Trampas de Hidrocarburos - Trampas Estratigráficas Parte 2

Las trampas estratigráficas están comúnmente asociadas con cambios en disconformidades que ocurren después que la depositación y la sedimentación han tenido lugar. Hay un número determinado de tipos de trampas, incluyendo truncamiento de reservorios (A), deslizamiento de
capas sobre inconformidades (B), interrupción de soterramiento erosional, etcétera:

Las trampas estratigráficas secundarias pueden resultar de una alteración post-depositacional
de las rocas, como ejemplos:

• Oclusión de la porosidad – por ejemplo, la cementacion de la roca de un reservorio puede resultar en una pérdida de porosidad, y cuando existe un buzamiento hacia arriba puede convertirse en un sello efectivo.
• Aumento de la porosidad, como en una dolomitización de calizas con baja porosidad,puede mejorar la calidad de un reservorio.

Trampas de Hidrocarburos - Trampas Estratigráficas Parte 1

Las trampas estratigráficas resultan de un cambio estratigráfico lateral que impide la migración continua de hidrocarburos.
Las trampas estratigráficas primarias resultan cuando el cambio lateral ocurre como resultado de un cambio contemporáneo en el ambiente de depositación (1 – 3) o como resultado de una interrupción en el soterramiento de deposición.

1. Cuando hay un cambio en la facies lateral dentro del mismo cuerpo. Esto puede ocurrir en el ambiente de depositación o puede ser resultado de una cementación o cristalización posterior.

2. Cuando cuerpos de arena forman lentes o depósitos lenticulares dentro de sedimentos impermeables. Esto es típico de un canal derivado en un río.

3. Acuñamientos que se forman cuando los sedimentos están siendo depositados contra una superficie deposicional existente, típica de ambientes costeros o deltaicos.

4. Vetas de carbonatos
5. Dunas de origen Eólico

Trampas de Hidrocarburos

Como se explicó anteriormente, para que se acumule un depósito de hidrocarburos, debe haber una barrera que evite que la migración continúe. Esto se produce por unas condiciones geológicas que causen una completa retención o por lo menos, permitiendo un escape despreciable.

Una trampa puede ser definida como la disposición geométrica de formaciones y rocas que permite una acumulación significativa de hidrocarburos en el subsuelo.

Los componentes esenciales de un reservorio son el reservorio mismo y la presencia de sellos efectivos.

Geología del Petróleo - Migración Secundaria

Este proceso secundario es la migración de los hidrocarburos entre un cuerpo permeable y poroso (una arenisca o un carbonato) El movimiento tiende a ir en dirección del fluido siguiendo gradientes de presión locales o regionales. Otra fuerza adicional es proporcionada por la flotación del petróleo liviano dentro del agua de poro, que es más densa. Opuesto a este flujo están las presiones capilares impuestas por el paso de glóbulos de aceite o burbujas de agua al pasar por los conductos interporales.

Mientras que haya diferencial de presión, y aberturas permeables, o debilidades como fracturas, la migración tendrá lugar. En últimas, la migración continuará hasta que se encuentre una barrera infranqueable y el petróleo se vea obligado a acumularse en un reservorio u otro depósito.

La migración secundaria, que es respecto a la densidad relativa y a la gravedad, y la relativa facilidad por la cual el gas y el aceite pasan a través de los conductos interporales resultará en que los gases de hidrocarburos se asentarán sobre el aceite, luego la progresión natural a través de un reservorio es que el gas va sobre aceite y este va sobre el agua.

Debe resaltarse que estos contactos no son un límite ‘absoluto’ entre sólo gas o sólo aceite o sólo agua. Siempre habrá un contenido de agua en los espacios porales. Los contactos tienden a ser graduales, y no cambios bruscos y son una indicación de la fase predominante (gas, agua
o aceite) en la sección vertical.

Geología del Petróleo - Migración Primaria

A medida que la generación de hidrocarburos se efectúa durante el soterramiento, los sedimentos arcillosos se tornan más compactos con el resultado de una reducción en tamaño de poro y creciente impermeabilidad. Para que esta reducción en el tamaño de poro pueda ocurrir, el agua de los poros tiene que salir del espacio de los poros. Este desecamiento, o el forzamiento del agua fuera de los poros es un proceso normal de la compactación.

La impermeabilidad se desarrolla, no tanto por la falta de comunicación o conexión entre los poros, sino por el hecho que las conexiones entre los poros son microscópicamente pequeñas.

Si la migración de los hidrocarburos ocurre al tiempo con el proceso de desecado ( lo cual es la suposición natural respecto a la migración primaria), entonces debe existir un mecanismo que incremente la permeabilidad de los sedimentos de arcilla permitiendo que el fluido fluya.
Este mecanismo aparece con la continua diagénesis de la arcilla cuando se llega aun soterramiento mayor.

Durante las posteriores diagénesis y catagénesis de los sedimentos, existe una conversión natural de los minerales en las arcillas (esmectita a ilita) debido al intercambio catiónico, lo cual resulta en que el agua intersticial se libera de la estructura mineral.
Este proceso se acelera con el incremento de temperatura, siendo mayor durante la catagénesis en un rango de temperatura similar al de la ventana de aceite, que es cuando ocurre la mayor generación de petróleo. El intercambio catiónico puede inclusive ser una fuente adicional de energía que ayude en el proceso de generación.

El incremento en el volumen de agua, debido al intercambio catiónico, resulta en un incremento dela presión de fluido, es decir sobrepresión. Lo cual conduce al fracturamiento de la matriz produciendo las características de fisibilidad que muestran las arcillas y los shales. Esta textura o estructura, una red de micro fracturas facilita la migración del fluido de poro e hidrocarburos fuera de los sedimentos sobre presionados hacia formaciones porosas, permeables y normalmente presionadas.

El proceso físico de la migración de los hidrocarburos entre la fase acuosa, es similar a una combinación de glóbulos discretos en solución o en suspensión. El movimiento, inicialmente, tenderá a ser vertical en la dirección de menor presión. Aunque debido a las líneas frágiles,
como fracturas, depósitos, intercalaciones porosas proveen mayor permeabilidad que la ‘permeabilidad vertical’ entre sedimentos, lo cual facilita la migración lateral.

Geología del Petróleo - Migración del Petróleo

Dado que los reservorios de petróleo se encuentran en rocas porosas y permeables, como areniscas y calizas, aunque como se ha visto hasta ahora, el petróleo se desarrolla en rocas generadoras como arcillas, es claro que debe haber una migración del petróleo.
Está aceptado en general que los hidrocarburos deben haber sido formados en una roca generadora antes de que la migración se efectúe, es decir que son los hidrocarburos mas no la roca generadora, la que migra. Se tiene el interrogante acerca de como ocurre esta migración,
pues los sedimentos de arcilla son sumamente impermeables.
De como puede esto ser posible, será explicado, pero vale la pena destacar que aún durante la migración, si los hidrocarburos están aun dentro de la ventana del aceite, especialmente a la temperatura de formación a través de la cual está migrando, puede estar ocurriendo
fraccionamiento térmico y desarrollo de hidrocarburos. Si esto es posible, entonces quizá también puede ser que la migración ocurra antes de que ocurra completamente la maduración, y el fraccionamiento térmico este produciendo hidrocarburos durante la migración.

Geología del Petróleo - Maduración del Petróleo Parte 2

A medida que la materia orgánica se descompone y transforma durante la diagénesis, la materia orgánica (biopolímeros) se transforma en geopolímeros conocidos como Kerógeno. La naturaleza y la composición exacta del Kerógeno dependerán de la composición de la materia orgánica original.

Debido al soterramiento continuado y al incremento de temperatura, la descomposición térmica resultante y fraccionamiento posterior durante la catagénesis se generarán hidrocarburos a partir del Kerógeno.

Una ventana de líquido o aceite, un rango de temperatura durante el cual la generación del petróleo puede tener lugar, determinara el éxito de este proceso. Esto dependerá de la profundidad de soterramiento y del gradiente geotérmico local.

Si la temperatura es muy baja, el fraccionamiento térmico no ocurrirá.
Si es muy alta, el proceso será muy extremo, y aunque pueden resultar hidrocarburos y gas, los hidrocarburos más pesados se ‘cocinarían’ y ‘carbonizarían’ a un residuo sólido. Este proceso, conocido como metagénesis, se piensa que comienza con temperaturas a partir de alrededor
de 200 °C.
La máxima generación de petróleo, es decir la ventana optima, ocurre aproximadamente en el rango de 100 a 180 °C.