Migración de los Hidrocarburos

La migración de los hidrocarburos es un proceso complejo que involucra un movimiento del petróleo y el gas de su roca madre de grano fino a las rocas reservorio permeables de grano grueso. 

En primer lugar, debe establecerse una distribución importante entre migración primaria y la migración secundaria. 

La migración primaria es el movimiento del petróleo y el gas de la roca madre a una capa más permeable, o roca transportadora, generalmente una arenisca o caliza. 

En la migración secundaria, el petróleo y el gas se mueven a través de las capas transportadoras para acumularse en una trampa petrolífera. La migración secundaria puede ocurrir sobre grandes distancias.

Existe un acuerdo general en el que la migración secundaria ha ocurrido cuando los hidrocarburos son claramente identificables como petróleo crudo y gas. 

Esto involucra el movimiento de las gotitas de hidrocarburos a través de una red continua de poros rellenos de agua; y los procesos involucrados son bastante bien entendidos.

La migración primaria, sin embargo, está probablemente limitada a distancias de unos pocos cientos de metros, y esta involucra interacciones complejas entre el agua libre, el petróleo y las superficies de los minerales de arcilla que estructuran y amarran suavemente las moléculas de agua adyacentes a ellos. 

No es cierto en lo absoluto, que la formación de moléculas de bitumen tenga lugar durante su expulsión de la roca madre, o en el medio a través de cual ellas viajan. 

Es importante destacar que los procesos de migración de petróleo y acumulación en trampas son muy ineficientes. 

Generalmente, menos del 1% de los hidrocarburos generados en la roca madre terminan en reservorios, y la eficiencia más alta no sobrepasa del 10%.

Migración Primaria

La migración primaria puede describirse como uno de los grandes misterios de la Geología del Petróleo, por dos razones principales: el tamaño de poro pequeño de las lutitas compactadas, y la baja solubilidad de los hidrocarburos en agua.

Existen aspectos físico-químicos clave de la migración primaria que deben tomarse en consideración, como lo son la presión-temperatura y la compactación de la roca. 

Tamaño del Poro en la Roca Madre

El primer problema es el pequeño tamaño de poro de las rocas madres. Para el tiempo en que las lutitas han sido enterradas a profundidades de 2 Km., alrededor de la cual la generación de petróleo tiene lugar, los diámetros de poros son reducidos alrededor de 50°A. 

El paso del petróleo por estos poros no es fácil, sea cual fuere el mecanismo involucrado. La compactación de las lutitas puede causar elevación de la presión, no obstante, esto puede producir una red de microfracturas con diámetros más grandes que los poros. 

La generación de metano a profundidades de 3 a 4 Km., puede incrementar la presión y causar microfracturamiento.

Solubilidad de los Hidrocarburos en Agua

El segundo problema principal es la baja solubilidad de los hidrocarburos en agua, aún en temperaturas de 200°C (por encima de la ventana de petróleo), por lo que es difícil explicar la forma en que los mismos son expulsados de la roca madre (algunas teorías incluyen: formación de protopetróleo soluble en agua, modelos no acuosos tales como el gas a alta presión, etc.).

La migración primaria puede describirse como uno de los grandes misterios de la Geología del Petróleo.

En definitiva, hay un acuerdo general en que la migración primaria debe ser el resultado de una combinación de procesos y mecanismos diferentes que actúan conjuntamente y, en mayor o menor proporción, dependiendo de las condiciones geológicas y el estado de maduración.

Migración Secundaria

La migración secundaria es mucho mejor entendida que la primaria. En ésta, el petróleo se presenta como gotitas discretas que migran a través de un conducto húmedo al agua, poroso y permeable. 

Debido a que los diámetros de poros son grandes, entonces las gotitas de petróleo relativamente grandes pueden ser acomodadas. Los procesos físicos involucrados son simples: flotación, presión capilar e hidrodinámica.

Con la flotación, las gotitas de petróleo se mueven hacia arriba a través de capas transportadoras con una fuerza que depende principalmente de la diferencia de densidad entre el petróleo y el agua de formación.

El proceso continuará hasta que las gotitas alcancen un espacio poroso más pequeño que su diámetro. Otro movimiento puede ocurrir solamente por deformación de la gotita y esta puede pasar con dificultad a través del espacio poroso. 

La fuerza que se requiere para esto se denomina presión capilar. La presión capilar se hace tan alta, que las fuerzas de flotación no pueden vencer a ésta, y ocurre el entrampamiento de la gotita de petróleo.

La migración secundaria también se ve afectada cuando el flujo de aguas subterráneas crean gradientes hidrodinámicos. 

Los gradientes hidrodinámicos hacia arriba contribuyen con el flujo por flotación; mientras que los gradientes hidrodinámicos hacia bajo se oponen al flujo por flotación y pueden crear trampas hidrodinámicas a la migración que, en combinación con otros factores, pueden producir reservorios de hidrocarburos.

La migración a corta distancia es común donde el reservorio está en las proximidades de su roca madre, por ejemplo en arrecifes sobre el flanco de una cuenca profunda con sedimentación de lodos o en cuerpos de arena rodeados por lutitas madres. 

Los campos de petróleo relativamente pequeños a menudo tienen una fuente local y la migración ha sido a cortas distancias. 

Sin embargo, los campos de petróleo gigantes generalmente requieren un área de drenaje muy grande y un gran volumen de roca madre, pudiendo ser necesaria una migración a distancias superiores a los 100 Km.

Las migraciones en sentido lateral también tienen un componente vertical, usualmente hacia arriba. La inclinación de la capa transportadora usualmente determina la extensión del movimiento vertical, a no ser que fallas activas y sistemas de fracturas provean una vía para que el petróleo atraviese las capas. 

En áreas de fracturamiento intenso, la migración vertical del petróleo es, posiblemente, dominante. Es importante recordar que la inclinación actual de los estratos o capas transportadoras puede resultar engañoso, ya que el buzamiento actual de las mismas puede ser diferente al que tuvieron durante el tiempo de generación y migración del petróleo. 

En la Figura 1, se puede observar un esquemático de los dos procesos de migración del petróleo (primario y secundario).

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