Download Trabajo de Migración del Petróleo SOLO

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Universidad de Oriente
Núcleo de Bolívar
Escuela de Ciencias de la Tierra
Departamento de Geología
Cátedra: Geología del Petróleo
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Bachilleres:
Chaivez, Albin C.I 14.604.567
Davis, Nellys C.I 13.326.978
Muñoz, Rosario C.I 14.145.941
Ciudad Bolívar, Julio de 2003
2
ÍNDICE
CAPITULO I: DEFINICIONES
1.1 Roca Madre
1.2 Roca almacén
1.3 Porosidad
1.4 Permeabilidad
1.5 Saturación
1.6 Alóctono
1.7 Flotación
1.8 Trampa
1.9 Roca sello
1.10 Migración
1.11 Dismigración
1.12 Conmigración
1.13 Migración primaria
1.14Migración Secundaria
1.15 Cuenca Sedimentaria
1.16 Textura
1.17 Cementación
CAPITULO II: MIGRACIÓN PRIMARIA Y SECUNDARIA.
2.1 Migración Primaria
2.2 Posibles procesos de origen de migración primaria
2.2.1 Agua eyectada de arcillas y lutitas
2.2.2 Circulación normal de agua
2.2.3 Petróleo sedimentario
2.2.4 Protopetróleo
2.2.5 Teoría de formación de Micelas
2.2.6 Modelo sin implicación de agua
2.3 Migración Secundaria
CAPITULO III MIGRACIÓN TRANSVERSAL, LONGITUDINAL, A CORTA Y
LARGA DISTANCIA
3.1 Migración Transversal
3.2 Migración Longitudinal
3.3 Migración a corta y larga distancia
CAPITULO IV SUBSIDENCIA DE ÁREAS DE EXPLOTACIÓN PETROLERA Y
EJEMPLOS EN VENEZUELA
4.1 Subsidencia en áreas de explotación Petrolera
4.2 Ejemplos de subsidencia en explotación petrolera del país
4.2.1 Caso Lagunillas
4.2.2 Caso Tia Juana Ule
4.2.3 Caso Bachaquero
BIBLIOGRAFÏA
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41
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42
43
44
iii
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2.1 Cambios durante la compactación normal de la lutita.
19
iv
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1.1 Ejemplo de disposición de rocas Almacén y Madre (arena y lutita).
7
Figura 1.2 Dispersión de Valores de Porosidad y Permeabilidad.
8
Figura 1.3 Trampas de Petróleo
11
Figura 2.1. Trampa Hidrodinámica
17
Figura 2.2 Migración Primaria y secundaria
18
Figura 2.3 Flujo de agua desde rocas reservorio hasta superficie
22
Figura 2.4 Tipos de Micelas
24
Figura 2.5. Migración Secundaria de petróleo y gas
25
Figura 4.1. Ejemplo de Área de subsidencia en zona de explotación.
40
5
CAPITULO I
DEFINICIONES
1.1. Roca madre
La Roca madre es la roca generadora y comúnmente suele ser arcilla. Ésta es una
unidad sedimentaria formada por partículas de tamaño fino o partículas calcáreas
que presentan un contenido de materia orgánica en cantidades suficientes. A pesar
de todo, en general las rocas madres contienen sólo entre 1% y 2% de materia
orgánica. La roca está enterrada a profundidad, lo que aumenta su temperatura y
presión y la hace alcanzar las condiciones ideales para generar hidrocarburos, en lo
que se denomina ventana de Petróleo (generalmente entre los 60 °C y 160 °C) y
ventana de gas a temperaturas mayores (150 °C a 200 °C). Al sobrepasar los 200 °C
de
temperatura,
los
hidrocarburos
y
la
materia
orgánica
se
destruyen.
6
La roca generadora debe tener otra Roca de Sobrecarga que se encuentra por
encima de ella y causa que ésta sea enterrada y alcance las condiciones de
temperatura y presión necesarias para que se forme el petróleo. El espesor de esta
unidad debe estar entre dos y cuatro kilómetros.
La roca madre se caracteriza por ser clástica de grano fino argilíceos o carbonáticos
de color oscuro, con elevadas concentraciones de materia orgánica, que al ser
sometido a condiciones de acuerdo a su madurez térmica, se produzca la
transformación de la materia orgánica en el petróleo.
En Venezuela, las rocas más importantes generadores de hidrocarburos son las de
la formación La Luna en la Cuenca de Maracaibo y las de la Formación Querecual en
la Cuenca Oriental; en estas dos formaciones se generó casi el 90% de nuestros
recursos de hidrocarburos.
1.2. Roca Almacén
Es una unidad que, en la mayoría de los casos es sedimentaria y está constituida por
partículas generalmente diminutas, donde el espacio entre los granos (llamados
poros) queda libre, para que sea ocupado por un líquido o gas. En 99% de los casos
7
el espacio poroso esta ocupado por agua y en 1% por Petróleo o gas. El volumen
del espacio poroso puede variar entre 1% a 2% en una roca sedimentaria con mala
porosidad, hasta 40% en un sedimento inconsolidado de una playa o río. Los valores
promedios de porosidad pueden estar entre 10 a 20%. Pero no basta con que la roca
sea porosa. Se requiere también que la roca sea permeable, es decir, que los
espacios porosos estén intercomunicados entre sí para permitir que los fluidos
puedan extraerse. Puede darse el caso en el que el hidrocarburo está llenando el
espacio poroso, pero al no existir permeabilidad no puede ser extraído.
Dentro de las diferentes propiedades físicas de las rocas almacén existen dos
propiedades principales y esenciales que debe poseer la roca, esto es la porosidad y
la permeabilidad.
Figura 1.1 Ejemplo de disposición de rocas Almacén y Madre (arena y lutita).
Tomado del Pozo Ilustrado CD-ROM
8
1.3 Porosidad
Porcentaje de espacios vacíos o poros presentes en las rocas. Se expresa en
porcentaje (%).
Figura 1.2 Dispersión de Valores de Porosidad y Permeabilidad. Tomado del Pozo
Ilustrado CD-ROM.
1.4 Permeabilidad
Es la propiedad de la roca de dejar pasar o colarse los fluidos a través de ella.
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1.5 Saturación
Es la relación entre el volumen del fluido en los poros con el volumen total de los
poros.
1.6 Alóctono
Que no se ha formado "in situ", roca o sedimento originado en otro lugar.
1.7 Flotación
Un cuerpo bien sea fluido o sólido, que sea sumergido en un fluido, es llevado hacia
arriba por una fuerza igual al peso del fluido que ha desplazado. Se requieren
únicamente dos condiciones básicas:

Fluidos inmiscibles.

Fluidos de densidades distintas.
El agua y el petróleo son fluidos inmiscibles, además el petróleo es más ligero que el
agua, el gas natural es el más ligero de los tres; es también inmiscible con ellos
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después de alcanzar la saturación correspondiente a las presiones y temperaturas
adecuadas. Por tanto, donde se encuentren estos tres fluidos, dentro de una roca
con la permeabilidad adecuada, adoptaran una estratificación por densidades.
Para haber podido adoptar esta estratificación, los hidrocarburos han debido migrar a
través de los poros de las rocas: de hecho hay un limite inferior de tamaño de poros
para que el ajuste de densidades sea permitido. El tamaño adecuado lo dan las
rocas llamadas almacén, lo cual confirma el desplazamiento o migración de fluidos
desde las rocas madre, que no permitiría la estratificación, por lo fino de sus granos.
1.8 Trampas
Son porciones del subsuelo donde se encuentran acumulados el petróleo crudo y el
gas natural, estas se forman debido a determinadas características estructurales,
estratégicas o ambas; las trampas consisten de las secciones más porosas,
permeables de los estratos.
11
Figura 1.3 Trampas de Petróleo tomado de Enciclopedia Salvat.
1.9 Roca Sello
Este tipo de roca tiene una permeabilidad muy baja o es casi impermeable, por lo
que no permite el paso de fluidos. Las rocas sello deben estar sobre las rocas
almacenadoras cubriéndolas en su totalidad para no dejar que el hidrocarburo se
escape. Las rocas sellos por excelencia son las lutitas.
La roca reservorio o recipiente es el medio en que se halla petróleo y gas; consiste
en areniscas, calizas y dolomitas, básicamente. Al parecer ninguna de estas rocas
tiene ventajas sobre las otras, ya que hay grandes yacimientos en todas ellas y en
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todo tipo de combinaciones entre ellas. No sólo en la roca recipiente, uno de los
elementos esenciales del depósito, sino que, como veremos más adelante, el
volumen, las características y la variedad de sedimentos en una región productiva en
exploración son esenciales para juzgar las posibilidades de explotación. Se presume
que si hay grandes cantidades de sedimentos algunos de ellos contendrán rocas
recipientes. En realidad, las rocas recipientes incluyen tanto tipos de rocas
sedimentarías que es dudoso que pueda comprobarse que alguna cuenca
sedimentaria no contenga ninguna roca que pueda ser o llegar a ser recipiente.
1.10 Migración
Cosiste en el flujo o movimiento del petróleo desde la roca generadora por cambios
de presión, y fluye desde zonas de alta presión hacia zonas de menor presión
(generalmente hacia la superficie). El hidrocarburo, por tener un efecto de flotabilidad
con respecto al agua, se mueve hacia la superficie, mientras que el agua lo hace de
la superficie hacia las partes profundas del subsuelo. El camino que recorre el
hidrocarburo se conoce como vías de migración. Cuando el hidrocarburo alcanza una
estructura favorable, se acumula en el espacio poroso, desplazando el agua que
ocupa los poros.
13
1.11 Dismigración
Los desplazamientos hacia la superficie, conducente a la formación de indicios
superficiales y después a la destrucción más o menos completa de los hidrocarburos
por los agentes atmosféricos.
1.12 Conmigración
Todos los desplazamientos que conducen más o menos rápida y directamente a la
formación de un yacimiento por acumulación y segregación en una trampa.
1.14 Migración Primaria
Que designa los movimientos de los fluidos de la roca madre hacia la roca almacén.
14
1.15 Migración Secundaria
Que concierne a los desplazamientos de los hidrocarburos en el interior de los
horizontes permeables de una serie estratigráfica, hacia las trampas donde se
produce la acumulación.
1.16 Cuenca sedimentaria
Área de corteza terrestre que puede abarcar extensas regiones que han
sufrido hundimientos donde se acumulan importantes depósitos de rocas
sedimentarias en capas superpuestas que llegan a tener hasta más de 10.000
metros de espesor. Bajo determinadas condiciones y por descomposición de
la materia orgánica se pueden generar hidrocarburos.
15
1.17 Textura
Otro parámetro textural importante es la fábrica, es decir, el modo en que los granos
se colocan. Así, debemos considerar dos aspectos: el empaquetamiento y la
orientación:
- El empaquetamiento depende sobre todo de los procesos post-deposicionales.
La orientación tiene un papel importante en la permeabilidad.
1.18 Cementación
Es un proceso muy importante que consiste en la precipitación química de sustancias
(generalmente óxido de hierro o sílice), o la acumulación de material arcilloso muy
fino entre los espacios porosos de los sedimentos no consolidados, uniendo un
clásto con otro dando origen a la litificación o consolidación de los sedimentos.
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CAPITULO II
MIGRACIÓN PRIMARIA Y SECUNDARIA
El problema del origen de los hidrocarburos y de su posterior concentración para
formar yacimientos está ligado a sus propios movimientos en el interior del subsuelo,
es decir, a su migración en el interior de las rocas.
La movilidad de los hidrocarburos en el subsuelo está comprobada por el hecho de
que generalmente se concentran en yacimientos a pesar de haberse originado en
forma de pequeñas gotas aisladas y dispersas en un enorme volumen inicial de
agua, por transformación de materia orgánica diseminada. Por otra parte, en los
yacimientos conjuntos de hidrocarburos líquidos y gaseosos, cuyo origen es
probablemente contemporáneo, ambas fases están separadas a causa de la fuerza
de gravedad (el petróleo debajo del gas), y su posición sujeta a rápidos cambios
debido a la extracción o a movimientos del agua del estrato.
Las ingentes masas de agua que atraviesan las rocas almacén, llevando consigo los
hidrocarburos y provocando su concentración en las trampas (figura 2.1),
17
provendrían del sector central de las cuencas sedimentarias movidas por la
compresión de las arcillas.
También las deformaciones tectónicas de los sedimentos constituyen, según ciertos
especialistas, un factor que determina el movimiento del agua del estrato, que sería
expulsada de las zonas más intensamente plegadas. La causa de la migración de los
hidrocarburos en el interior de la roca almacén, y por tanto de su concentración en
las trampas, puede ser muy diversa, así como su importancia.
Figura 2.1. Trampa Hidrodinámica. Tomado Enciclopedia Salvat de
Geología
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2.1 Migración primaria
La migración primaria indica los procesos mediante los cuales pequeñas gotas de hidrocarburos, formadas probablemente en depósitos sedimentarios con textura muy
fina (arcillas, calizas pelágicas), escapan de los sedimentos antes de la completa
litificación de éstos, lo cual impide cualquier posibilidad de movimiento en el interior
de los mismos.
El mecanismo más probable de la migración primaria es la expulsión de gran parte
de los fluidos contenidos en los sedimentos arcillosos (figura 2.2), o en general en
sedimentos de grano fino, por la compresión producida por la carga de los
sedimentos que yacen sobre ellos.
Figura 2.2 Migración Primaria y secundaria Tomado de
http://www.geo.wvu.edu/~jtoro/
19
Tabla 2.1 Cambios durante la compactación normal de la lutita.
DIÁMETRO DEL PORO DE
PROFUNDIDAD
POROSIDAD DE LUTITA
LUTITA
Metros
Pies
Porcentaje (%)
Nanometros
610
2000
27
--------
2000
5560
15
10
3000
9840
9
5
4000
13120
6
2.5
5000
16400
4
1.5
Los fangos arcillosos, poco después de su deposición alcanzan una porosidad
superior al 80 %, es decir, que el 80 % o más de su volumen está formado por agua.
La porosidad de las arenas es del 20-30 %, y disminuye algo por compresión, en
tanto que la porosidad de las arcillas en profundidad se reduce al 10 %. En consecuencia, durante la litificación de las arcillas es expulsado gradualmente un volumen
enorme de agua, superior al volumen total de la arcilla litificada.
El agua que atraviesa los sedimentos en proceso de litificación transporta en su seno
los productos de la transformación de : materia orgánica, es decir, gran parte de
hidrocarburos o compuestos orgánicos similares a ellos por composición y estructura
(protopetróleo). Esta sustancia está contenida en el agua en forma de
solución
verdadera o coloidal, y en porcentajes mínimos; pero es probable que durante la
migración primaria dicha solución precipite en pequeñas gotas, y constituya una fase
dispersa en suspensión acuosa. El movimiento de los hidrocarburos, desde que
20
penetran en rocas con porosidad y permeabilidad elevadas (rocas almacén), forma
parte del campo de la migración secundaria.
Mientras el agua pueda atravesar los contactos entre estratos arenosos y arcillosos,
y penetrar en estos últimos, en desplazamiento transversal a la estratificación, la
capilaridad impide esta transición en las pequeñas gotas de compuestos orgánicos,
que por tanto son retenidas por las superficies superiores de los estratos de la roca
almacén, en el contacto con depósitos arcillosos, los cuales actúan como un filtro
selectivo o membrana semipermeable: La capilaridad es un factor importante durante
la migración primaria de los hidrocarburos; según algunos especialistas, seria
también una de las causas determinantes de la concentración del petróleo en la roca
almacén. Puesto que las paredes de los poros, tanto de las rocas arcillosas como de
las arenosas, están por lo general revestidas de una película de agua, la tensión de
la superficie de contacto entre el agua y el petróleo hace que dicha superficie se
reduzca al mínimo posible; en consecuencia, el petróleo es impelido en las rocas que
tienen poros muy grandes. Este proceso se realiza sólo cuando el petróleo esta en
fase continua y no cuando, constituye partículas coloidales dispersas, como ocurre
probablemente durante la migración primaria.
Numerosos especialistas sostienen que la migración primaria del petróleo desde la
roca madre a la roca almacén no se produce, o sólo ocurre en escala muy reducida,
cuando la roca almacén presenta extensión limitada y está rodeada de rocas
impermeables, caso en el cual le faltaría la continuidad del medio permeable hasta la
zona de flujo del agua. Este tipo de condiciones origina yacimientos de hidrocarburos
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en lentejones o cintas arenosas formadas casi siempre en ambiente sedimentario
nerítico, o bien en calizas y dolomías de arrecife, rodeadas por formaciones
arcillosas.
Se cree que el petróleo de estos yacimientos proviene en su mayoría de la
transformación de la materia orgánica contenida en la misma roca almacén; en
efecto, los sedimentos neríticos poco profundos tienen con frecuencia abundante
materia orgánica, en parte aportada por los ríos (sustancia húmica y restos de
vegetales superiores), y en parte derivada del plancton y del bentos predominante en
este ambiente sedimentario.
En las fases intermedias de la diagénesis, cuando la permeabilidad de los depósitos
arcillosos respecto al agua no ha sido sensiblemente reducida, vastas masas de
agua pueden atravesar las capas arenosas o calcáreas más permeables, emergen
de nuevo a través de las arcillas abandonando los hidrocarburos que transportaban,
debido a los ya citados fenómenos de filtración selectiva provocados por la
capilaridad.
22
2.2 Posibles procesos de origen de la migración primaria:
2.2.1 Agua eyectada de las arcillas y las lutitas
Si el agua que contiene petróleo y gas es eyectada de las lutitas arcillosas e
inyectada en las rocas reservorio permeables en la migración primaria, debe
desplazar al agua que ya estaba en la roca reservorio. Esto provocaría un flujo de
agua a través de las rocas reservorio hacia alguna salida, puede presumirse que
hacia la superficie (Figura 2.3).
Figura 2.3 Flujo de agua desde rocas reservorio hasta superficie, tomado de
Enciclopedia Salvat
2.2.2 Circulación normal de agua
Es de suponer que, al completarse la diagénesis, los espacios porosos de todos
los sedimentos reservorio y no de reservorio están llenos de agua. Se desarrollan
esquemas de circulación regional que varían continuamente a medida que varían los
gradientes de presión de los fluidos. Cuando no hay gradiente de potencial de fluido,
los fluidos son estáticos.
23
2.2.3 Petróleo sedimentario - petróleo reciclado
Es otra manera en que el petróleo puede recorrer grandes distancias, es decir
viajando en forma de sedimentos. Hay dos posibilidades, una mediante la erosión de
yacimientos petrolíferos y la otra es a través de la erosión de lutitas y carbonatos no
reservorios.
2.2.4 Protopetróleo
Se supone que en la migración primaria no se transporta petróleo, sino
precursores que contienen compuestos NSO, como ácidos y alcoholes. De todos
modos la presencia de estos componentes en rocas inmaduras es baja, y además
parece complicado que estos precursores generen petróleo en la roca almacén.
2.2.5 Teoría de la formación de Micelas
En las que las moléculas orgánicas polares se unen y orientan. Estas estructuras
pueden llevar, según el tamaño, hidrocarburos adheridos o en su interior. Estas
micelas forman jabones que aumentan la solubilidad del petróleo. De todos modos,
las micelas (figura 2.4) aparecen en los yacimientos a nivel de trazas, y además, en
general, son demasiado grandes (60 A) para pasar a través de los poros, problema
que también se presenta para el paso del petróleo por medio de gotas. A pesar de
24
todo, la sobrepresión incrementa la separación entre poros y podría permitir el paso
de gotas y micelas.
Figura 2.4 Tipos de Micelas. Tomado de http://www.geo.wvu.edu/~jtoro/
2.2.6 Modelos sin implicación de aguas:

El primero implica la expulsión de gas con soluciones a altas presiones. Esto
ocurre en rocas profundamente enterradas, bajo la ventana de hidrocarburos,
y sería importante en condensados e hidrocarburos muy ligeros.

El segundo modelo implica migración a través de una red tridimensional
orgánica, aunque es poco posible debido a la escasez de materia orgánica.
25
2.3 Migración secundaria
Es aquella que se produce dentro de la roca almacén en la que el petróleo migra en
forma de gotas a través de conductos hacia zonas de acumulación, como techos de
anticlinales o fallas (figura 2.5). La gran porosidad de la roca almacén permite el paso
de grandes gotas. Generalmente la migración secundaria ocurre a lo largo de la
dirección de las capas, y puede cubrir lateralmente distancias de hasta 100 Km.; la
migración lateral suele ir acompañada de la vertical, siendo a veces la predominante.
Figura 2.5. Migración Secundaria de petróleo y gas, Tomado de la Enciclopedia
Salvat de Geología.
Los movimientos de los fluidos a través de las rocas ya lilifícadas son más lentos
debido a la estrechez de los poros, lo cual limita la permeabilidad; sólo las areniscas
bien clasificadas y poco cementadas, así corno algunas rocas calcáreas y
dolomíticas, permiten un movimiento apreciable de los fluidos a través de ellas; las
arcillas que sufren una fuerte compresión durante la diagénesis son impermeables
para el petróleo (a menos que estén muy fracturadas) y muy poco permeables para
26
el agua. Bastantes yacimientos de hidrocarburos se encuentran en trampas de
extensión limitada en relación con el volumen total de la roca almacén, la cual fuera
de la trampa esta impregnada de agua. Por tanto, se debe admitir que la
concentración de los hidrocarburos en el interior de las trampas existentes en la roca
almacén puede originarse por procesos diversos y que en consecuencia resulta
posible la migración secundaria de los hidrocarburos en el interior de la misma.
Según algunos especialistas, la migración secundaria se produce sobre todo por una
diferencia de densidad entre los hidrocarburos y el agua que impregna la roca
almacén. Los hidrocarburos menos densos tienden a moverse hacia arriba a lo largo
de la superficie del estrato de la roca almacén, en contacto con la roca impermeable
que yace sobre ésta, cuando existe una inclinación regional de las formaciones
sedimentarias.
Dado que la capilaridad se opone al movimiento de las gotas aisladas de petróleo a
través de un medio fluido contenido en los pequeños poros de la roca, esta migración
gravitatoria es posible sólo cuando se ha formado una zona impregnada de petróleo,
en continuidad de fase, inmediatamente debajo del techo de la roca almacén. Desde
un punto de vista teórico, esta zona debería tener un espesor mínimo de uno o muy
pocos metros. Superadas estas dimensiones, la mancha de petróleo, cuya
viscosidad disminuye con la elevada temperatura existente en las zonas profundas
de la corteza terrestre donde se produce la migración, así como por los hidrocarburos
contenidos en solución, empieza a moverse hacia arriba siguiendo los límites
27
superiores de la roca almacén, y durante la migración se amplía y asimila todas las
dispersiones de hidrocarburos que encuentra en su camino.
La migración cesa sólo cuando la masa de hidrocarburos en movimiento encuentra
una trampa; sí la misma está representada por un pliegue anticlinal de la roca
almacén, la cual se prolonga fuera de éste, el volumen total de la trampa se rellena
de manera gradual de hidrocarburos y si continúa el flujo de los hidrocarburos de las
zonas mas deprimidas estructuralmente, el petróleo inicia su fuga por el punto más
inferior y migra en busca de otra trampa situada en una zona más elevada de la
misma roca almacén, o se dispersa por la superficie terrestre.
Si se admite la hipótesis de que los hidrocarburos líquidos y gaseosos migran
simultáneamente, aunque en fases separadas, habría que aceptar el hecho de que
los hidrocarburos gaseosos pudieran expulsar, a través del punto de partida, el
petróleo que se acumula en otras trampas de estructura más elevada, fenómeno que
explicaría la existencia en la misma roca almacén de trampas rellenas sólo de gas,
otras que contienen petróleo, con una capa gasífera, y otras estériles, es decir
saturadas de agua por no haber sido alcanzadas por la migración secundaria de los
hidrocarburos o por haberse formado tras la migración de éstos.
Sin embargo, la mayoría de especialistas sostienen que la migración secundaria no
ha sido provocada sólo por la diferente gravedad entre el petróleo y el agua que
impregna la roca almacén, sino que existe también otro factor de gran importancia,
es decir el movimiento del agua, el cual ayudaría a la impulsión hacia arriba originada
por la diferencia de densidad, y se produciría desde zonas con estructura deprimida
28
a zonas más elevadas, esto es, del centro de una cuenca sedimentaria a su periferia.
Cuando el sentido del movimiento del agua es contrario, o sea que ésta se dirige
hacia zonas con estructuras más deprimidas, la migración de los hidrocarburos es
muy difícil; en estas condiciones la circulación facilitaría la acumulación de
hidrocarburos en trampas de naturaleza parcialmente hidrodinámica.
Un factor importante en la migración secundaria de los hidrocarburos está
representado por la disminución de la presión de los fluidos donde la roca almacén
ha sido elevada a cotas menos profundas por fenómenos orogénicos, o bien aflora
debido a la erosión. Esto puede determinar la mezcla de los hidrocarburos gaseosos
presentes, en solución, en el petróleo de zonas más profundas de la roca almacén, y
favorece la migración del petróleo y del gas, en dos fases separadas, hacia el punto
de menor presión.
La exposición de los principales factores que determinan la migración secundaria de
los hidrocarburos demuestra que este fenómeno geológico es causa fundamental en
la formación y localización de los yacimientos de hidrocarburos de una región, siendo
también muy importante la presencia de niveles de roca almacén y de trampas. La
migración secundaria no se produce, o lo hace con efectos muy limitados, cuando las
trampas coinciden con la extensión de la roca almacén. En todos los demás casos es
necesario considerar la historia geológica de la región para intentar establecer las
relaciones cronológicas entre la génesis de la trampa y el período de migración
secundaria de los hidrocarburos, pues es obvio que los yacimientos se forman sólo
cuando la trampa existía ya durante el proceso migratorio de los hidrocarburos.
29
Factores que influyen en la migración secundaria:

La flotabilidad, que provoca que las gotas se muevan hacia arriba con una
fuerza dependiente de la diferencia de densidad entre el petróleo y el agua de
formación.

La presión capilar impide a las gotas pasar a través de pequeños poros,
deformándose.

La acumulación, la concentración del petróleo y el gas de un estado
diseminado en las aguas de la roca reservorio en acumulaciones de tamaño
comercial es el último paso en la formación del yacimiento. En algunos
reservorios parece no haber agua en libertad que sirva de conexión, y es
probable que haya habido poco movimiento del petróleo; es decir que la
acumulación está próxima a la zona de origen. Sin embargo, la mayor parte de
las trampas están conectadas al agua libre, fluyente o estacionaria.

Las barreras estratigráficas, son fenómenos geológicos que disminuyen la
permeabilidad lateralmente buzamiento arriba. Es frecuente que sea el agente
principal del entrampamiento o bien un agente auxiliar. Los cambios de facies,
el truncamiento y el traslapamiento, la cementación y la fractura son causas
comunes de las variaciones de permeabilidad que determinan o colaboran en
la formación de yacimiento.
30

El tiempo de acumulación del petróleo, el hidrocarburo tiene su etapa de
mayor movilidad cuando su viscosidad es menor y su flotabilidad mayor, es
decir en el punto de saturación. Cuando encontramos un yacimiento
petrolífero saturado con un casquete de gas libre y la trampa está llena, se
dice que la acumulación se completó en el momento en que alcanzó la presión
actual del reservorio. En cambio, si el petróleo no está saturado, se puede
concluir que la acumulación se completó probablemente en algún momento
anterior a aquel en que se llegó a la profundidad equivalente a la presión de
saturación; Generalmente la migración secundaria ocurre a lo largo de la
dirección de las capas.
31
CAPITULO III
MIGRACIÓN TRANSVERSAL, LONGITUDINAL, Y MIGRACIÓN A CORTA Y
LARGA DISTANCIA-
3.1. Migración Transversal
La migración transversal puede ser ascendente o descendente. Si el movimiento es
originado por la diferencia de densidades entre el petróleo y el agua la dirección de
migración será ascendente. Pero si el petróleo está siendo expulsado de una roca
bajo compresión, se moverá en dirección de la menor resistencia, ya sea esta
ascendente, descendente o lateral.
Los canales usados por los fluidos expulsados son los poros interconectados
existentes entre los granos de la roca, que quedan cerrados a toda emigración
posterior cuando la compactación es completa. La migración transversal subsiguiente
32
puede ocurrir a través de canales secundarios que corten la estratificación. También
puede ocurrir a través de fracturas, que son especialmente abundantes en rocas
quebradizas como la caliza. Los planos permeables de fallas también pueden
constituir canales para los hidrocarburos en migración, aunque en rocas
sedimentarias las fallas son con más frecuencia trampas que conductos.
3.2. Migración Longitudinal
La migración longitudinal a la estratificación es posible cuando existe un estrato
rocoso, poroso y permeable en la sección sedimentaria Longitudinal. Estos estratos
son areniscas y rocas porosas de carbonatos. La migración transversal no ha de
limitarse, sin embargo; a capas extensas de areniscas o calizas porosas de amplitud
regional. Los hidrocarburos emigrantes también pueden utilizar como conducto los
canales y barras llenas de arena en secciones potentes de arcilla. Antes de que la
compactación haga impermeable a los barros y fangos, el movimiento transversal es
la dirección preferente para los fluidos que pasan a través de estos materiales a
causa de las características laminares de sus minerales y su orientación paralela al
fondo del mar sobre el que fueron depositados.
33
La migración longitudinal es tan común que es casi universal. Solo una parte
relativamente insignificante de la roca almacén contiene hidrocarburos. El
confinamiento de acumulaciones petrolíferas a los niveles más altos de la roca
almacén es una evidencia de que el petróleo se movió a través de dicha roca hasta
alcanzar esos niveles. La presencia de extensos depósitos en una cierta formación y
su ausencia en otras, potencialmente más favorables es una prueba de que el
petróleo viaja y se acumula paralelamente a la estratificación con bastante más
frecuencia que perpendicular a ella. Se llega a esta colusión por el hecho de que
pueden encontrarse petróleos similares en una sola formación en campos que se
extienden sobre un área de muchos kilómetros cuadrados, mientras que en otras
formaciones separadas verticalmente solo por unos pocos metros, poseen petróleos
distintos.
3.3. Migración a corta distancia y Migración a larga distancia
Una de las cuestiones fundamentales de la acumulación del petróleo radica en
establecer si este migra a través de distancias considerables para formar yacimientos
o si se ha formado básicamente en el lugar. Algunos creen que la migración es
mínima y que el petróleo se formó esencialmente allí donde se le encuentra, de ser
34
así, no hay problema de migración secundaria, y la exploración petrolera debe
confinarse principalmente a la búsqueda de trampas favorables en zonas de origen.
Tal vez la mejor prueba de migración de fuentes muy cercanas sean los yacimientos
ubicados en capas lenticulares permeables y porosas, aisladas, formadas por
cambios de fácies, los arrecifes y los cuerpos arenosos. Las rocas reservorios de
este tipo se forman por lo general en un ambiente costero con un alto contenido
orgánico y son contemporáneas a la roca madre; Representan el reservorio más
próximo para las fuentes más ricas durante el mayor tiempo. Las partículas de
petróleo arrastradas con el agua eyectada de las lutitas cercanas y de otras rocas
no-reservorio tenderían a flocular en los espacios porales más amplios de las capas
lenticulares pero no desarrollarían suficiente presión capilar como para reingresar en
los sedimentos de grano fino. De ese modo el petróleo sería filtrado y retenido en la
roca reservorio local.
Por otra parte, hay buenas razones para cree que el petróleo y el gas podrían haber
migrado a través de distancias relativamente largas para acumularse en yacimientos.
Hay muchas pruebas que confirman esta teoría, entre las cuales están:
 La frecuencia con que aparecen manaderos y manantiales de petróleo y de
gas es una prueba directa de que el movimiento del petróleo es posible. En
algunos manaderos se puede observar que el petróleo es arrastrado junto
35
con el agua; en otros casos escapa independiente de cualquier movimiento
del agua.
 La extracción de petróleo y gas de los yacimientos demuestra que pueden
moverse a través de rocas permeables hacia los pozos. La distancia que
recorre depende del espaciamiento que haya entre los distintos pozos, que
por lo general varia entre 200 y 800 metros y puede ser de hasta 1600
metros, y es siempre mayor en los pozos gasíferos que en los petrolíferos. Si
se dispusiese de más tiempo y el espaciamiento entre los pozos fuese mayor,
no cabe duda que podría verse que el petróleo recorre distancias aún
mayores. El movimiento del petróleo y el gas hacia el pozo puede acompañar
al movimiento del agua, o bien puede ser independiente de él. Se sabe, por
ejemplo, que reservorios que tienen hasta un 50% de agua intersticial
producen solo petróleo y gas puros.
 Una trampa estructural puede comenzar a formarse mucho tiempo después
que estuviese ya en el lugar la roca reservorio. El petróleo que se acumula en
las trampas de formación tardía de este tipo suela estar en rocas reservorios
de extensión regional. Por lo tanto, el petróleo de una trampa de formación
tardía tuvo que viajar más que el que está en una capa lenticular aislada
dentro de una lutitita orgánica rica.
36
 Otro factor que confirma el movimiento libre del petróleo en una roca
reservorio es el hecho de que muy pocas trampas han permanecido
invariables, en tamaño, naturaleza y eficacia desde que se formaron. Como
resultado de los reiterados plegamientos, fallamientos, inclinaciones, erosión,
levantamiento, deposición, disolución y cementación que afectan a la mayor
parte de las cuencas o provincias sedimentarias, las trampas han sufrido
numerosas modificaciones en los gradientes hidráulicos, en las temperaturas
y en las presiones, como también en muchas propiedades físicas. Cada
cambio en una trampa disminuye o aumenta su capacidad para contener
petróleo o gas o bien modifica la ubicación de estos dentro de la trampa.
Hallamos que los fluidos en los yacimientos gasíferos y petrolíferos están
actualmente ajustándose en densidad a la actual forma y naturaleza de la
trampa, incluidos los actuales gradientes hidrodinámicos. Si éste ajuste es
real ahora, tubo que ser real a lo largo de la vida del yacimiento. En otras
palabras, el contenido de petróleo ha estado ajustando en todo momento su
densidad a la posición cambiante de la trampa. Para que un yacimiento
pueda mantenerse en equilibrio de densidad, cuando cambian las
condiciones de la trampa, es preciso que haya un movimiento del petróleo y
el gas dentro de la roca reservorio. Esos movimientos del petróleo pueden en
algunos casos extenderse a lo largo de kilómetros.
Por lo tanto en algunos yacimientos hay suficientes pruebas de que el petróleo migró
solo distancias cortas, en tanto en otros hay pruebas igualmente claras de que el
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petróleo recorrió largas distancias en su migración. Es obvio que si el petróleo puede
migrar una distancia medida en metros, también puede multiplicar esa distancia a
kilómetros y a decenas e incluso a cientos de kilómetros en el tiempo geológico. La
distancia que puede recorres está determinada por la distancia entre la zona de
aprovisionamiento y la trampa más cercana; si esta distancia es corta, como suele
suceder, la migración también lo será; pero si nada obstruye la migración a través de
la roca reservorio, es casi seguro que el petróleo siga moviéndose hasta llegar a una
trampa o a una barrera que pueda contenerlo, o hasta que se pierda por escape a la
superficie. Quizás tenga que recorrer decenas, incluso cientos de kilómetros pero
hay escasas probabilidades de que tenga que ir tan lejos antes de encontrar una
trampa.
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CAPITULO IV
SUBSIDENCIA DE ÁREAS EN EXPLOTACIÓN Y EJEMPLOS EN VENEZUELA
4.1 Subsidencia de áreas de explotación petrolera
Un fenómeno fisiográfico interesante de ciertas zonas, es el hundimiento o
subsidencia que se debe principalmente a la pérdida de la capacidad que tiene el
suelo de soportar cargas, debido a la acumulación de sedimentos, y que puede traer
impactos en el sistema petrolífero,
por lo que se han implementado análisis de
subsidencia en las cuencas petrolífera el cual constituye una herramienta poderosa
para soportar los análisis de generación y migración de hidrocarburos.
La subsidencia es un fenómeno geológico que depende de mecanismos como la
fuerza de gravedad, el flujo de calor, y los procesos tectónicos. Sin embargo es
posible que sea causado por actividades de extracción de minerales, agua e
hidrocarburos del subsuelo.La subsidencia se define como el hundimiento lento de
una región acompañado de una importante sedimentación contínua; la Subsidencia
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puede ser marina (formación de un geosinclinal), lacustre (fosa de hundimiento) o
epicontinental (cuenca sedimentaria). La subsidencia una cuenca es producto de
una combinación de la subsidencia producida por la carga que ejerce la acumulación
de sedimentos, el agua y la fuerzas que produce el tectonismo.
El desarrollo y crecimiento de una cuenca sedimentaria es principalmente un
fenómeno de subsidencia. Los análisis de subsidencia combinados con información
adicional son una poderosa herramienta para evaluar el sistema petrolífero,
específicamente los procesos de generación, migración y acumulación de
hidrocarburos.
Ya
que
permiten
identificar
acumulaciones
adicionales
de
hidrocarburos en trampas aún no reconocidas mediante técnicas básicas de
interpretación.
La subsidencia de cuencas sedimentaria causa una maduración termal en las capas
sedimentarias a medidas que se van enterrando, puesto que una correcta
identificación e interpretación de los procesos tectónicos y termales fundamentales
que controlan la formación y geometría de las cuencas sedimentarias es el primer y
más importante paso para la construcción de los modelos geológicos que conllevan a
la evaluación de prospectos.
La historia de subsidencia de una
cuenca puede ser determinada mediante un
modelo unidimensional y se representa por una curva de profundidad con respecto al
tiempo esta curva de subsidencia, se corrige por las fluctuaciones eustáticas del nivel
40
del mar, paleobatimetría y compactación de los sedimentos. Este modelado permite
definir dos curvas de subsidencia. Subsidencia observada o total (So) y subsidencia
tectónica (St). Mediante la comparación de diferentes curvas de subsidencias
tectónicas en diferentes localidades se puede interpretar la historia tectónica de una
cuenca sedimentaria y las variaciones de subsidencia intra-cuenca en un área dada.
Figura 4.1. Ejemplo de Área de subsidencia en zona de explotación. Long Beach, California.
Tomado de http://www.ci.long-beach.ca.us/oil/images/suboldfield2.jpg
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4.2 Ejemplos de Subsidencia en explotación petrolera del país
En Venezuela el fenómeno de la Subsidencia se ha estudiado desde 1928, asociado
a la extracción de petróleo en yacimientos de la Costa Oriental del Lago de
Maracaibo, campo Cabimas, en el estado Zulia, el trabajo de perforación en las
ciudades exige equipos especiales y una larga experiencia para evitar el ruido y
prevención del ambiente. Se estima que el fenómeno de subsidencia
podría
producirse en la Faja Petrolífera del Orinoco cuando se desarrolle la explotación a
gran escala.
Esta zona, campo Cabimas, tiene actividad petrolera hace más de 60 años y ha
presentado una marcada subsidencia (hundimiento de la superficie de los pozos
perforados) en los municipios de Ciudad Ojeda, Cabimas y Lagunillas. Afirman que la
subsidencia se debe a la intensa actividad de extracción de petróleo, en el área
colindante del Lago de Maracaibo; desde muchos puntos de estos tres municipios se
puede ver, a varios metros de altura por encima de la superficie de las ciudades, el
nivel de agua del Lago.
Finalmente, los expertos expresan que se trata de una zona muy difícil porque la
perforación hay que hacerla en el casco de la ciudad, una zona rodeada de petróleo
por todas partes, pero las viviendas son un obstáculo.
42
4.2.1 Subsidencia en zona de explotación petrolera - caso Lagunillas:
Desde hace varios años, debido a la explotación petrolera en la Costa Oriental del
Lago de Maracaibo, en el municipio Lagunillas, del estado Zulia, se comenzó a
suscitar el fenómeno conocido como subsidencia, que en algunas áreas ha llevado a
6 metros por debajo del nivel del Lago, ocasionando un peligro eminente de
inundación. Este fenómeno afecta a más de 60 mil habitantes. Esto trajo como
consecuencia la necesidad de ampliar el dique de contención, construido en 1938,
para proteger las áreas de Tía Juana, Lagunillas y Bachaquero.
Asimismo, estudios realizados sobre dichos suelos han señalado que se puede dar,
a su vez, el fenómeno de Licuefacción de arenas, que no es más que la pérdida de la
capacidad que tiene el suelo de soportar cargas, producto de la excitación sísmica en
virtud de que esta zona se encuentra, además, sobre la falla de Boconó, por lo que
puede producirse un movimiento sísmico que ocasione el rompimiento del dique.
4.2.2 Cuenca de subsidencia de Tía Juana Ule.
La cuenca esta situada a 16 Km. al sur de Cabimas y a 5 Km. al norte de Ciudad
Ojeda.
Esta cuenca ocupa un área de 100 km 2 de los cuales 60% son continentales y el
40% es sublacustre.
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El fenómeno comenzó en 1936-1937, a los dos años de haberse iniciado la
explotación. Para el año 1944 alcanzaba un metro por debajo del nivel del mar.
4.2.3 cuenca de subsidencia de Bachaquero.
La cuenca comenzó a manifestarse en 1942, ya para el año 1987 el hundimiento
sobrepasaba los 4.3 metros.
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BIBLIOGRAFÍA

BARBERII, Efraín E. El Pozo Ilustrado, Quinta Edición, Ediciones FONCIED,
Caracas, 2001.

Enciclopedia Salvat, Editorial Salvat.

LEVORSEN, A. 1973 Geología del Petróleo, Editorial Universitaria de
Buenos Aires. Argentina
Páginas web visitadas:

http://www.geo.wvu.edu/~jtoro/Structure/Structure_petroleum.html

http://www.ci.long-beach.ca.us/oil/

www.altavista.digital.com

www.rincondelvago.com/