Servicio Geológico Mexicano

Yacimientos petroleros

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Los yacimientos petrolíferos se dividen en Trampas de tipo estructural o estratigráfico

 

  • Trampas estructurales.- Son aquellas en las que los hidrocarburos se encuentran asociados a pliegues o fallas.
    • Anticlinales (simétricos y asimétricos)
    • Terrazas estructurales
    • Domos estructurales
    • Domo salino
    • Monoclinales
    • Fallas
    • Discordancias
    • Depósitos lenticulares
    • Nariz anticlinal
  • Trampas estratigráficas.- Por variación de la permeabilidad; Estas son diversas y dependen exclusivamente del carácter sedimentológico de las formaciones que las constituyen. Un cambio lateral de arena a lutita constituye una trampa estratigráfica.
  • Trampas Combinadas.- Existen trampas de carácter combinado estratigráfico y tectónico cuya presencia es muy frecuente en los campos petroleros.
  • Depósitos petrolíferos en asociación con intrusiones volcánicas.

 


Estructuras Petrolíferas. Yacimientos Primarios

Para la formación de yacimientos petrolíferos deben existir circunstancias de sedimentación tales que impidan la fuga del petróleo y gas acumulado en las rocas-almacén hacia la superficie exterior y su consiguiente difusión u oxidación.

Cuando las capas son oblicuas, en el afloramiento de las arenas petrolíferas puede haberse formado por oxidación una potente montera de asfalto que haga imposible sucesivas pérdidas. En este caso, puede cortarse la arena petrolífera a una profundidad mayor, el asfalto tapona la arena petrolífera en la superficie.

 

Capas oblicuas

 

Imagen tomada de: Dr. Phil. Walter
E. Petrascheck y Carlos Castells “Yacimientos y Criaderos”
diciones Omega,S.A. de C.V. Casanova, 220 Barcelona, 1965


En todas las estructuras se encuentra que el gas, siempre que exista, se ha acumulado en la parte superior del depósito, a continuación va el petróleo y, todavía más profunda, el agua, salina en la mayoría de los casos. Las superficies límites gas-petróleo y petróleo-agua son habitualmente horizontales.

La siguiente figura muestra un ensanche de las zonas productivas hacia abajo, así como un peso específico del petróleo creciente con la profundidad.

Zonas productivas


Separación de gas, petróleo y agua en el campo de Cushing, Oklahoma

Imagen tomada de: Dr. Phil. Walter E. Petrascheck y Carlos Castells “Yacimientos y Criaderos”
Ediciones Omega, S.A. de C.V. Casanova, 220 Barcelona, 1965


Las trampas tectónicas se conocen desde hace mucho, después que se observó por primera vez en la cuenca de los Apalaches, que el petróleo yacía en líneas que pronto se reconocieron como anticlinales. Las estructuras solamente poseen valor práctico cuando están cerradas en la parte dirigida hacia la superficie exterior.

Los anticlinales pueden ser tan llanos, que el buzamiento de las capas apenas sea perceptible a simple vista y sólo resulte determinable mediante una serie de mediciones. Pueden ser simétricos o inclinados. En un anticlinal simétrico, las superficies productivas se ensanchan con la profundidad. Los anticlinales pueden ser anchos, estrechos, en forma de baúl, rectos u oblicuos.  Las superficies límites gas-petróleo y petróleo-gas no siempre son completamente horizontales, sino que descienden  ligeramente a partir de la cresta del anticlinal. La zona petrolífera del flanco más echado de un anticlinal inclinado es más ancha. El desplazamiento de la cresta en los anticlinales oblicuos posee importancia práctica, ya que el lugar donde se acumula el petróleo, es decir, el dobles del pliegue, se va corriendo conforme aumenta la profundidad hacia el flanco más echado. También los pliegues volcados y tumbados pueden ser petrolíferos.


Anticlinal Simétrico


Anticlinal Simétrico en forma de baúl

Imagen tomada de: Dr. Phil. Walter
E. Petrascheck y Carlos Castells “Yacimientos y Criaderos”
Ediciones Omega, S.A. de C.V. Casanova, 220 Barcelona, 1965


Los pliegues diapíricos poseen en su interior un núcleo quebradizo aunque plástico en la mayoría de los casos y sal. El núcleo puede perforar su techo en mayor o menor cuantía. Los flancos pueden ser muy inclinados, incluso volcados, pueden alcanzar mayor profundidad en uno de sus costados que en los otros; también pueden estar volcados a ambos lados, con lo que el pliegue toma forma de una seta. Bajo un plegamiento simple y llano puede haber diapirismo en profundidad.

Pliegues diapíricos


Pliegues diapíricos de Moreli y Tintea

Imagen tomada de: Dr. Phil. Walter E. Petrascheck
y Carlos Castells “Yacimientos y Criaderos”
Ediciones Omega, S.A. de C.V. Casanova, 220 Barcelona, 1965

 

En los domos o diapiros salinos se ha formado una montera de yeso en su parte superior debido a que en los mismos aparece, juntamente con la sal, anhidrita. Existen diapiros salinos que yacen a gran profundidad, en los que aparece gas o petróleo en el ligero plegamiento que forma su recubrimiento. Hay también domos que llegan muy cerca de la superficie y otros denudados parcialmente, en los cuales las arenas petrolíferas pueden haber sido arrastradas hacia arriba junto a sus flancos o aparecer limpiamente perforadas, en posición echada.

Puede ser apreciable el vuelco de las capas en los flancos de los pliegues diapíricos. Se dice entonces que están desplomadas. La planta de los diapiros es, en la mayoría de los casos, redonda u ovalada, pero también puede ser subtriangular. El núcleo salino puede ser comprimido hasta alcanzar pocos centenares de metros. Puede también llegar a alcanzar varios kilómetros de diámetro en cualquier dirección. Los pliegues pueden ser también petrolíferos cuando están bajo un recubrimiento discordante.

La curvatura de capas debida a movimientos verticales, y no a plegamientos tangenciales, recibe el nombre de abombamiento.

Cuando capas poco plegadas toman en diversos tramos la posición horizontal, se dice que forman terrazas tectónicas, que también pueden constituir yacimientos petrolíferos, pero que en su mayor parte no son explotables.

Los trastornos o fallas pueden estancar el petróleo, actuando como trampas.

Los sinclinales encierran a veces petróleo pesado, cuando no existen agua ni gas.

La estructura tectónica de la región también puede ser decisiva para la presencia del petróleo en diaclasas o grietas en las diaclasas como en México, donde las intrusiones basálticas que encierran el mismo tipo de petróleo desplazaron las  capas hacia arriba.

En las 2 siguientes figuras, en la primera se observa un anticlinal paleozoico denudado que constituye el rico campo petrolífero de Oklahoma y en la segunda las grietas y salbanda de un basalto que son petrolíferos en México.


Anticlinal paleozoico

 

Imagen tomada de: Dr. Phil. Walter E. Petrascheck
y Carlos Castells “Yacimientos y Criaderos”
Ediciones Omega, S.A. de C.V. Casanova, 220 Barcelona, 1965


El petróleo se puede estancar en las discordancias. El ejemplo más conocido de esta clase es el campo oriental de Texas.


Concentración del petróleo


Concentración del petróleo en una discordancia. Campo oriental de Texas

Imagen tomada de: Dr. Phil. Walter E. Petrascheck y Carlos Castells “Yacimientos y Criaderos”
Ediciones Omega, S.A. de C.V. Casanova, 220 Barcelona, 1965

 

Los lentejones de arena son frecuentemente antiguos cursos fluviales. Cuando forman meandros y ramificaciones, se les da el nombre de cordones de zapato, <<shoe strings>>. Una posibilidad de concentración del petróleo en capas inclinadas de arena resulta cuando estas se van haciendo más margosas en su parte superior, es decir, cuando se vuelven impermeables. Tales cambios de facies son predecibles muy fácilmente basándose en estudios paleográficos.

El reconocimiento e interpretación de las trampas estratigráficas es incomparablemente más difícil que el de las tectónicas, las cuales aparecen en la mayoría de los casos incluso en la superficie. Los estudios geofísicos suministran también muy pocos datos sobre los cambios de facies. Para la búsqueda del petróleo se necesitan un conocimiento profundo de la geología de la región y mayor número de sondeos. Los mapas paleogeográficos, así como los de facies y los de espesores, sirven para alcanzar este conocimiento.


Yacimientos secundarios de petróleo

Desde los yacimientos primarios, el petróleo puede escaparse hacia arriba, en las proximidades de anticlinales póstumos, donde se ha acumulado de nuevo en un plegamiento más débil y reciente. A veces se evade también hacia la superficie, penetrando en las capas cuaternarias supra yacentes. Allí es arrastrado por las corrientes de agua freática, para aparecer finalmente en manantiales apartados. Ocasionalmente, como ocurre en el Terciario reciente de México, dicho petróleo secundario puede acumularse de nuevo en trampas apropiadas hasta llegar a ser susceptible de explotación.



El agua de los campos petrolíferos

 

En los campos petrolíferos existen aguas freáticas normales,  que están en comunicación con la superficie, siguen las leyes de la hidrología y, en su aspecto químico, son análogas a las restantes aguas subterráneas de los contornos. Pueden aparecer sobre, bajo o entre las arenas petrolíferas. No obstante, los depósitos petrolíferos encierran además aguas propias, que pueden aparecer mezcladas con petróleo o debajo de él; son las aguas marginales. Estas son, las aguas de los campos petrolíferos que  eventualmente pueden comunicar, tras largos rodeos, con las aguas freáticas.

En un principio, el límite agua-petróleo es a menudo marcado, pero varía con la caída de presión debido a la explotación. En arenas bastas aparece al principio una emulsión, cuyo contenido en agua aumenta en el transcurso de la explotación,  llegando a ser un múltiplo del petróleo, hasta que, ya no resulta rentable la explotación.  En el petróleo transportado por oleoductos se permite un 2% de agua. Sondeos productivos pueden suministrar una cantidad de agua, diez veces, o incluso, cuarenta veces mayor que la de petróleo. La formación de emulsiones es, con frecuencia, un fenómeno acompañante de la producción y puede resultar influido por ésta.

 En campos petrolíferos ya explotados se ha observado repetidas veces que, cuando se dejaron en reposo durante largo tiempo, en la parte más alta de la estructura se reunieron otra vez manchas de petróleo, las cuales transcurrido cierto período, volvieron a hacer rentable la producción.

Estas aguas que acompañan al petróleo, las aguas marginales, son saladas en la mayoría de los casos. Su salinidad puede ser superior o inferior a la del agua del mar. Por regla general no contiene sulfatos, siendo a menudo, en cambio, ricas en sulfhídrico. Todavía no está claro si la reducción de los sulfatos es debida a la actividad de las bacterias o a la influencia de los hidrocarburos. Es importante su contenido en yodo, así como el de bromo. El contenido en yodo puede ser tan grande que incluso se ha pensado en su aprovechamiento; en todo caso es considerablemente más elevado que el del agua de mar.

La composición de las aguas en los distintos horizontes de un campo no es siempre constante. Por consiguiente, puede recurrirse a los análisis de agua para la correlación de los diversos horizontes.

Al mismo tiempo que las aguas marginales que limitan la zona que contiene petróleo, existe todavía un agua capilar que aparece conjuntamente. Recibe el nombre de agua adherida. Su cantidad aumenta a medida que decrece la permeabilidad. Hay arenas petrolíferas cuyos granos están rodeados de una película de esta agua.
                                                  
Migración. La forma de aparecer del petróleo y el gas, en especial su concentración en estructuras tectónicas, indica que el petróleo no se ha originado donde se halla actualmente. Por lo menos, en algunos casos debe haberse desplazado en el interior de la roca-almacén. Está fuera de dudas el que ha existido un desplazamiento horizontal en el interior de los estratos. Por otra parte, cuando existe un  pequeño lentejón arenoso, que encierra considerable cantidad de petróleo, dentro de arcilla, el petróleo no puede haberse desplazado hasta él desde los costados. En este caso sólo es posible una migración transversal a la estratificación, ya que la cantidad de organismos necesaria para llenar por completo los poros no podría ser albergada en las arenas, sino en las arcillas, el medio más favorable para la formación de sustancias bituminosas. Cuando existe petróleo de diversas calidades formando capas superpuestas en las arenas, se considera que en algunos campos petrolíferos yacen extensas zonas de arenas acuíferas entre las arenas petrolíferas, las cuales pueden ciertamente haber obtenido el agua que contienen posteriormente, a partir de las aguas superficiales.

El petróleo se forma en fangos arcillosos. La arcilla es mucho más comprensible que la arena. La compacidad creciente empuja las emulsiones petrolíferas y el gas fuera de la arcilla hacia las capas arenosas. Esta es la causa de la migración transversal a la estratificación. En la arena se realiza entonces la separación por gravedad.

Las pequeñas burbujas de gas son las que ponen en movimiento la emulsión en los poros de la arena y empujan las gotitas de petróleo hacia arriba o las desplazan hacia adelante con mucha mayor fuerza de lo que lo haría su flotabilidad en agua exclusivamente. La lentitud de la migración es, pues, reconocible debido a que, en pliegues de formación geológica reciente, el petróleo no se encuentra en la coronación actual de los mismos, sino a mayor profundidad.

  


 

 

Bibliografía:

 

- Dr. Phil. Walter E. Petrascheck y Carlos Castells “Yacimientos y Criaderos” Ediciones Omega, S.A. de C.V. Casanova, 220 Barcelona, 1965
- E. Lopez Ramos Geología General Tomo I 5ª. Edición  

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wp-content/uploads/2010/09/aguas-profundas.jpg


 

 

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Autor:
Servicio Geológico Mexicano
 
Fecha de publicación:
22 de marzo de 2017

 

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