Trampas Petroliferas

¿Cómo se desplaza el petróleo y el gas natural de la “roca madre” a la “roca almacén”?

El petróleo suele quedar entrampado en el subsuelo o bien haber migrado a superficie en forma de lloraderos de gas/petróleo. El proceso mediante el cual se realiza el desplazamiento del petróleo y del gas natural del sedimento mineral en que se ha formado, a una roca capaz de almacenar este recurso en un reservorio natural y o a la superficie terrestre, se denomina MIGRACIÓN.

La condición geológica ideal es que el petróleo – gas natural inicialmente acumulado en los poros de la roca generadora no permanezca ahí, sino que migre hacia rocas mucho más porosas. Es importante acotar que el petróleo no forma lagos subterráneos, como popularmente comúnmente se percibe, sino que siempre aparece impregnado en rocas porosas (como el agua en una esponja).

Los hidrocarburos formados y embebidos junto con el agua de formación o agua remanente del medio marino que formó los sedimentos y la materia orgánica, son ambos expulsados por la acción de la presión litostática anómala y viajan/migran a través de medios porosos, hacia sitios, dentro de la cuenca, donde existan rocas con mayor porosidad, a las que se denominan “rocas almacén”. Esto, se da por un principio físico diferencial entre sitos profundos con una presión anómala (centro de cuencas) a sitios con menos presión, en una condición estructuralmente más favorable.

El petróleo y el gas natural una vez formado y migrado deben encontrar las condiciones de acumulación en una roca permeable, a la cual se denomina “roca almacén” o “roca reservorio”, para así formar un yacimiento comercial de petróleo y/o gas natural.

El petróleo y el gas natural son fluidos de menor densidad que el agua de formación, por lo que éstos tienden a migrar junto con el agua, que es el mecanismo motor, y alojarse en lugares estructuralmente más altos. En esta compleja ecuación geológica, aparte de requerirse una roca permeable -“roca almacén”-, requiere estar en una posición estructural más alta y asegurarse el entrampamiento de los hidrocarburos por medio de una roca sello, tanto en la parte superior así como en la parte inferior de la roca almacén. Esta “roca sello” debe ser impermeable para poder sellar la acumulación. Las “rocas almacén” convencionales y más comunes son arenas, areniscas y calizas fisuradas, aunque también cumplen esta función las lutitas, arcillas y calizas compactas; al igual que los domos de rocas plásticas como la sal y la lutita. En la imagen siguiente se puede ilustrar ilustra esta situación:

¿Cuáles son los tipos y mecanismos de migración?

Se diferencian cuatro tipos principales de migración: migración primaria, migración secundaria, acumulación y dismigración.

1. La migración primaria se da por el desplazamiento de los hidrocarburos dentro de la roca madre a la roca almacén, comprendidas dentro de la misma formación geológica. Esta termina tan pronto se alcance un conductor permeable o medio poroso. Debido a que la roca madre es sobre-presurizada, la migración primaria se puede dar lateralmente, hacia arriba o hacia abajo.

2. La migración secundaria es el desplazamiento de los hidrocarburos de la “roca madre” a una formación adyacente, normalmente no asociada genéticamente con la “roca madre”, pero sí, hacia rocas más porosas, con menor presión de poro o reservorio natural.

La migración denominada “per ascensum” se da si el tránsito es de hidrocarburos de una formación antigua a otra formación estratigráficamente más joven.

La denominación de migración “per descensum” se emplea para el caso en que el paso de los hidrocarburos se realiza de una unidad estratigráfica joven a otra más antigua.

3. La desmigración es el desplazamiento de hidrocarburos de la roca generadora o de una acumulación a la superficie terrestre. Se presenta en algunos casos bajo manifestaciones superficiales.

El proceso final de la migración de los hidrocarburos en forma de crudo y gas natural es el proceso de acumulación.

4. La acumulación de los hidrocarburos ocurre al final del proceso de migración cuando existen los siguentes elementos favorables para el entrampamiento y su cierre, respectivamente:

• roca reservorio o almacén de alta porosidad y permeabilidad que almacene grandes cantidades de hidrocarburos

• roca sello de naturaleza impermeable que actua como barrera para el escape del petróleo o del gas

• trampa o estructura geológica

¿Cuáles son los tipos de trampas y su formación?

Una serie de condiciones geológicas se tienen que dar para que el petróleo que migre en una cuenca quede atrapado en un reservorio y evite que se escape a superficie. Esto significa que la capa tenga la capacidad de recibir y almacenar los hidrocarburos durante un período de tiempo – geológico- prolongado.

La formación de una zona de cresta o cúpula hace que el petróleo y gas natural se aloje en el punto más alto de ésta. El punto de fuga es el punto más bajo en una estructura en donde el petróleo queda entrampado en forma de un plano horizontal. El cierre de una trampa es la distancia vertical entre la cresta y el punto de fuga.

Una trampa puede contener aceite, gas o ambos, comúnmente llamado (Oil – water – contact” OWC) o zona de contacto entre el agua de formación y los hidrocarburos o límite máximo de recuperación – producción de hidrocarburos. De igual manera el límite de contacto aceite – gas (GOC “Gas – oil contact”) representa el límite inferior de gas producible o recuperable. Es importante mencionar que el gas que tiene la menor densidad de las tres fases y sobreyace al aceite crudo; éste tiene menor densidad que el agua por lo que el agua de yacimiento que tiene mayor densidad se posiciona por debajo de estos. En la siguiente figura se ilustra estos aspectos:

En la siguiente imagen se sintetiza los principales tipos de trampas:

Trampa estructural

Trampa anticlinal:

Es la trampa clásica en geología petrolera. Un anticlinal es un ejemplo en el cual una serie de rocas originalmente planas, fueron arqueadas por procesos geológicos, generalmente por compresión geológica. En esta condición el petróleo fluye hacia la parte cupsidal

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