MIGRACIONES PETROLÍFERAS

UNIVERSIDAD NNAACCIIOONNAALL DDEELL AALLTTIIPPLLAANNOO
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INTRODUCCIÓN
Las migraciones, es sin duda el más vasto y el más
complejo de toda la Geología petrolífera. Debe ser
considerado en estrecha relación con numerosos
factores, muy diferentes entre si:
• El origen mismo de los hidrocarburos
• Las características físico-químicas de los
petróleos
• La litología de las rocas-almacén y rocas
asociadas
• El tipo y naturaleza de la trampa, donde se reúne
el petróleo
• Finalmente, debe ser conocida toda la historia
geológica de la cuenca

INTRODUCCIÓN
Lo cierto es que la exploración petrolífera se
facilitaría grandemente, si se pudiera conocer “a
priori” en cada cuenca sedimentaria:
• Dónde se ha formado petróleo, en que época y en
que medio
• En qué época y en qué condiciones, los
hidrocarburos han abandonado la roca-madre y
han emigrado hacia los puntos de acumulación
para formar los yacimientos. Es el problema de
los mecanismos de la migración.

Evidencia del desplazamiento de los hidrocarburos
La realidad de la migración de los hidrocarburos en
el interior de los terrenos, está puesta en
evidencia, por varios fenómenos:
• La existencia misma de los yacimientos
• La existencia de los indicios superficiales activos
(fuentes de petróleo y gas, lagos de asfalto)
• Los movimientos de los fluidos en los campos en
explotación

Algunas definiciones
Se agrupan generalmente bajo el término:
1. 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.
2. Dismigración, los desplazamientos hacia la superficie, conducentes a la
formación de indicios superficiales, y después a la destrucción más o menos
completa de los hidrocarburos por los agentes atmosféricos.
En la conmigración, se distingue también:
a) Migración primaria, que designa los movimientos de los fluidos de la roca-madre
hacia la roca-almacén.
b) 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.

Algunas definiciones
Se distingue aún en los movimientos de los hidrocarburos:
1. La migración lateral, que concierne a los desplazamientos en el interior de una
formación de la misma edad, sean cuales sean la distancia y el desnivel recorridos.
2. La migración vertical, que se refiere a movimientos perpendiculares a los límites
cronoestratigráficos, y que hace pasar los fluidos de una formación determinada a
una formación de edad diferente. Puede entonces ser:
a) “Per ascensum” si el paso se realiza hacia una formación estratigráficamente
más joven.
b) “Per descensum” — en el caso contrario.

LOS MECANISMOS DE LA MIGRACIÓN
Algunas de las observaciones fundamentales y de los experimentos
básicos. Conducen junto a consideraciones generales de mecánica de
los fluidos, a considerar los siguientes factores:
1. Diferencias entre las características físicas de los fluidos, agua y petróleo,
contenidos en las rocas. Interacción de estas características y de las propiedades
físicas de las rocas. Se obtienen movimientos diferenciales agua y petróleo:
a) Diferencias de densidad entre el agua y el petróleo que originan la aparición
de fuerzas de gravedad, que tienden a separar los dos fluidos, tanto en medio
estático como dinámico.
b) Fuerzas de tensión superficial e interfacial, que introducen en el medio
poroso, presiones diferenciales, que pueden actuar a la vez sobre el
movimiento y sobre la segregación de los fluidos.

1. Fenómenos que actúan sobre el conjunto de los fluidos de la roca y que crean
desplazamientos en masa, entre zonas de alta y baja presión (hidrodinamismo):
a) Compactación de los sedimentos.
b) Subsidencia. Uno y otro, expulsan los fluidos de los sedimentos finos
compresibles, hacia los sedimentos más gruesos, donde reinan presiones
inferiores.
c) Infiltraciones en los afloramientos. Introducen igualmente movimientos en el
manto acuífero, pero más tardíamente.

1. Mecanismos anejos, cuya importancia, sin ser despreciable, está menos definida.
a) Presencia de gas disuelto.
b) Cementación de las rocas-almacén.

Teoría anticlinal y experiencia de
Gillman Hill
 Desde hace tiempo se ha visto que las
acumulaciones de hidrocarburos, se sitúan
siempre en la parte mas alta
 En un yacimiento los fluidos se disponen uno
encima de otro, en función de sus densidades
relativas
 En la fig. 6.1 es un caja rectangular de 2 x
0.3 x 0.1m, llena de arena saturada de agua,
se inyecta en 3 puntos distantes entre si
10cm, una pequeña cantidad de petróleo, no
se observa ningún desplazamiento

Teoría anticlinal y experiencia de
Gillman Hill
Si se inyecta una nueva cantidad de
petróleo, suficiente para que las 3
manchas se unan, aparece un
desplazamiento hacia arriba y al cabo
de algunas horas, toda la masa
petrolífera se concentra en la parte
superior de la caja , a excepción de una
pequeña cantidad residual que no se
mueve

OBSERVACIONES Y EXPERIMENTOS FUNDAMENTALES
Teoría anticlinal y experiencia de Gillman Hill.
Fig. 6.1 Esquema del experimento de GILLMAN HILL

Experimentos de Van Tuyl
Experimentos efectuados por Van Tuyl
ponen en evidencia el papel jugado por
la compresión y compactación de los
sedimentos y las fuerzas de tensión
superficial, en los primeros estadios de
la migración
Uno de los experimentos, se dispone de
abajo hacia arriba, una capa de arena
gruesa embebida de agua, una capa de
arcilla impregnada de una mezcla de
petróleo y agua y finalmente una capa
de arena fina impregnada de agua.

Experimentos de Van Tuyl
Todo este conjunto se comprime
progresivamente por un pistón,
alcanzando la presion de 85 kg/cm2 al
cabo de dos horas y media. Se observa
primero que una gran cantidad de agua
se escapa del cilindro. Al final que las
arcillas las que se han comprimido
perdiendo la mayor parte de su
contenido de fluidos. Las arenas de la
base y techo están casi completamente
saturadas de petróleo

Experimentos de Van Tuyl y Beckstrom
Fig. 6.2 Cilindro de VAN TUYL

Experimentos similares, efectuados haciendo variar la granulometría de las arenas, la
densidad del petróleo y las condiciones de temperatura, muestran de una forma
general:
· El petróleo se acumula preferentemente en las arenas más gruesas que presentan
las permeabilidades más elevadas.
· El volumen de petróleo retenido por la arena, es tanto más importante, cuanto
mayor sea su densidad. Bajo presiones suficientemente elevadas (140 kg/cm2),
actuando sobre una única capa arenosa, un petróleo ligero es evacuado en parte,
con el agua, mientras que un petróleo pesado, se queda en la arena.
· Colocando gas carbónico en la base del cilindro, o elevando la temperatura del
conjunto, se observa una aceleración notable, en la circulación y segregación de
los fluidos.

Los resultados de estos experimentos, ponen en evidencia el papel de los diferentes
agentes:
1. Compactación de los sedimentos que expulsa los fluidos de las arcillas y crea
corrientes.
2. Propiedades de superficie de los diferentes fluidos que producen una segregación
del petróleo hacia los medios más porosos. La circulación del agua, fluido
humectante, es más fácil y necesita para moverse, presiones menores que el
petróleo. Para una misma presión, el agua pasa por los finos capilares de las
arcillas, mientras que el petróleo que ha sido expulsado, no puede volver penetrar y
se queda en la arena.
3. La presencia de gas y una temperatura elevada, que facilita la circulación de los
fluidos, disminuyendo probablemente su viscosidad;

Experimentos de Illing
En un tubo de cristal de 30cm de largo
por 5cm de diámetro se colocan lechos
alternantes de arena gruesa y fina,
impregnado de agua, se inyecta en un
lado del tuvo 90% de agua y 10% de
petróleo. El petróleo desplaza al agua
impregnando totalmente la primera
arena gruesa, antes de invadir solo
parcialmente la arena fina, luego
invade totalmente el segundo lecho
grueso hasta que todos los niveles
gruesos estén impregnados

Experimentos de Illing (en Tiratsoo, 1951)
a) Petróleo “atrapado” en una arena gruesa (líquido utilizado: 10% de
petróleo, 90% de agua).
a) Agua “atrapada” en una arena gruesa (liquido utilizado: 10% de agua, 90% de
petróleo).

Experimentos de Illing
En la fig. 6.3, b .El experimento de
una disposición similar de arena,
pero impregnada de 90% de petróleo
y 10% de agua
Ponen en evidencia, el fenómeno de
la segregación, de la filtración de los
fluidos que se están desplazando a
través de capas de porosidad elevada

Búsquedas de Kidwell y Hunt en
Pedernales
En los flancos del anticlinal de
Pedernales, se obtuvieron 150 muestras
de 15 sondeos que atravesaban la Fm.
de Paria con unos 60m de profundidad
En la serie estratigráfica: en la base un
nivel detrítico grueso. Por encima un
conjunto arcilloso potente, que contiene
niveles arenosos lenticulares; uno de
ellos ha sido atravesado por el sondeo
PCH-12. hacia el techo, las arcillas se
hacen poco a poco arenosas fig.6.4

Pedernales
 Las medidas y observaciones muestran
esencialmente lo siguiente:
 La densidad de las arcillas aumenta con la
profundidad, pasando de 1,5 a 6 m a 1,8 a
45 m. inversamente el volumen de agua
aprisionado por las arcillas disminuye de 65%
a 6 m, a 32% 48m
 Las presiones medidas en las arcillas, son
siempre superiores a presiones hidrostática
que se podría esperar a la profundidad

Búsquedas de Kidwell y Hunt en Pedernales (Trinidad, 1958)
Fig. 6.4 Cortes de la estructura de PEDERNALES, Venezuela.

Búsquedas de Kidwell y Hunt en Pedernales (Trinidad, 1958)
Fig. 6.5 Corte del Sondeo PCH 12 que muestra los excesos de la
presión hidrostática.

Pedernales
 En la fig. 6.5 muestra que los fluidos soportan
por lo menos una parte del peso de los
sedimentos
 El nivel arenoso atravesado por el sondeo
PCH-12 presenta un fuerte exceso de presion,
mostrando que se trata de un horizonte
lenticular, que constituye trampa
estratigráfica
 La presion mas elevada se registran en
niveles arcillosos mas alejados de los
horizontes arenosos

ENSAYO DE ANÁLISIS DE LOS PRINCIPALES AGENTES DE LA
MIGRACIÓN Y DE LA ACUMULACIÓN
A. Diferencias entre las características físicas de los fluidos
Diferencias de densidad - Fuerzas de gravedad
En un primer análisis, las fuerzas gravitacionales resultantes del
empuje producido por el principio de Arquímedes, parece que deben
jugar un papel primordial en los fenómenos de la migración.
Sin embargo la sencilla experiencia de Gillman Hill, muestra que estas
fuerzas no intervienen eficazmente, más que en una fase tardía,
después que el petróleo ha sido concentrado en una masa
suficientemente importante, para vencer las resistencias capilares, que
se oponen al franqueamiento de los estrangulamientos entre los poros
de la roca.
Se ha podido demostrar, que la fuerza de gravedad, es incapaz por sí
sola, de hacer pasar un glóbulo aislado de petróleo, de un poro a otro.
Es necesario que se sumen otras fuerzas, para que se produzca el
movimiento.

Diferencias de densidad - Fuerzas de gravedad
La gravedad, no parece, pues, poder intervenir antes de un estadio
avanzado de la migración, cuando una fase petróleo, suficientemente
voluminosa, se encuentra reunida.
La agrupación puede realizarse, bajo el efecto de mecanismos
diferentes, tales como el hidrodinamismo o la precipitación local de los
hidrocarburos disueltos en el agua, e incluso de las fuerzas de
gravedad, siempre que no se apliquen sobre partículas elementales
demasiado pequeñas, del tamaño de la molécula, y así sea posible el
franqueamiento de los poros más finos.
Se puede pensar, que la fuerza de gravedad, es el motor esencial de la
migración secundaria y de la acumulación de los hidrocarburos en las
trampas.
Aparecería, después que masas o glóbulos de petróleo, se hubieran
reunido en la roca-almacén, llevados allí por otros mecanismos.

Teoría del atrapamiento diferencial (Gussow, 1954).
Sobre la base de las condiciones anteriores, que apoyan la teoría
anticlinal, se podría esperar encontrar los yacimientos, sólo en las
estructuras más elevadas de las cuencas sedimentarias.
En la realidad, aparecen anomalías de repartición, que se explican por
la teoría del atrapamiento diferencial de Gussow.
Se ha observado a veces, que las trampas más próximas al borde de
una cuenca, aunque regionalmente sean las más altas, no contienen
más que agua.
Las trampas situadas más bajas, según la pendiente regional, están
impregnadas de petróleo y las más próximas al centro de la cuenca, las
más bajas estructuralmente, son solamente productoras de gas.

Gussow, admite que, en el curso de su migración, desde los puntos
más bajos de la cuenca hacia las márgenes más elevadas, los
hidrocarburos se acumulan en la primera trampa encontrada donde el
gas, petróleo y agua, se separan en función de sus densidades
relativas.
Cuando la trampa está llena y la superficie de contacto agua-petróleo
sobrepasa la línea de cierre (columna de petróleo y gas igual o
ligeramente superior al cierre estructural), el petróleo prosigue su
camino hacia arriba y va a acumularse en una segunda trampa.
Pero el gas situado encima del petróleo, en el contacto del techo del
almacén, continúa acumulándose en la primera estructura, con lo que
se desarrolla la "gas-cap", y expulsa poco a poco al petróleo, basta que
esté completamente llena y la superficie inferior del gas, alcance a su
vez el punto de escape.
El gas sobrante, prosigue su ruta hacia la segunda trampa, donde el
fenómeno se repite, si prosigue la llegada de hidrocarburos.

a) Trampa I con petróleo y gas
Trampa II solo con petróleo
Trampas III y IV con agua
b) Trampa I solo con gas
Trampas II y III solo con petróleo
Trampa IV con agua
c) Trampa I gas solo sin cambio
Trampa II gas y petróleo
Trampa III solo petróleo
Trampa IV solo agua
Fig. 6.6 Esquemas teóricos de
GUSSOW: Atropamiento
diferencial

Aplicación de la teoría de Gussow
Como aplicación de esta teoría se ve:
Que una trampa que contenga
petróleo, es aun posible trampa de
gas pero que una trampa llena de gas,
no es ya trampa potencial de petróleo
Que en una región donde existen
varias estructuras sucesivas, desde el
centro de la cuenca hacia los
márgenes, la mas alta regionalmente,
no es necesariamente la mas
interesante fig. 6.7

Fig. 6.7 Mapa
estructural que muestra
el camino de la
migración en el caso de
un atrapamiento
diferencial

Aplicación de la teoría de Gussow
En apoyo de la teoría de Gussow, se
puede citar la región de Lost Soldier
de Wyoming (fig.6.8) donde se
observa que las estructuras bajas de
Ferris Mahoney y Wertz, son
únicamente gasiferas, en tanto que
estructura de Lost Soldier es
productora de petróleo

Fig. 6.8 Atrapamiento diferencial: Ejemplo de LOST SOLDIER, WYOMING

Fig. 6.9 Atrapamiento diferencial: Kansas

Otro ej. Es los yacimientos contenidos
en las dolomías de Arbuckle en el
ordovícico del centro de Kansas fig. 6.9
donde las trampas mas próximas al
centro de la cuenca son gasiferas, las
mas alejadas productoras de petróleo, y
las mas altas regionalmente en las
proximidades del borde de la cuenca
únicamente acuíferas

Tensiones interfaciales y segregación de los fluidos
Se ha visto, que las fuerzas de gravedad, sólo pueden aplicarse con
cierta eficacia, sobre volúmenes ya relativamente importantes de
petróleo separado del medio acuoso normal de los terrenos
sedimentarios.
Las presiones diferenciales que son el resultado de las tensiones
interfaciales, pueden ser responsables de la segregación de los fluidos,
y como consecuencia, de la acumulación de un volumen suficiente de la
fase petróleo, para poder ser tan sensible a las fuerzas de gravedad,
como a las procedentes del hidrodinamismo.
Los experimentos de Van Tuyl y de Illing, así como las observaciones
realizadas en Pedernales, muestran que una mezcla de agua y petróleo
o de agua y materia orgánica (protopetróleo mal diferenciado), puede
separarse, quedando el petróleo en el medio más poroso, cuando la
mezcla de los dos fluidos circula a través de formaciones, que
presentan caracteres de porosidad y permeabilidad diferentes.

Tensiones interfaciales y segregación de los fluidos
En tales condiciones, realizadas experimentalmente por Illing y
observadas parcialmente en el lentejón arenoso cortado por el sondeo
PCH-12 en Pedernales, el petróleo o la materia orgánica asimilable a un
protopetróleo, se separa físicamente del agua, y entonces quizás se
constituya una fase petrolífera suficientemente continua, para ser
sensible tanto a las fuerzas de gravedad, como a los gradientes
hidrodinámicos.
Esta observación, permite tocar la complejidad de los fenómenos de la
migración del petróleo donde se añaden y superponen diversas
acciones, sin jerarquía claramente establecida.
Una variación ínfima de permeabilidad, puede ser suficiente para
permitir la acumulación de una fase petrolífera suficientemente
continua, para vencer la presión capilar que se oponía al
franqueamiento del frente de permeabilidad, e inducir así al petróleo, a
migrar en masa hacia los lugares preferentes de acumulación.

B. Fenómenos que actúan sobre el conjunto de los fluidos, hidrodinamismo.
Hidrodinamismo y trampas estratigráficas
Parece que en algunos casos, el hidrodinamismo es capaz de jugar un
papel importante en las capacidades de acumulación del petróleo en las
trampas estratigráficas del tipo de los acuñamientos o de las barreras
de permeabilidad.
En condiciones hidrostáticas, el petróleo se acumula normalmente en
una trampa de este tipo, bajo la influencia de la gravedad.
La capacidad de la trampa, está limitada por el valor crítico de presión
capilar, que es la presión de desplazamiento, por encima de la cual, la
estanqueidad de la barrera de permeabilidad no está asegurada.
En la mayor parte de los casos, la impermeabilidad de la barrera es
pequeña, y la baja presión de desplazamiento, no permite más que una
altura de petróleo, poco importante.
En condiciones hidrodinámicas favorables, con flujo según la pendiente,
la presión capilar en la interfase agua-petróleo, se mantiene para una
misma altura de petróleo, por debajo de la presión de desplazamiento,
permitiendo así una acumulación más importante, sin que se alcance el
valor crítico.

Hidrodinamismo y trampas estratigráficas
Tales condiciones, parecen
haberse reunido en el campo de
Bisti, donde la acumulación está
favorecida por un gradiente
hidrodinámico, dirigido desde el
Sur hacia el Norte, que impide el
paso del petróleo de las facies de
barra, hacia las facies de playa
(Fig. 6.17).
Se han encontrado trazas de
petróleo, pero en cantidad no
comercial, situadas en las facies
"back bar", pendiente arriba del
almacén productor (Mc Neal,
1961).
Fig. 6.17 Diagrama de la presión en función de la
profundidad en las facies deltaicas del campo
GALLEGOS, Nuevo México

Importancia del hidrodinamismo
Igual que la fuerza de gravedad no tiene más que una acción limitada
sobre el desplazamiento de un glóbulo de petróleo aislado, parece que
las fuerzas desarrolladas por el hidrodinamismo son también
insuficientes.
Una pendiente hidráulica de 20 m/Km., que es considerable, en una
arena de grano grueso desarrolla una fuera del orden de 1 dina por cm2
sobre un glóbulo de petróleo, insuficiente para vencer las resistencias
capilares (del orden de 3.000 dinas/cm2).
Por el contrario, actuando sobre una fase hidrocarburo suficientemente
desarrollada y que ocupa un gran número de poros, produce fácilmente
un desplazamiento (un gradiente hidrodinámico de 2 m/km., actuando
sobre un volumen de petróleo continuo, con un espesor de 5 metros,
desarrolla una fuerza del orden de 10.000 dinas/cm2).
Se llega así a pensar que sólo la adición de estos diferentes factores,
gravedad e hidrodinamismo, es capaz, después de una cierta
segregación, de producir un movimiento que obligaría al petróleo a
desplazarse

Origen del movimiento del agua en los terrenos
Los valores indicados anteriormente para los gradientes hidrodinámicos,
se refieren a medidas efectuadas en cuencas actuales.
No se excluye, que en anteriores etapas de la historia geológica de las
cuencas, se hayan alcanzado valores más elevados.
Los gradientes hidrodinámicos medidos actualmente y los potenciales
que resultan de ellos, como se verá más adelante, tienen su origen en
las diferencias de altitud entre las zonas de alimentación y las zonas de
emersión de los mantos subterráneos. Normalmente, están limitados
siempre a valores pequeños.
Sin embargo, en Pedernales, se han registrado incluso a pequeña
profundidad, notables excesos de presión, que pueden producir
gradientes hidrodinámicos considerables, que juegan en la migración, un
papel tanto más importante, cuanto que aparecen muy pronto en el
curso de la sedimentación, y que se dirigen del centro hacia los
márgenes de las cuencas.

Origen del movimiento del agua en los terrenos
Se sabe además, que el agua puede contener una cantidad, pequeña
pero notable de hidrocarburos en estado de solución o suspensión fina.
Entre los hidrocarburos propiamente dichos, sólo se han podido ver en
solución los productos más ligeros (S. E. Buckley, 1958), pero no se
excluye que los productos intermedios entre la materia orgánica original
y el petróleo, presenten una cierta solubilidad en el agua.
De una forma general, el poder de disolución del agua, aumenta con la
presión y la temperatura.
No es absurdo pensar, que el agua arrastra con ella hidrocarburos, que
solubles en las capas profundas, se separan por precipitación en las
regiones más elevadas, de presión y temperatura inferiores, que
constituyen las trampas, realizando así una parte del agrupamiento
necesario para que el petróleo se haga sensible a las diferentes fuerzas
de desplazamiento presentes.

Compactación de los sedimentos
La materia orgánica original, desde su transformación, se encuentra
mezclada a un volumen de agua muy superior al suyo, en los cienos que
se convertirán en rocas-madre.
Una arcilla recientemente depositada, contiene en peso, hasta un 85%,
de agua. Bajo la presión de los sedimentos que se van acumulando poco
a poco, las arcillas se comprimen y expulsan los fluidos que se
encontraban allí, desde su deposición.
La curva de la Fig. 6.18, muestra según Athy (1934) cuál es la
amplitud de la compactación en función de la profundidad de
enterramiento. La arcilla, pierde progresivamente una parte de su
espesor original, 20 o bajo 200 metros de sedimentos, 35%, bajo 600
metros y 47 % bajo 2.000 metros.

Fig. 6.18 Relación entre la compactación y la profundidad de enterramiento,
Norte de Oklahoma

La compactación produce un aumento de densidad (Fig. 4.39, domos
de sal), y una disminución de la porosidad, debida fundamentalmente a
la salida de fluidos.
La curva de la Fig. 6.19, muestra según Hobson (1954), cuál es el
volumen de los fluidos expulsados de una arcilla, según la profundidad
de enterramiento: una capa de arcilla de 200 metros de potencia, por
ejemplo, puede liberar 8 litros de agua por cm2 de superficie, bajo 1.500
metros de sedimentos, lo que representa 80 millones de toneladas de
agua, por km2.

Fig. 6.19 Volumen de agua expulsado por una arcilla, bajo el
efecto de la compactación.

Las arenas, por el contrario, almacén más frecuentemente asociado a
las arcillas en las series petrolíferas, se comprimen más rápidamente,
pero conservan siempre una porosidad más elevada.
Uno de los experimentos de Van Tuyl, trabajando únicamente con una
masa arenosa, ha demostrado que una arena con una porosidad original
de 42,6 %, no sufría ya la menor compactación a partir de una presión
del orden 230 Kg. por cm2 (correspondiente a algo más de 1.000 metros
de profundidad) y conservaba sin embargo aún, una porosidad de 27,5
%.
Es necesario alcanzar presiones de varias toneladas por cm2, para que
se produzca una nueva reducción de porosidad por aplastamiento de los
granos de arena.
En las series carbonatadas, los arrecifes que representan el tipo de
almacén más corriente, son también más resistentes a la
compactación, que los sedimentos finos que los envuelven y los
rodean. Conservan incluso a gran profundidad, una porosidad
importante. Esto, desde luego, sin tener en cuenta los fenómenos de
cementación secundaria que acompañan a la diagénesis.

Los fluidos expulsados de las arcillas por la compactación, se desplazan
hacia las capas no compresibles, que presentan una porosidad
suficiente.
Si los horizontes-almacén están completamente embalados en terrenos
impermeables (caso de los lentejones arenosos o de los arrecifes), se
produce la segregación del petróleo y la formación de un yacimiento,
como consecuencia de las fuerzas de tensión interfaciales. Es lo que se
observa en el lentejón arenoso atravesado en Pedernales por el sondeo
PCH-12, que se puede considerar como un yacimiento en vías de
acumulación de una trampa estratigráfica, y es lo que pasa en los lechos
arenosos del experimento de Van Tuyl.
Si por el contrario, los niveles porosos y permeables, están muy
extendidos y en relación más o menos directa con la superficie como por
ejemplo los niveles de base de la serie de Paria en Pedernales, los
fluidos expulsados por la compactación de los sedimentos, se desplazan
hacia las zonas altas, donde reinan presiones menos elevadas.

Efecto de la subsidencia
A las fuerzas motivadas por la compactación de los sedimentos, parecen
añadirse otras fuerzas orientadas diferentemente, que serían de-bidas a
la subsidencia.
El resultado de su acción, es el mismo que el de la compactación:
expulsan los fluidos de los terrenos compresibles, hacia las zonas de
baja presión, creando una corriente hidrodinámica dirigida hacia los
bordes de la cuenca.
Esta hipótesis, debida a K. E. DalImus (1958), hace intervenir la
compresión lateral provocada por el acortamiento del arco terrestre,
durante la subsidencia.

Es necesario señalar, que se ha tomado la costumbre de razonar sobre
esquemas según cortes de las cuencas sedimentarias, donde el nivel del
mar, está representado por una línea horizontal; el movimiento de
subsidencia, se traduce entonces por un aumento de la longitud de la
línea que representa el substrato de la cuenca.
En realidad, el nivel del mar es una porción del geoide terrestre, es
decir, sensiblemente un casquete esférico. El hundimiento progresivo
del fondo de la cuenca, debe, pues, traducirse en realidad, por un
estrechamiento progresivo, dando al nivel de la cuerda del arco, una
compresión lateral de los sedimentos (Fig. 6.20 y 6.21).
Según Dalimus, esta compresión alcanzaría según el diámetro de la
cuenca, los siguientes valores:
Diámetro de la cuenca
(º de arco) (Km.)
Prof. Cuerda
(m)
Presión vertical
(Kg./cm2)
Presión lateral
(Kg./cm2)
1
3
5
111,3
333,9
556,5
242,9
2185,7
6070,0
53
480
1335
59
519
1412

Fig. 6.20 Cuenca de FORREST-CITY-SALINA, USA., corte E-W

Fig. 6.21 Diagrama geométrico de una cuenca subsidente,
coincidiendo los puntos de inflexión con el nivel del mar.

El cuadro anterior, muestra que sería más elevada que la presión debida
a la compactación de los sedimentos. Notemos para fijar ideas, que las
dimensiones escogidas para los diámetros de las cuencas, corresponden
sensiblemente, de más pequeño a más grande, a las tres cuencas de Po,
Aquitania y París.
Por el contrario, allí donde la curvatura del sustrato de la cuenca,
alcanza su máximo pasando de la convexidad normal del geoide a la
zona cóncava de la cuenca subsidente, se sitúa una zona de tensión
("dynamic rim") favorable a la formación de las fallas normales y a la
fracturación.
Bajo el efecto de las tensiones, se producirá en esta zona, un aumento
de la porosidad media y una disminución de la presión. Los fluidos
expulsados del centro de la cuenca por la compresión vertical y lateral,
se dirigirán hacia el borde en tensión.
En una cuenca subsidente, la línea de charnela en tensión, está cerca
del borde continental; se sitúa en la zona donde se desarrollan al
máximo los horizontes-almacén favorables, arenas y arrecifes, y por
tanto, las trampas estratigráficas.

Además, cuando la compresión lateral sobre el fondo de la cuenca
sobrepasa el límite de resistencia al aplastamiento de las rocas del
zócalo (para el granito es de 1.500 kg/cm2), puede aparecer un
abombamiento en pliegue de fondo, contemporáneo con la
sedimentación, e independiente de toda tectónica tangencial.
Los horizontes sedimentarios colocados por encima del pliegue, se
ponen en tensión y atraen más fácilmente los fluidos; como los
horizontes-almacén están a menudo mejor desarrollados sobre los altos
fondos de este tipo, habrá entonces allí una zona de acumulación
preferente.
Finalmente, la disolución y dispersión de los hidrocarburos, son
máximas en las zonas profundas de la cuenca, donde existen presiones
y temperaturas elevadas; la llegada de los fluidos a las zonas de flexión,
de presión más baja y temperatura menor por encontrarse a
profundidad menor, libera los hidrocarburos que se separan más
fácilmente del agua, y se acumulan entonces en las trampas.

Estas dos hipótesis, que dan una importancia considerable al
movimiento de los fluidos, desde el centro de la cuenca hacia las zonas
de poca presión, bajo el efecto de la compactación de los sedimentos y
la subsidencia, están de acuerdo con la localización más general de los
yacimientos en una cuenca, en las proximidades de su borde, o sobre
los pliegues de fondo aparecidos muy pronto, durante la sedimentación.
La localización en los márgenes, es difícil de verificar en todos los casos,
por haber sufrido la mayor parte de las cuencas, deformaciones
tectónicas que originan movimientos posteriores a la primera
acumulación; por el contrario, la relación de los yacimientos con los
antiguos altos fondos, sea cual sea su origen real, es más neta,
habiendo tenido los esfuerzos orogénicos, lo más a menudo, el efecto de
hacer volver a jugar los mismos accidentes y de acentuar así la
importancia de las trampas (eje de Tihemboka en Sahara).

Infiltración del agua meteórica.
En las regiones donde las formaciones porosas y permeables, almacenes
productivos en profundidad, afloran (principalmente borde de las
cuencas), las aguas meteóricas se infiltran en parte y participan en la
carga hidrostática de los yacimientos (presiones hidrostáticas).
Los mantos acuíferos así alimentados, presentan lo más a menudo, un
flujo muy lento, y son por esto, prácticamente estáticos.
Pero puede ocurrir, que los gradientes creados por el flujo, sean
notables; se puede pensar que afectan entonces sensiblemente a las
acumulaciones de hidrocarburos.
Son estos gradientes, los que se intentan poner en evidencia en los
estudios de hidrodinamismo aplicados a la exploración petrolífera
(Millet, 1963; Munier-Jolain, 1959), con el fin de seleccionar las trampas
más favorables para una acumulación comercial.

Mecanismos anejos
Es muy probable, que se añadan diferentes mecanismos a los
precedentes para contribuir al desplazamiento de los hidrocarburos en
los terrenos; su papel, es más difícil de delimitar, actuando bien sobre
las características físicas de los fluidos, confiriéndoles una movilidad
mayor, bien sobre el conjunto del sistema, creando localmente
presiones diferenciales.

Papel del gas disuelto
El papel del gas en la migración, ha sido reconocido muy pronto. Los
gases naturales que se forman en los sedimentos al mismo tiempo que
el petróleo, o independientemente, por su pequeña densidad, su
facilidad de desplazamiento en los medios porosos, se concentran muy
fácilmente en las trampas. Se puede pensar, que juegan un papel
notable en el desplazamiento de los hidrocarburos líquidos.
Thiel, en 1920, mostró experimentalmente la influencia del gas, en la
separación del petróleo y del agua. Un tubo de vidrio de 25 mm. de
diámetro y 1,20 m. de largo, curvado en forma anticlinal con
buzamientos de unos 15°, se llena con arena impregnada de una mezcla
de agua ligeramente acidificada y petróleo, y se coloca en cada extremo
un poco de caliza triturada, cerrándose herméticamente.
El ácido reacciona con la caliza y produce un desprendimiento de gas
carbónico. Al cabo de 24 horas, el gas y el petróleo están separados en
el techo del arco, y después de 48 horas, la separación es total. En
ausencia de gas, no se produce ninguna separación, sea cual sea la
duración del experimento.

Papel del gas disuelto
Thiel, pensó primero, que el petróleo había sido transportado
mecánicamente en forma de películas extremadamente delgadas,
rodeando las burbujas de gas. Sin embargo, el volumen de petróleo
desplazado así, no parece relacionarse con el escaso volumen
desprendido de gas.
El experimento se volvió a realizar entonces, colocando el tubo en
posición sinclinal: en una primera fase, el petróleo se acumuló en el
contacto de la parte superior del tubo, en toda su longitud, pero al cabo
de 36 horas, se había desplazado hacia cada una de las extremidades
en dirección a la fuente de gas.
El experimento volvió igualmente a realizarse, suprimiendo el gas
carbónico y reemplazando el petróleo por una mezcla de petróleo de
quemar y gasolina. Cuando el tubo se mantiene a temperatura normal,
no se realiza la segregación, pero si se calienta progresivamente, desde
el momento que se alcanza la temperatura de ebullición de la gasolina,
se efectúa la separación y se hace rápidamente completa.

Cementación de los almacenes
Algunos autores, han pensado que la cementación progresiva de los
almacenes durante la diagénesis, puede jugar un papel en los
fenómenos de la migración.
Su papel sin duda indirecto es prácticamente imposible de poner
claramente en evidencia, debido al hecho de la lentitud de fenómenos.
No excluye que las cementaciones locales favorecen a la aparición de
zonas con presiones diferenciales, que presentan potenciales variables.
Los cementos formados en el manto acuífero, después del
emplazamiento del petróleo, pueden quizás también en algunos casos,
proteger los yacimientos de un barrido.

DESPLAZAMIENTOS DE LOS HIDROCARBUROS DURANTE LA
MIGRACIÓN
DISTANCIAS RECORRIDAS POR LOS HIDROCARBUROS DURANTE LA
MIGRACIÓN
Las distancias que han podido recorrer los hidrocarburos desde el lugar
de su nacimiento hasta la trampa en que se les encuentra acumulados,
es otro problema que ha sido objeto de numerosas discusiones.
Para algunos, la migración no puede efectuarse más que en cortas
distancias, directamente de la roca-madre hacia la trampa donde el
petróleo se almacena formando un yacimiento.
En efecto:
1. Se encuentran muy frecuentemente, yacimientos en los que el petróleo se ha
acumulado en lentejones arenosos o calizas recifales, rodeados completamente
por series arcillosas y sin ninguna relación con otras formaciones porosas y
permeables, que permitan una circulación de los fluidos, a lo largo de grandes
distancias. En estos dos casos, la roca-madre supuesta, rodea más o menos
completamente el almacén donde se han acumulado los hidrocarburos,
mostrando así, que no es necesario un desplazamiento a larga distancia, para que
se forme un yacimiento.
2. Es difícil concebir un desplazamiento a larga distancia, en una roca de grano fino,
tal como la roca que constituye más frecuentemente los horizontes-almacén.

MIGRACIÓN
MIGRACIÓN
A estos dos argumentos, se oponen serias objeciones:
1. La existencia de yacimientos en lentejones aislados de toda zona porosa y
permeable, es un hecho cierto, pero muchos de los yacimientos y entre ellos
los más grandes (East Texas, Hassi Messaoud), están localizados en
formaciones permeables muy extendidas horizontalmente. De aquí, viene en
parte la distinción que ha sido necesario introducir entre migración primaria y
migración secundaria. La primera, interviene sólo en la formación de los
yacimientos localizados en los lentejones arenosos. Por el contrario, en otros
muchos yacimientos, el volumen de las rocas-madre en la proximidad de la
trampa, es netamente bastante menor, y se está obligado a hacer intervenir
desplazamientos a larga distancia.
2. Si la circulación del petróleo en el interior de un almacén medianamente o
poco permeable, parece difícil en condiciones normales de presión y
temperatura, no ocurre probablemente lo mismo en las capas de la corteza
terrestre donde reinan temperaturas y presiones elevadas.

MIGRACIÓN
MIGRACIÓN
Los argumentos en apoyo de una migración a larga distancia (migración
secundaria), más importante que un desplazamiento a pequeña
distancia (migración primaria), en el emplazamiento de los
hidrocarburos, son numerosos:
1. La acumulación está controlada siempre, por la posición estructural elevada (regla
anticlinal de White), que favorece la segregación del gas, del petróleo y agua, bajo
el efecto de las fuerzas de gravedad.
2. Las inmensas acumulaciones de petróleo o gas que constituyen los grandes
campos, tales como East Texas, Hassi Messaoud, etc., no pueden resultar más
que del drenaje a muy larga distancia de los hidrocarburos formados en las rocas-madre.
3. En numerosos puntos, el petróleo no parece derivar de una roca-madre local; se
trata en particular, de las acumulaciones reconocidas en rocas eruptivas o en
series puramente continentales, cuya facies muestra condiciones de depósito en
un medio muy oxidante (series rojas).
4. Algunas trampas, actualmente estériles, muestran trazas evidentes de lavado, y
por tanto, de desplazamiento del petróleo.
5. En los yacimientos conocidos actualmente, los hidrocarburos están en equilibrio
más o menos inestable en función de la naturaleza del almacén y de la trampa, de
su profundidad, y del movimiento y composición de las aguas de yacimiento. Si tal
equilibrio existe actualmente, se puede pensar que existió igualmente en otro
tiempo.

MIGRACIÓN
MIGRACIÓN
Un ejemplo, aportado por Levorsen, es el de los yacimientos del Norte
de Oklahoma (Fig. 6.22). En esta región, al llevar la superficie de la
base del Pérmico discordante, a la horizontal,
Fig. 6.22 Corte esquemático del norte de Oklahoma.
a) Al principio del Pérmico.
b) En la época actual

MIGRACIÓN
HISTORIA DE LOS DESPLAZAMIENTOS DE LOS HIDROCARBUROS Y DE SU
ACUMULACIÓN
Está casi unánimemente admitido, que el petróleo se forma en un
sedimento de textura fina, a partir de la materia orgánica que se
encuentra allí, mezclada en mayor o menor abundancia.
Una incertidumbre importante, subsiste en cuanto al período de la
historia del sedimento en el que la materia orgánica original se
transforma en hidrocarburos.
Sea cual sea el “protopetroleo” presente inicialmente en la roca-madre o
mejor en el sedimento-madre, es expulsado muy pronto, después de la
sedimentación, mezclado al agua de imbibición.
Esta expulsión, se realiza bajo el efecto de la compactación de los
sedimentos, que se suma y en proporción quizás importante, a las
compresiones laterales, resultantes de la subsidencia.
El primer efecto de la compactación de los sedimentos, es una reducción
notable de la porosidad de las rocas de textura fina; los fluidos
expulsados, tenderán a invadir las formaciones de porosidad elevada,
donde las presiones son menores.

MIGRACIÓN
ACUMULACIÓN
Los accidentes capaces de dar un relieve sincrónico, son relativamente
numerosos; se notará su coincidencia con un cierto número de tipos de
trampas anteriormente citadas. Pueden tener un origen tectónico o
sedimentario:
1. Tectónico, son:
a) Los anticlinales precoces que aparecen muy pronto durante la
sedimentación y se forman de manera más o menos intermitente, durante
la subsidencia (flexiones, arrugas embrionarias, producidas por la misma
subsidencia).
b) Las estructuras motivadas por el flujo disarmónico de los sedimentos
plásticos (diapiros, domos de sal).
c) Los bloques fallados que accidentan los bordes continentales y que se
han producido por los reajustes de las fases tectónicas antiguas.
2. Sedimentarios, son:
a) Los bancos arenosos (cordones litorales) y los biohermios recifales.
b) Los relieves del fondo submarino (relieves enterrados).
c) Los anticlinales de compactación diferencial, que se forman sobre
arrecifes o paleorrelieves.

MIGRACIÓN
ACUMULACIÓN
En cualquier caso, estas zonas altas, aparecieron muy pronto, y existían
ya durante la deposición de los sedimentos y antes de la diagénesis; por
esto, su papel en la localización de los yacimientos es múltiple:
1. Separan frecuentemente de alta mar, una zona tranquila de borde, más o
menos próxima al continente, favorable a la proliferación de los organismos, al
depósito, a la conservación y a la transformación la materia orgánica en
hidrocarburos (La Brea-Parinas, Youngquist, 1958).
2. Por las modificaciones que su presencia aporta a las condiciones de
sedimentación, favorecen la formación de rocas-almacén, o son mismas,
rocas-almacén.
Los biohermios recifales, por ejemplo, juegan los dos papeles: Pueden ser
almacén, y los productos de su disgregación, pueden formar una roca porosa
y permeable. Los paleorrelieves, constituyen una situación de fenómenos
próximos; la roca antigua en relieve, está a menudo profundamente alterada
por los agentes atmosféricos, presenta una porosidad secundaria elevada, y
está rodeada por los residuos arenosos procedentes de su alteración.
Recordemos igualmente la formación de la “cap-rock” de los domos de sal y la
localización de las arcillas silicificadas en el techo de las estructuras salinas
Gabón.

MIGRACIÓN
ACUMULACIÓN
Finalmente, la posición del relieve en una zona de salinidad a menudo
elevada, donde la presencia de materia orgánica en descomposición puede
crear las presiones de CO2 necesarias, será favorable a la aparición de
dolomías.
1. Por su forma, los relieves sincrónicos crean trampas estratigráficas (arrecifes,
paleorrelieves, cordones litorales) o estructurales (anticlinales de
compactación, domos de sal).
En resumen, entre todas las estructuras, son las más apropiadas para la
acumulación del petróleo, porque son las primeras que están preparadas para
las migraciones precoces (ellas mismas, tienden a provocar una migración
precoz), porque producen un desarrollo local de rocas que ofrecen buenas
condiciones de almacén, y porque provocan la aparición de un gradiente de
presión que tiende a atraer el petróleo hacia ellas.

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