La migración de petróleo y gas en el subsuelo incluye cuatro tipos: primaria, secundaria, acumulación y dismigración. La migración primaria ocurre cuando los hidrocarburos son expulsados de las rocas generadoras debido a la compactación, migrando distancias cortas de hasta 100 metros. La migración secundaria ocurre cuando los hidrocarburos se mueven más libremente a través de la flotación, pudiendo migrar decenas o cientos de kilómetros. Factores como la poros

1. MIGRACIÓN
La migración es el movimiento del petróleo y del gas en el subsuelo.
Hay 4 tipos: primaria, secundaria, acumulación, dismigración.
Presencia de chapopoteras.
Presencia de escapes de gas.
Acumulaciones de hidrocarburos en rocas sin contenido de materia orgánica
Correlación entre aceites del receptáculo y aceites residuales encontrados en las rocas
generadoras.
Aceites químicamente semejantes en una serie de receptáculos sobrepuestos.
Factores que gobiernan la migración:
Porosidad efectiva de las rocas.
Grado de saturación de las rocas.
Peso específico, viscosidad, y cantidad de gas.
La migración es favorecida por fuertes pendientes en los estratos, por las discordancias
angulares y por el fracturamiento.
La composición y cantidad de las aguas asociadas con el petróleo afectan su migración.
Tamaño de la garganta del poro.
MIGRACIÓN PRIMARIA: la causa principal de la expulsión de fluidos de una roca generadora es la
compactación. La MO puede propiciar una estructura físil (orientación que crea debilidad) a las
lutitas creándose planos paralelos enriquecidos en MO.
La dirección y la distancia de la migración dependen del potencial del fluido y de la
permeabilidad.
La compactación rápida de las arcillas puede provocar que el agua no se expulse
rápidamente y esto provoque la creación de zonas de presiones anormalmente altas.
Las presiones anormales permiten que la expulsión pueda darse tanto hacia arriba como
hacia abajo.
Las arcillas se compactan a diferentes ritmos dependiendo del número y espesor de las
rocas permeables en una sección.
Los HC se transportan a través de sedimentos fino con permeabilidades de 10 a la menos 3
hasta 10 a la menos 11 md, por lo que los compuestos moleculares más pequeños pueden
escapar más fácilmente.
El tamaño promedio de los poros en las lutitas es de -3 nm, (algunos pueden ser de más de
100 nm) por lo que los HCs cíclicos pueden migrar con cierta facilidad con porosidad de las
lutitas de 10% o menos a más de 6mil m de profundidad
Los asfaltenos tienen más dificultades para migrar, pero muchos de ellos se forman en el
propio yacimiento.

2. M. PRIMARIA
PRINCIPALES MECANISMOS:
Difusión: las moléculas de HCs son pequeños agregados moleculares que poseen energía
respecto a su posición, capaces de moverse en el subsuelo de las áreas de mayor energía
potencial a las de menor EP.
Los HCs son hidrofóbicos: el movimiento a la derecha de los complejos HC-H2O
evitará la ruptura del agua estructurada inducida por las arcillas en la parte
izquierda. Los HCS migrarán a los poros grandes (menor EP), sin que haya
movimiento de agua o de arcillas.
Termodinámicamente, la EP de un complejo de HCs en el agua se expresa en
función de su actividad o “tendencia a escapar” (a mayor energía mayor TE).
La TE está relacionada a la solubilidad del HC en la fase liquida y a su tendencia a
ser absorbido por la fase sólida.
La TE generalmente en mayor en la lutitas que en las areniscas, por los que los HCs
tiende a escapar de las lutitas.
Expulsión en fase de aceite
Ocurre en RG muy ricas en MO, desde el principio de la generación de HCs.
La migración se lleva a cabo cuando los primero bitúmenes forman una red interna
continua que reemplaza al agua.
La transformación de la MO en líquido y gases permite que el volumen original
crezca hasta en un 25%, creándose microfracturas que se cierran y se vuelven a
abrir hasta que la generación termina.
Expulsión en fase gaseosa
El gas comprimido puede disolver grandes cantidades de HC líquido pesados
cuando la T° y la P aumentan
Requiere de una fase de gas libre, lo cual ocurre solo cuando el volumen de gas
excede en mucho a los HCs líquidos (metagénesis, catagénesis final, ó RG de gas).
Eventualmente, los gases alcanzan condiciones de menor T° y P, produciéndose la
condensación de la fase líquida.
La mgiración en fases gaseosa no es importante para la creación de grandes
acumulaciónes de aceite (p.e. Cnatalraell) a menos que se considere que se han perdido
grandes volúmenes de gas.

3. Tampoco es importante en condiciones de madurez incipiente (Cantarell).
Solución
La solución molecular es un mecanismo que puede ser válido para el metano en
HCs ligeros en los sedimentos.
El metano y etano son insolubles a STP. Su solubilidad aumenta rápidamente con
la presión y temperatura.
Esto puede provocar la disolución del CH4, y C2H6 de las RG y luego ser llevados a
T° y P más bajas hacia arriba, para su exsolución y acumulación.
La solubilidad del petróleo se incrementa con temperatura.
La exsolución fuera de la RG puede ocurrir por disminución de P Y T.
La migración primaria por solución es un mecanismo poco importante porque
requiere de enormes volúmenes de agua.
Distancias de migración primaria:
Las distancias cubiertas por los HCs durante la migración primaria son cortas.
Pueden variar entre unos cm hasta 100 m o más, pero no km.
La migración primaria termina en cuanto se alcanza un conducto permeable (roca
almacenadora, transportadora, o acarreadora o yacimiento) para la migración
secundaria.
Debido a que la RG se sobre-presuriza la migración primaria puede darse
lentamente, hacia arriba o hacia abajo.
Vías de migración primaria:
Los fluidos siempre se mueven hacia las zonas de menor energía (potencial o
presión).
En las arcillas y lutitas pueden crearse barreras de presión.
Una barrera de presión puede formarse por subsidencia muy rápida y/o por
espesores muy grandes de lutitas.
Barreras de presión:
El área de drenaje de la lente izquierda es reducida y el yacimiento será más
pequeño.

4. La trampa estratigráfica de la derecha se alimente de una área mayor y de HCs que
migran hacia arriba y hacia debajo de las lutitas a la izquierda por lo que puede
contener un yacimiento mayor.
La alternancia de lutitas y areniscas es la situación óptima para drenar los fluidos
de una RG.
Solución coloidal
A lo largo de la MO
MIGRACIÓN SECUNDARIA:
Una vez expulsados de la RG, los fluidos se mueven más libremente por FLOTACION
(empuje).
Los HCs son más ligeros que el agua y por ende son capaces de desplazar.
Si un glóbulo de HCs se encuentra una garganta de poro, el glóbulo deberá escurrirse para
poder pasar a través de ella. Entre menor sea la garganta mayor deberá se la deformación
Solo si la fuerza de flotación es suficientemente grande, el glóbulo podrá seguir su
movimiento
a) Condición de equilibrio: el radio del poro es igual o mayor al radio del glóbulo y la
fuerza de flotación es insuficiente para el movimiento hacia arriba.
b) La fuerza de flotación empuja al glóbulo hacia arriba y este comienza a
distorsionarse.
c) El radio de curvatura del centro del glóbulo distorsionada es igual al inferior. Inicia
migración.
En un régimen hidrodinámico el agua que fluye hacia arriba ayuda al a flotación a romper
la presión capilar opuesta.
La mayoría de las partículas de HCs que pasaron a través de pequeños poros de las RG, se
mueven libremente en las rocas almacenadoras. Solo cuando coalecen en partículas más
grandes sus capacidad de migrar se limita.
Las tasas de HCs migrados durante la compactación son bajas, pero suficientes para
acarrear aceite disperso a largas distancias en un tiempo geológico razonable (6 m/100
años ó 60 km/ ma).
La migración secundaria se da primero verticalmente hasta que una falla o cambio de
facies fuerza el movimiento en una dirección oblicua.
Las intercalaciones de areniscas pueden servir como vías de migración.
DISTANCIAS DE MIGRACIÓN SECUNDARIA
Se considera que los HCs pueden migrar decenas, e incluso centenas, de km.
Esos casos son raros, requieren de condiciones tectónicas extremadamente estables y
rocas acarreadoras continuas o yuxtapuestas y sin barreras estratigráficas.

5. La migración lateral generalmente es obstaculizada por fallas y cambios de facies
provocados por la misma tectónica.
La mayoría de las cuencas están tectonizadas y las rocas acarreadoras tienen poca
profundidad.
El área de drenaje define el tamaño de los yacimientos. A mayor área mayor volumen
captado.
La migración en las cuencas de México es principalmente vertical (sub-vertical).
COMPUESTOS PRESENTES EN PETROLEOS Y BITÚMENES
FRACCIÓN COMPUESTOS IMPORTANTES
HCs saturados N-alcanos
Isopranoides
Otros ramificados
Cíclicos (nafténicos)
HCs aromáticos Simples
Naftenoaromáticos
policíclicos
No HCs resinas (NSO o polares)
asfaltenos
BIOMARCADORES:
Marcadores biológicos.---son marcadores moleculares derivados de precursores biológicos
(moléculas biológicas).
Fósiles moleculares.----son indicadores de los organismos de los cuales se formó el
petróleo o los bitúmenes.
o Compuestos químicos cuya estructura molecular sugiere un origen orgánico.
o Con compuestos complejos constituidos por H2 y C, principalmente.
o Se encuentran en sedimentos, rocas y aceites y presentan poco o ningún cambio
molecular en relación con las moléculas que les dieron origen.
Los biomarcadores sirven para:
Conocer el origen de los aceites y bitúmenes en función de la MO que los generó y su
ambiente de depósito.
Definir el estado de madurez térmica de aceites y bitúmenes.
Reconocer fenómenos de alteración posteriores al emplazamiento de los HCs en un
yacimiento.
Correlacionar aceites-bitúmenes-rocas generadoras.

6. Los análisis de biomarcadores pueden realizarse en muestras de:
Crudos (producción o pruebas)
Chapopoteras (macro y micro).
Rocas impregnadas (núcleos, canal, afloramientos).
AZUFRE:
El contenido de azufre está muy influenciado por procesos diagenéticos.
A los aceites con más del 0.5% de azufre se les considera azufrosos.
Los bitúmenes y aceites con alto contenido de azufre se relacionan a kerógenos ricos en
azufre.
El azufre se incorpora al kerógeno en sedimentos no-clásicos acumulados en condiciones
anaeróbicas donde hay reducción de sulfatos.
El azufre predomina en las fracciones pesadas, principalmente en los asfaltenos.
Los aceites pesados suelen estar relacionados a un alto contenido de S.
MADUREZ:
Los aceites poco maduros tiene menor contenido de HCs y más NSO.
La gravedad API es menor y la viscosidad es mayor en aceites poco maduros.
La madurez tiene efectos muy importantes en la calidad del petróleo.
Los aceites de Cantarell se formaron durante la catagénesis temprana (pesados y con alto
contenido de azufre).
Los aceites de generación tardía son más ligeros (menos O2, S y N2 moléculas más
pequeñas, menos asfaltenos, mayor °API, predominan los n-alkanos, CPI≠1).
Los aceites insaturados (de gas) provienen de rocas generadoras poco maduras.
Las cadenas de los n-alkanos van reduciendo su tamaño conforme aumenta la madurez.
A mayor madurez el CPI 1.
Los Diterpanos, derivados de resinas, son muy inestables y se destruyen al inicio de la
catagénesis.
La presencia de diterpanos en el petróleo indica que hubo una fuente resintínica de MO y
que el petróleo está en una etapa inicial de madurez.
Los aceites formados por resinita concentran cantidades importantes de diterpanos
tricíclicos.
Los naftenoaromáticos se aromatizan conforme avanza la madurez.
Normalmente no se usan en interpretaciones geoquímicas.
TRANSFORMACIONES EN YACIMIENTO:
Al incrementarse la temperatura:
El Cracking puede darse en el yacimiento.
Un aceite pesado rico en NSO puede transformarse en ligero y más dulce.

7. Los aceites cerosos pueden revertirse en menos cerosos.
La gravedad API aumenta, disminuyendo la viscosidad y el punto de derrame.
Cuando el Cracking es extremo el aceite se puede transformar en condensado, gas
húmedo y gas seco.
Se cree que puede haber catalizadores (arcillas) que craquean el aceite en el yacimiento.
El Cracking puede producir el desasfaltenado en el aceite.
Los asfaltenos son menos solubles en el aceite conforme éste se vuelve más ligero.
La precipitación de los asfaltenos en las tuberías de producción y oleoductos pueden
provocar la obturación de las mismas.
El “lavado por agua” provoca la eliminación de moléculas pequeñas de HCs y de
aromáticos como benceno, que son los más solubles, provocando que el petróleo se haga
más pesado.
La biodegradación del petróleo es un proceso que afecta negativamente la calidad del
producto (ej. Atabasca, Orinoco).
La biodegradación ocurre en la interfase agua-aceite, con influjo de aguas meteóricas y
temperaturas inferiores a 80°C.
La biodegradación puede también darse durante la migración.
Las bacterias primeramente consumen las n-parafinas, posteriormente las cadenas
adheridas a los cíclicos.
EVIDENCIA DE LA MIGRACIÓN:
Presencia de chapopoteras.
Presencia de escapes de gas.
Acumulaciones de HCs en rocas sin contenido de MO.
Correlación entre aceites del receptáculo y aceites en las RGs.
Aceites químicamente semejantes en una serie de receptáculos sobrepuestos.
Explotación de HC sin bombeo.
Modelado de cuencas:
El Backtstripping sirve también para calcular la profundidad del basamento en ausencia de
sedimentos o Subsidencia Tectónica(ϒ) que es la diferencia entre el espesor total descompactado
y la respuesta de la tierra a esa carga.
Modelos de sepultamiento:
Sepultamiento Superficial
Sepultamiento de Basamento
Sepultamiento artificial.
Considera el espesor de los sedimentos sin considerar el tirante del agua.

8. El datum de referencia es la interfase sedimento-agua.
Es equivalente a apilar sedimentos en la parte superior de un basamento infinitamente
compensado.
Sepultamiento de Basamento.
Considera un basamento de subsidencia predecible, en el cual la cavidad creada se rellena
con sedimentos, agua y aire, por lo que conocer la profundidad del agua es un factor
crítico.
El datum de referencia es el nivel medio del mar.
Este modelo se asocia a la extensión de la corteza terrestre (Factor Beta) y a los efectos de
la carga.
Permite predecir los cambios en el flujo de calor en tiempo y espacio en base al Factor
Beta (β).
¿Qué es la subsidencia tectónica? Es la diferencia entre el espesor total descompactado y la
respuesta de la tierra a la carga de agua y sedimentos.
La corrección por compactación no cambia la madurez a tiempo actual o inicial, pero sí
afecta los tiempos geológicos de maduración, generación y expulsión. La curva corregida
por compactación siempre estará más profunda que la no corregida.
Un modelo sin compactación da valores de madurez más altos por la baja
conductividadtérmica de los sedimentos no-compactados (no se equilibra la T°
rápidamente).
Modelos 1D:
Tratan con la geología de una sección lineal (pozo).
Se puede construir rápidamente con la información de un pozo.
Puede ser muy completo y sofisticado.
No maneja flujo de fluidos fuera de la vertical.
Modelos 2D:
Tratan con una sección geológica dividida en una rejilla de celdas con valores calculados
para cada una de ellas.
Permite modelar el flujo de fluidos lateralmente (derecha e izquierda).
Muchos modelos 1D no producen un 2D verdadero.
Modelos 3D:
Tratan con elementos de volumen (cubos, rombos, prismas, etc.).
Maneja el flujo de fluido lateralmente en cualquier dirección

9. Una malla de modelos 1D y 2d no hacen un 3D verdadero.
Historia de sepultamiento (soterramiento, enterramiento):
El modelado inicia con un diagrama de historia de sepultamiento. Se requiere de las cimas
o espesores formacionales y la edad geológica de esas cimas.
La curva de sepultamiento da idea de las tasas de sedimentación, tiempo y cantidad de
sepultamiento y subsidencia.