-KIGT

1. UNIVERSIDAD AUTÓNOMA
DEL CARMEN
DEPENDENCIA ACADÉMICA DE CIENCIAS QUÍMICAS
Y PETROLERA
FACULTAD DE QUÍMICA
GEOLOGÍA DE EXPLOTACIÓN,
PETRÓLEO AGUA Y VAPOR
“SINCRONÍA Y MIGRACIÓN”
PRESENTA:
González Tolibia Karina Irlanda

2. 4. SINCRONÍA Y MIGRACIÓN
4.1 MANIFESTACIONES DE HIDROCARBUROS EN LA
NATURALEZA
4.2 TIPOS DE MIGRACIÓN
4.3 FUERZAS QUE CAUSAN LA MIGRACIÓN
4.4 FACTORES QUE GOBIERNAN LA MIGRACIÓN
ÍNDICE

3.  Es la relación precisa en espacio y tiempo de todos los
elementos que conforman el sistema petrolero, para que este
pueda existir.
SINCRONÍA

4.  Es el movimiento de aceite y gas a través de los poros o
discontinuidades de las rocas (migración primaria y
secundaria) en el interior de la corteza terrestre mediante el
cual, el hidrocarburo es expulsado de la roca generadora e
inicia su recorrido hacia la trampa.
MIGRACIÓN

5. MANIFESTACIONES DE HIDROCARBUROS
EN LA NATURALEZA
 Se pueden clasificar por dos tipos de manifestaciones.
 Manifestaciones directas (aparición en los afloramientos
de los mismos hidrocarburos)
 Manifestaciones indirectas (Se dan en las superficies de los
hidrocarburos sin que ellos sean visibles)

6. Son aquellas que muestran una circulación subterránea activa,
en donde interviene el aceite, el gas y el agua, su aspecto en la
superficie varia por la naturaleza del producto (base parafínica o
base nafténica) y su caudal, conocidas como:
1.- Emanaciones naturales (chapopoteras)
2.- Lagos de asfalto
3.- Escapes de gas
4.- Volcanes de Lodo
En aguas mexicanas del Golfo de México, los sitios en los cuales
se presenta el fenómeno de emanación natural de gas e
hidrocarburos líquidos han sido descritos genéricamente con el
termino de “chapopoteras”.
MANIFESTACIONES DIRECTAS: ACTIVAS O
VIVAS

7. Son filtraciones de petróleo o
asfalto liquido a través de
fracturas, fallas, planos de
estratificación, y discordancias
en donde el escape es lento e
indican la existencia de un
yacimiento.
*En la Sonda de Campeche la
principal es la que se ha
denominado chapopotera de
Cantarell.
CHAPOPOTERAS

8.  Aproximadamente un 75% de las cuencas
petrolíferas del mundo contienen chapopoteras de
superficie.
 Las chapopoteras ayudan a localizar las fuentes de
acumulación del petróleo y gas de subsuelo.

11. Son chapopoteras asociadas a manantiales, en donde
se observa claramente una película de aceite sobre el
agua.
En América existen lagos de asfalto en Trinidad,
Venezuela y México, sobre las regiones del Golfo y el
Istmo de Tehuantepec.
LAGOS DE ASFALTO

13. Son más frecuentes que las chapopoteras debido a la mayor
fluidez del gas, el cual migra mas fácilmente por conductos
pequeños de sitios más distantes y en cualquier tipo de roca.
En climas áridos pueden pasar desapercibidas si las
emanaciones son de poca magnitud y no contiene agua.
En climas húmedos afloran, generalmente por medio de
burbujas. La presencia de gas es notoria por su olor a gasolina,
ruido y en ocasiones flama.
ESCAPES DE GAS

14. Son indicios asociados con acumulaciones de gas en el
subsuelo, se forman por diapirismo de arcilla inyectada por el
gas a alta presión.
Su presencia es indicativa de un yacimiento de gas, localizada
debajo de estos volcanes aunque no siempre son yacimientos
económicamente explotables.
 A este tipo de volcanes se les llama
vulcanismo sedimentario, y sus conos se
presentan agrupados, con conos y cráter.
VOLCANES DE LODO

15.  Son todas las trazas de hidrocarburos fijos en las rocas,
generalmente se encuentran hidrocarburos sólidos y rara vez
líquidos.
 Los hidrocarburos sólidos: asfaltos, betún o brea, se
impregnan en las arenas y rellenan fisuras o espacios entre
estratos.
 Los líquidos se presentan en las cavidades de las rocas
calcáreas, geodas y restos fósiles.
 Se dividen en:
MANIFESTACIONES DIRECTAS:
MUERTAS O FÓSILES
Arenas asfálticas
Aceite muerto

16. Son yacimientos fósiles en rocas sedimentarias que al
aflorar, conservan la fracción más pesada del aceite.
ARENAS BITUMINOSAS:

17.  Es un compuesto sólido de color café oscuro o negro, se
conoce de distintas maneras: grahamita, albertita, gilsonita,
etc. Los cuales varían ligeramente en su composición.
ACEITE MUERTO
Es la fracción más pesada del petróleo, mismo que quedo atrapado
durante la migración en los huecos y fracturas de las rocas o fósiles
y posteriormente fue oxidado. La existencia de este no indica
precisamente la existencia de yacimientos explotables.

18. Estas manifestaciones no son de hidrocarburos y su
reconocimiento e interpretación correcta es delicada y riesgosa.
1.- Ácido sulfúrico: Puede indicar la presencia de una acumulación
de petróleo.
2.- Formaciones superficiales de yeso pulvurento: De color blanco
en superficie y marrón a profundidad producidos por la acción de
ciertas bacterias sobre los hidrocarburos gaseosos.
3.- Formación de algaritas: Sustancias orgánicas amarillentas, que
se encuentran fácilmente sobre los volcanes de lodo.
4.- Procedimientos de prospección geomicrobiológica; Se buscan
zonas ricas en bacterias vivientes en los hidrocarburos y su
relación con los yacimientos.
5.- Presencia de rocas madre: Se buscan en terrenos
sedimentarios ricos en materia orgánica, que pueden ser
considerados como indicios indirectos.
MANIFESTACIONES INDIRECTAS

19. TIPOS DE MIGRACIÓN

20. Es el desprendimiento de los compuestos del aceite y gas de las
partículas orgánicas sólidas (kerógeno) en los lechos
generadores y su transporte dentro y a través de los capilares y
poros estrechos de la roca generadora de grano fino a la roca
porosa y permeable que representa la roca almacenadora.
MIGRACIÓN PRIMARIA

21. Los compuestos del petróleo pueden emigrar a través de uno o
más lechos portadores, con permeabilidad y porosidades
similares a las rocas generadoras, antes de quedar atrapados
por una barrera impermeable o de permeabilidad muy baja.
Por ejemplo:
 El gas bajo presión se puede mover prácticamente en todas
las rocas, a menos que sean extremadamente compactas, por
lo que se moverá en la dirección de menor presión que
generalmente es hacia arriba.
 El aceite, se mezcla con el gas en una fase homogénea de
vapor, tomando una movilidad de dicho aceite comparable
con la del gas natural. Por lo que se cree que la migración a
largas distancias es posible.
MIGRACIÓN PRIMARIA

22. Es el desplazamiento de los hidrocarburos que se da después de la
migración primaria. Es decir, es el movimiento de los
hidrocarburos dentro de la roca almacén, hasta acumularse
grandes cantidades (cantidades comerciales) y posteriormente
quedar atrapados en alguna trampa natural, o hasta que estos se
escapen .
El punto en el cual se considera que la migración de los
hidrocarburos ha cesado, es una vez que estos han quedado
atrapados en alguna trampa, o cuando logren filtrarse hasta la
superficie. Si en algún momento, la trampa es eliminada, el
petróleo acumulado ahí puede migrar nuevamente hacia nuevas
trampas o filtrarse hasta la superficie. Se debe recalcar que
siempre existen pérdidas de hidrocarburos durante estas
migraciones, ya que este puede quedarse adherido en la superficie
de los granos de roca por las que atraviesa.
MIGRACIÓN SECUNDARIA

23. FUERZAS QUE CAUSAN LA MIGRACIÓN
-Fuerzas debidas a la acción de la gravedad
-Fuerzas Moleculares
-Fuerzas debido a la acción química
-Fuerzas debidas a movimientos tectónicos y a la
profundidad de sepultamiento
-Fuerzas debidas a la acción Bacterial

24. 1) La presión ejercida por las capas de roca.
A: Causan la migración del petróleo hacia arriba esta
se origina por las presiones a diferentes
profundidades.
2) La presión del agua
A: La presión hidrostática ayuda a la presión ejercida
por las rocas, ya que el agua tiende a moverse.
3) El Peso especifico diferencial del agua y petróleo.
A: Provocan un movimiento relativo en que el petróleo
tiende a situarse sobre el agua
FUERZAS DEBIDAS A LA ACCIÓN DE
LA GRAVEDAD

25. FUERZAS MOLECULARES
 Absorción: Ocurre cuando las rocas atraen las moléculas de
aceite o gas y las retiene entre sus poros.
 Adhesión: Es la mutua atracción entre las moléculas
desiguales. (la adhesión controla la dirección de acción capilar)
 La acción capilar y la tensión superficial:
La capilaridad es la propiedad de los sólidos de atraer a los
líquidos que los mojan y repelan a los que no los mojan.
El efecto de las fuerzas moleculares es el de segregar (Separar
una cosa de otra) el petróleo y el agua de cuerpos donde pueda
actuar el peso especifico diferencial.

26. FUERZAS DEBIDO A LA ACCIÓN
QUÍMICA
La cementación gradual o sea el relleno de los espacio
entre los granos de las rocas, desplazan a los
hidrocarburos.
Esta cementación puede eventualmente causar la
acumulación del petróleo en pequeñas bolsas porosas
completamente rodeadas por el creciente anillo de
cementación.
Los cementantes mas comúnmente son la calcita, el
sílice y el oxido de fierro.

27. FUERZAS DEBIDAS A MOVIMIENTOS
TECTÓNICOS Y A LA PROFUNDIDAD DE
SEPULTAMIENTO.
 Estas fuerzas comprenden la formación de pliegues y
fallas, los terremotos, el gradiente de la temperatura.
 Los pliegues y la fallas estimulan la migración del
petróleo y tienden a controlar su dirección, por la forma
que tienen y por el reacomodo que sufren sus capas.
 Los temblores producen movimientos migratorios que
agitan los cuerpos del petróleo y agua dando lugar a que
actué la gravedad especifica diferencial.

28. 1. Porosidad efectiva de las rocas
2. Grado de saturación de las rocas.
3. Peso específico, viscosidad y cantidad de gas.
4. Tamaño de la garganta del poro.
5. La composición y cantidad de las aguas asociadas con el
petróleo afectan su migración.
6. La migración es favorecida por fuertes pendientes en los
estratos, por las discordancias angulares y por el
fracturamiento.
FACTORES QUE GOBIERNAN LA
MIGRACIÓN

29. Es la medida de los espacios vacíos en una roca. Según su
origen, esta puede ser:
❖Primaria/Intergranular: Es el resultado de la acumulación y
acomodo del material detrítico u orgánico, de tal manera que
queden espacios entre los granos de la roca.
❖Secundaria/Inducida: Es resultado de cambios posteriores en
la roca.
POROSIDAD

30. La porosidad se divide en tres tipos, de acuerdo a la
conexión que existe entre los poros de la roca:
1. Porosidad Conectada o Absoluta
2. Porosidad Interconectada o Efectiva
3. Porosidad Residual, No Interconectada o No
Efectiva
POROSIDAD

31. VOLUMEN POROSO

32. o Empacamiento cúbico con fragmentos
esféricos. Porosidad= 42%
oEmpacamiento rómbico con
fragmentos esféricos. Porosidad= 25%
o Empacamiento con dos tamaños de
fragmentos. Porosidad= 15%
oEmpacamiento con diferentes formas y
tamaños de fragmentos. Porosidad
variable: 10-30%
TIPOS DE EMPACAMIENTO

33. La permeabilidad es la capacidad de una roca para permitir el
paso de fluidos a través de sus poros interconectados.
PERMEABILIDAD

34. Las direcciones de la migración se consideran respecto a los
planos de estratificación sobre los cuales el petróleo migra
paralela o transversalmente.
A la migración paralela se le denomina “lateral” y a la
transversal se le denomina “vertical”.
➢La migración paralela toma lugar generalmente a través de la
roca almacén.
➢La migración transversal exige la presencia de zonas
permeables que crucen los planos de estratificación.
DIRECCIÓN DE LA MIGRACIÓN

35. ➢ Puede ser descendente o ascendente.
➢ Si el movimiento está originado por la diferencia de densidades
entre el petróleo y el agua, la dirección de la migración es
evidentemente ascendente.
➢ Si el petróleo está siendo expulsado por una roca bajo compresión,
se moverá en dirección a la menor resistencia.
➢ El petróleo puede moverse simultáneamente en distintas
direcciones.
MIGRACIÓN TRANSVERSAL

36. ➢Es posible cuando existe un estrato poroso y permeable en la
sección sedimentaria.
➢El petróleo viaja y se acumula con mayor frecuencia
paralelamente a la estratificación.
Un ejemplo de lo anterior es el hecho de que se encuentren
petróleos similar es en una sola formación de varios kilómetros
cuadrados, mientras que en otras formaciones, separadas
verticalmente sólo por pocos metros, poseen petróleos poco
similares entre sí.
MIGRACIÓN PARALELA

37. La distancia a través de la cual el petróleo puede migrar o ha
migrado en el pasado geológico, es función del tiempo si se
supone una continuidad de permeabilidad y gradiente.
✓La migración a largas distancias es mucho mayor para la
migración paralela que para la transversal.
✓Para la migración transversal, la distancia está limitada al
espesor de la sección sedimentaria
DISTANCIA DE LA MIGRACIÓN

38. Este término es para las rocas profundas, altamente porosas y
permeables a través de las cuales el petróleo puede migrar.
• Las posibles capas conductoras incluyen principalmente a las
areniscas y calizas cavernosas.
• El petróleo asciende o desciende desde las capas
conductoras, a las rocas almacén a través de poros o fisuras.
• Una vez alcanzada la capa almacén, el petróleo puede quedar
atrapado o puede migrar paralelamente a la estratificación
hasta encontrar una trampa.
CAPAS CONDUCTORAS

39. La época de la migración puede dividirse en tres
categorías:
1. Época de la migración primaria desde la roca
madre a la roca almacén.
2. Época de la primera de las migraciones
secundarias hasta una trampa.
3. Época de las migraciones posteriores hasta
trampas más elevadas como consecuencias de
fugas de la primera trampa.
ÉPOCA DE LA MIGRACIÓN

40. BIBILIOGRAFÍA