1. Origen del petróleo

Desde los comienzos de la explotación del petróleo (1859) como negocio

internacional integrado, los geólogos, químicos e ingenieros han dedicado tiempo

a estudiar e investigar los elementos y procesos responsables del origen,

constitución, características, peculiaridades de desplazamiento, acumulación y

entrampamiento de los hidrocarburos en las cuencas sedimentarias. Durante casi

catorce décadas de estudios científicos, técnicos y de campo se ha acumulado una

valiosa y extensa información sobre las teorías y diferentes aspectos del origen del

petróleo. Los esfuerzos continúan en pos de esta interminable tarea que cada día

anima más el espíritu del investigador.

1.1. Teorías inorgánicas

Las teorías inorgánicas fueron esencialmente las hipótesis de fines de siglo

XVIII, durante el siglo XIX y a principios del siglo XX, elaboradas

principalmente por químicos.

“Postulan que el petróleo y el gas asociado se forman mediante procesos

inorgánicos reproducibles en el laboratorio”.

Teorías de los metales alcalinos o de Berthelot (1886)

“Interpreta que en el interior de la Tierra existen metales alcalinos en estado

libre y que el Bióxido de Carbono podría reaccionar con ellos, formando carburos

y éstos al reaccionar con el agua, podrían generar acetileno (C2H2)”.

Demostró que si el acetileno se calienta a una temperatura de 900 °C,

aproximadamente, se polimeriza en benceno (C6H6) y si el benceno se calienta

en condiciones apropiadas pierde hidrógeno y los residuos se combinan para

formar difenil eter (C12H10) o sea:

Los hidrocarburos ligeros pueden ser generados del acetileno por

reacciones químicas a altas temperaturas.

CaCO3 → CaO + CO2 (Cal)

CaO + 3 C → CaC2 + CO

Carburo= un carbono + un metal (alcalino)

Todas las reacciones descritas en esta teoría pueden verificarse en el

laboratorio, solo que la debilidad de la teoría de Berthelot, estriba en suponer que

en la Tierra existen metales alcalinos en estado libre.

Recientemente, los científicos, han descubierto que el etano y otros

hidrocarburos más pesados pueden ser sintetizados bajo las condiciones del manto

superior.

Los alquinos pueden reaccionar con cationes metálicos para formar derivados

metálicos sólidos (sales orgánicas)

Elementos mayores: >1%

Teoría de los metales alcalinos modificada por Byasson (1891)

Byasson desarrolló una teoría fundamentada en la propuesta por

Berthelot, pero él además postula que los sulfuros de hierro son sustituidos por

metales alcalinos.

Los sulfuros de fierro se encuentran en muchas secuencias ígneas y

sedimentarias.

Posiblemente formados a partir de fuentes hidrotermales, en ambientes

anaeróbicos y de alta temperatura (100°C) y presión.

Wächtershäuser elaboró la hipótesis de que el ácido acético, una

combinación sencilla de carbono, hidrógeno y oxígeno que se puede encontrar en

el vinagre desempeñó un papel esencial. El ácido acético forma parte del ciclo del

ácido cítrico que es fundamental para el metabolismo celular.

SiO2, Al2O3

Fe2O3

FeO, MgO, CaO

Na2O, K2O, H2O

Teoría de los carburos metálicos o teoría de Mendeleiv (1877)

Mendeleiv presentó esta teoría basada en la presunción de que en la Tierra

existen Carburos de Hierro en estado nativo y que las aguas de infiltración, al

reaccionar se polimerizan y forman hidrocarburos.

Se supone que esta teoría fue inspirada en los experimentos de Hahn Cloez y

Williams, quienes demostraron que los hidrocarburos podrían producirse tratando

el hierro fundido y el ferromanganeso con ácidos y agua.

Es dudoso que el agua necesaria para verificar estas reacciones pueda

infiltrarse lo suficiente para reaccionar con los carburos de hierro, ya que hay

razones para creer que la porosidad y las fracturas de las rocas tienden a

desaparecer con la profundidad.

Teoría de las emanaciones volcánicas (1900)

Se basa en el hecho de que algunos gases de las emanaciones volcánicas

contienen pequeñas cantidades de hidrocarburos.

Supone que dichos gases son originados a grandes profundidades, indicativos

de la composición química de los elementos que constituyen el interior de la

Tierra y de sus reacciones.

También se cree que estos hidrocarburos gaseosos se condensan al

aproximarse a la superficie y al decrecer la presión y temperatura, forman los

hidrocarburos líquidos que originan los yacimientos actuales.

La debilidad de esta teoría está en que en la mayoría de las secuencias

volcánicas no hay yacimientos de hidrocarburos.

Teoría postulada por Sabatier y Senders

En 1902, Sabatier y Senders, produjeron una mezcla de hidrocarburos

líquidos, con la intercalación de Acetileno e Hidrógeno, con la presencia de una

reducida catálisis de níquel (los que reducen la velocidad de la reacción son

denominados “catalizadores negativos” o inhibidores), y de esta manera

argumentaron que se podría haber generado petróleo.

El problema de esta teoría está en que no explican la procedencia del

acetileno.

Teoría del origen cósmico

Es una de las teorías más antiguas pero resurge en el siglo XIX, se fundamenta

en la hipótesis de que el petróleo y el gas forman parte constitutiva de la materia

nebulosa original o de las capas que envolvieron a la materia original, de donde se

formó la Tierra.

La hipótesis postula que conforme se enfriaba el globo, el petróleo se

precipitaba de la atmósfera y penetró en los poros de las rocas para llegar a

constituir con el tiempo los yacimientos actuales.

De acuerdo a esta teoría se tendrían yacimientos petroleros en cualquier tipo

de roca y de cualquier edad, sin embargo esto no sucede.

Lo que si sucede es que en los meteoritos existen cóndrulos de C, un ejemplo

es el meteorito Allende.

Es una condrita carbonosa.

La mayoría de los meteoritos que caen en la Tierra se conocen como

condritas ordinarias y conforman el 70%. El otro 30% son los meteoritos

metálicos. Dentro de estos últimos, menos del 4% son los carbonáceos.

“Allende probó ser algo muy interesante, porque se trata del tipo de los

condríticos carbonáceos”

“Lo que hace particularmente interesante a las condritas carbonáceas es que

son las que dan las edades isotópicas más antiguas; es decir, se trata del material

más antiguo o primitivo perteneciente a las primeras etapas de evolución del

sistema solar, lo que nos permite estudiar cómo se formó”.

Las condritas carbonáceas contienen muchos compuestos de carbono,

incluyendo elementos básicos para la vida, como aminoácidos, lo cual las hace

todavía más atractivas.

Teoría por procesos subterráneos de emanación o destilación

(gaedicke: teoría semi-orgánica)

Esta sugiere que el agua puede descomponerse en sus gases constituyentes,

debido a la acción de rayos gamma, emanados por minerales radiactivos. El

hidrógeno libre puede unirse con carbón para dar origen a hidrocarburos.

(n + 1) H2O 2(n + 1) H + (n + 1) O

n C + 2(n + 1) H Cn H2n + 2

El fundamento teórico está sustentado en experimentos de laboratorio, sin

embargo, es difícil que este proceso ocurra en la naturaleza.

Teoría de la caliza, el yeso y el agua

Postulada en 1904, y supone que los carbonatos y sulfatos decalcio al estar

bajo la acción de agua caliente forman hidrocarburos como los que constituyen el

petróleo.

Las calizas, el yeso y el agua, existen en abundancia y están íntimamente

asociados en la naturaleza, por otra parte, contienen todos los elementos

necesarios para la formación de hidrocarburos.

Posiblemente bajo condiciones favorables de presión y temperatura, el

petróleo se pueda formar de esta manera, pero las reacciones químicas en las que

se apoya esta teoría no han sido explicadas satisfactoriamente.

Sin embargo, cuando las técnicas del análisis geológico se perfecciono y se

contó con información suficiente, se comenzó a dar importancia a las teorías de

formación orgánica.

Según las teorías inorgánicas, el petróleo se forma por reacciones netamente

químicas, es decir, sin la intervención de agentes vegetales y/o animales. Se

mencionan como principales:

La teoría del carburo

Se fundamentó en experimentos de laboratorio mediante los cuales carburos

de calcio, hierro y varios otros elementos en la presencia del agua producían

hidrocarburos.

Se presumía que la existencia subterránea de grandes cantidades de calcio,

hierro, aluminio y otros elementos producirían carburos a grandes profundidades

al entrar en contacto con el agua caliente, y que a través de las grietas de la tierra

los compuestos de hidrocarburos así formados llegaban a la superficie en forma de

gas y/o líquido.

Esta teoría tuvo, o tiene, sus más acendrados defensores entre los químicos

pero no es aceptada por la gran mayoría de los geólogos.

La teoría a base de carbonato de calcio, sulfato de calcio y agua

caliente

Algunos investigadores propusieron esta teoría apoyados en la idea de que los

dos compuestos Ca CO3 y Ca SO4. 2 (H2O), de gran abundancia y asociación en

la naturaleza, eran capaces de producir los constituyentes del petróleo en la

presencia de agua caliente. Por medio de esta teoría no se pudo explicar

convincentemente el proceso químico propuesto.

1.2. Teoría orgánica

Basada en dos principios fundamentales:

a) La producción de hidrocarburos a partir de organismos vivos.

b) La acción del calor sobre la materia orgánica formada biogénicamente.

Postula que el petróleo es producto de la descomposición de organismos

vegetales y animales que fueron sometidos a enormes presiones y altas

temperaturas en ciertos periodos de tiempo geológico.

Organismos de vida marina y continental fueron sepultados en un medio

ambiente anaeróbico y por cambios en la temperatura y presión (50 a 250 C y 300

a 1500 bars), estos organismos que contienen Carbono e Hidrógeno en sus

moléculas orgánicas, fueron convertidos en hidrocarburos en un lapso

relativamente grande.

Medios marinos:

- Plataforma

- Talud

B. HAQUET NUREMBERG (1790): fue el primero en sugerir el origen

orgánico del petróleo. Él argumentó que el aceite de Galicia provenía de

moluscos.

WAKSMAN (1933): identifica a la lignina en el petróleo, la que es

característica de plantas terrestres; señala que los complejos húmicos y la lignina

contienen estructuras heterocíclicas en anillos, similares a las de algunos aceites

SKINER (1952): el concluyó que el vanadio en las orfirinas es de origen

bioquímico, ya que fue encontrado en las holoturias, y que la presencia de

porfirinas en algunos aceites que son componentes activos ópticamente, es una

evidencia del origen orgánico del petróleo. Se puede decir que la fuente del

petróleo son animales y plantas.

DAVIS Y SQUIRES (1953): encontraron que las bacterias metabolizan

pequeñas cantidades de hidrocarburos no volátiles que incorporan a su estructura

celular.

CRAIG (1953): descubre que el agua dulce y las plantas terrestres

contienen menos 13C y más 12C que las plantas marinas, por lo tanto, la mayoría

de hidrocarburos líquidos son derivados de materia orgánica marina (13C). El

material orgánico terrestre contribuye en menor proporción a la formación del

aceite y más a la formación de gas.

FRANCIS (1954): encuentra que el carbón mineral contiene productos

sólidos y líquidos relacionados a los materiales encontrados en los petróleos

pesados. Se encuentra aceite pesado y gas.

1.2.1. Evidencias de la TEORÍA ORGÁNICA

1.- La gran abundancia de materia orgánica, que existe en los sedimentos

recientes y en los hidrocarburos asociados con dicha materia orgánica.

2.- En los restos orgánicos predomina el H y el C, que son los componentes

principales de los hidrocarburos y mediante los procesos bioquímicos

(metabolismo de los animales y las plantas), se ha observado que producen

continuamente pequeñas cantidades de hidrocarburos (aunque no del tipo del

petróleo).

3.- La presencia de Nitrógeno y de porfirinas en el pigmento de algún tipo de

petróleo, sobre todo en la fracción pesada, ya que el nitrógeno es un componente

esencial en los aminoácidos y estos componen las proteínas. Las porfirinas se

relacionan con la clorofila de los vegetales.

Las teorías orgánicas se basan en la participación de residuos vegetales o

de animales en el proceso químico bacteriano o de descomposición.

Hay científicos que proponen que la formación del petróleo es de origen

animal y otros que su origen es vegetal. Sin embargo, se ha concluido que puede

ser uno u otro o quizás los dos combinados.

En síntesis, las teorías orgánicas contienen las siguientes argumentaciones:

La teoría vegetal

Bajo esta clasificación aparecen varias fuentes que se indican como

contribuyentes a la formación del petróleo. La inmensa abundancia de algas y

otras plantas marinas en las costas, mares y océanos representa suficiente material

para formar petróleo si se procesan adecuadamente.

Además, partiendo de la formación del carbón, se ha concebido que las

plantas terrestres son tan abundantes en las bahías cerradas, lagunas y pantanos,

que tienen todos los ingredientes para transformarse en petróleo, bajo condiciones

adecuadas de deposición y enterramiento de sus restos, a presión y temperatura

durante el tiempo geológico necesario. Aunque la mayoría de los depósitos

petrolíferos se encuentran en estratos marinos, también hay depósitos que se

forman en sedimentos acumulados en aguas salobres.

También han sido consideradas las plantas diatomeas como fuente del

origen y formación del petróleo. Estas son algas unicelulares que viven en el mar,

en agua dulce o en tierra húmeda en cantidades asombrosas. Su abundante

presencia en muchos estratos lutíticos bituminosos de las edades geológicas

sugiere que estos organismos microscópicos tienen parte en el origen del petróleo.

La teoría del carbón

Por experimentos de laboratorio se ha determinado que por destilación de

tipos de carbón lignítico y bituminoso se obtienen hidrocarburos equivalentes a

los componentes del petróleo. De estos experimentos se ha formulado la idea de

que resultados similares se obtienen en la naturaleza cuando grandes volúmenes

de carbón son sometidos a presiones y temperaturas adecuadas.

Esta teoría tiene un buen grado de validez si se considera que en muchos

campos petrolíferos del mundo existen estratos de carbón. Sin embargo, nada

tajante puede establecerse de estas observaciones.

Teoría animal

Se basa en la descomposición de animales marinos y la presencia de

microorganismos en hidrocarburos.

Fig. Nº 1. De los estudios e investigaciones sobre el origen de los hidrocarburos se derivaron las teorías inorgánicas y orgánicas. La descomposición y la transformación de restos de vida animal y vegetal, depositados y enterrados durante los tiempos geológicos milenarios, bajo la acción de la sedimentación y compactación de los estratos, sometidos además a presión y temperatura en el subsuelo, a determinadas profundidades, son todos factores que contribuyeron a la generación del gas natural y/o petróleo (hidrocarburos). Fuente:http://aulavirtual.monagas.udo.edu.ve/file.php/62/EL_POZO_ILUSTRADO/cap_01.pdf

1.3. Concepto actual

Con pocas excepciones, la gran mayoría de los geólogos piensan que el

petróleo es de origen orgánico. Se piensa que las plantas han contribuido

significativamente en la formación de hidrocarburos, pero, en general, el origen

animal es el más favorecido.

1.4. Información de campo

En la búsqueda de los ingredientes y condiciones que contribuyen al origen y

formación del petróleo, son muy reveladores los estudios e información que, a

través de los años, los estudiosos de la materia han obtenido de las muestras de

ripio o núcleos de los estratos geológicos penetrados durante la perforación, de las

lutitas o arenas petrolíferas a cielo abierto, o de los afloramientos de estratos en

muchas partes del mundo.

En primer término, se ha concluido que la descomposición de la materia

animal y/o vegetal, depositada y enterrada en los estratos geológicos, sufre

alteraciones por la acción de bacterias, de la presión y de la temperatura.

El material grasoso y ceroso (kerógeno) que se deriva de la descomposición

de plantas y animales puede ser fuente de la generación de acumulaciones

petrolíferas en los estratos sedimentarios. Estratos de lutita, ricos en kerógeno, se

encuentran en muchas partes del mundo. Este aspecto apunta que las lutitas

ciertamente pueden ser fuente principal del origen de la formación del petróleo.

Generalmente, todas las rocas de las formaciones de los campos petroleros

contienen fósiles. Estudios de microscopía de estas rocas señalan una gran

abundancia de plancton, es decir, animales y plantas que flotan o nadan en el mar.

1.4.1. Las huellas del pasado

Entre las ramas del saber con que cuentan los petroleros dedicados a las

Ciencias de la Tierra, la Paleontología cubre el estudio de los restos fósiles de

animales y plantas y enseña acerca de la vida pasada durante los períodos

geológicos y, por ende, sobre la evolución cronológica de la historia geológica de

la Tierra. Por tanto, es una materia esencial para descifrar la evolución de la vida

animal/ vegetal en las cuencas sedimentarias e interpretar las circunstancias y

episodios geológicos conducentes a la presencia o falta de acumulaciones

petrolíferas.

1.4.2. Generación del petróleo en la naturaleza

El famoso geólogo e investigador estadounidense Parker Davies Trask

ofrece un interesante ejercicio numérico acerca de la generación del petróleo en

las formaciones geológicas, tomando como base datos de laboratorio acerca del

contenido del material orgánico en lutitas (para este ejemplo se usan unidades

métricas). Si una lutita contiene 2 % de materia orgánica y 5 % de esa materia, se

transforma en petróleo; entonces el porcentaje convertido es igual a: 0,02 x 0,05 =

0,001 o una milésima parte (1/1.000).

Si se considera un bloque de sedimentos de una hectárea de extensión y un

metro de espesor, el volumen es de 10.000 m3 de sedimentos.

Si la densidad de estos sedimentos es de 2,1 entonces el peso del bloque será:

10.0 2,1 x 1.000 = 21.000.000 kilos.

Pero como el peso del bloque está representado por 1/1.000 partes de

petróleo, entonces el bloque tiene 21.000 kilos de petróleo.

Si ese petróleo (por ejemplo, tipo Boscán) pesa 0,86 kilos por litro, equivalente a

un petróleo de 11,4 °API, entonces el bloque contiene:

21.000

_______ = 24.418,6 litros (24,4186 m3)

0,86

Extendiendo este ejemplo a mayores dimensiones, como si fuese una

concesión por la que existe interés comercial, y sea el caso de un área de 10.000

hectáreas y 100 metros de espesor, entonces el volumen de petróleo contenido in

situ es muy apreciable.

10.000 x 100 x 24,4186 = 24.418.600 m3

(153.585.000 barriles)

Es muy importante la expresión in situ (en sitio) porque no todo el volumen

de hidrocarburos contenido en la formación o yacimiento puede ser producido. El

volumen extraíble dependerá de otros factores, tales como: la porosidad, que

expresa porcentualmente el volumen del espacio disponible para almacenar

hidrocarburos; el porcentaje de saturación de petróleo (también de gas y agua)

existente en el yacimiento; la presión original en el yacimiento y la presión de

burbujeo del gas disuelto en el petróleo; los contactos gas natural-petróleo-agua en

el yacimiento; la permeabilidad de la roca, con respecto al gas, petróleo y agua;

las relaciones de producción gas/petróleo, petróleo/agua; las características y

propiedades del gas natural y del petróleo producibles; la evolución del tipo de

empuje natural de extracción o mecanismo inducido que impele a los

hidrocarburos en el yacimiento a fluir hacia el pozo y hacia la superficie (empuje

por gas natural, por gas disuelto, por agua, o por gravedad o por combinación de

éstos) o por bombeo mecánico o inyección de fluidos; proyección del

comportamiento del yacimiento durante las etapas primaria, secundaria y terciaria

de producción respecto a las perspectivas económicas (ingresos netos) y

comercialización de las reservas probadas de hidrocarburos en el yacimiento.

Fig. Nº 2 y 3. Los cortes en las carreteras (A) son buenos sitios para observar la inclinación y el rumbo de los estratos que forma la corteza terrestre, como también afloramientos y discontinuidad de las formaciones (B).Fuente: http://aulavirtual.monagas.udo.edu.ve/file.php/62/EL_POZO_ILUSTRADO/cap_01.pdf

Fig. Nº 4 y 5. La presencia o impresiones de fósiles en las muestras de las rocas sirven para tener idea del ambiente geológico correspondiente y de la edad de las formaciones. (A) representa una ammonoidea muy abundante en el Paleozoico Superior, menos abundante en el Jurásico y se extinguió al final del Cretáceo. (B) los peces aparecieron en el período Devoniano que duró 350 millones de años durante la era del Paleozoico.Fuente: http://aulavirtual.monagas.udo.edu.ve/file.php/62/EL_POZO_ILUSTRADO/cap_01.pdf

1.5. Proceso de formación del petróleo de acuerdo a la teoría orgánica

La teoría orgánica supone que el petróleo se originó por la descomposición de

los restos de animales y algas microscópicas acumuladas en el fondo de las

lagunas y en el curso inferior de los ríos.

Esta materia orgánica se cubrió paulatinamente con capas cada vez más

gruesas de sedimentos, al abrigo de las cuales, en determinadas condiciones de

presión, temperatura y tiempo, se transformó lentamente en hidrocarburos

(compuestos formados de carbón e hidrógeno), con pequeñas cantidades de

azufre, oxígeno, nitrógeno, y trazas de metales como fierro, cromo, níquel y

vanadio, cuya mezcla constituye el petróleo crudo.

Estas conclusiones se fundamentan en la localización de los mantos petroleros,

ya que todos se encuentran en terrenos sedimentarios. Además los compuestos

que forman los elementos antes mencionados son característicos de los

organismos vivientes.

Fig. Nº 6. Formación de petróleo.Fuente: http://www.google.co.ve/imgres?biw=1024&bih=616&tbm=isch&tbnid=aW1E1zEo2qbHNM:&imgrefurl=http://www.geovirtual.cl/geologiageneral/ggcap13b.htm&docid=7X8lJ_Ol-8bBOM&imgurl=http://www.geovirtual.cl/geologiageneral/imagenes/petroleoforma1.gif&w=400&h=263&ei=bkp2Uu3DIarKsATc94DgBA&zoom=1&ved=1t:3588,r:25,s:0,i:158&iact=rc&page=3&tbnh=182&tbnw=277&start=23&ndsp=13&tx=149&ty=85

1.5.1. Factores que condicionan la formación del petróleo.

Factores biológicos:

La materia orgánica acumulada en los sedimentos puede tener dos orígenes

distintos:

1) Aportada por los ríos, procedentes de los continentes (humus, organismos

muertos y restos de petróleo o materiales bituminosos expuestos a la erosión).

Puede llegar a ser superior al 50 % del total de los aportes.

2) La acumulación de organismos marinos, que al morir caen al fondo y se

incorporan a los sedimentos. Este aporte suele ser el más importante,

principalmente de organismos planctónicos.

No se conocen con exactitud las diversas etapas de la transformación del

petróleo, el proceso no ha podido aun ser reproducido en el laboratorio, pero se

supone que se cumplen las siguientes etapas:

1era Etapa: La fermentación bacterianas anaeroles descomponen la materia

orgánica acumulada, que posteriormente originan el kerógeno (que es un producto

piro-bituminoso, negro de aspecto pulverulento), y los hidrocarburos más densos.

La actividad anaeróbica ocurre aproximadamente en los primeros 20 mts de los

sedimentos, cesado por debajo de esta profundidad.

2da Etapa: A mayor profundidad por la acumulación de nuevos sedimentos, tiene

lugar la transformación de estos compuestos en auténticos petróleos, sin que

intervengan la acción bacteriana, que se sustituye por ciertos catalizadores

naturales.

Factores físicos - químicos

Una vez que la materia orgánica parcialmente descompuesta y libre de los

procesos de oxidación se encuentra en este estado, sufre el llamado proceso de

maduración. Este proceso de maduración involucra la temperatura, la presión y el

tiempo como factores fundamentales. La manera en que los hidrocarburos son

madurados depende del ambiente de deposición en el que han sido depositados. El

sobrepeso y las presiones a las que se somete esta masa hacen que las arcillas se

compacten y allí, dentro de ese dominio de inmensas fuerzas, y dentro de un rango

de temperatura entre 107°C y los 200°C, el petróleo comienza a originarse. En

términos generales, el petróleo se produce a lo largo de millones de años en

profundidades de alrededor de 5 Km., a una temperatura de 150 ºC. Profundidades

mayores a los 5 Km. o demasiado tiempo de ¨cocción¨ a temperaturas de 200 ºC

darán lugar a la conversión del petróleo en gas. Cuando la temperatura aumenta

por encima de los 250°C el material orgánico se carboniza. Si estos sedimentos y

restos orgánicos son sepultados a profundidades por debajo de las ideales, no se

generaría hidrocarburo alguno. Sin embargo, las profundidades de generación del

petróleo son sustancialmente variables de lugar a lugar.

Otro factor que interviene en la formación del petróleo son los “MINERALES

DE LA ARCILLA” que actúan como litocatalizadores, de el contenido de

minerales de arcilla en las rocas de los yacimiento depende la calidad del petróleo

allí acumulado. Acumulaciones muy espesas de limos, arcillas y materiales

orgánicos pueden producir grandes volúmenes de petróleo, si transcurre el tiempo

suficiente como para que ocurra el proceso de alteración. La conversión del

material orgánico al petróleo se llama catagénesis, y está asistida por la presión

causada por el enterramiento, la temperatura, la alteración termal y la

degradación.

Factores geológicos

Existen muchos factores geológicos entre los mas importante se encuentra la

existencia de una cuenca sedimentaria de grandes dimensiones, en la que se pueda

desarrollar el ciclo sedimentario completo y la profundidad que se ha calculado

que oscila entre 750 y 2800mts, que corresponde directamente a la profundidad de

la formación del petróleo necesaria para que al continuar el proceso de

subsidencia, el petróleo emigra a los borde de la cuenca.

1.5.2. Evolución y maduración de la materia orgánica que dará lugar

al petróleo

Cuando la materia orgánica es enterrada, empieza a sufrir importantes

procesos hasta convertirse en hidrocarburos.

Estos procesos pueden dividirse en tres etapas: diagénesis, catagénesis y

metagénesis.

La diagénesis: es la serie de procesos que sufre la materia orgánica desde su

enterramiento hasta que se transforma en kerógeno y empieza la generación de

petróleo.

La materia orgánica incluida en arcillas que se compacta sufre reacciones

bastantes complejas. El punto de inicio de estas reacciones son los cuatro

biopolímeros principales: carbohidratos, proteínas, ligninas y lípidos. Estos

procesos se dan en un principio por la acción de bacterias y procesos químicos no

biológicos, y más tarde por cracking térmico. En general la transición a

geopolímeros es muy rápida: de cientos a miles de años.

La catagénesis: Tiene lugar según el Kerógeno es calentado. La catagénesis es el

estado en que a partir del Kerógeno se genera petróleo y gas.

La metagénesis: Es el último estado en que cesa la generación de petróleo y gas,

pero se sigue generando mucho metano (CH4) por alteración del crudo

previamente generado.

El gas natural que contiene entre un 75-85% de metano, normalmente se

encuentra asociado con depósitos de petróleo; estos depósitos son el legado de las

plantas marinas que vivieron y murieron en mares interiores hace millones de

años. Sin embargo, no todo el metano de la tierra es “metano antiguo”, se estima

que las bacterias metanógenas que viven en las termitas y en los sistemas

digestivos de los animales herbívoros producen cerca de 2000 toneladas de

metano por año. El gas natural es un gas incoloro y se añade deliberadamente

trazas de compuestos de azufre, como el etanodiol, con el fin de advertir algún

escape peligroso.

El kerógeno remanente es casi grafito en esta etapa.

En general, la generación de los hidrocarburos está fuertemente asociada a

la profundidad de enterramiento.

La profundidad de generación depende del gradiente geotérmico local, del

tipo de kerógeno y de la historia de enterramiento.

A pocas profundidades sólo se genera metano biogénico.

.- Entre 1 y 2 Km de profundidad empieza la catagénesis.

.- Antes de los 3 km. comienza la zona de formación de petróleo; a esta zona se le

llama la ventana de hidrocarburos.

.- Entre los 3 y 3.5 km. se pasa a la catagénesis tardía; es la principal zona de

formación de gas, y se generan tanto gas húmedo como metano.

.- A más de 4 km. la roca madre se transforma en supermadura. En este punto

empieza la metagénesis y sólo se genera metano.

A continuación se muestra un resumen del proceso de formación del Petróleo

de acuerdo a la Teoría Orgánica:

a) Materiales iníciales ricos en carbono, formados en las aguas superficiales,

se acumulan en aguas profundas donde no pueden ser consumidas por

otros organismos.

b) Acumulaciones posteriores de sedimentos sellan los materiales ricos en

carbono; las altas temperaturas y presiones transforman este material en

petróleo y gas.

c) Acumulaciones de sedimentos adicionales comprimen los depósitos

originales, empujando el petróleo y gas, los cuales migran hacia rocas más

permeables, generalmente arenas y areniscas.

2. Migración del 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.

En general, la migración es el proceso mediante el cual el hidrocarburo es

expulsado de la roca madre (migración primaria) e inicia su recorrido hacia la

trampa (migración secundaría).

Fig. Nº 7. Proceso de formación de petróleo de acuerdo a la teoría orgánica.Fuente: http://www.google.co.ve/imgres?biw=1024&bih=573&tbm=isch&tbnid=TNWAs5iHcHslmM:&imgrefurl=http://www.muchapasta.com/b/var/Origen%2520y%2520formacion%2520del%2520petroleo.php&docid=lCKw_NfQDQX_CM&imgurl=http://www.muchapasta.com/b/var/imagenes%252520petroleo/formacion

2.1. Tipos de migración

2.1.1. Migración primaria. 

El paso del petróleo desde la roca madre hasta la roca almacén se conoce

como migración primaria.

Rocas madres

Fig. Nº 8. Tipos de migración.Fuente: http://www.monografias.com/trabajos92/migracion-acumulacion-y-aplicacion-del-petroleo/migracion-acumulacion-y-aplicacion-del-petroleo.shtml

Las rocas generadoras o madres son aquellas que pertenecen a una cuenca,

en las que suficiente materia orgánica ha sido acumulada, preservado y madurado

totalmente.

Generalmente las lutitas son excelentes rocas madres, son de grano fino

asociados a materia orgánica y de ambientes energéticos tranquilos pero con

sedimentación ininterumpida. También las calizas y las calcilutitas son buenas

rocas madre.

Las localizaciones donde se produce el petróleo son aquellas donde

tengamos una abundante masa de agua y abundantes aportes orgánicos a un

subambiente reductor. Estas zonas pueden ser:

– Lagos: normalmente en un contexto tectónico activo y en zonas ecuatoriales,

donde la estratificación de las aguas (por salinidad o densidad) impida la mezcla

de las aguas superficiales y profundas.

– Deltas: la roca madre son las lutitas del prodelta, con materia orgánica

procedente de vegetales transportados por los ríos y materia orgánica de fito- y

zooplancton.

– Cuencas marinas semicerradas con un balance positivo (mayor entrada de agua

dulce que de agua salada), y con un modelo de circulación estuarino.

– Cuencas marinas abiertas, en zonas de upwelling, donde se produce una zona de

mínimo oxígeno.

– En plataformas y cuencas profundas en periodos de máxima trasgresión.

En otras palabras la mayoría de las rocas madres son de ambiente marino, de

circulación restringida, de fondo cerrado y ausencia de oxigeno: estas condiciones

permiten que la materia orgánica se preserve y pueda generar hidrocarburos.

Roca reservorio o almacén

Es la roca donde se aloja el petróleo, con la característica fundamental que es

porosa y permeable, tales como las areniscas, aunque también pueden ser los

carbonatos, especialmente por sus fracturas y zonas de disolución. Los mayores

reservorios son los de grano medio a grueso y con alto grado de  escogimiento. La

permeabilidad se mide en unidades llamadas Darcy, aunque la mayoría de los

yacimientos solamente tienen permeabilidades en rango de milidarcy con

promedios entre 50 y 600 milydarcys. La porosidad que es el volumen de espacios

vacíos que hay en las rocas, se mide en porcentajes de volumen total de la roca y

con promedios entre el 10 y 20%.

Las areniscas usualmente tienen porosidad primaria, la cual es el espacio vacío

entre granos que con la diagénesis es disminuida.

En los carbonatos la diagénesis es temprana por lo que la porosidad primaria

es bajísima, pero estas poseen porosidad secundaría, la cual es producida por

fracturas, disolución, espacios intercristalinos, etc.

2.1.1.1. Mecanismos de migración primaria.

a) Como soluciones moleculares. Las aguas intersticiales o liberadas

durante la diagénesis juegan un rol preponderante, especialmente a poca

profundidad, puesto que los volúmenes expulsados son bastante grandes. Por esta

razón varios autores aceptan la hipótesis de que los hidrocarburos arrastrados por

este flujo (proto petróleo) podrían terminar su maduración y transformación en el

reservorio. Sin embargo, jamás se ha encontrado este proto petróleo u otro estado

intermedio.

Para poder explicar las reservas grandes de una cuenca, considerando la

solubilidad de los hidrocarburos en el agua, que es variable (1% el metano, 5 a

100 pmm para crudos, el benceno y tolueno son los más solubles), se requiere de

enormes volúmenes de agua expulsada o un incremento excesivo a la solubilidad

de los hidrocarburos, e incluso así no se explicaría la contradicción que se observa

en la distribución de los distintos hidrocarburos y la solubilidad. Así por ejemplo,

los hidrocarburos menos solubles (saturados) son los más abundantes, mientras

que los más solubles (benceno, tolueno, etc.) sólo se encuentran como trazas.

Otro ejemplo, es aquel que consta la variación en los reservorios vecinos a

una roca madre y su zona de transición. La roca madre se empobrece en solubles y

enriquece en asfaltos y resinas; el reservorio se hace más rico en saturados y más

pobre en compuestos polares en N,S y O. es decir habría una diferenciación de

tipo cromatográfica durante la migración.

Finalmente, algunos autores consideran la existencia de compuestos

solubilizadores, que podrían explicar la mayor solubilización de los hidrocarburos

en el agua.

b) Como soluciones coloidales o miscelas. Considerando la poca

solubilidad de los hidrocarburos en el agua, se podría pensar en su dispersión

como soluciones coloidales o miscelas. Sin embargo, las dimensiones de estos

serian del mismo orden de tamaño o superiores a los poros de las rocas, con lo

cual esta hipótesis queda descartada; a esto se le debe agregar la oposición de

cargas eléctricas entre miscelas y la superficie de los minerales arcillosos que hace

a un mas difícil este proceso.

En el transporte bajo la forma de burbujas y gotas intervienen aspectos

como el diámetro de la mismas, las variaciones del diámetro de los poros

(estrangulamiento) y la presión capilar, ya que el movimiento de los fluidos es

posible si el diámetro de las gotas es inferior a los "estrangulamientos" o si existen

fuerzas capilares suficientes que permitan la deformación de las gotas para que así

puedan pasar, estas fuerzas podrían producirse durante la compactación

Las miscelas de hidrocarburos utilizan el agua como agente de transporte,

en cuyo caso la acción mecánica o físico química pueden ser de transcendental

importancia. Sin embargo, el agua es también un agente oxidante y por

consiguiente un factor de alteración o de biodegradación de los petróleos, es así

que su composición, precisamente en salinidad juega un papel considerable.

c) Como fases de hidrocarburos separados o en fase de petróleo y gas

individualizados. Sólo después de la transformación del kerógeno en

hidrocarburos, lo cual se produce en la ventana del petróleo, se nota una

desagregación y deformación de sus micromoléculas, las más móviles van a ser

desplazadas hacia zonas de menor compactación, lo que explica la repartición de

los productos orgánicos en las rocas y el rendimiento de hidrocarburos en los

esquistos bituminosos y en las calizas.

Cuando hay saturación de petróleo en la roca madre, en estado de

madurez, el agua intersticial está fijada en las paredes de los poros, esto permite

que el petróleo se desplace bajo la acción de la presión "en fase constituida".

La observación de rocas maduras en el microscopio de fluorescencia,

permite apreciar vena de petróleo del orden de microne, lo cual confirma la

hipótesis de liberación de hidrocarburos en forma directa a partir del kerógeno.

En una segunda etapa, estos hidrocarburos en fisura deberían ser

expelidos, ella será producida por el incremento de presión que es favorecido por

un aumento de temperatura.

La permeabilidad relativa del petróleo aumenta con su saturación luego de

la expulsión del agua, ello permite o facilita el desplazamiento favorable del

mismo. Por consiguiente, la salida de los fluidos en "fase constituida y continua".

d) Rocas madre pobres (COT menor a 1%). En este caso la cantidad de

agua en los poros, comparada con la de hidrocarburos es importante. De esa

manera grandes fuerzas capilares se oponen al paso de las gotas del petróleo por

medio de los poros humedecidos, debido a la tensión de la interfase agua/petróleo.

Para explicar la expulsión de las gotas de petróleo se han planteado varias

hipótesis tales como:

Un microfracturamiento de la roca generadora por presiones en

su estructura, debido a la expansión de la materia orgánica.

Una expansión térmica del agua presente en los poros.

Una absorción de componentes ricos en las superficies de los poros o una

retención de los hidrocarburos pesados en la superficie de las arcillas, facilitando

el paso de las gotas de petróleo.

Las rocas heterogéneas (intercalaciones de capas de limos) y fuerzas tectónicas

(fracturamientos) puede facilitar la expulsión de algunos hidrocarburos generados.

e) Rocas madre muy ricas (COT mayor a 3%). La expulsión desde una

profundidad dada (2500-3000m), donde los poros de las rocas están

completamente saturados de hidrocarburos, se realizan mediante una fase casi

continua. Ello puede suceder de dos maneras:

Que el kerógeno forme una malla tridimensional con petróleo humedecido,

a través de la cual los hidrocarburos pueden migrar.

Que la cantidad de petróleo generado sea suficiente para mantener

húmedos los poros, ayudando de esa manera la expulsión del petróleo libre.

2.1.1.2. Marco geológico de la migración primaria

Está establecido que los hidrocarburos se originan en las zonas profundas de

las cuencas sedimentaros, luego que gran parte del agua inicial fue expulsada; la

génesis de los hidrocarburos líquidos se verifican entre 50-150°C de temperatura,

que corresponde a una compactación avanzada, osea que el agua intersticial ha

sido expulsada (88% a 500m de profundidad; 95% a 1500m; 98% a 2500m), una

arcilla entre 1500-4500m pierde el 11% de porosidad.

Se ha podido evidenciar que la fase de migración se ubica por debajo del pico

de mayor generación. La migración primaria está ademas influenciada por el flujo

osmótico, provocando tanto por la compactación, como por la diferencia de

salinidad entre las aguas de las lutitas y arenas. Por otra parte, las micro-fracturas

que afectan las arcillas y principalmente las calizas, son en parte formadas por el

aumento del volumen de los fluidos por efecto de la temperatura y por génesis de

los hidrocarburos.

La migración sería, por consiguiente, en distancias cortas del orden del metro

hasta decenas de metros. Variables lógicamente en función de las características

petrofísicas de las rocas. Los flujos de expulsión de los hidrocarburos se realizan

de una manera discontinua en el curso de la historia geológica de la cuenca, es así

que en la base a la curva geohistorica ubican el valor 650 como el momento de

expulsión.

Rol del agua catagénetica. El agua de catagénesis es expulsada en forma

continua y está relacionada a la evacuación de las aguas de cristalización de

arcillas, como es el caso de la montmorillonita que pasa a interestratificados,

liberando el agua en una proporción del orden del 50% de su volumen.

Migración del gas. La migración del gas obedece a reglas diferentes que el

petróleo, en este caso el paso en solución dentro del agua tendría un rol

importante. La solubilidad del metano por Ej., aumenta rápidamente con la

presión, pero disminuye con la salinidad del agua. A grandes profundidades los

hidrocarburos gaseosos disueltos en un acuífero pueden alcanzar valores muy

elevados del orden de 5% peso.

La migración del gas también se produce por difusión; es decir, los

hidrocarburos migran con moléculas más pequeñas.

2.1.2. Migración secundaria.

Se le define como el movimiento posterior de los hidrocarburos a través de

rocas favorables y capas portadoras porosas y permeables, a diferencia de la

migración primaria que es a través de rocas más densas.

Existen tres parámetros de control en este tipo de migración y la

subsiguiente formación de acumulaciones, ellos son:

Fig. Nº 9. Fase inicial de la migración primaria y secundaria.acumulacion-y-aplicacion-del-petroleo/migracion-acumulacion-y-aplicacion-del-petroleo.shtml

– Flotabilidad: el petróleo menos denso que el agua, tiende a ponerse sobre ésta y

dentro del petróleo, la parte gaseosa sobre la líquida.

– Presión capilar: en ocasiones impide el movimiento, pero por ósmosis se puede

producir la migración.

– Gradientes hidrodinámicos: según el gradiente vaya en un sentido o en otro, se

puede favorecer la migración o dificultarla.

Es la concentración y acumulación del petróleo y el gas en el yacimiento.

También se conoce como Separación Gravitacional.

Existe una serie de mecanismos que contribuyen al proceso de migración

secundaria, como lo son la diferencia de densidad (flotabilidad) de los fluidos

presentes en el yacimiento y las fuerzas hidrodinámicas que arrastran partículas de

petróleo. El régimen y la dirección del movimiento de agua varían debido a

modificaciones continuas de presión de sobrecarga, erosión, deformaciones y

geoquímica. El movimiento de fluido probablemente seguirá cualquier vía

permeable disponible.

Las partículas microscópicas y submicroscópicas de hidrocarburos

arrastradas por el agua en movimiento viajaron con ella hasta que la estructura o

la naturaleza de las rocas les obstruyeran el paso o hasta que se separaran por

cambios de presión, de temperatura y de volumen de mezcla, momento en el cual

se presume que las partículas se unieron entre sí y se acumularon en partículas de

mayor tamaño hasta que se flotabilidad fuese efectiva.

La presión capilar es una de las fuerzas a considerar en el proceso de

migración secundaria, la magnitud de dichas fuerzas puede ser cuantificada

mediante valores de tensión superficial, tamaño de poros y la mojabilidad de la

roca. El requisito básico para que se produzca la migración de pequeñas

acumulaciones de petróleo en un yacimiento hidrófilo, es que la presión capilar de

la interfase petróleo/agua exceda la presión de desplazamiento de los poros de

mayor tamaño.

La distribución de equilibrio de gas, petróleo y agua en un yacimiento son

el resultado de su flotabilidad. Si en el yacimiento se logra una acumulación de

petróleo y gas suficiente para formar una fase continúa y desarrollar flotabilidad,

esta fuerza superará la resistencia capilar en los poros saturados de agua, el

petróleo y el gas se moverán hacia arriba a lo largo de la red de poros

interconectados de mayor tamaño recogiendo partículas dispersas de

hidrocarburos en su camino, aumentando su flotabilidad hasta llegar al punto más

alto del yacimiento.

Cuando las partículas de petróleo y gas arrastrados por el agua llegan a una

zona anticlinal, las fuerzas gravitacionales tienden a impedir la continuación del

movimiento del agua al alcanzar la cresta del anticlinal. Este proceso conlleva a

que el petróleo y el gas son retenidos en la zona más alta de la estructura. Al llegar

los fluidos a la trampa se produce un nuevo movimiento de separación del

gas/petróleo/agua.

La situación es algo diferente en el caso de una trampa estratigráfica, en el

cual la permeabilidad decrece buzamiento arriba. El petróleo y el gas migran

buzamiento arriba por la fuerza de su flotabilidad hasta el punto donde dicha

fuerza o la presión capilar ya no pueden superar la presión de desplazamiento de

las rocas de granos más finos. Si el agua buzamiento abajo aumenta el efecto de la

barrera.

Sin embargo si el agua fluye buzamiento arriba, la combinación de las

fuerzas hidrodinámica y la flotabilidad del petróleo y el gas es suficiente para que

estos entren en los poros pequeños y, en muchos caos migren a través de la zona

de barrera; en este caso solo resulta un yacimiento pequeño.

2.1.3. Migración terciaria o remigración.

Los eventos tectónicos tales como plegamientos, fallas o levantamientos

pueden causar una redistribución de los hidrocarburos acumulados, de esa manera

se inicia una fase adicional a la migración secundaria, si de ella resulta una nueva

acumulación se le denomina como remigración o migración terciaria.

2.2. Condiciones para que ocurra una acumulación comercial de petróleo

• Roca madre: es la roca que se compone de abundante materia orgánica y que en

su seno se origina el kerógeno y finalmente el petróleo. El kerógeno es la primera

fase de la transformación, sustancia de la cual se deriva el petróleo como producto

final.

Fig. Nº 10. Representación de la roca madre.Fuente: http://www.google.co.ve/imgres?biw=1024&bih=573&tbm=isch&tbnid=Ig2L03ZxGhDEvM:&imgrefurl=http://html.rincondelvago.com/biologia_56.html&docid=Zb720h3hzvNBfM&imgurl=http://html.rincondelvago.com/000583408.png&w=212&h=281&ei=42h2Uqm9NYOzsATH44GABw&zoom=1&ved=1t:3588,r:34,s:0,i:185&iact=rc&page=3&tbnh=193&tbnw=169&start=28&ndsp=17&tx=76&ty=112

• Esta roca debe ser sometida a efectos de presión y temperatura por cierto período

de tiempo.

Fig. Nº 11. Efecto de la temperatura en la generación de los hidrocarburos.Fuente: http://www.google.co.ve/imgres?biw=1024&bih=573&tbm=isch&tbnid=ZECGvgjyGgnxBM:&imgrefurl=http://www.muchapasta.com/b/var/Origen%2520y%2520formacion%2520del%2520petroleo.php&docid=lCKw_NfQDQX_CM&imgurl=http://www.muchapasta.com/b/var/imagenes%252520petroleo/tiempo%252520calentamiento%252520petroleo.JPG&w=447&h=364&ei=x2l2UubXBs3MsQT34oDgBQ&zoom=1&ved=1t:3588,r:37,s:0,i:196&iact=rc&page=4&tbnh=180&tbnw=215&start=37&ndsp=13&tx=139&ty=112

Si sedimentos orgánicos se mantienen entre 150ºC a 200ºC durante 1

millón de años, entonces se formará el petróleo. Si la temperatura excede los

200ºC, se formará gas. Sin embargo si la temperatura sube aún más, se formará

gas ácido. Si por el contrario las capas fuentes de material orgánico se encuentran

a solamente 100ºC, entonces harán falta 100 millones de años para que maduren

hasta convertirse en hidrocarburos.

• Proceso de migración: se denomina migración o expulsión al proceso mediante

el cual los hidrocarburos (petróleo y gas) generados a partir del kerógeno, dejan la

roca madre, denominándose a esto Migración Primaria. La Migración Secundaria

comprende la etapa desde la expulsión de hidrocarburos hasta su entrampamiento

o escape hacia la superficie. Estos caminos de migración lo constituyen las fallas

y los sedimentos porosos y permeables, a través de los cuales pueden subir los

hidrocarburos desde el lugar donde fueron generados hacia las partes más

superficiales.

• Roca reservorio: roca con porosidad y permeabilidad, que permite almacenar

hidrocarburos.

Fig. Nº 12. Representación de un yacimiento.Fuente: http://www.google.co.ve/imgres?start=303&biw=1024&bih=573&tbm=isch&tbnid=CxQ6PujpYUW5hM:&imgrefurl=http://blog-petrolero.blogspot.com/2009/03/mecanismos-naturales-de-

produccion-de_22.html&docid=CU6by_XCt2HRJM&imgurl=http://2.bp.blogspot.com/_LoAsy_U93d4/ScbatkaX__I/AAAAAAAAACA/BlmpHwEr0H4/s320/Dibujo6.jpg&w=320&h=286&ei=1212UsPgB4ygsATuz4HoBQ&zoom=1&ved=1t:3588,r:8,s:300,i:28&iact=rc&page=28&tbnh=198&tbnw=221&ndsp=11&tx=175&ty=83

• Roca sello: que impida que los hidrocarburos escapen.

Fig. Nº 13. Representación de roca sello impermeable.Fuente: http://www.google.co.ve/imgres?biw=1024&bih=573&tbm=isch&tbnid=jKvusJ8Amc1l1M:&imgrefurl=http://www.bolsalibre.es/articles/view/petroleo_extraccion&docid=MotBuLz53TwT9M&imgurl=http://www.bolsalibre.es/img/medium/Pozo_petrolifero_358.png&w=358&h=420&ei=iW12UsXAF4-osATq3oCQBQ&zoom=1&ved=1t:3588,r:17,s:0,i:126&iact=rc&page=2&tbnh=188&tbnw=160&start=10&ndsp=12&tx=50&ty=91

• Timing: todos los procesos anteriores deben estar sincronizados.

3. Acumulación de petróleo

3.1. Trampas

Son sitios en el subsuelo donde existen condiciones adecuadas para que se

acumulen los hidrocarburos. Se caracterizan por la presencia de rocas porosas y

permeables conocidas como rocas almacén o reservorios. En estas rocas se

almacenan los hidrocarburos bordeados de capas de rocas impermeables o rocas

sello que impiden su migración.

Fig. Nº 14. Esquema de la trampa de petróleo Fuente: https://www.google.co.ve/search?q=trampas+de+petroleo&espv=210&es_sm=93&tbm=isch&tbo=u&source=univ&sa=X&ei=unZ2UsCGJsqrsATJwYDgBA&ved=0CCYQsAQ&biw=1024&bih=610#facrc=_&imgrc=70aHYFFYAnA6DM%3A%3BktqUvSF3ENk2yM%3Bhttp%253A%252F%252Ffiles.sashadonaque.webnode.com.ve%252F200000005-b8864ba773%252FEsquema%252520de%252520la%252520trampa%252520de%252520petroleo.png%3Bhttp%253A%252F%252Fsashadonaque.webnode.com.ve%252Fnews%252Fparte-9-%252F%3B555%3B203

3.1.1. Clasificación de las trampas

3.1.1.1. Trampas estructurales:

Fig. Nº 15. Representación de una trampa estructural.Fuente: http://www.google.co.ve/imgres?sa=X&espv=210&es_sm=93&biw=1024&bih=610&tbm=isch&tbnid=9pZOZg-t8s5EkM:&imgrefurl=http://hidrocarburosindiramejias.blogspot.com/2008/03/roca-reservorio-y-trampas.html&docid=Xg4tuzR5F2pRpM&imgurl=http://4.bp.blogspot.com/_EYNCRURg_pE/R-vOL8eL8uI/AAAAAAAAACg/YtnnZs-to3E/s320/ptr_geologia1.gif&w=320&h=201&ei=YXt2UoOsL4ivsATry4DgBA&zoom=1&ved=1t:3588,r:38,s:0,i:200&iact=rc&page=3&tbnh=160&tbnw=256&start=24&ndsp=16&tx=102&ty=104

Son el resultado de la tectónica y de los factores que originan la

acumulación.

Cuando la roca receptora se encuentra limitada por fallas o pliegues. Éstas

pueden ser:

Pliegues:

Deformación de las capas geológicas, con forma ondulada. Surgen como

consecuencia de la presión tectónica en rocas plásticas que, en lugar de

fracturarse, se pliegan. Pueden ser derechos, inclinados o tumbados, en función

del buzamiento de su plano axial, y presentan diversos grados de curvatura.

Si analizamos estas "deformaciones", son parte de un sistema donde las rocas

llegan a cambiar su forma original de formación sin llegar a sufrir una fractura.

Fig. Nº 16. Representación de un pliegue Fuente: http://geologiavenezolana.blogspot.com/2012/03/partes-de-un-pliegue.html

Desde este punto, los pliegues son clasificados a manera general

en Anticlinales y Sinclinales, pero en función al ángulo de su  Plano

Axial, algunos autores también agrupan con los anteriores a

los Monoclinales, Volcados, De Rodilla, Tumbados y Acostados. 

Anticlinal: 

Es un pliegue convexo hacia arriba en forma de “A”. Es una de las estructuras

más comunes, donde las capas de la corteza terrestre forman un arco, con las

capas antiguas cubiertas por las más recientes. Debajo de un anticlinal puede

encontrarse un yacimiento de hidrocarburos, sellado por una capa impermeable.

Fig. Nº 17. Representación de un anticlinalFuente: http://www.google.co.ve/imgres?espv=210&es_sm=93&biw=1024&bih=573&tbm=isch&tbnid=3xli5E-kUeKiuM:&imgrefurl=http://www.geovirtual.cl/Geoestructural/gestr05b.htm&docid=6ob2Zw7QTbVehM&imgurl=http://www.geovirtual.cl/Geoestructural/Pliegw14.gif&w=339&h=214&ei=4n92UryDPIvgsATB0IDABA&zoom=1&ved=1t:3588,r:67,s:0,i:287&iact=rc&page=6&tbnh=171&tbnw=271&start=57&ndsp=12&tx=150&ty=76

Sinclinal: 

Es un pliegue cóncavo hacia arriba en forma de “U”, donde los estratos

comprimidos de la corteza terrestre buzan hacia un eje central interior.

Fig. Nº 18. Representación de un sinclinalFuente: http://www.google.co.ve/imgres?espv=210&es_sm=93&biw=1024&bih=573&tbm=isch&tbnid=IAAWZAtiwzH_NM:&imgrefurl=http://www.geovirtual.cl/Geoestructural/gestr05b.htm&docid=6ob2Zw7QTbVehM&imgurl=http://www.geovirtual.cl/Geoestructural/Imagenes/Pliegw20.gif&w=339&h=214&ei=4n92UryDPIvgsATB0IDABA&zoom=1&ved=1t:3588,r:9,s:0,i:104&iact=rc&page=1&tbnh=158&tbnw=250&start=0&ndsp=10&tx=110&ty=46

Como se señalo anteriormente, dependiendo de la convergencia del plano

axial, algunos autores clasifican de igual forma a los:

Monoclinales: Forman entre el plano axial y la horizontal un ángulo recto.

Inclinados: Tienen entre el plano axial y la horizontal un ángulo mayor de 45º.

Acostados: Tienen entre el plano axial y la horizontal un ángulo menor de 45º.

Tumbados: Tienen entre el plano axial y la horizontal un ángulo de 0º.

 Volcados: Los que se encuentran girado de tal manera, que los estrados

inferiores aparece encima.

De Rodilla: Donde un flaco y el plano axial están inclinado y el otro flanco en

ángulo recto.

Elementos de un pliegue

o Eje del pliegue: línea media que une la parte más alta del anticlinal y la

más baja del sinclinal.

o Plano axial: es una superficie imaginaria que pasa por la mitad del pliegue

incluyendo el eje.

o Flancos: son los dos lados del anticlinal y sinclinal, más o menos

inclinados y separados por el eje.

o Núcleo: es la zona más interna de las capas que forman el pliegue.

o Charnela: Es la línea de flexión en la que las capas sedimentarias buzan

en sentidos opuestos, siendo paralela al eje. 

Fig. Nº 19. Elementos de un pliegue Fuente: http://www.google.co.ve/imgres?espv=210&es_sm=93&biw=1024&bih=573&tbm=isch&tbnid=Sz-MZor0Bj9KkM:&imgrefurl=http://kerchak.com/tectonica/&docid=kYR39iK7nw9axM&imgurl=http://kerchak.com/wp-content/uploads/2012/12/partes-de-un-anticlinal-con-un-sinclinal.jpg&w=560&h=401&ei=h5h2UrypOqi-sQShjoDIBA&zoom=1&ved=1t:3588,r:13,s:0,i:114&iact=rc&page=2&tbnh=188&tbnw=247&start=12&ndsp=16&tx=141&ty=141

Fallas

Siempre y cuando sean fallas cerradas, son fracturas de las capas de las rocas,

a lo largo de las cuales ha ocurrido un desplazamiento de los bloques fracturados.

Fig. Nº 20. Representacion de una trampa por fallaFuente: http://www.google.co.ve/imgres?biw=1024&bih=573&tbm=isch&tbnid=9MqsBil_2dupaM:&imgrefurl=http://blog-petrolero.blogspot.com/2008/01/como-se-forma-un-gas-natural.html&docid=GsVY7n7qIZIcUM&imgurl=http://1.bp.blogspot.com/_MnZsfW3srwQ/R5FnXtBf7dI/AAAAAAAAAEk/wYejnwytlDY/s400/Imagen5.png&w=252&h=197&ei=rJ12Uq-UAa3jsATnwIGoBA&zoom=1&ved=1t:3588,r:12,s:0,i:111&iact=rc&page=1&tbnh=157&tbnw=201&start=0&ndsp=13&tx=152&ty=117

Elementos de una falla:

• Plano de falla: superficie sobre la cual hubo la fractura o desplazamiento de los

estratos.

• Labios de falla: son los dos estratos que se desplazaron sobre el plano de falla y

se clasifican en labio superior o bloque levantado y labio inferior o bloque

hundido.

• Salto de falla: es el desnivel entre ambos labios.

• Ángulo de falla: es el grado de inclinación que tiene la fractura con respecto al

plano de falla.

Fig. Nº 21. Elementos de una fallaFuente: http://www.google.co.ve/imgres?biw=1024&bih=573&tbm=isch&tbnid=HuQt2gW2rEmbwM:&imgrefurl=http://recursostic.educacion.es/secundaria/edad/4esobiologia/4quincena4/4q4_contenidos_5e.htm&docid=AIUymwdBfBZISM&imgurl=http://recursostic.educacion.es/secundaria/edad/4esobiologia/4quincena4/imagenes4/esqfalla.gif&w=299&h=301&ei=NJ12UpbKCvKnsQS38ICABQ&zoom=1&ved=1t:3588,r:7,s:0,i:96&iact=rc&page=1&tbnh=183&tbnw=194&start=0&ndsp=14&tx=93&ty=105

Tipos de fallas:

• Falla normal: cuando el plano de falla está recostado sobre el labio levantado.

• Falla inversa: cuando el plano de falla está recostado sobre el labio hundido.

• Falla lateral o de desgarre: cuando los bloques se desplazan de manera horizontal, es decir a lo largo del rumbo del plano de falla.

• Fallas oblicuas o combinadas: es causada por la combinación de una falla lateral y una falla inversa o de elevación o una falla lateral y una falla normal o de hundimiento.

Fig. Nº 22. Tipos de FallasFuente: http://www.google.co.ve/imgres?sa=X&biw=1024&bih=573&tbm=isch&tbnid=Qt5ARrONx4p3nM:&imgrefurl=http://www.astromia.com/tierraluna/fallas.htm&docid=yiBZiSnEC0OwLM&imgurl=http://www.astromia.com/tierraluna/fotos/tipofallas.jpg&w=164&h=566&ei=f6B2UvjZBejNsQTs9oGYBg&zoom=1&ved=1t:3588,r:10,s:0,i:105&iact=rc&page=1&tbnh=221&tbnw=64&start=0&ndsp=13&tx=39&ty=57

3.1.1.2. Trampas estratigráficas

Cuando los límites se deben a cambios litológicos, de espesores o barreras de permeabilidad.

Fig. Nº 23. Representacion de una trampa estratigráfica

Fuente: http://www.google.co.ve/imgres?sa=X&biw=1024&bih=573&tbm=isch&tbnid=YwaU8f8f4XzolM:&imgrefurl=http://hidrocarburosindiramejias.blogspot.com/2008/03/roca-reservorio-y-trampas.html&docid=Xg4tuzR5F2pRpM&imgurl=http://1.bp.blogspot.com/_EYNCRURg_pE/R-vI1MeL8sI/AAAAAAAAACQ/JJ8-DMUvLR0/s1600-h/gas6%255B1%255D.gif&w=250&h=188&ei=FKl2UqzeNqe-sQSe1oCgBA&zoom=1&ved=1t:3588,r:4,s:0,i:87&iact=rc&page=1&tbnh=150&tbnw=200&start=0&ndsp=12&tx=154&ty=49

Tipos de trampas estratigráficas:

• Primarias: relacionadas con la morfología del depósito y con procesos

acaecidos durante la sedimentación (interdigitaciones, cuñamientos, arrecifes,

cambios laterales de facies, etc.).

• Secundarias: relacionadas con procesos postsedimentarios (cambios

diagenéticos –caliza, dolomía–, porosidades por disolución, discordancias, etc.).

3.1.1.3. Trampas mixtas

Cuando ambas características (estructurales y estratigráficas) se

encuentran presentes.

Fig. Nº 24. Representación de una trampa mixta.Fuente: http://www.google.co.ve/imgres?biw=1024&bih=573&tbm=isch&tbnid=EPwROfitWaGhyM:&imgrefurl=http://www.templete.org/2011/06/existe-petroleo-en-el-subsuelo-de.html&docid=sWdCP_YrLQUpdM&imgurl=http://4.bp.blogspot.com/_MnZsfW3srwQ/R5Fp8dBf7fI/AAAAAAAAAE0/cjh_hKjjsc0/s320/Imagen8.gif&w=243&h=177&ei=Na12UqPQI-jJsATsqoDgBA&zoom=1&ved=1t:3588,r:5,s:0,i:90