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describe el desarrollo y creacion de pretroleo
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1II
Video Library
tor Exploration &
Production Specialists
Fundamentos de la Geología del Petróleo
GL101
Conceptos Básicos de la
Geología del Petróleo.'
R.C. Selley
David C. Morrill
Traducido por: Ing. Amado A. Govela Salvador
International Human Resources Development Corporation
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CONTENIDO
INTRODUCCION
UNIDAD I
RIESGOS CRITICOS PARA LA ACUMULACION DEL PETROLEO
QUiMICA DEL PETRÓLEO
MADURACiÓN DEL PETRÓLEO
CALENTAMIENTO DEL SUBSUELO
PRESiÓN DEL SUBSUELO
UNIDAD 11
LA ROCA GENERADORA
MIGRACiÓN
EL YACIMIENTO
UNIDAD 111
LA TRAMPA
EL SELLO
LA CUENCA SEDIMENT ARIA
EXPLORACION DE UNA CUENCA PETROLERA
RESUMEN
página
1
2
6
11
15
17
20
2225
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NOTF.: Far deflnitlons of· geological terms used inthis manual, please refer to:
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IIIII
INTRODUCCION
En este modulo se introducen tópicos que son
fundamentales para la tarea de la Exploración Geológicao Se
intenta que el estudio sea de interés para una audiencia
variada que incluye personal técnico y no técnico
relacionados con la industria petrolera .
El programa de video que acompaña a este módulo sirve
para dar una vista panorámica de los principios de la
Geología del Petróleo, así como un abstracto de algunos de
los tópicos principales considerados en detalle en los
módulos GoL. 102 al GoL. 107 de esta serie. Sin embargo. el
manual tratará estos temas desde una perspectiva un poco
diferente, consentrandose en aspectos que se relacionan
con la tarea exploratoria ya la Geología Mundial sobre la
ocurrencia del Petróleo. La secuencia de los temas en este
manual seguirán muy estrechamente a los presentados en la
parte del video
RIESGOS CRITICOS PARA LA ACUMULACION DEL PETROLEO
La tarea de encontrar un campo petrolero, no es muy simple. Primero. debe haber una
roca conteniendo materia orgánica original ;_u~~~ca generadoi§. Normalmente. ésta
es una roca lodosa. o una lutita. la cual es un tipo de roca muy común y comprende
aproximadamente el 80% del volumen de la roca sedimentaría de todo el mundo. Sin
embargo. el promedio de las lutitas contiene solamente de 1 a 2% de materia orgánica
y este valor puede variar ampliamente.
Muchas lutítas tienen muy bajo contenido orgánico y por lo tanto son rocas
generadoras pobies. A partir de esto. la roca generadora debe ser sepultada
profundamente de tal manera que la temperatura y el tiempo puedan causar la
maduración de la materia orgánica para producir petróleo. Esto normalmente requiere
del depósito en cuencas sedimentarias. áreas de depresión rellenas densamente de
sedimentos. Nuestra búsqueda del petróleo está fuertemente limitada, dado que mas
de la mitad de las áreas continentales del mundo y plataformas marinas adyacentes.
tienen cubiertas sedimentarias o muy delgadas o ausentes. Las áreas ligeramente
sombreadas en el mapamundi de la Fig. 1 . indica áreas que~son probables de ser
prospectos petroleros.Aun donde la materia orgánica llega a madurar. no toda llega a ser petróleo. En un
ejemplo típico Fig.2a, una lutita mariana normal con solamente 1% de materia orgánica
original, tendrá una tercera parte de ella convertida a moléculas de hidrocarburo que
pueda dar aceite o gas natural (Waples. 1981). El resto permanece en la roca como un
residuo orgánico insoluble.Sin embargo la etapa menos eficiente esta aun por venir. De todo el petróleo generado,
solamente una parte pequeña. usualmente menos del 1% (Hunt,1977). del aceite que-- - _/_----migra fuera de la roca generadora, se acumula en un receptáculo poroso Y permeable.
La mayor parte del petróleo. o aun en algunos casos. todo él se dispersará por
carencia de un buen arreglo del estrato para atraparlo, o saldrá a la superficie, por
carencia de un sello impermeable o un cap-rack.
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Por lo tanto. son cinco factores los riesqos críticos Dara la acumulación del Detróleo
(Fig. 2b.) : (1) Una roca qeneradora madura. (2) Un atrón de mi ración ue conecte a,..--.
la roca generadora con la roca almacenadora. (3) Una roca almacenadora que sea
.porosa y permeable~ (4) Una trampa. y (5) Un sello impermeable;
Si cualauiera de estos factores falta o es inadecuado. el prospecto estará seco y el
proceso exploratorio no será recompensado.
. De ahí que no hay que sorprenderse. que menos de la mitad de las cuencas
sedimentarias exploradas del mundo hayan probado ser productivas, (Huff. 1980) y
típicamente. solamente una fracción del.] % de la área de la cuenca petroler~ a lo
mas un.5% o 10% es actualmente prospect¡~ (Wecks, 1975).
Hay otros factores riesgosos que no pueden ser pasados por alto en la prospección
exploratoria, tales como la b-abilidad para recuperar el petróleo y la calidad del aceite o
~s. Menos del 60%. y algunas veces tan bajo como el 10% del aceite en el terreno
(aceite insitu) y 70% a 90% del gas insitu,Y'a probado ser económicamente recuperable.-porJecnología moderna. La situación geológica debe ser fijada cuidadosamente para
optimisar esta recuperación. Aún mas, en cualquier cuenca petrolera. habrá algunas
trampas que son muy pequeñas o receptáculos de muy pobre calidad para pagar los
costos de perforación y producción. Los asesores también necesitan ser capaces de
predecir si el producto será aceite o gas, dado que en áreas remotas o alejadas, el
aumento de dificultades y costos de manejo del gas natural pueden ser prohibitivos.
Similarmente. es importante frecuentemente predecir las mezclas químicas; de los
aceites crudos y del gas natural. particularmente en áreas donde los resultados pueden
ser solamente comerciales marginalmente. Todo esto debe ser en parte.
consideraciones que deben hacer los geólogos dedicados a la exploración.
A este punto. la tarea parece ser difícil sobremanera. pero es importante recordar que
la naturaleza sigue reglas y no distribuye erráticamente este petróleo bajo la superficie
de la tierra Nuestro entendimiento de estas reglas está basado en numerosas
lecciones pasadas y aprendidas de la perforación de muchos pozos productores y
secos. Es la aplicación de estas reglas. a situaciones que son siempre de alguna
maneras únicas, las que dan el arte entre la ciencia de la geología del petróleo.
QUIMICA DEL PETROLEO
El Azufre y el Nitrógeno, son elementos indeseables en el Petróleo. El Azufre, es mas
abundante en los aceites ~dos pesados y en el asfalto. Puede también estar presente
en mezclas de gas natural, tales como el corrosivo y venenoso gas H2S. A ese gas se
le llama" gas amargo " ( como opuesto al .. gas dulce", en donde el H2S es bajo o está
ausente ). El contenido de. Nitrógeno es generalmente mayor tanto en los ,asfaltos,
como en el Qas natural, cuando se compara con los crudos. En el asfalto ocurre
principalmente en compuestos hidrocarbonados de alto peso mOlecular, llamados
compuestos NSO. porque contienen impurezas de Nitrógeno, azufre y Oxígeno, sin
embargo. en íos gases naturales. el Nitrógeno se encuentra principalmente como el
Es muy compleja la materia de !a química orgánica, aún cuando nuestro conoCimiento
es solamente con el grupo de compuestos orgánicos mas simple; los hidrocarburos.
Este es el grupo que forma la mayor parte del Petróleo. Hablando estrictamente. los
hidrocarburos, son compuestos que contienen solamente dos elementos, _Hidrógeno y
Carbono.
Consecuentemente, el Petróleo es completamente simple en su composición
elemental. Contiene relativamente unas cuantas impurezas. principalmente átomos de
Nitrógeno, Azufre, y Oxigeno. La Fig. 3 muestra la composición promedio del Petróleo
en sus tres estados naturales de materia. como gas natural, aceite crudo Iíqu¡do y
asfalto sólido o semi-solido.
Fig.3 :\verJge dll'micalco¡rll'osillUns of n.1turallS.Js. crudp 011, anddsphalt (from Levor!>en1'J79i
Average Comparison of Crude oil, Natural gdS. Asphalt
Crud. oa A.~II "'''''''01 GOla--, 'oWelvN 'ow,;~ %w ••~
Corbon 12.2-117.1 80-85 60S -.. o"'16""11." 11]-14.7 •. 5-11 l-H
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gas inactivo N2, y produce disminución de la capacidad de calentamiento ( BTU ) del~ .
gas natural. También pueden estar presentes otros compuestos en las mezclas de gas
natural, incluyendo CO2 y los gases inertes.~ -
Sin embargo, y a pesar de que la composición elemental de los hidrocarburos es
relativamente simple, hay un vasto numero de formas en que los átomos pueden
arreglarse, porque los compuestos con propiedades físicas y químicas similares
pueden agruparse en series de hidrocarburos de las cuales, cuatro son particularmente
importantes en la química del petróleo: Las Parafinas, Los Naftenos, Los Aromáticos, y
Las Resinas y Asfaltenos ( Fig. 4 ).
Las Parafinas, ocurren o se presentan como estructuras, como cadenas, con la fórmula~
general CnH2n+2. El número de carbonos un", varía de uno en el hidrocarburo gaseoso
metano ( CH4 ), el miembro mas simple de la serie de las parafinas, a mas de 40. Un
gas natural compuesto de casi puro metano, se llama Gas Seco. Otros parafínicos de
peso ligero, con un número de carbonos hasta 5, son también gaseosos a
temperaturas y presiones normales. Un gas natural que contiene estos otros gases
parafínicos mas pesados, junto con el metano se le llama, Gas Húmedo. Los- .parafínicos con un número mayor de 5 carbonos, son líquidos normalmente. Los
parafínicos de mayor peso molecular llegan a ser viscosos sóli-dos plásticos o cerosos.
Los Naftenos. forman una estructura de anillo cerrado, con la fórmula básica CnH2~- ,Los compuestos de la serie Naftena tienen propiedades físicas y químicas similares a
sus equivalentes Parafínicos con el mismo número de carbonos. Junto con las
Parafinas, los Nafténos forman los compuestos mayores de la mayoría de los aceites
crudos.
Los Aromáticos, son el tercer grupo y tienen una estructura basada en un anillo -hexagonal de carbonos. con uniones alternadas simples y dobles. Esta unidad básica--se llama : Anillo de Benzeno. el cual, es el mas simpl~ y mas abundante compuesto
aromático: otros compuestos aromáticos, están formados por la sustitución de~ -cadenas parafínicas o anillosnafténicos en algunos de los enl' idró eno o
fusionamiento de algunos anillos benzénicQs ..--
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fusad aromaric rings;NSO impurities
basic hOlCogonel ring structure
elosad rlng structures
slraighl and branched chains
Typical Structure
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Bask Hydrocsrbon Series in Pelro4eum
Arometicr.
Paraffins
CnH2n + 2
The tour millorhydrocilrbon ~ries 01~troll?um chemistry.
fig.4
III
El cuarto grupo, Las Resinas y Asfaltenos. están compuestos también de.ledes o
mallas de anillos de Benzenn tI I~innrlrlns. pero conteniendo átomos de impurezas y no- .son hidrocarburos verdaderos. Estas impurezas. son los compuestos de alto peso
molecular. a que nos referimos anteriormente como compuestos NSO. Las Resinas y
los Asfaltenos, son los componentes mas pesados del aceite crudo y los componentes
principales en muchos alquitranes y asfaltos naturales.
El aceite crudo, pude clasificarse por su enriquecimiento relativo en estos cuatro
grupos de hidrocarburos. Un método propuesto por Tissot y Welte (1978) plasma; a.-las Parafinas. Naftenos y la combinación de Aromáticos y compuestos NSO, como tres
ejes de una figura triangular y la divide en campos que representan seis clases de
aceite crudo (Fig. 5).La mayoría de los aceites crudos, caen dentro de tres de estos
campos solamente y pueden ser cualquiera de éstos: (1) Ricos en parafinas (aceite
parafínico) ; (2) Pueden tener casi iguales cantidade~ de Parafinas y Naftenos, y juntos~hacen más del 50% del crudo ( Aceite Parafínico-Nafténico ) ; o (3) pueden tener-cantidades 'semejantes de Parafinas y Naftenos. cuyo total es menor del 50% y la
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composición está dominada por los Aromáticos, Resinas y Asfaltenos ( Aceite
Aromático Intermedio ).
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Fig.5 Tl'rnary diJRr ,1m show.tn~ c:omposillon oí IheSI)' cl,l~SC' oí crude oilsírom 541 oil íields (íromT•••soI ;¡nd Welle. 1978;rf?prinled hy permissiono( 5prinser·\'erlagl .
AROMATlC ff:• NSO COMPOUN05
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El aceite, puede degradarse a aceite pesada y a alquitrán por acción bacteria' y por.-
lavado de aguas meteóricas de origen superficial. Este aceite cae en una de dos
clases, Aromático-Asfáltico o Aromático Nafténico, ambos están enriquecidos en
Aromáticos. Algunos pueden contener Naftenos ( Aceite Aromático Nafténico ), pero el
contenido de Parafínicos es siempre muy bajo. Sin embargo, el sepultamiento
profundo, normalmente tiene el efecto opuesto en la alteración del aceite crudo. Tiende
a hacerla menos denso y mas Parafínico, a través de los procesos de maduración
térmica, la precipitación y remoción de moléculas asfálticas.
La química del petróleo, determina los tipos y cantidades de hidrocarburos refinados
producidos.La Fig. 6, muestra una correlación generalizada entre los hidrocarburos componentes
del petróleo, su densidad y los productos resultantes de los procesos de refinación.
Existen varias medidas del peso o la densidad, comúnmente usadas para el aceite
crudo, dos de las cuales, la densidad relativa y los grados API, se muestran en la Fig.
6 : estas medidas, se discutirán mas ampliamente en el modulo GL 102.
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fig.6
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El gas natural y los aceites ligeros, producen en su mayor parte. combustibles. La
gasolina, consiste principalmente de hidrocarburos de peso medio con un número de
. carbonos, variando de 7 a 12. Esto puede ocurrir de manera natural o por rompimiento
de moléculas mas pesadas.
Cracking (rompimiento), es el proceso en el cuál las uniones o ligaduras de carbono a
carbono son rotas por calor para dar lugar a hidrocarburos simples de peso mas ligero.
Otros compuestos de peso alto, con número de carbonos mayor de 15 se refinan como
lubricantes, plásticos y asfaltos.
MADURACION DEL PETROLEO
La.[!1aduración es el proceso complejo mediante el cual las ~oléculas biológica~
~=-s_p-,,-o-,-r ...::.o-,rgL:a::.:.n::.:.is.:..m--=-o..::..s_v_iv_ie.::..n_t~e..::.s.:..,so n~co__n_ve.:..rt-=-i-=.d...:..a...:..s-=a_p!:..e:...t=-ro:...·I-=.e...::.o.:.-.En las _et_a_p_a_s_te_m_p_ra_n_a_s
de esta alteración o diagénesis, se forma una etapa intermedia de materia orgánicaT
llamada Kerógeno, el cual es creado por el rompimiento de moléculas biológicas~complejas; reacciones entre algunas de las moléculas simples recientemente creadas y
la perdida de la mayoría de los átomos, no hidrogenados y átomos de carbono, como el
NH3, C02 y H20 .
Microscópicamente, el Kerógeno, puade ser visto como partículas o material amorfo de
coloración amarillo anaranjado a café negruzco.-Puesto que este material originado de diferentes clases de organismos vivientes, con
diferentes clases y proporciones de moléculas biológicas, no todos los Kerógenos
tendrán la misma composición química y darán origen a diferentes tipos y cantidades
de petróleo.
Los Geólogos, han encontrado conveniente agrupar a los Kerógenos en cuatro clases
fundamentalmente (Fig.7), el..,Iipo I de Kerógeno se deriva principalmente de algas y----cuando madura produce aceite crudo. También tiene capacidad de generar la mayor
parte del petróleo djttodos los tipos de Kerógeno.
1 ]
El Kerógeno Tipo 11, consiste principalmente de material amorfo derivado del
rompimiento bacterial y mecánico de una mezcla de animales y plantas marinas.. ---.unicelulares. Este Kerógeno también produce ~ceite, pero produce mas gas natural
que el Tipo I . El Kerógeno Tipo 111derivado de plantas continentales mas grandes. es
algunas veces conocido como Kerógeno Carbonoso . El material único en el Kerógeno. ,Tipo 111.tiene una capacidad menor pélra formar aceite y produce principalmente gas~ ~natural. El Kerógeno Tipo IV consiste principalmente de partículas inertes que han sido.--- .,--raltamente oxidadas antes del sepultamiento. tales como ~ carbón de madera
(Charcoal), el cuál. es el tipo de Kerógeno mas raro y prácticamente no tiene habilidad
para generar aceite o gas.-La química del aceite crudo, puede también ser vinculada al tipo de Kerógeno y a la
materia orgánica original. Normalmente la materia orgánica derivada dei continente, no
marina, depositada cerca de las áreas de drenaje continental (Kerógeno Carbonoso
Tipo 111).producirá principalmente gas; pero cualquier aceite generado será aceite
crudo de bajo contenido de azufre. parafínico a parafínico-natténico. La materia,... ----
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orgánica marina particularmente del tipo rico en proteínas derivada de animales
marinos (Kerógeno marino mixto Tipo 11),tiende a producir crudo s
intermedios con alto contenido de azufre.-:...- El petróleo, es generado cuando el Kerógeno está sujeto al incremento de temperatura
que acompaña al sepultamiento de los sedimentos (Fig.8). La alteración del Kerógeno
a petróleo es similar a otras reacciones de rompimiento térmico. Las grandes moléculas
.de Kerógeno, se descomponen por calentamiento para ceder moléculas pequeñas de
petróleo. E~tas reacciones usualmente requieren temperatura~ mayores de 60°C. A
temperaturas menores, durante la diagénesis temprana, el gas natural llamado Metano
Biogénico o gas de pantano, se genera a través de la acción de micro-organismos que
viven cerca de la superficie de la tierra. Grandes cantidades de Metano Biogénico se
genera probablemente, pero la mayor parte de éste no encontrará una trampa y se
perderá hacia la atmósfera,
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Fig.8 Generation oi petroleum\~. lempt'rature,
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Gpneration Inlensi~y
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100U,<1l-J~~ 175Q.E --1-- Wct Ga5<ll~ 225
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El rango de temperatura entre aproximadamente 60°C. v 175°C. es llamado
comúnmente la "ventana del aceite" (Fig.8). Esta es la zona principal de la formación
del aceite. Se inicia a una profundidad de sepultamiento de I a 2 kilómetros y termina a
profundidades de 3 a 4 kilómetros en la mayor parte de las áreas, dependiendo de
factores tales como el gradiente geotérmico. El primer aceite generado es pesado y
tiende a ser rico en compuestos aromáticos y NSO. A medida que el sepultamiento y la
temperatura se incrementan. el aceite tiende a ligerarse y ser mas parafínico. A
temperaturas muy arriba de 175°C la generación de petróleo liquido cesa y la
formación de gas llega a ser dominante. Cuando la temperatura de formación excede
de 225°C. casi todo el Kerógeno~a agotado su capacidad de generar petróleo. Las
rocas generadoras se convierten en ~obre-maduras. Sin embargo, algo de metano
puede crearse aún a estas temperaturas muy altas, por el rompimiento de las
moléculas pesadas mas grandes del aceite crudo generado previamente.
Dado que la conversión del Kerógeno a petróleo, es básicamente una serie de
reacciones químicas, el tiempo debe jugar un papelimportante en estos procesos. Las
rocas jóvenes de: edad terciara, deben ser sepultadas profundamente o tener
gradientes geotérmicos altos para generar cantidades significativas de petróleo sin
embargo se han registrado que los procesos de generación, migración y
entrampamiento sucedan en rocas tan jóvenes como de ].0 a 1.5 mi!lones de añ~s ; sin
embargo, las mayores acumulaciones de petróleo, se han encontrado en rocas de- --mayor edad de 10 millones de años (Halbouty e1.. al.,1970).
Por otra parte, algunas rOocasgeneradoras viejas, Paleozoicas y Mesozoicas, pueden
no haber sido sepultadas muy profundamente, quizás solamente hacia la parte mas
superior de la "ventana del aceite", pero generado petróieo debido al factor
tiempo. Sin embargo. en la mayor parte de las generaciones del petróleo. la
temperatura parece ser un factor mas significativo que el tiempo.
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CALENTAMIENTO DEL SUBSUELO
La temperatura, modificada por el tiempo, a sido el instrumento en la formación de la
mayoría de las principales acumulaciones del petróleo. Durante la perforación, se
puede medir la temperatura de la formación mediante termómetros que se introducen
en el agujero de perforación. Cuando se hace esto a varios niveles de profundidad se
puede determinar el gradiente geotérmico.
El gradiente geotérmico promedio mundial, que mide el incremerito en la temperatura
de la tierra con la profundidad es de aproximadamente 26°C, por Km: (14° F/1000. -
Pies). Los gradientes medidos en cuencas sedimentarias alrededor del mundo.--típicamente varían de aoroximadamente 1SoC/Km. a 55°C/Km.--- . ----------Un gradiente geotérmico bajo, causa que la formación inicial de aceite se lleve a cabo-- -a niveles de subsuelo regularmente: profundas, pero también causa que la "ventana
del petróleo", sea más ampli~ (Fig.9). En co~traste, _~ngradiente geotérmico alto,
incrementa la formación temprana de aceite a profundidades de sepultamiento
relativamente someras, pero causa que el rango de profundidad de la "Ventana del-- ..¡ceite" -=-eabastante angosto ó S¡~r.eduzca, sin embargo, el procelo de formación de
aceite es más eficiente en rocas generadoras jóvene.s, en donde hay un gradiente
geotérmico alt~y se puede formar aceite más tempranamente a profundidades más
someras (Klemme, 1975).
La magnitud de un gradiente geotérmico en las cuencas petroleras esta más
frecuentemente relacionada directamente al flujo de calentamiento de la tierra, será
más alto en donde el flujo de calentamiento es alto (Fig. 10). Consecuentemente los
gradientes geotérmicos altos son frecuentemente encontrados en cuencas que están
asociadas con deformaciones activas, procesos de deformación y separación del piso
marino y procesos de construcción de montañas (tectónica). Los gradientes
usualmente serán bajos en las cuencas asociadas con los interiores viejos y estables'
de los Continentes, el Cratón. Los gradientes también tenderán a ser bajos en áreas
aisladas por rocas subyacentes frías o de gran es p'esor, sedimentos depositados
rápidamente.
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Localmente, el gradiente geotérmico estará influenciado por las rocas del subsuelo, a
través de las cuales el calor de la tierra debe pasar. La conductividad térmica de las
rocas, está relacionada inversa mente al gradjente geotérmico (Fig. 10). Estas varían de
acuerdo al tipo de roca o litología ya las clases y cantidades de fluidos que rellenan
los poros. Así el gradiente geotérmico variará norc'lalmente en forma vertical a través
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Heat Flow m Geothermal Gradient)(
Thermal Conductivity
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Thermal Gradlenl ('C/llm)
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~G 100 1~1
Tempmélture (oC)
shale
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Itmestone
Ilmeslone
- - shale
1 '(l}d:'fF sandS10ne
_-_ shale
Thermal Conductivity(watts/meter • K)
Lithology o2000 4000 6000 lo
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Fig.11 Tl1l'rm,l: Lur,dUl :l\ilil'S,;nd gt'olhprm.d g,.ld,('ntinr .1 c.nl"mn (),<'t·dtnH'nt,lf'. 'd' k
La presión, tal como la temperatura se incrementa con la profundidad, juega un papel
menor relativamente en los procesos de generación del petróleo (Phillipi, 1965), pero
tiene otros efectos importantes. El total de la presión de sobrec.:grg;:¡ejercida sobre
cualquier punto en el subsuelo es la suma de dos fuerzas. El peso debido a las rocas
PRESION DE SUBSUELO
de una secuencia estratigráfica, (Fig. 11), Y la temperatura tendrá una relación no
lineal a la profundidad de sepultamiento.
El gradiente geotérmico actual, puede ser de menos importancia para la maduración
que las condiciones paleogeotérmicas particularmente en áreas que han sufrido
hundimiento y levantamiento, además, de erosión en gran escala. Las reacciones
químicas completadas a temperaturas altas, no son reversibles normalmente. De ahí,
que es más importante establecer cuales son las temperaturas más altas logradas en
algún tiempo del pasado geológico. Para determinar la temperatura de formación
máxima de una roca generadora, se han aplicado varios métodos de medición ó pa!eo-
termómetros. Estos serán tratados más a fondo en el Módulo GL 104 .
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IX
sobre yacentes (presión litostática) y la presión debida a losfluidos contenidos en los
espacios porosos de la misma (Pr~sión de fluidos o presión de poro) (Fig. 12). La
presión litostática es transmitida por los contactos de grano a grano y el promedio es
de aproximadamente 0.6 psif.ft (.136 Kg/cm2.m) (13.6kP a/m) La presión del fluido es
transmitida usualmente vía comunicación poro a poro extendiéndose a la superficie y
es llamada entonces Presión Hidrostática. Para una salinidad típica del agua del
subsuelo. el gradiente de presión hidrostática. es de aproximadamente_.465 psi/ft
(.1052 Kg/cm2.m) (10.52 KP a/m).
Las presiones, se incrementan con la profundidad de enterramiento en un pozo a
presión normal, la presión del fluido es ligeramente menor siempre y la presión
litostática ligeramente mayor que la mitad de la presión total a cualquier profundidad
(Fig.13). Sin embargo. durante la perforación, se pueden encontrar rocas con
presiones anormales ya menudo inesperadamente. Esto puede causar serios
problemas, si las rocas están sobre presionadas en donde una barrera impermeable
sella los fluidos de los poros hacia la superficie, la presión del fluido llega a ser muy
alta, y la presión ejercida por el lodo de perforación no puede ser !o suficientemente
grande para detener la salida del fluido de las rocas. causando un OOreventonOO(blowout).
Las presiones de fluidos anormalmente bajas o bajo presionadas son menos comunes.
Sin embargo, pueden causar problemas, cuando las presiones altas de los Iodos de
perforación entran a la formación con presión más baja. causando pérdida de
circulación dan como resultado la comunicación de ios poros de las rocas del
____________________ J
IIIIIIIIIIIIIIIIIII
Uthoslaticpres:l+ 1
Fluid Pressure
Overburden Pressure =
Equ.lllon ior 0\1erburdenprr~~urf·.
Fig.12
(l)
Aún, cuando pueaen encontrarse presiones anormalmente altas en varias provincias
sedimentarias. prevalecen particularmente en rocas depositadas en ambientes de delt
en donde la sedimentación puede ser muy rápida para dar origen a lutitas profundas, n"
poco compactadas y drenadas. En este caso algo del peso de los sedimento que le
sobreyacen, que normalmente es tomado del contacto de grano o grano de las rocas
compactadas. se toma por el fluido en los espacios porosos.
2 E~~'á.
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4
5
15.000
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receptáculo, y con una columna de lodo disminuida, causará que la presión de la
formación haga posible un blow out.
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UNIDAD 11
LA ROCA GENERADORA
La roca generadora es cualquier roca en la cual se ha acumulado suficiente materia-
orgánica, preservado, y madurado térmica mente para formar petróleo. Las partículas
orgánicas son normalmente de grano fino, y se sedimentarán mas fácilmente en
ambientes de aguas tranquilas. Por lo tanto, las rocas generadoras son mas
comúnmente rocas de grano fino, particularmente lutitas. Otras rocas generadoras, son
los carbonatos de grano fino (Iodo calcáreo), mezclas de lodo y carbonato (margas) o
carbón (Fig. 14).
f ¡s. 14 ;\1'l/or type\ 01 sourcerocks and pprct?ntage 01world s pelrol('urnot(urrenc(' for each (da!atrorn Klemrnt'. 1980)
------------------ - -- - - - - - -.------------------------------------------------------.--------
----.------ - -- - - - - - -
II11IIIIIIIII
Shale,-----____.---1 _Mar' Carbonate COdI
_____ 1.. L_U>__ b__~4__1
Uno de los factores mas importantes para determinar si una roca rica orgánicamente
llegará ha ser una roca geneíadora es su madurez térmica. Sin embargo, algunas-
III
-1IIIIIIIIIII,1IIIIII
rocas generadoras potenciales nunca han alcanzado su nivel térmico. Un ejemplo son
las lutitas aceitíferas, como la Lutita Green River de la región de las Montañas
Rocallosas de U.S .. en donde la maduración instant3nea puede inducirse
artificial mente por calentamiento de la roca a temperaturas de 500°C
aproximadamente. un proceso llamado "pirólisis".
Las arenas alquitranadas. como las arenas alquitranadas de Athabasca del Oeste de
Canadá se han considerado algunas veces como rocas generadoras inmaduras. como
las lutitas aceitíferas. Sin embargo. la opinión mayoritaria es de que fueron alguna vez
yacimientos de aceite convencional, en los cuales el aceite se degrado por lavado de
aguas meteóricas dulces y por la acción bacterial. estos procesos convirtieron al aceite
mas ligero en un alquitrán o brea asfáltica viscosa.
La preservación de la materia orgánica es normalmente mas difícil de llevarse a cabo
que su producción. En el continente, con la excepción de algunos lagos y ciénagas de
carbón, la mayor parte de las acumulaciones orgánicas son destruidas a través de la- ----------oxidación y actividad biológica. La materia orgánica mas comúnmente se preserva en
ambientes marinos.
El de ósito rá ido es una manera de evitar la destrucción de la materia orgánica y ~s
característica de rocas generadoras con la forma de cuñas sedimentarias progradantes
de gran espesor, tales com? los delta~Sin embargo, el depósito rápido, conduce a la
dilucion de la materia orgánica por el sedimento. Algunas rocas generadoras ( lutitas )
encontradas en deltas con progradación rápida tienen contenidos orgánicos de
solamente 1%. Normalmente las lutitas requieren un contenido orgánico mas alto que
éste para ser rocas generadora s adecuadas. Sin embargo, los deltas tienen excelentes-geotermias de roca genaradora/almacenadora ,y se desarrollan estructuras tempranas
en respuesta a la carga de sedimentos. En tales casos. la migración y acumulación del
petróleo es probablemente mas eficiente que lo usual, y aun tales lutitas pobres
orgánicamente hacen rocas generadoras adecuadas.
Sin embargo, en la mayor parte de los casos, la lutitas marinas con contenidos
Oígánicos suficientemente altos para ser rocas generadoras de petróleo son
depositadas lentamente. bajo condiciones libres de oxígeno que evitan la destrucción
2\
/
orgánica. Esto ocurre mas comúnmente en ambientes marinos restringidos. en donde
la cuenca esta aislada o de otra manera se evita la comunicación fácil con el mar
abierto.
MIGRACIÓN
En el presente. la migración es la etapa mas pobremente entendida y menos medible
en el ciclo de generación, migración, y acumulación. La migración primaria. la cual
incluye la expulsión del petróleo de las rocas generadoras, es aún un gran misterio. Se
han propuesto varios modelos para la migración primaria, aún cuando ninguno parece
tener todas las respuestas. Estos modelos se discutirán en detalle en el Modulo GL
102, pero sus detalles no necesitan ser de gran preocupación para el geólogo que se
dedica a la exploración.
Los procesos de la migración secundaria que incluyen el movimiento del petróleo a
través de las capas perm~s ( capas conductoras )~acia la trampa. se entienden
mejor. Sin embargo. aún es muy difícil frecuentemente aplicar estos conceptos a la
exploración de una área en particular. Si bien la migración secundaria está gobernada
inicialmente por la flotación, que tiende a mover al petróleo hacia arriba por medio del
desplazamientc de aguas mas pesadas, el régimen tectónico y el hidrodinámico
también llegan ha ser importantes. Consecuentemente, es posible una variedad amplia
de arreglos espaciales entre las rocas generadoras y las capas
almacenadoras/conductoras (Fig. 15).
IIIIIIIIIIIIIIIIIII
10%
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(KCurrt'nct' far t'.l( h (d,IlJ
from Klt'mme. 1980.)
cuenca.
23
En cuencas mas consolidad~s, y viejas en donde se tiene poca deformación
destructora, la migración secundaria ocurre echado arriba a lo largo d~..."rampas"
estratigráficas-estructurales extensas, que conducen el petróleo de la cuenca profunda
a áreas de charnela o a un arco regional (Fig. 16a). En estos casos es posible la
migración a grandes distancias, y pueden dar como resultado grandes acumulaciones
si la área de drenaje es particularmente grande. Sin embargo, la migración secundaria
en cuencas jóvenes~LJe están menos consolidadas y pueden estar sobre presionadas 1implica mas movimientos a través ~defallas y fracturas (Fig. 1,6b).~En estas situaciones, _}
la migración secundaria frecuentemente ocurre sobre distancias cortas.
Frecuentemente ~stá influenciada p,or la liberación del agua debido a la compactación
y por los movimientos verticales del agua y del petróleo mas grandes que los normales,
y las vías son mas difíciles de predecir. La migración es aún mas complicada cuando
ocurre rápidamente, sobre un corto inteD@lo de tiempo, ° intermitentemente sobre un-gran espacio de tiempo, ya sea inicialmente o tardíamente en la historia de una
-1II1I1"l·"1:I, .".i.
1:~~",
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I..-l·. -.;
l·IIIII
I
Así, mientras el concepto de la migración secundaria es simple de entender, su
aplicación a la tarea exploratoria es frecuentemente muy difícil.
II
fig. 1 b t' I ¡:.. ,", .1\ ' 1;: 't '. (':' : .• !~
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IIII
I
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1I1-
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III
I
25
EL YACIMIENTO
(Fig.17).
Fracturad rockso, other lypeSCarbonato
(limestone 8. dolomita)SandSlone
Fig. 17 '~i1'or t"pl" pí rl'~l'r\'Olr~
.\nd ¡ll'r< ('nl.l);" oi\\.,rid', !)('trOlt'lHTl
(l{ l'~¡rr','n('l' r(lr l'.Ilh
Muchas rocas son suficientemente porosas pero aún así no sirven como yacimientos,
debido a que sus vías o gargantas de poros son muy pequeñas para permitir que las
gotas de petróleo se muevan a través de ellas. Esto puede deberse al tamaño fino del
grano, como en las lutitas y las limolitas, o a muy pobre clasificación, en donde los
granos finos y gruesos están mezclados y las partículas finas obstruyen las vías (Fig.
18). Los mejores yacimientos son los formados por granos gruesos y medios ,y
muestran un alto grado de clasificación. Las litologías de arenisca lodosa. depositadas
Hay dos propiedades físicas fundamentales que un buen yacimiento debe tener (1)
porosidad, o suficiente ~_spacio vacío para contener cantidades significativas de
petróleo; y, (2) permeabilidad, la habilida<;l del petróleo para flui~ dentro, o fuera, de
estos huecos. Consecuentemente, los únicos poros efectivos son esos que están
interconectados y permiten a los fluidos fluir a través de ellos.
Los únicos tipos de rocas comunes que normalmente tienen la combinación favorable
de porosidad y permeabilidad para ser yacimientos son las areniscas y los carbonatos..,,-
-1,
1111l.; .
1,~.3
1l
-;d13,.:,~
•....\ .
1::,: ~
."l'111I
.'
fig. 18 ' Quality oi reservo"pl'rnll',lbility
por corrientes de turbidez, o rocas que contienen minerales inestables que son
fácilmente intemperizadas a arcillas generalmente hacen pobres rocas almacenadoras
Sin embargo. aún las cualidades de yacimiento pobre pueden compensarse
ampliamente cuando hay un espesor considerable, o un espesor neto rentable, para la
columna de aceite o una área de gran extensión para el horizonte productor.
IIIIII
I---1
IIIIIII
Poorly,sortad
Poer permeabilily
Fina grainedCoarsa-gralned.well sorted
Good per!Tleabiltly
La permeabilidad se mide en una unidad llamada Darcy. Sin embargo. la mayor parte
de los yacimientos solamente tienen permeabilidades rpoic::tradas en el rango de los
milidarcis (1/1000 Darcis), típicamente entre 5 y 500 milidarcis, aun cuando algunos-
yacimientos pueden tener permeabilidades que exceden los 5 darcis.EI gas que es
menos viscoso que el aceite crudo, puede ser capaz de fluir de arenas compactas o
calizas densas, con permebilidades de solamente unos cuantos milidarcis o menos.
La porosidad en las roc;::¡salmacenadoras es normalmente entre 10% y 20%, pero
algunos yacimientos excelentes pueden tener porosidad es de 30% o má:,. Las
acumulaciones en los yacimientos con menos de aproximadamente 5%de porosidad no
son comerciales normalmente. La p0rosidad puede dividirse en varios tipos, resumida
en la Fig.19 y discutida en gran detalle en el módulo GL 105. Las areniscas usualmente-.-. --
tienen porosidad primaria. la cual decrece con la profundidad de sepultamiento a
medida que 105 granos son compactados y se desarrolla una cemeQtación
intergranular. Sin embargo, ~Iavado de los cementos carbonatados y de los minerales~-----~n las areniscas puede causar Euenas porosidades secund~ aún a
profundidades en donde normalmente podrían estar compactas.
Los yacimientos carbonatados normalmente se cementan muy tempranamente y la
mayor parte de ellos pierden su porosidad primaria. Cuando los carbonatos fu.ncionan
como yacimientos, tienen porosidades que normalmente son secundarias. Esto puede
deberse a disolución, fractura o a desarroll?_de porosidad intercristalina. Lo último es
particularmente importante en muchos yacimientos dolomitizados en donde gruesos
cristales de dolomita han reemplazado a la calizn. Un volumen de reducción de hasta
13% acompaña a esta reacción y puede ayudar a crear los espacios secundarios. Las
-1IIIIII,III
III,
IIIII
Fi~. 1q\ I.lJor l~ pt'~ 01rl'~('rvolfpor( •...1(·.
Secondary
Solutlon Fracture Intercryslalline
27
porosidades secundarias, tanto en las calizas como en las areniscas, se desarrollan
frecuentemente por lavado a lo largo de las zonas de fallas y superficies de
discordancia. En tales casos, estas zonas pueden llegar a ser conductos importantes
para la migración secundaria de 'los hidrocarburos.
Una peq.ueña fracción de las reservas del. mundo se han encontrado en litologias, tales
como las lutitas, o rocas del basamento ígneas y metamórficas. que normalmente no
son almacenadoras. En estas rocas, como en muchas areniscas y".carbof)a!Qs
compactos y quebradizos el aceite se encuentra entre la porosidad en fracturas. Tales
yacimientos pueden ser muy productivos, como por ejemplo, los yacimientos de
pedernal fracturado Monterrey de California.
UNIDAD 111
LA TRAMPA
IIIIII
El último factor crítico en el ciclo de generación, migración y acumulación es el
desarrollo de una trampa. Una trampa es una configuración geométrica de estructuras- -y/o estratos, en los cuales una roca permp.~hle (el yacimiento) ~stá rodeada y Iconfinada por una roca impermeable (sello). En algunos casos las trampas pueden
originarse por factores hidrodinámicos, esto es, por el movimiento de las aguas del 1"subsuelo. pero son relativamente raras. La mayor parte de las trampas caen dentro de
una de tres categorías (Fig. 20) : pueden ser trampas estructurales, trampas l'estratigráficas. o trampas combinadas o sean las que tienen tanto aspectos
estructurales como estratigráficos. III
2X I
\\l.lr1d .• jlt.'t~()lt·;',':l
O((urrl'nn' ior t .l( h
Salt Diapirs Unconformity Reaf Other Combinalían___________ ~I •••1 S_t_ra_ti_g_rap_h__icl
CombinationTrapa
Stratigraphic Traps
F aults
Structural Traps
Anticlines
Las trampas pueden contener aceite, gas natural, o una combinación de ambos, siendo
el gas mas ligero atrapado en la parte mas alta (Figuras 21a,b). Abajo de las columnas
de aceite y de gas y a los bordes de la trampa, los poros del yacimiento están llenos
con agua, la cual es con muy pocas excepciones mas pesada que el aceite. Las
trampas estructurales (Fig. 21a), están limitadas en su tamaño por su cierre, la
distancia vertical entre los puntos mas alto y mas bajo de la estructura. Pueden estar
llenas hasta su punto de derrame, o como es mas común, pueden estar menos que
completamente llenas. Muchas trampas estratigráficas (Fig. 21 b) están limitadas
solamente por la cantidad de petróleo que contengan. Otras, sin embargo pueden estar
limitadas por el tamaño y forma del yacimiento y por cambios litológicos laterales.
Las trampas estructurales son el blanco exploratorio mas común, puesto que son
relativamente mas fáciles de detectar y han aportado sobre las tres cuartas partes de
las reservas descubiertas del mundo. Esto es particularmente cierto de los anticlinales.
-1IIIIl.I1,I1-l.,
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III
,
IIII
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b
- --.------------------- -.-- ..---.------.---------. -~- - ~-" ." -- ------ ---- ._--------- .. -- ._ ---
Los anticlinales se pueden originar de varias maneras, A través de compresión (Fig.
22a), o como compactación y características de colgado sobre bloques altos rígidos
(Fig. 22b). Otro tipo de trampa anticlinal, llamado anticlinal de rollover, se forma en los
lugares de sedimentación rápida en Iodos bajo compactación esto causa
inestabilidades y hundimientos. Esto produce un tipo de falla llamada falla de
crecimiento, la cual puede también atrapar aceite (Fig. 22c).
Los anticlinales pueden ocurrir solos o en combinación con las fallas (Fig. 22d). Estas
fallas puede, o no pueden ayudar a producir la trampa. Las fallas pueden también ser
trampas por si mismo (Fig. 22e) ; pero en cualquiera de los dos casos las fallas deben
ser herméticas e impermeables para que se acumule el petróleo. Normalmente, no hay
forma de probarlo excepto perforando.
Las estructuras de flujo de salo diapiros pueden generar trampas anticlinales en los
sedimentos que le sobreyacen, así como fallas y trampas estratigráficas a lo largo de
30
,1I'1IIIIIII
1I
I
IIII
sus flancos (Fig. 22f). Juntas estas trampas relacionadas al flujo de sal representan un
2% de las reservas petroleras mundiales (Fig. 20).
IIIIIIIl.
IIIII
Fig.22 Structur.lltrJp~.
,1) ~impll' anticline
IJ) drJfJl' dnd compdC-Ilon .lnliclines
() ro¡I(l~'er .Inllcline.lnd growth i.lull
el) .1ntl(Ione withthrllst i,lUlt
el norm,ll fault
---------------------------------------------
a
e
e
--------------------
b
d
JI
Las trampas estratigráficas, debido a cambios laterales y verticales en el tipo de roca,
representan aproximadamente el 13% de las reservas mundiales, y caen dentro de un
amplio rango de categorías (Fig. 23). Algunas están asociadas con discordancias, ya
sea arriba o abajo de ellas (Fig. 23a), otras son cuñas estratigráficas echado arriba
(Fig. 23b), entre secuencias fluctuantes transgresivas-regresivas. Las trampas
estratigráficas pueden también estar relacionadas a cambios diagenéticos (Fig. 23c),
en donde la disolución diferencial o cementación han causado que varíe el tipo de roca
lateralmente.
Algunas trampas en areniscas son cuerpos elongados, ya sea canales.o barras de
barrera costera (arenas elongadas) (Fig. 23d).Estas normalmente están rodeadas por
lutitas, las que actúan tanto como rocas generadoras que cemo roca sello. Los
arrecifes carbonatados pueden formar trampas estratigráficas si se preserva una alta
porosidad o si se desarrolla una porosidad secundaria (Fig. 23e). Frecuentemente se
desarrollan a lo largo de márgenes de plataforma, adyacentes a cuencas profundas en
donde se pueden acumular rocas generadoras.
Cuando se comparan con las trampas estructurales, las trampas estratigráficas son a
menudo sutiles y difíciles de encontrar. Sin embargo, nuevas técnicas sísmicas que
detallan los cambios litológicos están aplicándose para ayudar en la búsqueda de las
trampas estratigráficas.
Las trampas combinadas contienen aproximadamente el 9% de las reservas petroleras
mundiales. Estas trampas frecuentemente encontradas en áreas en donde las fallas y
pliegues estuvieron creciendo activamente durante el depósito. En muchos casos este
crecimiento de las estructuras produjeron cambios laterales en las facies sedimentarias
o discordancias las cuales ayudaron a formar la trampa ..
La formación de grandes trampas concurrentes con las etapas de generación y
migración del petróleo han sido un factor principal en las formaciones de la mayoría de
los campos petroleros gigantes (Halbouty et al., 1970) Un campo gigante es aauél que
contiene arriba de 500 millones de barriles de aceite recuperables o su equivalente en------------- ---gas ( 3.5 billones de pies cúbicos) . Los campos gigantes son de particular
32
-1II importancia dado que juntos suman más de las ~ partes de las reservas conocidas
del mundo.
IIIIl·
i'ig.H
.1/ Prp· .1nd.po,r·(l¡nformlt~'
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--------------------
de
IIII
II
---------------------------------------------------- -~-- -------
-----------:-=-=-=-=-=-= -=-:-:-------e
I ---------------------------------------------------------
II
r--' IUna lección importante Que debemos aprender de la ocurrencia de los campos Ipetroleros gigantes, es Que el momento oportuno del desarrollo de la trampa es crítico, Itanto para la presencia como para el tamaño de las acumulaciones de aceite. Las
condiciones óptimas para la migración eficiente y entrampamiento, ocurren cuando la Iestructura está creciendo activamente y las características estratigráficas, tales como
discordancias están siendo creadas aproximadamente al mismo tiempo Que la etapa de
generación y migración.
Las estructuras creadas en la etapa tardía, o bien pueden estar vacías pueden
atrapar solamente gas, dado Que es más fácil su movimiento que la del aceite. Es
importante recordar Que la tarea de la exploración petrolera es más complicada Que la
simple localización de trampas en el subsuelo. Aun en una cuenca petrolera rica. la
mayoría de las estructuras Que se prueben estarán sin aceite.
EL SELLO
II
-111I111
',' ~
l.II
¡ ll;. 2'¡ -------------------=-=- :-seal:-=-=-=-=
Anlichne Irap
Straligraphic pinchoUI trap
Faull Irap
-----------------=~seal =-=~_=_=-=-=----------------------------:tighl unconlormlty-=
Unconforrnity Irap
lateral and vertical seal geometriesin v8rious trap lypos.
-----_._._-----------------------~--_ ... ----------- ..--.-----.-.---.-.--
Il.IIIII
r YIH'~ of w .•b .IndI'PI(pnt,,¡.:'" nI w()r1d'~pl'Ifol('lJl:l 0« u;IPnre
¡'c,r f,',H h
Shale Evapor i te(salt)
\2%
Carbonato(Iimostofle & dolomite)
)5
LA CUENCA SEDIMENT ARIA
Dado que el sepultamiento y la temperatura son requerimientos necesarios para la
maduración de la materia orgánica, la mayor parte del petróleo se encontrará en las
cuencas sedimentarias. Las cuencas sedimentarias son qepresiones en la superficie
de la Tierra, causadas por subsidencia, Que reciben espesores de sedimentos más
grandes que el promedio.
La mayor parte de ~stas cuencas tienen rellenos de sedimento que exceden de los 2
kms .. y algunas pueden contener 10o más kms. de roca sedimentaria . generalmente
esto es suficiente en cuanto a su contenido de materia orgánica necesaria para
generar petróleo.
Sin embargo no es suficiente estar dentro de la "ventana del petróleo", como ya lo
aprendimos. La riqueza petrolera de las cuencas sedimentarias, o aun la presencia de
petróleo en sí • es altamente dependiente en mayor parte de las otras características
geológicas discutidas anteriormente ( como son roca generadora y desarrollo de un
yacimiento. patrones de migración. estilo y tiempo preciso del desarrollo de una
trampa. y la presencia de una buena Iitología sellante. También es importante la edad
de la roca sedimentaria que rellena una cuenca. Aun cuando las reservas petroleras
pueden encontrarse en rocas de todas las edades. la mayoría de los campos gigantes,
así como la mayoría de las reservas mundiales se encuentran en secuencias
geológicamente jóvenes de edad Mesozoica tardía y Cenozoica (Fig. 26). Las rocas
Paleozoicas probablemente tuvieron un potencial igual para generar hidrocarburos
como estas rocas jóvenes. pero ha habido mas tiempo en el cual se halla podido
destruir todo o parte del petróleo a través de levantamientos y erosión (Halbouty 6t al.
1970).
El enriquecimiento petrolero. la incidencia de campos gigantes, y el hábitat del petróleo
en las cuencas sedimerltarias. pueden relacionarse a sus marcos estructural.
sedimentológico, geotérmico. que pueden usarse para describir un número de tipos de
cuencas petroleras.
IIIIIIIIII:1"
11I'1"
·1IIIII
37
------------------------------.---------------.
53%
37%
CenOlOIC
Existen dos o tres formas fundamentales por medio de las cuales se pueden agrupar
las cuancas sedimentarias (Fig. 27). Pueden dividirse en base a su material o corteza
subyacente. Esto es : (1) corteza continental, la cual es relativamente ligera, granitica y
subyace la mayor parte de las áreas continentales ;0, (2) corteza interme . ,
composicionalmente entre granitica y basáltica y se encuentra a lo largo de las~. """"'-
márgenes oceano-continente. También pueden agruparse de acuerdo a la estabilidad y
movimiento de su corteza subyacente. como sigue: (1) cuencas cratónicas..
desarrolladas en las partes estables de los continentes lejos de los márgenes
continentales; ( 2)~nca5 de marop.n divergente fOimadas a lo largo de las
márgenes continentales en donde el piso marino está en extensión y ocurren
movimientos de ruptura y apertura ( extensionales ) ; (3) cuencas de margen
convergente, formadas a lo largo de los márgenes continentales, en donde los
continentes y/o océanos están en colisión y algo de la corteza oceánica puede
consumirse.
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Convergen!MarginBasiny~
CratonicBasin
~
Intermedisle crust
IIIIII:1II~I
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Sin embargo, para el propósito de la exploración petrolera, es necesaria una
clasificación más específica. En el módulo GL 107 de esta serie, se presenta un
esquema de clasificación de cuencas dividido en diez partes, basada en los esquemas
presentados por Huff (1980) y Klemme (1980), y se resume en la fig. 28 Una
descripción más detallada queda fuera del objetivo de este manual.
Las reservas mundiales pueden relacionarse con su ubicación en una cuenca
petrolera, independientemente del tipo de cuenca (fig.29) Puede verse que la mayor
parte del petróleo se encuentra a lo largo de los flancos de la cuenca, ya sea a lo largo
de las charneias que marcan el rompimiento entre los espesores de los sedimentos
normales de la plataforma con los de la cuenca, o a lo largo de los bordes móviles.
38
II.1IIIII
-1IIII
II
rig.19 M.lfor ,,!t>~ 01~)('tr(Jleurn.!((Unlulilriun wIlhm
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Crust Tectonic BasinType Setting Type
Continental Extension u InteriorCrust c:o
CompressionC'O~ ForelandU
Divergenl RiltIntermediate Margins
CrustPull·Apart C'O--<1>
Open oDownwarp >-
Closed, TIOuQI'I~
Convergent C'O-Margins ~Fore-are al~
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Non·are
Collision__1.-_
50°/1)
IOlher Shell Hinge-area Deep basin Mobile rim
Una cantidad medible de petróleo, aproximadamente el 18%, también se encuentra en
marcos extra cuenca. Por ejemplo, en el centro de los Estados Unidos, un alto
estratigráfico regional que recibió sedimentos mas delgados que el promedio persistió
por mas de los últimos 600 millones de años. Aún esta región, el arco de Cincinnati, es
una provincia petrolera importante y tiene producción de algunos campos gigantes.
Normalmente el aceite se hace mas ligero y el gas mas abundante con la profundidad
en la mayor parte de las cuencas sedimentarias, El aceite también se hace mas ligero y
domina mas el gas lateralmente hacia el centro de la cuenca. Los crudos mas pesados
se encuentran típicamente a lo largo de las márgenes de la cuenca. Esta distribución
lateral y vertical del aceite y el gas es de importancia considerable en la exploración.
Parte de este patrón puede atribuirse al incremento de la maduración térmica con la
profundidad. Sin embargo, otra explicación es que el gas mas ligero desplaza al aceite
formado inicialmente y que ya se había acumulado en la trampa (Gussow, 1954).
Cuando la trampa llega ha estar llena totalmente hasta su punto de derrame, el aceite
es desplazado y se mueve echado arriba hacia los flancos de la cuenca.
EXPLORACiÓN DE UNA CUENCA PETROLERA
La exploración petrolera pude dividirse dentro de una serie de faces de información
crítica (Fig. 30). Con cada etapa, hay un incremento progresivo de base de datos, con
los cuales se evalúa los prospectos petroleros de una región.
FASE I es la etapa del mapeo superficial inicial y reconocimiento Qeofísico . Se inicia
con una cuenca inexplorada. A varios grados, puede haber algún conocimíento previo
de la geología superficial y de las estructuras. Puede haber algunos reportes de
indicadores superficiales (e.g., chapopoteras, manantiales, venas rellenas de asfalto,-----detecciones de gas en pozos de agua, etc.) para alentar la exploración. Las evidencias
superfic:ales de petróleo han sido importantes casi siempre p.n el descubrimiento de
provincias petroleras continentales importantes en el mundo (Levorsen, 1979), aún
cuando hay algunas áreas importantes con abundantes evidencias superficiales que
40
IIIIII'1II
I
"1~IIIIII
solo han probado ser subcomerciales (e.g., Cuba y Marruecos). En esta etapa e1papel
del geólogo es obtener un..conocimiento mas detallado de las estructuras superficiale..§
(Le" trampas potenciales) y la evaluación de otros aspectos críticos en la tarea
exploratoria, !al~s como las facies sedimentarias, continentalidad, y posib~
metamorfismo. Los geólogos de exploración deben trabajar junto con los geofísicos
para relacionar la estratigrafía y las estructuras superficiales al subsuelo. En esta etapa
frecuE3ntemente se usa una analogía geológica para comparar la cuenca inexplorada a
otras cuencas productoras "que parecen semejantes" las cuales parecen tener
características geológicas comunes.
Organic
SS & SH
High Orgamc rSegp
Phase IEarly surface mapping andreconnaissance geophysics
Fig. 30 .\\,llor phJ;'I';' 01
¡lt'lr,¡I"um ('. ploralion.,¡no l~l' lníorrn,llion.1\.1Ii,lbll' lo tlw ('xp!or-,\!Iurl gt>ologi~lJt1~.1lh '1,¡~W,
-1IIII1..I~~... ,-.
I~1-1-leI~1"í'l'II'1I
~I
Phase 11Selsmic Survey (prelimlnarylo serni-delailed)
FASE 11es la etapa del estudio sísmico. (Esta es la fase 1,el escalón inicial, en la~
exploración marina.) Durante esta etapa, se obtienen mas datos en la configuración a
profundidad de las trampas potenciales y con la esperanza de obtener algún
conocimiento del carácter y volumen del relleno sedimentario. Generalmente, se ha.observado que la oportunidad de encontrar aceite comercial está en proporción al
volumen total de sedimento, aproximadamente (Levorsen, 1969), particularmente si la
mayor parte de éste yace entre el rango de profundidad de la ventana del aceite y el.,.
gas (Klemme,1980). También se~alúa el volumen de las lutita~ue se encuentran en
el subsuelo (potencial generador).--------
IIIIIIIIrl,.1
'1'1I:1,1IIII42
tx
Expected011 Window
~...• ----J( le lC
J( le )(
IC lC
SS & SH
SS&SH
~-:----- -:--:-=.:.~ss & Carb
I1,III
.~..
FASE 111Es la etapa de perforación exploratoria o "wildcat", la cual establece por_'o __ -
primera vez un muestreo detallado del carácter del sedimento (yacimiento, potencial..generador y roca-sello), maduración,
potencial para un descubrimiento. dado que los prospectos mas promisorios,
normalmente estructuras del subsuelo detectadas sísmicamente o superficialmente.
son perforadas primero. Sin embargo. aún un pozo seco no es necesariamente una
falla total. Puede aportar una gran cantidad de datos (e.g. manifestaciones
subcomerciales de aceite y gas; yacimientos llenos de agua echado abajo de un
posible acuña miento, etc.) que si se estudia inteligentemente, puede conducimos a la
localización de nuevos pozos exploratorios.
Phase 111Exploralory Wells (wilhshows)
1:), ;".;
1:l{I~1-l'I
)( )(
)( )(
----- - --
xx •
Reservoir
OilWindow
--
.fASE IV, La fase de descubrimiento. sigue las terminación exitosa de algunos pozos
exploratorios. En esta etapa, se establecen los yacimientos y los tipos de hidrocarburos
pueden vincularse a c:~e~_~s~~idades eSE"atigráficas y/oJjpos de trampas. Mas pozos
exploratorios son perforados en áreas menos desarrolladas de la cuenca y pueden
guiarse en parte por los conceptos de "play" y "petroleum zone". Un pley se define-como un grupo de prospectos geológicamente similares o "parecidos", normalmente
horizontes establecidos que comparten características estratigráficas comunes
(litología, discordancia). A una cuenca también puede dividírsele en zonas petroleras
(petoleum zone) distintas. Estas son volúmenes de sedimentos cuyos contenidos
depositacionales, muestran varias características en común. La aplicación de los
conceptos de play y petroleum zone normalmente causan la relación de éxitos en la
, perforación (campos descubiertos/prospectos probados; o barriles
encontrados/espesor perforado) durante la etapa de descubrimiento. Muchos de los
campos mas grandes de la cuenca habrán sido descubiertos y puede iniciarse la
exploración en busca de trampas mas difíciles o sutiles.
Phase IVOiscovery (play andpetroleum zone analogs)
• Spudded
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44
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1'"l''1"I
FASE V Se inicia la fase de producción, se pude llevar a cabo la estimación de-----------_-:------ ,,~----reservas e historia deL P9teJ1ciaLde-Mrocarburos de la cuenca. Hay suficiente------- ------------información para elaborar patrones de distribución del tamaño del campo, que pueden
ayudar a guiar la exploración posterior a medida que el área madura. Tanto el tamaño
del campo de los nuevos descubrimientos, como el promedio de éxitos de la
perforación disminuyen típicamente durante esta etapa.
Comúnmente· no toda la cuenca sedimentaria está a la misma etapa de perforación y
desarrollo al mismo tiempo. Parte de la cuenca puede estar madura mente perforada,
mientras que otras áreas pudieron ser menos atractivas geológicamente, o áreas
menos accesibles, pueden estar aún semi maduras o sin probarse. También, puede ya
haberse establecido producción en horizontes mas someros, mientras que al mismo
tiempo, horizontes estratigráficos mas profundos pueden estar solamente en la etapa
de estudio sísmico o en la de perforación de pozos exploratorios. Es significativo que
nuevos descubrimientos se están llevando a cabo en cuencas sedimentarias en donde
la peroración y desarrollo han tenido lugar por mas de 50 o mas años .
Phase VProduction
-15
RESUMEN
En este módulo se han presentado los 5 factores geológicos importantes que se
necesitan para obtener acumulaciones comerciales de hidrocarburos y son: (1) una
roca generadora madura, (2) un patrón de migración, (3) una roca almacenadora
permeable, (4) una trampa, y (5) un sello impermeable o cap-rock. Todos estos 5
factores deben estar presentes para encontrar cantidades significativas de petróleo.
También se exploraron brevemente otros aspectos fundamentales de la geología del
petróleo. Entre ellos se incluye la naturaleza de los componentes químicos que
constituyen el petróleo, circunstancias que producirán gas natural o asfalto en lugar de
aceite crudo, y las condiciones de temperatura y presión del subsuelo que son críticas
en la maduración y migración, y pueden afectar los procesos de perforación y
producción. Finalmente, la cuenca sedimentaría tiene un hábitat para el petróleo, como
ya se examinó, así como etapas en su exploración y desarrollo. Todos estos temas y
otros mas se examinarán posteriormente en los módulos del GL 102 hasta el GL 107.
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IIII-1
I-1í
IIIII
