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Migración, acumulación y aplicación del petroleo




Enviado por ruth santos



  1. Introducción
  2. Migración y acumulación del
    petróleo
  3. Marco
    geológico de la migración
    primaria
  4. Acumulación del
    petróleo
  5. Aplicaciones del
    petróleo
  6. Bibliografía

Introducción

No es posible separar el estudio de la génesis de
hidrocarburos de la expulsión de estos fuera de la roca
madre. La primera interrogante que surge es, si la
"fabricación " del petróleo o gas en la roca
está facilitada por la salida más o menos
simultánea del "producto fabricado" o si en realidad el
material producido es un "proto petróleo" que culminara su
evolución en el reservorio o en último caso
será una combinación de ambos procesos.

Por otra parte, parece que el mecanismo de
expulsión y quizá también el momento de esa
expulsión, tiene una influencia sobre la naturaleza misma
de los hidrocarburos.

La identificación y caracterización de las
rocas madres y su correlacion con los crudos de los pozos
petroleros o de las emanaciones, son ahora actividades rutinarias
para los geoquímicos del petróleo; por el
contrario, el estudio de los fenómenos de migración
aún está en un estado de investigación con
hipótesis conflictivas.

De acuerdo a lo se sabe ahora, muy rara vez la roca
madre incluye acumulaciones comerciales de hidrocarburos,
generalmente ellas se encuentran en reservorio con
características muy distintas a la de la roca madre,
puesto que en lo general las rocas almacén están
litológicamente formadas por areniscas o por calizas
detríticas depositadas en ambientes de alta energía
y consecuentemente no favorables para la preservación de
la materia organica. La expulsión de los hidrocarburos
desde la roca madre (migración primaria) y su posterior
movimiento hacia el reservorio (migración secundaria)
pueden ser procesos considerados como razonablemente probados,
esta última se le conoce mejor por el estudio del
comportamiento de los pozos de petróleo durante su
explotación.

Migración y
acumulación del petróleo

Tipos de migración

Se pueden diferenciar tres tipos de
migración.

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Migración primaria.

Se ubica próxima a la generación de
hidrocarburos, es el movimiento del hidrocarburo generado en la
roca madre a nivel más poroso, ubicado a poca
distancia.

Un aspecto que es importante recordar es el
diámetro molecular de los hidrocarburos y el tamaño
de los poros de las rocas. Los hidrocarburos que migran van desde
el metano con cuatro Angstroms (A) de diámetro molecular
(el agua es de 3.2 A) hasta compuestos más sólidos
de tipo asfalto con diámetros que van de 50 a 1000 A de
diámetro, los que a 2000 metros de profundidad aproximada
disminuye a menos de 50 A.

Por consiguiente, la movilidad de los hidrocarburos,
líquidos o gaseosos y otros gases que los
acompañan, está controlada por su diámetro
molecular, además de sus diferencias de viscosidad,
densidad, etc.

Por otra parte, el transporte se puede considerar ya sea
como realizado en forma de flujo homogéneo o bajo forma de
difusión a partir de una "solución"
concentrada.

Es necesario además pensar en que las relaciones
agua-petróleo se desplazan en medios poroso invadidos por
agua.

Mecanismos de migración
primaria.

  • a) Como soluciones moleculares. Las
    aguas intersticiales o liberadas durante la diagénesis
    juegan un rol preponderante, especialmente a poca
    profundidad, puesto que los volúmenes expulsados son
    bastante grandes. Por esta razón varios autores
    aceptan la hipótesis de que los hidrocarburos
    arrastrados por este flujo (proto petróleo)
    podrían terminar su maduración y
    transformación en el reservorio. Sin embargo,
    jamás se ha encontrado este proto petróleo u
    otro estado intermedio.

Para poder explicar las reservas grandes de una cuenca,
considerando la solubilidad de los hidrocarburos en el agua, que
es variable (1% el metano, 5 a 100 pmm para crudos, el benceno y
tolueno son los más solubles), se requiere de enormes
volúmenes de agua expulsada o un incremento excesivo a la
solubilidad de los hidrocarburos, e incluso así no se
explicaría la contradicción que se observa en la
distribución de los distintos hidrocarburos y la
solubilidad. Así por ejemplo, los hidrocarburos menos
solubles (saturados) son los más abundantes, mientras que
los más solubles (benceno, tolueno, etc.) sólo se
encuentran como trazas.

Otro ejemplo, es aquel que consta la variación en
los reservorios vecinos a una roca madre y su zona de
transición. La roca madre se empobrece en solubles y
enriquece en asfaltos y resinas; el reservorio se hace más
rico en saturados y más pobre en compuestos polares en N,S
y O. es decir habría una diferenciación de tipo
cromatográfica durante la migración.

Finalmente, algunos autores consideran la existencia de
compuestos solubilizadores, que podrían explicar la mayor
solubilización de los hidrocarburos en el agua.

  • b) Como soluciones coloidales o
    miscelas.
    Considerando la poca solubilidad de los
    hidrocarburos en el agua, se podría pensar en su
    dispersión como soluciones coloidales o miscelas. Sin
    embargo, las dimensiones de estos serian del mismo orden de
    tamaño o superiores a los poros de las rocas, con lo
    cual esta hipótesis queda descartada; a esto se le
    debe agregar la oposición de cargas eléctricas
    entre miscelas y la superficie de los minerales arcillosos
    que hace a un mas difícil este proceso.

En el transporte bajo la forma de burbujas y gotas
intervienen aspectos como el diámetro de la mismas, las
variaciones del diámetro de los poros (estrangulamiento) y
la presión capilar, ya que el movimiento de los fluidos es
posible si el diámetro de las gotas es inferior a los
"estrangulamientos" o si existen fuerzas capilares suficientes
que permitan la deformación de las gotas para que
así puedan pasar, estas fuerzas podrían producirse
durante la compactación

Las miscelas de hidrocarburos utilizan el agua como
agente de transporte, en cuyo caso la acción
mecánica o físico química pueden ser de
transcendental importancia. Sin embargo, el agua es
también un agente oxidante y por consiguiente un factor de
alteración o de biodegradación de los
petróleos, es así que su composición,
precisamente en salinidad juega un papel considerable.

  • c) Como fases de hidrocarburos separados o
    en fase de petróleo y gas
    individualizados.

Sólo después de la transformación
del kerógeno en hidrocarburos, lo cual se produce en la
ventana del petróleo, se nota una desagregación y
deformación de sus micromoléculas, las más
móviles van a ser desplazadas hacia zonas de menor
compactación, lo que explica la repartición de los
productos orgánicos en las rocas y el rendimiento de
hidrocarburos en los esquistos bituminosos y en las
calizas.

Cuando hay saturación de petróleo en la
roca madre, en estado de madurez, el agua intersticial
está fijada en las paredes de los poros, esto permite que
el petróleo se desplace bajo la acción de la
presión "en fase constituida".

La observación de rocas maduras en el microscopio
de fluorescencia, permite apreciar vena de petróleo del
orden de microne, lo cual confirma la hipótesis de
liberación de hidrocarburos en forma directa a partir del
kerógeno.

En una segunda etapa, estos hidrocarburos en fisura
deberían ser expelidos, ella será producida por el
incremento de presión que es favorecido por un aumento de
temperatura.

La permeablidad relativa del petróleo aumenta con
su saturación luego de la expulsión del agua, ello
permite o facilita el desplazamiento favorable del mismo. Por
consiguiente, la salida de los fluidos en "fase constituida y
continua".

  • d) Rocas madre pobres (COT menor a 1%).
    En este caso la cantidad de agua en los poros, comparada con
    la de hidrocarburos es importante. De esa manera grandes
    fuerzas capilares se oponen al paso de las gotas del
    petróleo por medio de los poros humedecidos, debido a
    la tensión de la interfase agua/petróleo. Para
    explicar la expulsión de las gotas de petróleo
    se han planteado varias hipótesis tales
    como:

  • Un microfracturamiento de la roca generadora por
    presiones en su estructura, debido a la expansión de
    la materia orgánica.

  • Una expansión térmica del agua
    presente en los poros.

  • Una absorción de componentes ricos en las
    superficies de los poros o una retención de los
    hidrocarburos pesados en la superficie de las arcillas,
    facilitando el paso de las gotas de
    petróleo.

Las rocas heterogéneas (intercalaciones de capas
de limos) y fuerzas tectónicas (fracturamientos) puede
facilitar la expulsión de algunos hidrocarburos
generados.

  • e) Rocas madre muy ricas (COT mayor a
    3
    %). La expulsión desde una profundidad dada
    (2500-3000m), donde los poros de las rocas están
    completamente saturados de hidrocarburos, se realizan
    mediante una fase casi continua. Ello puede suceder de dos
    maneras:

  • Que el kerógeno forme una malla
    tridimensional con petróleo humedecido, a
    través de la cual los hidrocarburos pueden
    migrar.

  • Qué cantidad de petróleo generado sea
    suficiente para mantener húmedos los poros, ayudando
    de esa manera la expulsión del petróleo
    libre.

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Marco
geológico de la migración primaria

Está establecido que los hidrocarburos se
originan en las zonas profundas de las cuencas sedimentaros,
luego que gran parte del agua inicial fue expulsada; la
génesis de los hidrocarburos líquidos se verifican
entre 50-150°C de temperatura, que corresponde a una
compactación avanzada, osea que el agua intersticial ha
sido expulsada (88% a 500m de profundidad; 95% a 1500m; 98% a
2500m), una arcilla entre 1500-4500m pierde el 11% de
porosidad.

Se ha podido evidenciar que la fase de migración
se ubica por debajo del pico de mayor generación. La
migración primaria está ademas influenciada por el
flujo osmótico, provocando tanto por la
compactación, como por la diferencia de salinidad entre
las aguas de las lutitas y arenas. Por otra parte, las
micro-fracturas que afectan las arcillas y principalmente las
calizas, son en parte formadas por el aumento del volumen de los
fluidos por efecto de la temperatura y por génesis de los
hidrocarburos.

La migración sería, por consiguiente, en
distancias cortas del orden del metro hasta decenas de metros.
Variables lógicamente en función de las
características petrofísicas de las rocas. Los
flujos de expulsión de los hidrocarburos se realizan de
una manera discontinua en el curso de la historia
geológica de la cuenca, es así que en la base a la
curva geohistorica ubican el valor 650 como el momento de
expulsión.

Rol del agua catagénetica. El agua de
catagénesis es expulsada en forma continua y está
relacionada a la evacuación de las aguas de
cristalización de arcillas, como es el caso de la
montmorillonita que pasa a interestratificados, liberando el agua
en una proporción del orden del 50% de su
volumen.

Migración del gas. La migración del
gas obedece a reglas diferentes que el petróleo, en este
caso el paso en solución dentro del agua tendría un
rol importante. La solubilidad del metano por Ej., aumenta
rápidamente con la presión, pero disminuye con la
salinidad del agua. A grandes profundidades los hidrocarburos
gaseosos disueltos en un acuífero pueden alcanzar valores
muy elevados del orden de 5% peso.

La migración del gas también se produce
por difusión; es decir, los hidrocarburos migran con
moléculas más pequeñas.

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La figura nos muestra la fase inicial de la
migración primaria y secundaria.

Migración secundaria.

Se le define como el movimiento posterior de los
hidrocarburos a través de rocas favorables y capas
portadoras porosas y permeables, a diferencia de la
migración primaria que es a través de rocas mas
densas.

Existen tres parámetros de control en este tipo
de migración y la subsiguiente formación de
acumulaciones, ellos son:

  • La flotación del petróleo y gas en las
    rocas porosas saturadas de agua.

  • Las presiones capilares que determinan flujos
    multifases.

  • El flujo hidrodinámico de los fluidos, con su
    influencia modificadora importante.

Es la concentración y acumulación del
petróleo y el gas en el yacimiento. También se
conoce como Separación Gravitacional.

Existe una serie de mecanismos que contribuyen al
proceso de migración secundaria, como lo son la diferencia
de densidad (flotabilidad) de los fluidos presentes en el
yacimiento y las fuerzas hidrodinámicas que arrastran
partículas de petróleo. El régimen y la
dirección del movimiento de agua varían debido a
modificaciones continuas de presión de sobrecarga,
erosión, deformaciones y geoquímica. El movimiento
de fluido probablemente seguirá cualquier vía
permeable disponible.

Las partículas microscópicas y
submicroscópicas de hidrocarburos arrastradas por el agua
en movimiento viajaron con ella hasta que la estructura o la
naturaleza de las rocas les obstruyeran el paso o hasta que se
separaran por cambios de presión, de temperatura y de
volumen de mezcla, momento en el cual se presume que las
partículas se unieron entre sí y se acumularon en
partículas de mayor tamaño hasta que se
flotabilidad fuese efectiva.

La presión capilar es una de las fuerzas a
considerar en el proceso de migración secundaria, la
magnitud de dichas fuerzas puede ser cuantificada mediante
valores de tensión superficial, tamaño de poros y
la mojabilidad de la roca. El requisito básico para que se
produzca la migración de pequeñas acumulaciones de
petróleo en un yacimiento hidrófilo, es que la
presión capilar de la interfase petróleo/agua
exceda la presión de desplazamiento de los poros de mayor
tamaño.

La distribución de equilibrio de gas,
petróleo y agua en un yacimiento son el resultado de su
flotabilidad. Si en el yacimiento se logra una acumulación
de petróleo y gas suficiente para formar una fase
continúa y desarrollar flotabilidad, esta fuerza
superará la resistencia capilar en los poros saturados de
agua, el petróleo y el gas se moverán hacia arriba
a lo largo de la red de poros interconectados de mayor
tamaño recogiendo partículas dispersas de
hidrocarburos en su camino, aumentando su flotabilidad hasta
llegar al punto mas alto del yacimiento.

Cuando las partículas de petróleo y gas
arrastrados por el agua llegan a una zona anticlinal, las fuerzas
gravitacionales tienden a impedir la continuación del
movimiento del agua al alcanzar la cresta del anticlinal. Este
proceso conlleva a que el petróleo y el gas son retenidos
en la zona más alta de la estructura. Al llegar los
fluidos a la trampa se produce un nuevo movimiento de
separación del gas/petróleo/agua.

La situación es algo diferente en el caso de una
trampa estratigráfica, en el cual la permeabilidad decrece
buzamiento arriba. el petróleo y el gas migran buzamiento
arriba por el fuerza de su flotabilidad hasta el punto donde
dicha fuerza o la presión capilar ya no pueden superar la
presión de desplazamiento de las rocas de granos m{as
fino. Si el agua buzamiento abajo aumenta el efecto de la
barrera.

Sin embarga si el agua fluye buzamiento arriba, la
combinación de las fuerzas hidrodinámica y la
flotabilidad del petróleo y el gas es suficiente para que
estos entren en los poros pequeños y, en muchos caos
migren a través de la zona de barrera; en este caso solo
resulta un yacimiento pequeño.

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Acumulación
del petróleo

Fallas y fracturas

 Las zonas de falla pueden actuar como conductos o
como barreras para la migración secundaria(especialmente
la migración lateral, al interrumpirse la continuidad
lateral del carrier bed, ya que los espejos de falla son
frecuentemente impermeables). Las diaclasas, si permanecen
abiertas, pueden ser vías efectivas de la
migración.

Vías de drenaje de la
migración

 En ausencia de procesos hidrodinámicos, la
fuerza conductora de la migración, es la flotabilidad; En
esas condiciones, el petróleo tiende a moverse en la
dirección de máxima pendiente, es decir, de
forma perpendicular a los contornos estructurales (en la
dirección de buzamiento). Las líneas de
migración dibujan ángulos rectos con los contornos
estructurales del techo del carrier bed (ortocontornos).
En general, cuando el flujo de petróleo encuentra una
zona deprimida, tiende a dispersarse, mientras que sise
trata de una zona elevada, tiende a concentrarse.

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Las acumulaciones de petróleo y gas generalmente
aparecen en estructuras altas que son trampas eficaces, donde el
movimiento es retardado por una disminución de las capas
permeables de la roca, en la cuales se reducen los tamaños
de los poros capilares impidiendo la continuación de dos o
más fases.

Trampas de petróleo.

Una trampa de petróleo es una estructura
que presenta la roca almacén que favorece la
acumulación del petróleo y puede ser de tres tipos
principalmente:

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1. Trampa estratigráfica:

a. Primarias: relacionadas con la morfología del
depósito y con procesos acaecidos durante la
sedimentación (interdigitaciones, acuñamientos,
arrecifes, cambios laterales de facies…)

b. Secundarias: relacionadas con procesos
postsedimentarios (cambios diagenéticos–caliza
dolomía–, porosidades por disolución,
discordancias…)

2. Trampa estructural:

Relacionadas con procesos tectónicos o
diastrofismo (fallas, cabalgamientos, antiformas…)

3. Trampas mixtas:

Se superponen causas estratigráficas y
estructurales (como serían las intrusiones
diapíricas)

Más del 60% de las bolsas de petróleo que
se están explotando en la actualidad corresponden a
trampas estructurales de tipo antiforme, y otra estructura
importante son las bolsas asociadas a procesos de diapirismo,
pues a la hora de hacer campañas de exploración,
las masas diapíricas poco densas, son fácilmente
localizables por métodos geofísicos.

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De esta manera la continuación o
finalización de la migración secundaria,
está determinada por la relación entre la fuerza
que origina el movimiento de las gotas de hidrocarburos y las
presiones capilares que resisten a ese movimiento.

Las distancias que pueden recorrer los líquidos y
gases en una migración secundaria están en el rango
de 10 a 100 km y ocasionalmente hasta más.

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Migracion terciaria o
remigración.

Los eventos tectónicos tales como plegamientos,
fallas o levantamientos pueden causar una redistribución
de los hidrocarburos acumulados, de esa manera se inicia una fase
adicional a la migración secundaria, si de ella resulta
una nueva acumulación se le denomina como
remigración o migración terciaria.

Aplicaciones del
petróleo

Prospección de crudos

La búsqueda de petróleo y gas natural
requiere conocimientos de geografía, geología y
geofísica. El petróleo suele encontrarse en ciertos
tipos de estructuras geológicas, como anticlinales,
trampas por falla y domos salinos, que se hallan bajo algunos
terrenos y en muy distintos climas. Tras seleccionar una zona de
interés, se llevan a cabo numerosos tipos diferentes de
prospecciones geofísicas y se realizan mediciones a fin de
obtener una evaluación precisa de las formaciones del
subsuelo, a saber:

  • Prospecciones
    magnetométricas
    . Las variaciones del
    campo magnético terrestre se miden con
    magnetómetros suspendidos de un aeroplano, a fin de
    localizar formaciones de rocas sedimentarias cuyas
    propiedades magnéticas son generalmente débiles
    en comparación con las de otras rocas.

  • Prospecciones fotogramétricas
    aéreas
    . Las fotografías
    tomadas con cámaras especiales desde aeroplanos
    proporcionan vistas tridimensionales de la tierra, que se
    utilizan para determinar formaciones geológicas en las
    que puede haber yacimientos de petróleo y gas
    natural.

  • Prospecciones
    gravimétricas
    . Como las grandes
    masas de roca densa aumentan la atracción de la
    gravedad, se utilizan gravímetros para obtener
    información sobre formaciones subyacentes midiendo
    pequeñísimas diferencias de
    gravedad.

  • Prospecciones
    sísmicas
    . Las prospecciones
    sísmicas proporcionan información sobre las
    características generales de la estructura del
    subsuelo. Las medidas se obtienen a partir de ondas de choque
    generadas por detonación de cargas explosivas en
    agujeros de pequeño diámetro; mediante
    dispositivos vibrantes o de percusión tanto en tierra
    como en el agua, y mediante descargas explosivas
    subacuáticas de aire comprimido.

El tiempo transcurrido entre el comienzo de la onda de
choque y el retorno del eco se utiliza para determinar la
profundidad de los sustratos reflectores. Gracias al uso reciente
de superordenadores para generar imágenes
tridimensionales, la evaluación de los resultados de las
pruebas sísmicas ha mejorado notablemente.

  • Prospecciones
    radiográficas
    . La radiografía
    consiste en el uso de ondas de radio para obtener
    información similar a la que proporcionan las
    prospecciones sísmicas.

  • Prospecciones
    estratigráficas.
    El muestreo
    estratigráfico es el análisis de testigos
    extraídos de estratos rocosos del subsuelo para ver si
    contienen trazas de gas y petróleo. Se corta con una
    barrena hueca un trozo cilíndrico de roca, denominado
    testigo, y se empuja hacia arriba por un tubo (sacatestigos)
    unido a la barrena. El tubo sacatestigos se sube a la
    superficie y se extrae el testigo para su
    análisis.

Cuando las prospecciones y mediciones indican la
presencia de formaciones de estratos que pueden contener
petróleo, se perforan pozos de exploración para
determinar si existe o no petróleo o gas y, en caso de que
exista, si es accesible y puede obtenerse en cantidades
comercialmente viables.

Correlación de crudos

La alteración en el crudo afecta su
calidad y valor económico, modificando severamente los
estudios de correlación del crudo. Existen numerosos
métodos de correlación y comparación de
crudos, mediante cromatografía gaseosa. Cada método
se basa en las diferencias o similitudes entre las señales
(picos) que generan los diferentes componentes.Por esta
razón es necesario el uso de técnicas
analíticas como la cromatografía
liquida 
(Fingerprints), también
la cromatografía de gases acoplada a
masas (Biomarcadores), las cuales proporcionan
información acerca de mezclas de crudos presentes en el
reservorio y sus diferentes orígenes así como
también el estado en que se encuentran si están
afectados por diversas alteraciones como: lavado por aguas,
Biodegradación, desasfaltado, y alteración
térmica.El Lavado por aguas, consiste
en la remoción de los compuestos solubles en agua, esto se
observa comúnmente en reservorios que están
localizados en áreas invadidas por aguas de
formación meteórica derivada de la
superficie.La Biodegradación, es la
alteración microbial de los crudos, y aparece debido a las
aguas meteóricas que llevan los microorganismos al
interior del reservorio causando la remoción selectiva de
los hidrocarburos por las
bacterias.El Desasfaltado, es la
precipitación de los asfáltenos en crudos
intermedios a pesados por medio de la disolución de
grandes cantidades de hidrocarburos
gaseosos.La alteración
térmica
, se presenta en crudos depositados cuando
el sepultamiento creciente produce un aumento de la
temperatura. 

Bibliografía

http://es.scribd.com/doc/49575921/8/Migracion-secundaria


http://yacimientos-de-gas-condensado.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/migracion-secundaria.html

http://es.scribd.com/doc/13047600/Geologia-Del-Petroleo

 

 

Autor:

Ruth Santos

 

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