Trampas de hidrocarburos
Un yacimiento es una acumulación de hidrocarburos que ha sido atrapada en el subsuelo. La creación de un yacimiento requiere un largo período de tiempo. Al formarse las rocas sedimentarias, la materia orgánica atrapada en ellas se transforma en hidrocarburos. Estos hidrocarburos acumulados tienden a migrar hacia arriba a través de los poros de las rocas suprayacentes. El proceso de migración finaliza una vez son atrapados por una capa de roca impermeable.
Etapas de la migración y acumulación
• El petróleo se forma en una roca sedimentaria y luego es expulsado debido a la compactación.
• El petróleo migra a través de los poros de las rocas supra yacentes.
• Si en su viaje el petróleo no encuentra barreras este alcanza la superficie (rezumaderos).
• Si en su camino presenta obstáculos, el petróleo queda atrapado en depósitos subterráneos(yacimientos).
Clasificación de trampas
Trampas estructurales
Son aquellas constituidas por la deformación de los estratos del subsuelo,causada por fallas(fracturas con desplazamientos) o plegamientos.
Trampas por plegamiento:
- Anticlinal:
Doblamiento de los estratos de las rocas como resultado de fuerzas causadas por movimientos
horizontales y verticales dentro de la formación. Se forma un recipiente invertido en el que queda atrapado el petróleo en su lenta huida hacia la superficie. Los anticlinales suponen el 80% de las trampas
- Sinclinal: Es la parte cóncava de un pliegue de la corteza terrestre debido a las fuerzas de compresión de un movimiento orogénico
- Falla:
Son el resultado de fuerzas verticales y/o horizontales extremas, causando rompimiento de los estratos
y deslizamiento de bloques a lo largo de la fractura.(1% de las trampas)
Existen varios tipos de fallas:
- Falla normal: bloque de techo baja con respecto al bloque de muro.
- Falla inversa:bloque de techo sube con respecto al bloque de muro
- Falla de rumbo o desgarre : movimiento horizontal de los bloques
Domo salino:
También son trampas de tipo estructural las acumulaciones de petróleo que se pueden producir asociadas a las estructuras periféricas de un domo salino.
Trampas estratigráficas
Se forman cuando, en una sucesión estratigráfica, las capas supra yacentes a una capa porosa son impermeables, sellándola e impidiendo el flujo del petróleo. En todos los casos los hidrocarburos fluyen hacia la parte superior de la roca almacén.
- Trampas combinadas o mixtas
Están formadas por la combinación de trampas estratigráficas y trampas estructurales. Suponen el 6% de las trampas petrolíferas.
Propiedades de rocas
Porosidad:
La porosidad de un material representa un porcentaje que relaciona el volumen que ocupan los poros en un volumen unitario de roca; esto es si la porosidad es del 50 % significa que la mitad de la roca está constituida por poros y la otra mitad por partículas sólidas. Pero no nos habla de cómo están de conectados los poros, para ello recurrimos a la porosidad eficaz, que se refiere a la porosidad representada por aquellos espacios por los que puede circular el agua, es decir aquellos que están comunicados. Por tanto la segunda siempre será menor que la primera. La porosidad se puede clasificar en:
- Porosidad primaria: Es aquella que se desarrolla en el sedimento durante las etapas finales de la sedimentación o que está presente entre/dentro de la partículas durante su deposición.
- Porosidad secundaria:En contraste con la porosidad primaria, es la porosidad que se desarrolla en la roca o en el sedimento después de su deposición, a través de procesos postdeposicionales, tales como la disolución o la fractura.
Factores que afectan la porosidad
Existen varios factores que afectan la porosidad de la roca, entre estos podemos mencionar los siguientes:
- Tipo de empaque.
- Presencia de material cementante.
- Geometría y distribución del tamaño de los granos.
- Presión de las capas suprayacentes.
Tipo de empaque
Si se tiene un medio poroso compuesto por esferas de igual tamaño, las cuales se encuentran dispuestas formando un arreglo cúbico ,la porosidad obtenida es de 47.64%. Si modificamos la disposición espacial de las esferas manteniendo el tamaño de las mismas, podemos obtener diversos tipos de arreglos, cada uno de los cuales presentará una porosidad diferente. Algunos de los arreglos que se pueden obtener son el arreglo ortorrómbico y el arreglo romboédrico.
Arreglo ortorrómbico
Arreglo romboédrico 
Presencia de material cementante
Los granos que conforman la matriz de la roca se encuentran unidos entre sí por material cementante, el cual se encuentra compuesto principalmente por sílice, carbonato de calcio y arcilla. La presencia de material cementante afecta la firmeza y compactación de la roca, por lo tanto afecta la porosidad de la misma. A medida que aumenta la cantidad de material cementante, la porosidad del sistema disminuye, debido a que este material se aloja en los espacios disponibles para la acumulación de fluidos.
Geometría y distribución del tamaño de los granos
Dependiendo del ambiente depositacional en el cual se originó la roca, los granos que la conforman presentarán una determinada distribución en su tamaño. Esta variación en el tamaño de los granos se conoce como escogimiento y es un factor que afecta la porosidad de la roca.
Cuando la distribución del tamaño de los granos de una roca es homogénea (buen escogimiento), la porosidad de la roca es alta. A medida que aumenta la heterogeneidad en el tamaño de los granos, la porosidad de la roca disminuye.
Presión de las capas suprayacentes
Otro factor que afecta la porosidad es la compactación originada por la presión de sobrecarga, la cual es ejercida por el peso de las capas suprayacentes de la roca. A medida que aumenta la profundidad, la presión ejercida por la columna de sedimentos aumenta, esto genera una fuerza que tiende a deformar los granos y reducir el volumen de espacios vacíos, por lo tanto se origina una reducción en la porosidad.
Permeabilidad:
Es la capacidad que este tiene un material de transmitir un fluido. Un material será más permeable cuando sea poroso y estos poros sean de gran tamaño y estén conectados.
Los materiales detríticos tienen siempre una porosidad elevada adquirida en el mismo proceso de sedimentación, siendo mayor en los depósitos arcillosos que en los de mayor tamaño de grano (arenas y gravas), en los primeros puede llegar a ser del 50 % si no están compactados. Sin embargo los poros de las arcillas son de tan pequeño tamaño que el agua circula muy lentamente a través de ellos por ello su permeabilidad es muy baja.
La granoselección (selección de tamaño de partículas) también incide en el valor de la porosidad y la permeabilidad, cuanto mejor sea la selección de tamaño (cuanto más homogéneo sea el depósito) más porosas y permeables serán, puesto que en caso contrario las partículas más pequeñas ocupan parte de los poros.
Clasificación de la permeabilidad
Existen tres tipos de permeabilidad:
- Absoluta.
- Efectiva.
- Relativa.
La permeabilidad absoluta se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados, cuando el medio poroso se encuentra completamente saturado por un fluido.
Cuando más de una fase se encuentra presente en un medio poroso, la conductividad o capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de cada una de las fases a través de dicho medio poroso se define como permeabilidad efectiva. La permeabilidad efectiva a una fase dada es menor que la permeabilidad absoluta y es función de la saturación de la fase.
La razón entre la permeabilidad efectiva y una permeabilidad base se define como permeabilidad relativa
Saturación
La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la fracción del volumen poroso de una roca que esta ocupada por dicho fluido.
La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se encuentran presentes en el espacio poroso de una roca, debe ser igual a 1. Si consideramos un medio poroso saturado por petróleo, agua y gas, tenemos:
So+Sw+Sg=1
Donde:
So=Saturación de petróleo
Sw=Saturación de agua
Sg=Saturación de gas
El término mojabilidad decribe la preferencia de un sólido por estar en contacto con un fluido en lugar de otro. Si bien el término "preferencia" puede parecer extraño a la hora de describir un objerto inanimado, describe adecuadamente el equilibrio de las fuerzas superficiales e interfaciales. Una gota de un fluido preferentemente mojante desplazará a otro fluido; en el extremo, se dispersará por toda la superficie. Contrariamente, si un fluido no mojante se deja caer sobre una superfice ya cubierta por el fluido mojante, formará gotas, minimizando su contacto conel sólido
Presión capilar
Es la diferencia de presión entre el fluido de la fase no mojante y la fase mojante. En un sistema poroso, se observa que las fuerzas inducidas por la mojabilidad preferencial del medio con uno de los fluidos se extiende sobre toda la interfase, causando diferenciasde presión mesurables entre los dos fluidos a través de la interfase. Cuando los fluidosestán en contacto, las moléculas cercanas la interfase se atraen desigualmente por sus vecinas. Si la interfase es curveada la presión sobre un lado (cóncavo con respecto alfluido más denso) excede la del otro lado (convexo con respecto al fluido más denso),luego, esa diferencia es la presión capilar.
Tensión superficial
Las moléculas de un líquido se atraen entre sí, de ahí que el líquido esté "cohesionado". Cuando hay una superficie, las moléculas que están justo debajo de la superficie sienten fuerzas hacia los lados, horizontalmente, y hacia abajo, pero no hacia arriba, porque no hay moléculas encima de la superficie. El resultado es que las moléculas que se encuentran en la superficie son atraídas hacia el interior de éste.
Bibliografía
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