la cuenca, los siguientes valores:

Diámetro de la cuenca (º de arco) (Km.)

Prof. Cuerda (m)

Presión vertical (Kg./cm2)

Presión lateral (Kg./cm2)

1 3 5

111,3 333,9 556,5

242,9 2185,7 6070,0

53 480 1335

59 519 1412




Fig. 6.20 Cuenca de FORREST-CITY-SALINA, USA., corte E-W




Fig. 6.21 Diagrama geométrico de una cuenca subsidente, coincidiendo los puntos de inflexión con el nivel del mar.




El cuadro anterior, muestra que sería más elevada que la presión debida a la compactación de los sedimentos. Notemos para fijar ideas, que las dimensiones escogidas para los diámetros de las cuencas, corresponden sensiblemente, de más pequeño a más grande, a las tres cuencas de Po, Aquitania y París.

Por el contrario, allí donde la curvatura del sustrato de la cuenca, alcanza su máximo pasando de la convexidad normal del geoide a la zona cóncava de la cuenca subsidente, se sitúa una zona de tensión ("dynamic rim") favorable a la formación de las fallas normales y a la fracturación.

Bajo el efecto de las tensiones, se producirá en esta zona, un aumento de la porosidad media y una disminución de la presión. Los fluidos expulsados del centro de la cuenca por la compresión vertical y lateral, se dirigirán hacia el borde en tensión.

En una cuenca subsidente, la línea de charnela en tensión, está cerca del borde continental; se sitúa en la zona donde se desarrollan al máximo los horizontes-almacén favorables, arenas y arrecifes, y por tanto, las trampas estratigráficas.




Además, cuando la compresión lateral sobre el fondo de la cuenca sobrepasa el límite de resistencia al aplastamiento de las rocas del zócalo (para el granito es de 1.500 kg/cm2), puede aparecer un abombamiento en pliegue de fondo, contemporáneo con la sedimentación, e independiente de toda tectónica tangencial.

Los horizontes sedimentarios colocados por encima del pliegue, se ponen en tensión y atraen más fácilmente los fluidos; como los horizontes-almacén están a menudo mejor desarrollados sobre los altos fondos de este tipo, habrá entonces allí una zona de acumulación preferente.

Finalmente, la disolución y dispersión de los hidrocarburos, son máximas en las zonas profundas de la cuenca, donde existen presiones y temperaturas elevadas; la llegada de los fluidos a las zonas de flexión, de presión más baja y temperatura menor por encontrarse a profundidad menor, libera los hidrocarburos que se separan más fácilmente del agua, y se acumulan entonces en las trampas.




Estas dos hipótesis, que dan una importancia considerable al movimiento de los fluidos, desde el centro de la cuenca hacia las zonas de poca presión, bajo el efecto de la compactación de los sedimentos y la subsidencia, están de acuerdo con la localización más general de los yacimientos en una cuenca, en las proximidades de su borde, o sobre los pliegues de fondo aparecidos muy pronto, durante la sedimentación.

La localización en los márgenes, es difícil de verificar en todos los casos, por haber sufrido la mayor parte de las cuencas, deformaciones tectónicas que originan movimientos posteriores a la primera acumulación; por el contrario, la relación de los yacimientos con los antiguos altos fondos, sea cual sea su origen real, es más neta, habiendo tenido los esfuerzos orogénicos, lo más a menudo, el efecto de hacer volver a jugar los mismos accidentes y de acentuar así la importancia de las trampas (eje de Tihemboka en Sahara).



Infiltración del agua meteórica.

En las regiones donde las formaciones porosas y permeables, almacenes productivos en profundidad, afloran (principalmente borde de las cuencas), las aguas meteóricas se infiltran en parte y participan en la carga hidrostática de los yacimientos (presiones hidrostáticas).

Los mantos acuíferos así alimentados, presentan lo más a menudo, un flujo muy lento, y son por esto, prácticamente estáticos.

Pero puede ocurrir, que los gradientes creados por el flujo, sean notables; se puede pensar que afectan entonces sensiblemente a las acumulaciones de hidrocarburos.

Son estos gradientes, los que se intentan poner en evidencia en los estudios de hidrodinamismo aplicados a la exploración petrolífera (Millet, 1963; Munier-Jolain, 1959), con el fin de seleccionar las trampas más favorables para una acumulación comercial.



Mecanismos anejos

Es muy probable, que se añadan diferentes mecanismos a los precedentes para contribuir al desplazamiento de los hidrocarburos en los terrenos; su papel, es más difícil de delimitar, actuando bien sobre las características físicas de los fluidos, confiriéndoles una movilidad mayor, bien sobre el conjunto del sistema, creando localmente presiones diferenciales.



Papel del gas disuelto

El papel del gas en la migración, ha sido reconocido muy pronto. Los gases naturales que se forman en los sedimentos al mismo tiempo que el petróleo, o independientemente, por su pequeña densidad, su facilidad de desplazamiento en los medios porosos, se concentran muy fácilmente en las trampas. Se puede pensar, que juegan un papel notable en el desplazamiento de los hidrocarburos líquidos.

Thiel, en 1920, mostró experimentalmente la influencia del gas, en la separación del petróleo y del agua. Un tubo de vidrio de 25 mm. de diámetro y 1,20 m. de largo, curvado en forma anticlinal con buzamientos de unos 15°, se llena con arena impregnada de una mezcla de agua ligeramente acidificada y petróleo, y se coloca en cada extremo un poco de caliza triturada, cerrándose herméticamente.

El ácido reacciona con la caliza y produce un desprendimiento de gas carbónico. Al cabo de 24 horas, el gas y el petróleo están separados en el techo del arco, y después de 48 horas, la separación es total. En ausencia de gas, no se produce ninguna separación, sea cual sea la duración del experimento.



Papel del gas disuelto

Thiel, pensó primero, que el petróleo había sido transportado mecánicamente en forma de películas extremadamente delgadas, rodeando las burbujas de gas. Sin embargo, el volumen de petróleo desplazado así, no parece relacionarse con el escaso volumen desprendido de gas.

El experimento se volvió a realizar entonces, colocando el tubo en posición sinclinal: en una primera fase, el petróleo se acumuló en el contacto de la parte superior del tubo, en toda su longitud, pero al cabo de 36 horas, se había desplazado hacia cada una de las extremidades en dirección a la fuente de gas.

El experimento volvió igualmente a realizarse, suprimiendo el gas carbónico y reemplazando el petróleo por una mezcla de petróleo de quemar y gasolina. Cuando el tubo se mantiene a temperatura normal, no se realiza la segregación, pero si se calienta progresivamente, desde el momento que se alcanza la temperatura de ebullición de la gasolina, se efectúa la separación y se hace rápidamente completa.



Cementación de los almacenes

Algunos autores, han pensado que la cementación progresiva de los almacenes durante la diagénesis, puede jugar un papel en los fenómenos de la migración.

Su papel sin duda indirecto es prácticamente imposible de poner claramente en evidencia, debido al hecho de la lentitud de fenómenos. No excluye que las cementaciones locales favorecen a la aparición de zonas con presiones diferenciales, que presentan potenciales variables.

Los cementos formados en el manto acuífero, después del emplazamiento del petróleo, pueden quizás también en algunos casos, proteger los yacimientos de un barrido.

DESPLAZAMIENTOS DE LOS HIDROCARBUROS DURANTE LA MIGRACIÓN

DISTANCIAS RECORRIDAS POR LOS HIDROCARBUROS DURANTE LA MIGRACIÓN

Las distancias que han podido recorrer los hidrocarburos desde el lugar de su nacimiento hasta la trampa en que se les encuentra acumulados, es otro problema que ha sido objeto de numerosas discusiones.

Para algunos, la migración no puede efectuarse más que en cortas distancias, directamente de la roca-madre hacia la trampa donde el petróleo se almacena formando un yacimiento.

En efecto:

1. Se encuentran muy frecuentemente, yacimientos en los que el petróleo se ha acumulado en lentejones arenosos o calizas recifales, rodeados completamente por series arcillosas y sin ninguna relación con otras formaciones porosas y permeables, que permitan una circulación de los fluidos, a lo largo de grandes distancias. En estos dos casos, la roca-madre supuesta, rodea más o menos completamente el almacén donde se han acumulado los hidrocarburos, mostrando así, que no es necesario un desplazamiento a larga distancia, para que se forme un yacimiento.

2. Es difícil concebir un desplazamiento a larga distancia, en una roca de grano fino,

tal como la roca que constituye más frecuentemente los horizontes-almacén.



A estos dos argumentos, se oponen serias objeciones: 1. La existencia de yacimientos en lentejones aislados de toda zona porosa y

permeable, es un hecho cierto, pero muchos de los yacimientos y entre ellos los más grandes (East Texas, Hassi Messaoud), están localizados en formaciones permeables muy extendidas horizontalmente. De aquí, viene en parte la distinción que ha sido necesario introducir entre migración primaria y migración secundaria. La primera, interviene sólo en la formación de los yacimientos localizados en los lentejones arenosos. Por el contrario, en otros muchos yacimientos, el volumen de las rocas-madre en la proximidad de la trampa, es netamente bastante menor, y se está obligado a hacer intervenir desplazamientos a larga distancia.

2. Si la circulación del petróleo en el interior de un almacén medianamente o

poco permeable, parece difícil en condiciones normales de presión y temperatura, no ocurre probablemente lo mismo en las capas de la corteza terrestre donde reinan temperaturas y presiones elevadas.



Los argumentos en apoyo de una migración a larga distancia (migración secundaria), más importante que un desplazamiento a pequeña distancia (migración primaria), en el emplazamiento de los hidrocarburos, son numerosos:

1. La acumulación está controlada siempre, por la posición estructural elevada (regla anticlinal de White), que favorece la segregación del gas, del petróleo y agua, bajo el efecto de las fuerzas de gravedad.

2. Las inmensas acumulaciones de petróleo o gas que constituyen los grandes

campos, tales como East Texas, Hassi Messaoud, etc., no pueden resultar más que del drenaje a muy larga distancia de los hidrocarburos formados en las rocas-madre.

3. En numerosos puntos, el petróleo no parece derivar de una roca-madre local; se

trata en particular, de las acumulaciones reconocidas en rocas eruptivas o en series puramente continentales, cuya facies muestra condiciones de depósito en un medio muy oxidante (series rojas).

4. Algunas trampas, actualmente estériles, muestran trazas evidentes de lavado, y

por tanto, de desplazamiento del petróleo. 5. En los yacimientos conocidos actualmente, los hidrocarburos están en equilibrio

más o menos inestable en función de la naturaleza del almacén y de la trampa, de su profundidad, y del movimiento y composición de las aguas de yacimiento. Si tal equilibrio existe actualmente, se puede pensar que existió igualmente en otro tiempo.



Un ejemplo, aportado por Levorsen, es el de los yacimientos del Norte de Oklahoma (Fig. 6.22). En esta región, al llevar la superficie de la base del Pérmico discordante, a la horizontal,

Fig. 6.22 Corte esquemático del norte de Oklahoma. a) Al principio del Pérmico. b) En la época actual


HISTORIA DE LOS DESPLAZAMIENTOS DE LOS HIDROCARBUROS Y DE SU ACUMULACIÓN

Está casi unánimemente admitido, que el petróleo se forma en un sedimento de textura fina, a partir de la materia orgánica que se encuentra allí, mezclada en mayor o menor abundancia.

Una incertidumbre importante, subsiste en cuanto al período de la historia del sedimento en el que la materia orgánica original se transforma en hidrocarburos.

Sea cual sea el “protopetroleo” presente inicialmente en la roca-madre o mejor en el sedimento-madre, es expulsado muy pronto, después de la sedimentación, mezclado al agua de imbibición.

Esta expulsión, se realiza bajo el efecto de la compactación de los sedimentos, que se suma y en proporción quizás importante, a las compresiones laterales, resultantes de la subsidencia.

El primer efecto de la compactación de los sedimentos, es una reducción notable de la porosidad de las rocas de textura fina; los fluidos expulsados, tenderán a invadir las formaciones de porosidad elevada, donde las presiones son menores.



Los accidentes capaces de dar un relieve sincrónico, son relativamente numerosos; se notará su coincidencia con un cierto número de tipos de trampas anteriormente citadas. Pueden tener un origen tectónico o sedimentario:

1. Tectónico, son:

a) Los anticlinales precoces que aparecen muy pronto durante la sedimentación y se forman de manera más o menos intermitente, durante la subsidencia (flexiones, arrugas embrionarias, producidas por la misma subsidencia).

b) Las estructuras motivadas por el flujo disarmónico de los sedimentos plásticos (diapiros, domos de sal).

c) Los bloques fallados que accidentan los bordes continentales y que se han producido por los reajustes de las fases tectónicas antiguas.

2. Sedimentarios, son:

a) Los bancos arenosos (cordones litorales) y los biohermios recifales. b) Los relieves del fondo submarino (relieves enterrados). c) Los anticlinales de compactación diferencial, que se forman sobre

arrecifes o paleorrelieves.



En cualquier caso, estas zonas altas, aparecieron muy pronto, y existían ya durante la deposición de los sedimentos y antes de la diagénesis; por esto, su papel en la localización de los yacimientos es múltiple:

1. Separan frecuentemente de alta mar, una zona tranquila de borde, más o menos próxima al continente, favorable a la proliferación de los organismos, al depósito, a la conservación y a la transformación la materia orgánica en hidrocarburos (La Brea-Parinas, Youngquist, 1958).

2. Por las modificaciones que su presencia aporta a las condiciones de

sedimentación, favorecen la formación de rocas-almacén, o son mismas, rocas-almacén.

Los biohermios recifales, por ejemplo, juegan los dos papeles: Pueden ser almacén, y los productos de su disgregación, pueden formar una roca porosa y permeable. Los paleorrelieves, constituyen una situación de fenómenos próximos; la roca antigua en relieve, está a menudo profundamente alterada por los agentes atmosféricos, presenta una porosidad secundaria elevada, y está rodeada por los residuos arenosos procedentes de su alteración. Recordemos igualmente la formación de la “cap-rock” de los domos de sal y la localización de las arcillas silicificadas en el techo de las estructuras salinas Gabón.



Finalmente, la posición del relieve en una zona de salinidad a menudo elevada, donde la presencia de materia orgánica en descomposición puede crear las presiones de CO2 necesarias, será favorable a la aparición de dolomías.

1. Por su forma, los relieves sincrónicos crean trampas estratigráficas (arrecifes,

paleorrelieves, cordones litorales) o estructurales (anticlinales de compactación, domos de sal).

En resumen, entre todas las estructuras, son las más apropiadas para la acumulación del petróleo, porque son las primeras que están preparadas para las migraciones precoces (ellas mismas, tienden a provocar una migración precoz), porque producen un desarrollo local de rocas que ofrecen buenas condiciones de almacén, y porque provocan la aparición de un gradiente de presión que tiende a atraer el petróleo hacia ellas.