© Mario Izquierdo
El petróleo es consecuencia de la maduración de la materia orgánica. Necesita de unas condiciones de presión (P) y temperatura (T°) adecuados. En general, los hidrocarburos pueden ser productos naturales o artificiales que están compuestos casi en exclusiva por C y H, y en mayor o menor medida por O, N y S:
Hidrocarburos
Compuestos Heterocíclicos
El petróleo, es un sedimento característico que se diferencia del resto de rocas sedimentarias en tres aspectos:
Como se ha indicado, el origen del petróleo es orgánico. Las zonas donde se produce una elevada acumulación de materia orgánica son las siguientes:
La producción de biomasa en los oceános es de paroximadamente 5·1010Tm/año, sin embargo, solamente cerca de 0.01% se preserva en los sedimentos.
Dentro de la materia orgánica, el sistema biológico más probable a partir del cual se forma el petróleo es el plancton:
Las condiciones para la formación y concentración de plancton corresponde a:
Relación del nivel del mar con el fitoplancton (Tissot, 1979)
El ciclo de formación del petróleo comienza en la zona de plataforma donde existe gran concentración de materia orgánica, concentración que se ve favorecida por las corrientes de upwelling.
Después deben darse unas condiciones que permitan la conservación de la materia orgánica:
Los restos orgánicos van quedando includos en material fino, clásticos -arcillas o margas- o carbonatos. Los restos acumulados en arcillas sufren la acción de bacterias anaerobias, produciendo metano y un polímetro complejo que recibe el nombre de kerógeno. Los lípidos de estos restos orgánicos no sufren alteración, lo cual les hace válidos como indicadores del origen la materia orgánica inicial, serían "fósiles geoquímicos" o "marcadores biológicos". Todo este proceso tiene lugar durante las primeras etapas del enterramiento, es decir, durante la eodiagénesis.
Como alternativa a esta teoría de la formación de la roca madre en la que el mecanismo que lo explicaba era la de la degradación-recondensación (como se se ha indicado, la materia orgánica sufre el ataque de bacterias y agentes químicos, tras lo cual, las macromoléculas se despolimerizan y degradadan. Solo una parte se ve libre de este proceso debido a una recondensación, las cuales van sustituyendo a geomacromoléculas complejas, cada vez menos solubles, que acaban formando el kerógeno) surgió hace más de una década la hipótesis de la conservación selectiva. Esta hipótesis proponía un origen para la formación de la roca madre, a partir de la acumulación macromoléculas biológicas conservadas a lo largo del tiempo. Los experimentos se centraron sobre Scenedesmus quadricaudata una microalga, cuyas paredes externas fueron comparadas con la estructura química de las ultraláminas fósiles. Encontraron que el producto de la pirólisis de las ultraláminas contenidas en la rocas madre y esquistos y las macromoléculas de estas algas era el mismo, N-alquilnitrilos, lo cual llevó a confirmar que las ultraláminas fósiles procedían de la conservación de las paredes externas de microalgas análogas a Scenedesmus quadricaudata. (Investigación Y Ciencia, Sepbre. 1993).
Clasificación de la materia orgánica diseminada en rocas sedimentarias (modificado por Tissot y Welte, 1984
Le sigue el proceso de maduración a una temperatura de 50°C a 80°C, llevando a un acortamiento de las cadenas de hidrocarburos. Este proceso es lo que se conoce como cracking del petróleo, donde se produce crudo y gas, a una temperatura comprendida entre los 70°C y 100°C y a una profundidad que oscila entre los 2000 y los 3500 mts. Esta fase se conoce como catadiagénesis.
A una profundidad superior a los 4000 mts. el crudo se destruye, no así la fase gaseosa. Es la metadiagénesis.
Ciclo de formación del petróleo (tomado de Procesos externos, Anguita, Ancoechea)
En el siguiente gráfico se puede observar de forma sintética el producto resultante en cada una de las fases anteriormente descritas:
La migración primaria, consiste en el paso de la roca madre (la arcilla fina favorece la protección de la materia orgánica) consecuencia de los procesos de compactación o fisuración de las arcillas, a lo que será el depósito de hidrocarburos.
Si la presión (P) y la temperatura (T) son bajas durante la subsidencia, el proceso de formación de hidrocarburos no es completo y lo que se producen son pizarras bituminosas.
El petróleo puede alcanzar la superficie donde se completa un proceso de oxidación orgánica, quedando como residuos componentes orgánicos en forma libre, asfaltos -los asfaltos corresponden a bitumen derivado de crudos ricos en ciclo-parafinas. También pueden quedar impregnando rocas superficiales, arenas o areniscas bituminosas.
Principales tipos de kerógeno y su evolución según avanza la diagénesis. A, estadio inmaduro: el campo del ácido húmico se solapa con los tipos de kerógeno inamduros del tipo I y II. B, maduro: el límite representa el máximo de la generación de petróleo. C, sobremaduración: Rm = Evolución en función de la reflexión de la vitrinita; * = Puntos donde los macedaros coinciden con los tipos de kerógeno. A medida que la diagénesis avanza, los macerados del kerógeno siguen unos valores ligeramente bajos en la relación O/C.
(modificado de Bernes et al. con datos de Durand, 1980; Van Krevelen, 1961; Tissot & Welte, 1984)
El petróleo se forma en una roca madre, que se caracteriza por su compactación e impermeabilidad, a diferencia de la roca almacén que presenta una gran porosidad y permeabilidad.
La porosidad viene definida por la relación:
VP
P = ---- (%)
VT
Los valores más frecuentes se sitúan entre el 5 y el 25%, y constituyen un buen reservorio los materiales que presentan un porosidad comprendida entre el 25% y el 35%.
Dentro de la porosidad, se entiende por porosidad efectiva, a la que tiene en cuenta solo aquellos poros que están en contacto.
La fábrica (ordenación de los granos en el depósito con relación a la corriente), va determinar el sentido en el que la roca almacén va a ser permeable. En las siliciclásticas, aparecen paralelos a la dirección de la corriente. Por ejemplo en las arenas de carácter fluvial. Debido a esa orientación, la permeabilidad va a ser mayor en esa dirección, disminuyendo hacia el techo.
Para el caso de las arenas costeras, es perpendicular a la dirección:
La permeabilidad, viene determinada por la ecuación:
s · P
Q = K -----------
μ · L
donde, s = sección; P = presión; μ = la viscosidad del líquido; K = constante de permeabilidad; y Q = Caudal.
El desplamiento de los hidrocarburos es consecuencia de las presiones a las que se ve sometido el terreno, lo cual produce su desplazamiento dentro de las capas permeables, es lo que se denomina, migración secundaria.
Formación de acumulaciones de gas y petróleo: esquema de las migraciones primarias y secundarias en el estadio inicial y avanzado de la evolución de una cuenca. (I) Fase inicial de la migración primaria y secundaria. (II) Estadio avanzado de las migraciones primaria y secundaria y la formación de la acumulación. Ordoñez, S.
Para que se produzca una acumulación de gas o petróleo, deben darse unas condiciones que impidan su escape. Así se diferencian los siguientes tipos de trampas:
Influencia del movimiento del agua en la repartición de los fluidos en una trampa.
Cuenca rift
A. Comienza con la extensión de la corteza, depués se produce una subsidencia rápida, con un aumento del flujo calorífico. Finalmente, se forma un domo.
B. Posteriormente, sufre un proceso de fracturación importante con actividad volcánica asociada. A continuación, la cuenca se va rellenando de material siliclástico.
En las zonas más próximas se forman abanicos aluviales, en las más alejadas, sistemas braided, y en las zonas centrales, lagos. Si en estos últimos existe una elaboración elevada, se forman evaporitas.
Por la actividad volcánica existente, se produce un transporte de iones. Unido a este transporte, se puede dar la formación de gas.
C. Con el tiempo, la subsidencia va disminuyendo, como consecuencia del cese de la actividad tectónica. Este hecho, puede llevar a que la sedimentación sobrepase las fallas.
En el caso de climas áridos, donde se produce una conexión con el mar, pueden darse condiciones de tipo sabkha.
D. En este punto, la actividad tectónica ha disminuido considerablemente, el clima es más moderado, lo que permite la formación de plataformas carbonatadas de carácter restringido y condiciones anóxicas.
E. Si el relieve del borde de la cuenca es importante, se dan: complejos deltaicos, islas barrera, ... (en general aquellas estructuras consecuencia de aportes importantes de sedimentos). Es decir, se produce sedimentación clástica sobre los sedimentos más finos. Depósitos de carbonatos en la plataforma.
F. Etapa de madurez. El espesor de los sedimentos en este tipo de cuencas suele ser importante. Se produce una presión muy elevada sobre los sedimentos y el petróleo migra desde las arenas ricas en materia orgánica. Se desarrollan domos quedando confinando el petróleo. En las zonas donde existen arrecifes, los iones pueden precipitar, dando lugar a yacimiento de Pb-Zn.
G. En la etapa de equilibrio pueden darse distintos procesos, por ejemplo, alteraciones superficiales que dan lugar a la formación de yacimientos pedogénicos.
Las células convectivas permiten la precipitación de determinados iones en zonas de la cuenca.
H. Etapa de compresión e inversión. Si se produce una nueva fase tectónica, los complejos afloran y tiene lugar un proceso de inversión, llevando a una reorganización.
Las aguas meteóricas se infiltran por los poros de las rocas porosas, movilizando así determinados iones (Uranio, transporte por dislocación y sobre todo en zonas reductoras) y petróleo.
Bjorlykke, K. (1989). Sedimentology and petroleum geology. Springer Verlag. 363 pp.
North. F.K. (1990). Petroleum geology. Unwin & Hyman. Boston.
Selley, R.C. (1985). Elements of petroleum geology. Freeman, San Francisco, 449 pp. (http://www.elsevier.com/wps/find/bookdescription.cws_home/678468/description#description)
Tissot, B.P. & Welte, F.C. (1984). Petroleum formation and occurrence. Springer-Verlag, Berlin, 669pp.
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