Trampas de Hidrocarburos - Trampas Estructurales - Relacionadas con Fallas

Hay trampas asociadas a muchos tipos de fallas. La forma más simple es cuando un reservorio con buzamiento está yuxtapuesto contra una capa impermeable que proporcione un sello lateral. Obviamente este tipo de trampa aún necesita que la capa de arena esté suprayacida con una formación impermeable, y además necesita que la zona de falla no provea una vía de escape para los hidrocarburos. De hecho, el grosor de la falla puede proporcionar el sello lateral.

Las estructuras de Graben pueden proporcionar los sellos laterales en ambos lados del reservorio.
Las trampas anticlinales también pueden estar asociadas con fallamientos, particularmente fallas de cabalgamiento o rotacionales.

Trampas de Hidrocarburos - Trampas Estructurales - Relacionadas con plegamiento.

El plegamiento de rocas de tipo reservorio, suprayacidas por rocas sello, frecuentemente resultan en trampas de hidrocarburos. Las trampas anticlinales son una forma común, donde una capa porosa y permeable ha sido plegada hacia arriba, permitiendo que los hidrocarburos migren a la cresta del plegamiento, y queden atrapados por los sedimentos impermeables suprayacentes.

Se pueden formar trampas similares donde la capa de arena es de grosor variable, permitiendo que los hidrocarburos se acumulen en las partes de mayor grosor.

Si las crestas de plegamientos laterales cortos no tienen suficiente amplitud para contener todo el volumen de hidrocarburos que haya migrado, puede resultar en un afloramiento del fluido.

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.