Debido a que el petróleo y el gas no se encuentran generalmente en las rocas donde se originan, es necesario considerar una migración de los hidrocarburos de una roca generadora a una almacenadora.
Además pensar en una migración de los mismos hidrocarburos dentro de la roca almacenadora, hasta que se escapen a la atmósfera o se encuentren en una trampa natural donde se acumule el yacimiento.
El estudio de la migración primaria es un tanto difícil de entender. La secuencia de evolución desde el kerogeno hasta el petróleo crudo o al gas es compleja.
La evaluación de si la transformación fue realizada antes, durante o después de la migración desde la roca generadora es difícil de saber. Uno de los principales problemas en comprender la migración de los hidrocarburos es su baja solubilidad del agua.
Hunt sugiere que la migración ocurre antes de que el hidrocarburo sea reconocido como petróleo crudo, esto es que mientras que está en forma de kerogeno, ácido y esteres, los cuales son solubles en agua.
Esta fase de transición es llamada Protopetróleo. Esto es difícil de ver como estos componentes pudieron migrar hacia los estratos, una vez que fueron separados.
Los factores de presión, temperatura y procesos químicos y físicos, ayudados por la carencia de oxígeno, posibilitaron la formación de petróleo líquido y del gas.
Como sabemos, la migración es el movimiento de petróleo y/o gas en los poros y/o discontinuidades de las rocas (porosidad primaria y secundaria) en el interior de la corteza terrestre.
Como se ha mencionado en el artículo de Migración de los Hidrocarburos, la migración primaria es el desprendimiento de los compuestos del petróleo y gas de las partículas orgánicas sólidas (kerogeno) en los lechos generadores y su transporte dentro y a través de los capilares y poros estrechos de la roca generadora de grano fino a la roca porosa y permeable que representa la roca almacenadora.
Los compuestos del petróleo pueden emigrar a través de uno o más lechos portadores, con permeabilidad y porosidades similares a las rocas generadoras, antes de quedar atrapados por una barrera impermeable o de permeabilidad muy baja.
Por ejemplo, el gas bajo presión se puede mover prácticamente en todas las rocas, a menos que sean extremadamente compactas, por lo que se moverá en la dirección de menor presión que generalmente es hacia arriba.
El petróleo, se mezcla con el gas en una fase homogénea, tomando una movilidad de dicho petróleo comparable con la del gas natural. Por lo que se cree que la migración a largas distancias es posible.
Por otra parte, la migración secundaria el petróleo que es expulsado de la roca generadora y que pasa a través de los poros más amplios de las unidades de roca más permeable.
Otro concepto a manejar es la Dismigración, que son aquellos desplazamientos de hidrocarburos a la superficie terrestre (llamados también menes).
Aspectos Físicos-Químicos de la Migración de los Hidrocarburos
Temperatura y Presión
La mayoría de las acumulaciones de petróleo y gas se encuentran en la superficie a una profundidad de 6.000 a 7.000 m. Las condiciones físico-químicas que prevalecen en las rocas generadoras y del yacimiento cambian con la profundidad de sepultamiento. Por lo que es más notable el aumento de temperatura y presión. Se observan diferentes gradientes geotérmicos (ºC/Km). Un promedio mundial sería de 25º C/Km.
Las variaciones de los gradientes en las cuencas sedimentarias se presentan entre 15º C/Km hasta los 50º C/Km. Sin embargo se han encontrado gradientes desde 5º C/Km hasta los 77º C/Km. Gradientes bajos de 5º C/Km en un pozo a 14.585 pies se han observado en la Isla de Andros en las Bahamas y gradientes altos de 76,9º C/Km se han encontrado en un pozo en el suroeste de Alemania.
Los gradientes geotérmicos no siempre son lineales, sino que existen irregularidades originadas por la conductividad térmica de las distintas litologías, por la proximidad a la superficie y por el flujo de agua subterránea.
Compactación
La causa principal de la expulsión de fluidos de una roca generadora es la Compactación. La materia orgánica puede propiciar una estructura físil a las lutitas creándose planos paralelos. La compactación en los sedimentos provoca un aumento de la densidad y pérdida de porosidad, con el aumento de la presión, temperatura y tiempo de tránsito. En la Figura 1, se puede observar una representación de una lutita masiva y una lutita físil.
La compactación rápida de las arcillas pueden provocar que el agua no se expulse rápidamente y esto provoque la creación de zonas de presiones anormalmente altas pueden generar mucho metano y otros hidrocarburos de bajo peso molecular, sin embargo estas presiones son transitorias.
Las presiones anormales permiten que la expulsión pueda darse tanto hacia arriba como hacia abajo. El ritmo de la compactación está gobernado, en gran parte por las propiedades del material del sedimento (físicas como químicas).
En nivel de compactación de las arcillas tienen una respuesta específica sobre la porosidad, resistividad, densidad y tiempo de tránsito (tiempo que tarda una onda en atravesar un pie de la formación).
Las formaciones de presión normal generalmente poseen una presión de poro equivalente a la presión hidrostática del agua intersticial.
El estudio de la migración primaria es un tanto difícil de entender. La secuencia de evolución desde el kerogeno hasta el petróleo crudo o al gas es compleja.
En las cuencas sedimentarias, el agua intersticial normalmente posee una densidad de 1,073 Kg/m³ (8,95 lbm/gal), lo que establece un gradiente de presión normal de 0,465 lpc/pie (10,5 kPa/m).
La desviación significativa con respecto a esta presión hidrostática normal se conoce como presión anormal. Las presiones superiores o inferiores al gradiente normal pueden ser perjudiciales para el proceso de perforación de pozos.
Las arcillas se compactan a diferentes ritmos dependiendo del número y espesor de las rocas permeables en una sección.
La porosidad de las lutitas de mayor espesor tienen mucha más porosidad y sus presiones son anormales por encontrarse en condiciones de desequilibrio. En la Tabla 1, se puede observar los valores promedio de porosidad en rocas y sedimentos.
| Material | Porosidad (%) |
|---|---|
| Arcillas | 40 – 50 |
| Arena | 30 – 40 |
| Grava | 30 – 40 |
| Arena y Grava | 20 – 35 |
| Areniscas | 10 – 20 |
| Calizas | 1 – 20 |
En las rocas siliciclásticas se tienen tres tipos de porosidades comunes:
- Intergranular
- Moldica
- Fractura
En las rocas carbonáticas se clasifican en las siguientes categorías:
- Interpartícula
- Intercristalina
- Vugular
- Moldica
- Fractura
Para sedimentos clásticos, las gráficas de porosidad en función de la profundidad indican una relación exponencial. Al inicio se tiene una pérdida rápida de porosidad en poca profundidad, y con el aumento adicional de la presión de sobrecarga, el ritmo de perdida de porosidad disminuye.
En la Figura 2, se puede observar la relación profundidad-porosidad, según se ha determinado para muestras de tres cuencas diferentes: sedimentos del Terciario de la Costa del Golfo, sedimentos del terciario de la Cuenca Oriental de Venezuela y sedimentos del Paleozoico de Oklahoma.
Los hidrocarburos se transportan a través de sedimentos finos con permeabilidades de 10⁻³ 10⁻¹¹ 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 cíclicos pueden migrar con cierta facilidad con porosidad de las lutitas de 10% (o menos) a más de 6.000 metros de profundidad.
Los asfaltenos tienen más dificultades para migrar (la solubilidad se incrementa cuando decrece el número de carbones, de los alcanos normales y la serie aromática), pero muchos de ellos se forman el el propio yacimiento.
Durante la compactación y reducción también se presenta una disminución notable de los diámetros de poro, especialmente en los sedimentos clásicos de grano fino.
El sistema de poro sedimentario a una escala microscópica es muy heterogéneo (geometría irregular), parcialmente interconectado las y estrechas gargantas de poro que llevan a volúmenes de poro mayores.
En la Figura 3, se puede apreciar la interrelación de diversos parámetros físicos con el aumento de la profundidad de sepultamiento para sedimentos tipo lutita.
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