APUNTES_GEOLOGIA_DEL_PETROLEO_EMNC_1_2017

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Edison Navarrete Cuesta
PROFESOR HONORARIO
CARRERA DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA
FACULTAD DE INGENIERÍA EN CIENCIAS DE LA TIERRA (FICT)
ESCUELA SUPERIOR POLITÉCNICA DEL LITORAL (ESPOL)
Campus Gustavo Galindo V.
Km. 30.5 Vía Perimetral - Guayaquil - Ecuador
Teléfonos: 593-4-2269426 / 593-4-2269417 / 593-4-2269401
Email: enavarre@espol.edu.ec / enavarre2@yahoo.com / enavarre4@gmail.com

FOTOS DE UN BALANCÍN Y DE UN POZO DE PETRÓLEO – CAMPO DE ANCÓN – PROVINCIA DE SANTA ELENA – ECUADOR

mailto:enavarre@espol.edu.ec
mailto:enavarre2@yahoo.com
mailto:enavarre4@gmail.com
Tabla de contenido
1 INTRODUCCIÓN A LA GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO .................................................................. 6
1.1 CONCEPTOS Y DEFINICIONES BÁSICOS ........................................................................... 6
2 CUENCAS SEDIMENTARIAS ........................................................................................................ 13
2.1 INTRODUCCIÓN .................................................................................................................... 13
2.2 LAS CUENCAS SEDIMENTARIAS ...................................................................................... 13
2.2.1 Tipos de cuencas ................................................................................................................... 13
2.3 GEODINÁMICA DE LAS CUENCAS SEDIMENTARIAS ................................................... 18
2.3.1 Estado juvenil ....................................................................................................................... 18
2.3.2 Estado maduro ...................................................................................................................... 19
2.3.3 Estado senil ........................................................................................................................... 20
3 MEDIOS Y MECANISMOS SEDIMENTARIOS Y SUS CONSECUENCIAS PETROLÍFERAS . 22
3.1 INTRODUCCIÓN .................................................................................................................... 22
3.2 CARACTERÍSTICAS DE ALGUNOS MEDIOS Y RITMOS DE SEDIMENTACIÓN ........ 22
3.3 ALGUNAS TRANSFORMACIONES MINERALES LIGADAS A LA SUBSIDENCIA ..... 22
3.3.1 Acción de la presión ............................................................................................................. 23
3.3.2 Acción de la temperatura ...................................................................................................... 23
3.3.3 Acción del tiempo ................................................................................................................. 24
3.4 FENOMENOS DE AGRADACIÓN ........................................................................................ 24
3.4.1 Estado de diagénesis ............................................................................................................. 24
3.4.2 Estado de catagénesis ........................................................................................................... 25
3.4.3 Estado de metagénesis (Anquizona) ..................................................................................... 25
4 LOS HIDROCARBUROS ................................................................................................................. 27
4.1 INTRODUCCIÓN: CARACTERÍSTICAS DEL PETRÓLEO Y EL GAS NATURAL ......... 27
4.2 COMPOSICION DE LOS HIDROCARBUROS ..................................................................... 27
4.2.1 Composición química ........................................................................................................... 27
4.2.2 Los hidrocarburos saturados ................................................................................................. 27
4.2.3 Los hidrocarburos no saturados ............................................................................................ 30
4.2.4 Las resinas y los asfaltenos. .................................................................................................. 30
4.3 COMPOSICIÓN ISOTÓPICA ................................................................................................. 31
4.4 PRINCIPALES FAMILIAS DE HIDROCARBUROS. ........................................................... 32
4.4.1 Los gases naturales ............................................................................................................... 32
4.4.2 Los crudos (petróleos) .......................................................................................................... 34
4.5 PRINCIPALES TIPOS DE CRUDOS ...................................................................................... 38
4.5.1 Crudos parafínicos ................................................................................................................ 38
4.5.2 Crudos nafteno - parafínicos ................................................................................................. 38
4.5.3 Crudos nafténicos ................................................................................................................. 39
4.5.4 Crudos aromáticos ................................................................................................................ 39
4.5.5 Crudos intermedios ............................................................................................................... 39
4.5.6 Crudos pesados ..................................................................................................................... 39
4.6 LOS HIDROCARBUROS SÓLIDOS ...................................................................................... 40
APUNTES DE GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
E. NAVARRETE

3
4.6.1 Hidratos de metano o clatratos ............................................................................................ 40
4.6.2 La familia de los bitúmenes (arenas asfálticas, esquistos bituminosos) ............................... 41
4.6.3 Arenas asfálticas o bituminosas. ........................................................................................... 42
4.6.4 Esquistos bituminosos o lutitas kerogenas ("oil shales") ..................................................... 42
5 GÉNESIS DE LOS HIDROCARBUROS .......................................................................................... 43
5.1 INTRODUCCIÓN .................................................................................................................... 43
5.2 LOS CONSTITUYENTES DE LA MATERIA ORGÁNICA VIVIENTE .............................. 43
5.3 MEDIOS Y FENÓMENOS DE DEPÓSITO - EL KERÓGENO............................................. 44
5.3.1 Medio de depósito ................................................................................................................ 44
5.3.2 Fenómenos de sedimentación ............................................................................................... 45
5.4 KERÓGENO ............................................................................................................................ 45
5.5 DIAGÉNESIS DE LA MATERIA ORGÁNICA ..................................................................... 48
5.6 CATAGÉNESIS DE LA MATERIA ORGÁNICA .................................................................. 49
5.6.1 Estado de catagénesis débil o "ventana de aceite" ................................................................ 49
5.6.2 Estado de catagénesis avanzada ............................................................................................ 52
5.7 DIAGRAMA DE VAN KREVELEN ....................................................................................... 53
6 MIGRACION PRIMARIA ................................................................................................................ 55
6.1 INTRODUCCION ....................................................................................................................55
6.2 DIFERENTES MANERAS DE MIGRACION PRIMARIA ................................................... 55
6.3 MIGRACIÓN EN FASE DE PETRÓLEO O GAS INDIVIDUALIZADO ............................. 56
6.4 MARCO GEOLÓGICO DE LA MIGRACIÓN PRIMARIA ................................................... 57
7 MIGRACION SECUNDARIA .......................................................................................................... 59
7.1 INTRODUCCIÓN .................................................................................................................... 59
7.2 MOTOR Y MECANISMO DE LAS MIGRACIONES SECUNDARIAS ............................... 59
7.2.1 Dinámica física ..................................................................................................................... 59
7.2.2 Dinámica química ................................................................................................................. 59
7.3 PRINCIPALES FORMAS DE MIGRACION SECUNDARIA ............................................... 60
7.3.1 Migración lateral................................................................................................................... 60
7.3.2 Migración vertical................................................................................................................. 62
7.4 LAS MIGRACIONES EN EL MARCO DE LA CUENCA ..................................................... 63
7.4.1 Criterios sedimentarios y paleogeográficos .......................................................................... 63
7.4.2 Criterios estructurales ........................................................................................................... 64
7.4.3 Criterios hidrogeológicos...................................................................................................... 64
8 NOCIONES RELACIONADAS A ENTRAMPAMIENTO Y YACIMIENTO ................................ 65
8.1 INTRODUCCIÓN .................................................................................................................... 65
8.2 CERRAMIENTO Y ENTRAMPAMIENTO ........................................................................... 65
8.2.1 Punto de vista geométrico ..................................................................................................... 65
8.2.2 Punto de vista dinámico ........................................................................................................ 66
8.3 CERRAMIENTO E HIDRODINAMISMO ............................................................................. 67
8.4 CERRAMIENTO TEORICO ................................................................................................... 68
8.5 CERRAMIENTO PRÁCTICO ................................................................................................. 68
APUNTES DE GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
E. NAVARRETE

4
8.6 COEFICIENTE DE RELLENO ............................................................................................... 69
8.7 YACIMIENTO ......................................................................................................................... 71
8.8 RESERVAS .............................................................................................................................. 71
8.8.1 Reservas en sitio ("in situ") .................................................................................................. 71
8.8.2 Reservas en sitio probadas .................................................................................................... 71
8.8.3 Reservas recuperables ........................................................................................................... 71
8.9 CAMPO .................................................................................................................................... 72
9 PRINCIPALES TIPOS DE TRAMPAS Y YACIMIENTOS ............................................................ 73
9.1 INTRODUCCIÓN .................................................................................................................... 73
9.2 YACIMIENTOS ESTRUCTURALES POR PLEGAMIENTO ............................................... 73
9.2.1 Grandes domos ..................................................................................................................... 73
9.2.2 Anticlinales cerrados (encofrados) ....................................................................................... 75
9.2.3 Anticlinales disarmónicos ..................................................................................................... 75
9.2.4 Anticlinales con discordancias ............................................................................................. 76
9.2.5 Anticlinales fallados ............................................................................................................. 78
9.2.6 Anticlinales diapiricos .......................................................................................................... 79
9.2.7 Anticlinales cabalgantes ....................................................................................................... 80
9.3 YACIMIENTOS ESTRUCTURALES POR FALLAMIENTO ............................................... 82
9.3.1 Yacimientos por fallas sinsedimentarias ............................................................................... 82
9.3.2 Yacimientos por fallas postsedimentarias ............................................................................. 82
9.4 YACIMIENTOS ESTRUCTURALES POR INTRUSIÓN DE SAL O ARCILLA ................. 85
9.4.1 Yacimientos de anticlinales simples de núcleo salino .......................................................... 85
9.4.2 Yacimientos ligados a diapiros de sal o arcilla. .................................................................... 85
9.4.3 Yacimientos de “estructuras intermedias” o en “carapacho de tortuga” ............................... 88
9.5 YACIMIENTOS ESTRATIGRÁFICOS Y MIXTOS .............................................................. 89
9.5.1 Yacimientos por discordancia ............................................................................................... 89
9.5.2 Yacimientos por acuñamiento y variación de facies ............................................................. 91
9.5.3 Yacimientos por variación de facies ..................................................................................... 93
9.5.4 Yacimientos arrecifales ........................................................................................................ 94
9.6 YACIMIENTOS DIVERSOS Y RECURSOS NO CONVENCIONALES ............................. 96
9.6.1 Yacimientos diagenéticos ..................................................................................................... 96
9.6.2 Yacimientos por fracturación ............................................................................................... 97
9.6.3 Yacimientos de gas en fondo de cuenca ............................................................................... 97
10 PROVINCIAS PETROLERAS ..................................................................................................... 99
10.1 INTRODUCCIÓN .................................................................................................................... 99
10.2 PRINCIPALES TIPOS DE PROVINCIAS PETROLERAS .................................................... 99
10.2.1 Provincias de plataforma .................................................................................................. 99
10.2.2 Provincias de hundimiento ............................................................................................. 102
10.2.3 Provincias de dominio orogénico ................................................................................... 107
10.3 PRINCIPALES PROVINCIAS PETROLERAS ....................................................................110
10.3.1 Provincias del medio oriente .......................................................................................... 111
APUNTES DE GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
E. NAVARRETE

5
10.3.2 Provincias soviéticas ...................................................................................................... 111
10.3.3 Provincias del Mar del Norte.......................................................................................... 111
10.3.4 Provincias norteamericanas ............................................................................................ 111
10.3.5 Provincias del golfo de México ...................................................................................... 112
10.3.6 Provincias venezolanas .................................................................................................. 112
10.3.7 Provincias del Sahara ..................................................................................................... 112
10.3.8 Provincia del delta del Níger .......................................................................................... 112
10.3.9 Provincias del sudeste asiático ....................................................................................... 112
10.4 PROVINCIAS DEL MEDIO ORIENTE ................................................................................ 114
10.4.1 El sistema Khuff ............................................................................................................. 116
10.4.2 El sistema de la "zona árabe" ......................................................................................... 116
10.4.3 El sistema cretácico ........................................................................................................ 117
10.4.4 El sistema Asmari .......................................................................................................... 117
10.5 PROVINCIAS SOVIÉTICAS ................................................................................................ 118
10.5.1 La provincia Ural-Volga ................................................................................................ 119
10.5.2 La provincia de Siberia occidental ................................................................................. 120
10.5.3 La provincia sud-caspiana .............................................................................................. 121
10.6 PROVINCIAS DEL MAR DEL NORTE ............................................................................... 122
10.6.1 Cuenca sur ...................................................................................................................... 125
10.6.2 Cuenca norte................................................................................................................... 126
10.7 PROVINCIAS NORTEAMERICANAS ................................................................................ 126
10.7.1 Provincias de Canadá occidental .................................................................................... 127
10.7.2 La provincia del Mesocontinente ................................................................................... 130
10.7.3 La provincia de las montañas Rocallosas ....................................................................... 132
10.7.4 Las provincias californianas ........................................................................................... 135
10.7.5 Provincias del Golfo de México ..................................................................................... 136
10.8 LAS PROVINCIAS VENEZOLANAS .................................................................................. 139
10.8.1 La provincia de Orinoco-Trinidad .................................................................................. 140
10.8.2 La provincia de Maracaibo ............................................................................................. 142
10.9 PROVINCIAS DEL SAHARA .............................................................................................. 143
10.10 PROVINCIA DEL DELTA DEL NÍGER .............................................................................. 144
10.11 PROVINCIAS DEL SUDESTE ASIÁTICO .......................................................................... 146
11 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................................................................ 148

APUNTES DE GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
E. NAVARRETE

6
1 INTRODUCCIÓN A LA GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
1.1 CONCEPTOS Y DEFINICIONES BÁSICOS

 PETRÓLEO (natural) es un líquido oleaginoso menos denso que el agua,
de coloración generalmente oscura y olor acre característico. Está
constituido por una mezcla de hidrocarburos muy variados, principalmente
líquidos, otros gaseosos (metano, butano, acetileno) y sólidos (asfaltos,
betunes). Además, también se encuentran nitrógeno, azufre y oxígeno,
ciertos derivados de las clorofilas y de las heminas y como elementos trazas
vanadio, níquel, cobalto y molibdeno (Figura 1.1).

Figura 1.1. Petróleo (Ilustraciones tomadas de INTERNET).

 GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO es la parte de la Geología que se encarga
del estudio del origen, acumulación y exploración del petróleo.

 CUENCA SEDIMENTARIA se define como una zona subsidente que posee
cierto volumen de sedimentos (correspondiente a un espesor de por lo
menos 1 km) que han permanecido conservados bajo una forma
relativamente simple (Bally, 1975) (Figura 1.2).
APUNTES DE GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
E. NAVARRETE

Figura 1.2. Esquema de la cuenca sedimentaria de París y esquemas de una cuenca
sedimentaria hidrocarburífera y su evolución (Ilustraciones tomadas de INTERNET).

 SERIE PETROLÍFERA se denomina a una determinada serie estratigráfica
donde existe petróleo.

 ROCA MADRE DEL PETRÓLEO es toda roca formada en condiciones
adecuadas para haber podido generar hidrocarburos. Son rocas de textura
muy fina (argilitas, margas o calizas) que contienen un elevado porcentaje
de materia orgánica y por consiguiente son muy oscuras o negras y fétidas
(Figura 1.3).

APUNTES DE GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
E. NAVARRETE

Figura 1.3. Roca madre – roca reservorio (almacén) – roca sello – trampa (Ilustraciones
tomadas de INTERNET)-

 ROCAS RESERVORIO (ROCAS ALMACÉN) son aquellas rocas que
presentan características adecuadas para la acumulación de petróleo. Las
características más importantes son porosidad y permeabilidad. Las
areniscas son las principales rocas reservorio a través de todo el mundo.
Otros ejemplos son las calizas detríticas, microbrechas calcáreas,
calcarenitas, calizas oolíticas y arrecifales.

 ROCAS SELLO (ROCAS COBERTURA) son aquellas rocas que debido a
su escasa permeabilidad no permiten el paso del petróleo, sirviendo como
sello a su migración o desplazamiento. Los tipos más comunes son las
argilitas, las margas, las calizas arcillosas muy finas y una serie de
evaporitas (sal y anhidrita).

 MIGRACIÓN DE HIDROCARBUROS (PETRÓLEO-GAS) constituye el
desplazamiento de los hidrocarburos acumulados en las rocas madre, a
APUNTES DE GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
E. NAVARRETE

9
través de rocas suficientemente permeables, por fracturas, por planos de
estratificación, etc., debido a presiones de confinamiento por compactación
o a presiones orogénicas que actúan sobre las rocas madre. La migración
se produce hacia zonas de menor presión, o sea, hacia zonas más
superficiales (Figura 1.4).

Figura 1.4. Tipos de migración de hidrocarburos (Ilustraciones tomadas de INTERNET).

 TRAMPA PETROLÍFERA es toda anomalía geológica, de origen tectónico
o litológico, que da al techo del reservorio (zona donde desaparece la
porosidad y la permeabilidad) una forma cóncava hacia la base (Meléndez,
1981). Según Perrodon (1.980), TRAMPA PETROLÍFERA es una zonacerrada limitada por una barrera que obliga al flujo de hidrocarburos a
acumularse en gran cantidad, ésta barrera la constituye una cobertura de
forma cóncava hacia la base o formaciones con fuerte presión de entrada
(Figura 1.5).

APUNTES DE GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
E. NAVARRETE

Figura 1.5. Diferentes tipos de trampas petrolíferas (Ilustraciones tomadas de INTERNET).

 YACIMIENTO PETROLÍFERO constituye una acumulación de petróleo,
debido a la finalización de la migración del mismo, al encontrarse con una
trampa (Meléndez, 1981). Según Perrodon (1980), YACIMIENTO
PETROLÍFERO es una trampa donde el volumen encerrado está ocupado
parcialmente o en totalidad por hidrocarburos (Figura 1.6).

APUNTES DE GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
E. NAVARRETE

Figura 1.6. Algunos tipos de yacimientos petrolíferos (Ilustraciones tomadas de INTERNET).

 PROVINCIA PETROLERA es una región donde se encuentra una familia
de yacimientos (sistema petrolero) con las mismas características
geológicas y petroleras, considerando como criterios petroleros la riqueza y
el tipo de habitat (Figura 1.7).

Figura 1.7. Principales provincias petroleras mundiales (Ilustración tomada de INTERNET).
APUNTES DE GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
E. NAVARRETE

 SISTEMA PETROLÍFERO es la percepción o modelo de como un
reservorio productivo, un sistema de carga petrolífera, roca sello regional y
trampa se pueden combinar para producir una acumulación de petróleo en
un nivel estratigráfico específico (Figura 1.8).

Figura 1.8. Sistema petrolífero (Ilustraciones tomadas de INTERNET)

APUNTES DE GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
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13
2 CUENCAS SEDIMENTARIAS
2.1 INTRODUCCIÓN

Los yacimientos de petróleo, gas y carbón constituyen largos y múltiples
fenómenos sedimentarios, estructurales, hidrogeológicos, etc...que se ordenan
siguiendo las características propias de las cuencas sedimentarias y
principalmente, los movimientos de subsidencia que están en el origen de
cualquier cuenca. Si no hay cuencas, no hay petróleo.
2.2 LAS CUENCAS SEDIMENTARIAS

La superficie de la tierra presenta una gran variedad de cuencas sedimentarias
y de su estudio se puede deducir que, por una parte, se encuentran en estados
de evolución diferente y con edades distintas, y por otra parte, se encuentran
en contextos geodinámicos diferentes. De acuerdo a esta perspectiva, se
examinaran primero los diferentes tipos de cuencas y después su historia.
2.2.1 Tipos de cuencas

De acuerdo a los mecanismos dominantes, se pueden considerar las siguientes
cuatro grandes clases (Figura 2.1):
 cuencas de tipo Rift (Trinchera) en dominio cratónico;
 cuencas de tipo áreas estables en dominio continental;
 cuencas de tipo márgenes pasivas en dominio pericratónico;
 cuencas de tipo márgenes activas en dominio orogénico.

Figura 2.1. Tipos de cuencas sedimentarias (Ilustración tomada de INTERNET).
APUNTES DE GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
E. NAVARRETE

14
2.2.1.1 Cuencas tipo Rift (Trinchera)

Se encuentran en dominio cratónico y corresponden a verdaderas roturas
continentales; por lo tanto, constituyen la sede de una brutal y activa
subsidencia, en un dominio donde antes existía una gran estabilidad.

Se caracterizan por:
 fuerzas de distensión y movimientos verticales negativos que provocan una
subsidencia importante que funciona con frecuencia a lo largo de fallas
"listricas";
 sedimentación rápida que puede provocar fenómenos de subcompactación
y de argilocinesis (movimiento de arcillas), notablemente en el caso de
aportes importantes (tipo deltaico);
 gradientes geotérmicos generalmente elevados, frecuentemente en relación
con actividad volcánica.

Su forma es generalmente alargada o triangular y aparecen como resultado de
movimientos de distensión y de cizallamiento. Son numerosas y constituyen
interesantes provincias petroleras, particularmente en el Pérmico y el Terciario
(Figura 2.2 y 2.3).

Figura 2.2. Esquema de una cuenca de tipo Rift (Ilustración tomada de INTERNET).

APUNTES DE GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
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Figura 2.3. Localización de cuencas tipo Rift en el mundo y esquemas de evolución de una
cuenca tipo Rift (Ilustraciones tomadas de INTERNET y del libro Géodynamique pétrolière de
Perrodon de 1980).
APUNTES DE GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
E. NAVARRETE

16
2.2.1.2 Cuencas tipo áreas estables

Se las encuentra en dominio continental y sus características son:
 subsidencia débil;
 deformaciones estructurales poco marcadas, con grandes bóvedas o
roturas en horts y grabens de poca amplitud, provocados por movimientos
de distensión dominantes;
 sedimentación relativamente de poco espesor, homogénea de tipo nerítico;
 gradientes geotérmicos generalmente débiles;
 régimen hidrostático dominante.

Las cuencas más simples se forman, por lo general, con la depositación de una
sola megasecuencia. Las más complejas provocan muchas megasecuencias
vecinas y sucesivas, debido a que son más grandes y pueden tener
subcuencas, cuencas encajadas, trincheras internas y lentos desplazamientos
de las áreas de subsidencia (Figura 2.4).

Figura 2.4. Esquemas de cuencas de tipo área estable y ejemplo de la Cuenca de Paris
(ilustraciones tomadas del libro Géodynamique pétrolière de Perrodon de 1980).
2.2.1.3 Cuencas tipo márgenes pasivas

Se las conoce también como divergentes, se presentan en situación
pericratónica. Son bien conocidas sobre los bordes del Atlántico y el Índico, por
APUNTES DE GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
E. NAVARRETE

17
lo que se las conoce también con el nombre de cuencas de márgenes
atlánticas (Figura 2.5).

Se caracterizan por poseer:
 un perfil disimétrico, y
 dos grandes ciclos sedimentarios bien distintos correspondientes a los
períodos ante y post-abertura.

Figura 2.5. Ejemplos de cuencas de tipo márgenes pasivas (Ilustración tomada del libro
Géodynamique pétrolière de Perrodon de 1980).
2.2.1.4 Cuencas tipo márgenes activas

Son cuencas que se encuentran en dominio orogénico y por lo tanto inestable,
por lo que se las califica frecuentemente de móviles. Se caracterizan por una
gran variedad de tipos y una gran complejidad estructural y estratigráfica
(Figura 2.6).

Figura 2.6. Esquema de una cuenca tipo márgenes activas (Ilustración tomada de
INTERNET)..
APUNTES DE GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
E. NAVARRETE

Se pueden distinguir dos tipos principales:

A. Cuencas intramontañosas
Son cuencas de hundimiento situadas en dominio orogénico y entre las que se
pueden distinguir dos subtipos:
 cuencas intramontañosas de hundimiento que son recortadas por
grandes accidentes, como la Cuenca de Viena.
 cuencas intramontañosas de "desenganche", limitadas por fallas de
cizalla que forman con frecuencia pliegues oblicuos al eje de la cuenca,
entre las cuales se ubican la Cuenca de Cuenca y las cuencas
californianas.

B. Cuencas de miogeosinclinal
Se caracterizan fundamentalmente por: movimientos de convergencia o de
compresión que engendran estructuras plegadas y fallas inversas,
eventualmente con un amontonamiento de napas en la zona más subsidente;
perfil transverso, generalmente asimétrico; serie sedimentaria que presenta
una secuencia de tendencia negativa; y de cuando en cuando, manifestaciones
volcánicas (Figura 2.7)..

También se pueden clasificar dentro este grupo de cuencas las cuencas de
antearco.

Figura 2.7. Ejemplo de una cuenca de tipo márgenes activas-miogeosinclinal (Ilustración
tomada del libro Géodynamique pétrolière de Perrodon de 1980).
2.3 GEODINÁMICA DE LAS CUENCAS SEDIMENTARIAS

En el contexto geodinámico, las cuencas sedimentarias sufren una serie de
transformaciones, que se suceden siguiendo una lógica que se puede
esquematizar en tres estados sucesivos.
2.3.1 Estado juvenilEs un estado de subsidencia de tipo Rift, que se constituye en el más
importante y se caracteriza por:
 flujos geotérmicos elevados;
APUNTES DE GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
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 subsidencia fuerte a lo largo de fallas marginales activas, dentro de un
cuadro tectónico en distensión;
 sedimentación variable,
 gradientes hidrodinámicos centrífugos terminales, en relación a la
compactación progresiva de los depósitos;
 tectónica de rotura en secciones monoclinales, inclinadas hacia las
márgenes de la cuenca y limitadas por fallas antitéticas.

En este período, los fenómenos hidrogeológicos juegan un papel importante
que se combina íntimamente con la diagénesis. Al final de esta etapa, existe
una atenuación progresiva de la subsidencia, una transgresión progresiva
sobre las márgenes y la finalización del depósito de una megasecuencia
positiva (Figura 2.8).

Figura 2.8. Esquemas de las etapas de evolución de una cuenca en estado juvenil y esquema
del comportamiento hidrodinámico (Ilustraciones tomadas del libro Géodynamique pétrolière
de Perrodon de 1980).
2.3.2 Estado maduro

El cuadro general se caracteriza por:
 un movimiento general de extensión, marcado por el alejamiento y la
atenuación progresiva de las flexuras marginales;
 rebajamiento de las márgenes y levantamiento del área central;
 producción de horts y grabens;
 avenidas volcánicas;
 sedimentación homogénea;
APUNTES DE GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
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20
 medio menos profundo, con aparición de depósitos químicos;
 gradientes geotérmicos débiles;
 acuíferos en régimen hidrostático.

Este estado puede marcar el fin de evolución de la cuenca, o la base de partida
de un nuevo estado de divergencia seguido o no por movimientos de
convergencia (Figura 2.9).

Figura 2.9. Esquema de una cuenca en estado maduro y esquema del comportamiento
hidrodinámico (Ilustraciones tomadas del libro Géodynamique pétrolière de Perrodon de 1980).
2.3.3 Estado senil

La actividad diastrófica puede retomar un tercer estado que se puede calificar
de senil y de muerte de la cuenca (Figura 2.10).

Se caracteriza por:
 flexuras marginales que se reactivan en superficies más y más reducidas;
 aparición de mecanismos de compresión, frecuentemente en relación con
movimientos de convergencia;
 megasecuencia negativa (molasas);
 colmatación general;
 acuíferos en régimen centrípeto, sometidos a la acción de la gravedad y
desplazándose a las zonas de bajo potencial;
 fallas de crecimiento y diapirismo, debido al enterramiento rápido de series
arcillosas.

Estos tres estados, corresponden a la evolución progresiva de una "cuenca de
depósito" en una "cuenca estructural".

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E. NAVARRETE

Figura 2.10. Esquema de una cuenca en estado senil y esquema del comportamiento
hidrodinámico (Ilustraciones tomadas del libro Géodynamique pétrolière de Perrodon de 1980).

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E. NAVARRETE

22
3 MEDIOS Y MECANISMOS SEDIMENTARIOS Y SUS
CONSECUENCIAS PETROLÍFERAS
3.1 INTRODUCCIÓN

Los mecanismos sedimentarios que determinan más especialmente la geología
y la geodinámica petroleras, se organizan principalmente alrededor de los
fenómenos de subsidencia y de sedimentación que se sitúan en el tiempo a
escalas diferentes.

Siguiendo los mecanismos naturales, se examinará sucintamente a
continuación:
 las características de algunos medios de depósito,
 y las principales transformaciones minerales ligadas al hundimiento.
3.2 CARACTERÍSTICAS DE ALGUNOS MEDIOS Y RITMOS DE
SEDIMENTACIÓN

Los medios sedimentarios que determinan las facies litológicas y las grandes
tendencias de la Estratigrafía, comandan estrechamente las características
petrolíferas de los sedimentos. Son fundamentalmente conjuntos dinámicos
resultantes de la interacción de un factor sensiblemente constante a la escala
del fenómeno de depósito y notablemente de la paleotopografía y de variables
a corta periodicidad, hidrodinámicas, biodinámicas, climáticas y otras. La
energía del medio de depósito aparece como un primer criterio fundamental
desde el punto de vista petrolero. Esta energía va a condicionar la calidad y la
variabilidad de los depósitos. Pero se debe también tomar en cuenta la
disponibilidad y conservación de la materia orgánica.

El ritmo de enterramiento de los sedimentos, juega igualmente un papel
importante en el plan petrolero. En ausencia de un medio perfectamente
reductor, un ritmo de enterramiento elevado asegura la protección de los
depósitos orgánicos.

Por último, La posición de los diferentes depósitos en la cuenca, tanto en su
morfología como en su historia, es un factor fundamental a considerar.
3.3 ALGUNAS TRANSFORMACIONES MINERALES LIGADAS A LA
SUBSIDENCIA

Durante la subsidencia, los sedimentos son sometidos a temperaturas y
presiones crecientes, que engendran un cierto número de mecanismos físicos y
químicos que los modifican progresiva y profundamente. El análisis conduce a
estudiar separadamente la acción de la presión, la temperatura y el tiempo,
aunque en la realidad estos factores se encuentren íntimamente relacionados.
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E. NAVARRETE

23
3.3.1 Acción de la presión

En el transcurso del enterramiento, los sedimentos son sometidos a presiones
crecientes, que los compactan y:
 disminuyen su porosidad, su permeabilidad y el contenido de agua;
 aumentan su densidad, su resistividad y la velocidad de transmisión del
sonido;
 modifican sus características químicas y mineralógicas.

La compactación de sedimentos finos produce una presión que conlleva a una
fuerte y rápida disminución del volumen poroso. En el caso de arcillas, la mayor
parte del agua es expulsada en las primeras centenas de metros de
enterramiento. En series uniformemente arcillosas el agua es expulsada
verticalmente hacia arriba; mientras que, en series con intercalaciones
arenosas, el flujo es dirigido hacia las márgenes de la cuenca.
3.3.2 Acción de la temperatura

La acción general de la temperatura es de acelerar muy sensiblemente la
cinética de las reacciones químicas.

Los factores geotérmicos y en particular los gradientes geotérmicos son el
resultado de los flujos geotérmicos y de la conductividad de las rocas.

Los flujos geotérmicos encuentran su origen en:
 la radioactividad de las rocas,
 el flujo profundo subcortical, que puede ser localmente amplificado por la
subida de magmas básicos,
 el calor liberado en ciertas reacciones químicas, y
 la transformación en calor de la energía mecánica de las deformaciones
orogénicas.

En término medio, en la tierra, estos flujos son relativamente constantes del
orden de 1,2 a 1,4 cal/m2s.

La conductividad térmica de las rocas es función de las características
litológicas y petrofísicas y en particular, de la densidad. Es muy elevada para la
sal gema, media para las areniscas y carbonatos, y débil para las series
arcillosas. De una manera general y esquemática, se puede considerar que las
coberturas se presentan como aislantes y los reservorios como conductores.

Los gradientes geotérmicos resultan principalmente de los dos factores
anteriores. Presentan un valor promedio de 25°C/Km. Las variaciones a través
de la historia geológica, o historia paleogeotérmica, son difíciles de reconstruir.
Existiendo ciertos minerales o partículas orgánicas que pueden utilizarse como
termómetros, pero las informaciones no son seguras por el factor tiempo. Las
informaciones recogidas por las partículas orgánicas, más bien, dan una
información directa sobre los fenómenos de maduración de la materia orgánica
y su transformación en hidrocarburos.
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E. NAVARRETE

Los marcadores utilizados son:
 el Poder Reflectante de la Vitrinita (PRv), el Índice de Alteración Térmico (IAT),
 la Temperatura de Rendimiento Máximo (Tm).

Esta acción térmica es particularmente importante y favorable en la génesis de
hidrocarburos, pero negativa en lo que concierne a la calidad de los
reservorios.
3.3.3 Acción del tiempo

Si las reacciones químicas son más rápidas a medida que la temperatura
aumenta, el tiempo puede compensar parcialmente el flujo de calor. Se lo
constata particularmente por la maduración de la materia orgánica,
demandando temperaturas más elevadas cuando las series son más jóvenes.
Los factores tiempo y temperatura son relativamente indisociables y toda
transformación diagenética es función integral de estas 2 variables (Figura 3.1).

Figura 3.1. Evolución del PRV en función de la temperatura y el tiempo (Ilustración tomada del
libro Géodynamique pétrolière de Perrodon de 1980).
3.4 FENOMENOS DE AGRADACIÓN

En Geología del Petróleo se conoce como Agradación a la serie de
fenómenos o mecanismos de transformaciones geoquímicas y mineralógicas,
debido a la acción de la temperatura, la presión y las soluciones, sobre los
sedimentos en el transcurso de su enterramiento. La Agradación está
constituida por dos estados bien definidos, denominados diagénesis y
catagénesis, que actúan netamente en el dominio sedimentario, y un tercero
denomina- do metagénesis, que es un preámbulo del metamorfismo (Figura
3.2).
3.4.1 Estado de diagénesis

El concepto de diagénesis conlleva la transformación sedimentaria, tanto
inorgánica (mineral) como orgánica.
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E. NAVARRETE

Según la concepción inorgánica, la diagénesis agrupa el conjunto de
procesos físicos, bioquímicos y fisicoquímicos que transforman un sedimento
en roca sedimentaria. Según la concepción orgánica, la diagénesis se utiliza
para designar las transformaciones orgánicas comprendidas en el rango de
PRv = 0 - 0,5 % que corresponde a profundidades máximas de enterramiento
de 1.200 a 1.800 m.

Hasta una profundidad de 500 m, el sedimento es generalmente muy poroso,
con aguas relativamente ácidas y reductoras, debido a la acción bacteriana.
Con Al y Fe en solución, en las partes superiores, y en forma de hidróxidos
amorfos, en las inferiores. Bajo los 500 m, comienza a actuar la temperatura en
forma preponderante paralelamente a la disminución de porosidad de los
sedimentos arcillosos. El agua se enriquece en Ca y se empobrece en sulfatos
y carbonatos, los feldespatos se disuelven y el pH se hace más alcalino. Estas
variaciones favorecen la aparición de sulfuros, un inicio de la movilización de la
sílice, la formación de CO2, CH4, H2S y una sustancia orgánica polimerizada
compleja denominada kerógeno. En el curso de esta fase, se expulsan los
grandes volúmenes de agua y la salinidad aumenta progresivamente con la
profundidad.
3.4.2 Estado de catagénesis

Comprende un estado de la transformación orgánica donde el PRv = 0,5 - 2 %,
lo cual se traduce en profundidades máximas de 4.000 a 6.000 m, en presiones
máximas de 1.000 a 1.500 bares y en temperaturas máximas de 150 a 200 C,
en las etapas avanzadas. Este estado es la finalización de la fase principal de
la compactación y marca la acción dominante del factor térmico, donde ocurren
las transformaciones de los minerales arcillosos. Es el dominio donde la
montmorillonita se transforma en interestratificados y en illita, en medio
alcalino, y donde la caolinita se transforma en dickita, en medio ácido. Es a
través de esta etapa que se produce también, la maduración de la materia
orgánica y su transformación a la vez en carbón y petróleo y después en gas
húmedo y en gas seco (metano), cuyas proporciones varían según la materia
orgánica primaria.
3.4.3 Estado de metagénesis (Anquizona)

El termino metagénesis se aplica a series que presentan un PRv = 2 - 4 %,
según Tissot y Welte (1.978). Mientras que el término Anquizona, corresponde
a un criterio mineral, que se caracteriza por un índice de cristalinidad de la illita
de 4 mm. Es decir que los términos no son equivalentes, pero si partes de un
mismo proceso que es el vestíbulo del dominio metamórfico.

Este estado se caracteriza, más particularmente, por la presencia de illita y
clorita en las argilitas, y materia orgánica muy evolucionada, cuyos productos
orgánicos finales son antracita y metano.

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Figura 3.2. Fenómenos de Agradación (Ilustración tomada de INTERNET).

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27
4 LOS HIDROCARBUROS
4.1 INTRODUCCIÓN: CARACTERÍSTICAS DEL PETRÓLEO Y EL GAS
NATURAL

Los aceites y los gases forman la gran familia de los "bitúmenes" (del latín
bitus = madera resinosa).

La palabra "asfalto" (del griego asphaltos) corresponde más generalmente a
productos hidrocarburados espesos y sólidos.

La palabra "nafta" (de origen mesopotamio napata = quemar) designa más
particularmente a los productos petroleros líquidos. Se reencuentra en la
expresión árabe "al nafta".

En lenguaje técnico, el bitumen es un derivado del petróleo, existe en estado
natural y es un producto de alteración del petróleo bruto. Es igualmente un
producto industrial, fracción pesada de la destilación de ciertos petróleos.

El asfalto se designa igualmente en el léxico petrolero, como una roca
impregnada de bitumen.

Más de 500 especies químicas han sido aisladas en los diferentes petróleos
brutos analizados en el mundo, sin contar los compuestos órgano-metálicos.
Cerca de 200 de estas especies no son hidrocarburos, pero existen solo en
concentraciones bajas. Excepcionalmente, estas pueden formar la mayor parte
de algunos petróleos pesados, generalmente poco o nada evolucionados. Así,
el petróleo "Boscan" del Terciario de Venezuela, conocido por su mala
calidad, contiene solo de 35 a 38 % de hidrocarburos.
4.2 COMPOSICION DE LOS HIDROCARBUROS
4.2.1 Composición química

Desde el punto de vista químico, los hidrocarburos se dividen en tres grandes
familias:
 los hidrocarburos saturados o alcanos o parafinas;
 los hidrocarburos no saturados: alquenos, nafteno-aromáticos y
aromáticos
 las resinas y asfaltenos.
4.2.2 Los hidrocarburos saturados

En general, son los más importantes cuantitativamente hablando, con el 50 a
60 % del conjunto de componentes. Se reparten en los petróleos brutos en tres
familias principales:
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E. NAVARRETE

28
 los n-alcanos o n-parafinas (del latín parum affinis = poca afinidad)
agrupan los hidrocarburos saturados de cadena lineal y fórmula general
CnH2n+2. Constituyen cadenas más o menos largas desde C1 hasta C40,
siendo los más frecuentes de C5 a C7. Se presentan en los tres estados
(Figura 4.1):
 gaseosos de C1 a C4,
 líquidos de C5 a C15
 sólidos (parafinas naturales) de C16 en adelante.

Figura 4.1. Datos significantes de la serie de las parafinas (Ilustración tomada de INTERNET).

Los n-alcanos con número impar de átomos de carbono, preferencialmente
sintetizados por organismos vivos, son verdaderos marcadores biológicos.
En las algas microscópicas, se observa predominio de n-alcanos de bajo
peso molecular (C15, C17, C19); mientras que, en los vegetales superiores
se encuentran exclusivamente n-alcanos de pesos moleculares más
elevados (C21, C23, C25, etc.). Por el contrario, los alcanos ligeros, de C2
a C8 no presentes en los organismos vivos, pero abundantes en los
petróleos, son productos de la transformación de la materia orgánica
después de su depósito. Representan en promedio del 15 al 20 % de los
petróleos brutos, siendo particularmente importantes en los petróleos
provenientes de vegetales superiores. Aumentan en el curso de la
diagénesis y la biodegradación los hace decrecer, ya que ciertas bacterias
los consumen con preferencia (Figura 4.2).

APUNTES DE GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
E. NAVARRETE29

Figura 4.2. Estructura molecular de los hidrocarburos gaseosos comunes (Ilustración tomada
de INTERNET).

 los isoalcanos presentan ramificaciones (grupos metilos) en las familias
C6-C8. Ciertas especies como el pristano (C19) y el fitano (C20) derivan de
las moléculas presentes en la materia orgánica viva (Figura 4.3).

Figura 4.3. Estructura isomérica de algunas parafinas (Ilustración tomada de INTERNET).

 los cicloalcanos o naftenos son formados de hidrocarburos cíclicos. Su
fórmula general es CnH2n. Su proporción en los petróleos brutos varía del
20 al 40 %, con un valor del 30 % en promedio (Figura 4.4).

Figura 4.4. Estructura molecular de algunos cicloalcanos (Ilustración tomada de INTERNET).
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E. NAVARRETE

30
4.2.3 Los hidrocarburos no saturados

Esta familia comprende esencialmente los "aromáticos", así llamados porque
tienen un olor agradable, y los "nafteno-aromáticos". Se encuentran
frecuentemente asociados con compuestos azufrados, caracterizados por
olores muy desagradables. Representan en los petróleos entre 20 y 45 % en
peso.

 los aromáticos están constituidos por moléculas formadas exclusivamente
de anillos aromáticos, generalmente 4 o 5, el más simple es el Benceno
(C6H6) (Figura 4.5).

Figura 4.5. Estructura molecular de algunos hidrocarburos aromáticos (Ilustración tomada de
INTERNET).

 los nafteno-aromáticos están constituidos de uno o varios anillos
aromáticos condensados, asociados a hidrocarburos nafténicos y a cadenas
de alquilos. Son particularmente abundantes en los crudos jóvenes y poco
maduros, así como en los petróleos que han sufrido una fuerte catagénesis.
Además, se encuentran frecuentemente asociados a compuestos
azufrados.

 los alquenos o hidrocarburos "acíclicos" no saturados son muy
inestables y por lo tanto raros, pero no del todo ausentes en los crudos.
4.2.4 Las resinas y los asfaltenos.

Son compuestos complejos de pesos moleculares elevados, relativamente
ricos en N, S y O como también en Ni y V, constituyendo la fracción más
pesada de los crudos. Parecen formados principalmente por anillos policíclicos
aromáticos o nafteno aromáticos y cadenas en parte heteroatómicas, que
comprenden compuestos azufrados, azotados y oxigenados. Los pesos
moleculares de las resinas son del orden de 500 a 1.200, los de los asfaltenos
APUNTES DE GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
E. NAVARRETE

31
pueden alcanzar y pasar los 50.000. Las resinas son relativamente más
solubles que los asfaltenos.

Estos compuestos representan de 0 a 40 % de los crudos, con un promedio del
orden del 20 %. Son abundantes en los crudos inmaduros, así como, en los
crudos alterados y biodegradados; en particular, en las arenas asfálticas
constituyen cerca del 50 % o más del bitumen diseminado en los sedimentos.
Los asfaltenos no se encuentran en la materia orgánica viva, siendo productos
de la diagénesis-catagénesis. Las resinas son inestables al aire y a la luz y
tienden a transformarse en asfaltenos.
4.3 COMPOSICIÓN ISOTÓPICA

El carbono de los hidrocarburos está representado por dos isótopos 12C y 13C,
pudiendo calcularse el contenido de los dos, mediante la siguiente relación,
referida a una muestra estándar:

(13C/12C) - (13C/12C) estándar
δ 13C = ---------------------------------------- x 1000
(13C/12C) estándar

Si δ es mayor que 0, la muestra esta enriquecida en el isótopo pesado,
mientras que si δ es menor que 0 se encuentra empobrecida en el mismo. El δ
de los carbonatos oscila 3 por mil a ambos lados de 0, lo que explica por qué
un belemnite se haya tomado como patrón internacional. Los carbonatos no
marinos son más ligeros (Figura 4.6).

Figura 4.6. Variación de valores de δ
13
C para diferentes rocas (Ilustración tomada del libro
Géodynamique pétrolière de Perrodon de 1980).

Las sustancias orgánicas son siempre más ligeras que los carbonatos. Los δ
de los organismos marinos son estadísticamente más elevados que los de los
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E. NAVARRETE

32
organismos continentales (del orden del 5 por mil). Se atribuye esta diferencia
al efecto que las plantas marinas utilizan por fotosíntesis los iones carbonatos y
bicarbonato del agua de mar, mientras que, las plantas terrestres toman el CO2
atmosférico. Se encuentra sensiblemente esta diferencia del 5 por mil en los
petróleos de origen marino y aquellos de fuente continental.

Para el conjunto de aceites y kerógenos, el δ se escalona generalmente entre -
32, -3 y 2 por mil; para el metano, se sitúa en la gama de -85 a -30 por mil,
excepcionalmente hasta -20 por mil. Los CO2 son siempre más pesados, su δ
varía según su origen (Figura 4.7).

Figura 4.7. Evolución del δ
13
C en función del tipo de hidrocarburo (Ilustración tomada del libro
Géodynamique pétrolière de Perrodon de 1980).
4.4 PRINCIPALES FAMILIAS DE HIDROCARBUROS.

Se examinarán sucesivamente desde lo simple hasta lo complejo:
 los gases naturales;
 los crudos (petróleos) o productos líquidos;
 los hidrocarburos sólidos: bitúmenes o asfaltos, e hidratos de metano.
4.4.1 Los gases naturales

Los gases naturales que se encuentran en las cuencas sedimentarias, se
componen en su mayoría de hidrocarburos y principalmente de metano. Se
presentan ya sea:
 solos en yacimientos de gas individualizados,
 asociados a yacimientos de petróleo saturados en gas (con "gas cap"),
 asociados a yacimientos de petróleo sub saturados en gas y esencialmente
en solución en fase líquida.

Se consideran gases secos los que tienen al menos 97 % de metano y muy
pocas cantidades de C2, C3...........Se consideran gases húmedos los que
presentan proporciones altas de gases "condensables" C4, C5, C6.....y
fracciones líquidas ligeras (el condensado).
4.4.1.1 Composición química

El metano es generalmente el constituyente esencial del gas natural, pudiendo
formar el 99% o 100% de ciertos yacimientos. Los otros alcanos: etano,
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33
propano, butano......intervienen en proporción rápidamente decreciente y con
porcentaje bajo. El punto de ebullición para el metano es –165°C, para el
propano es -42 C (gases secos) y para el butano (gas húmedo) es 0,6°C. La
composición isotópica del metano varía aproximadamente de -85 a -20 por mil,
rango que tiene relación con el grado de maduración de la materia orgánica y
los hidrocarburos El contenido de 13C aumenta proporcionalmente a la
diagénesis. Así, el metano de origen bacteriano presenta un δ del orden de -90
a -70 por mil, los gases de diagénesis baja -70 a - 40 por mil y los de
catagénesis pueden ascender hasta -30 o -20 por mil (Figura 4.8). Los gases
naturales pueden contener, en cantidad variable, otros compuestos gaseosos
no hidrocarburados como H2S, CO2, N2, He, Ar..........(Figura 4.9).

Figura 4.8. Evolución del δ
13
C del metano en función del PRv (Ilustración tomada del libro
Géodynamique pétrolière de Perrodon de 1980).

Figura 4.9. Composición química de varios campos de gas natural (Ilustración tomada de
INTERNET).
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34
4.4.1.2 Características físicas y económicas

Las propiedades físicas son un reflejo de la composición química.

 El poder calorífico varía en función de las especies de hidrocarburos y
otros constituyentes gaseosos. Es la propiedad de más interés económico y
es en promedio de 38 a 40 megajoules/Kg o 9.500 a 10.000 calorías/g.

 La solubilidad del metano en el agua es relativamente elevada, del orden
de 5 a 10 g/dm3 a 25°C. Decrece con aumento de la temperatura y de la
salinidad y crece con aumento de la presión, hasta los 70 bares, donde la
aparición de hidratos de metano disminuye considerablemente los
volúmenes disueltos (Figura 4.10).

Figura 4.10.Evolución de la solubilidad del metano en función de la presión (Ilustración
tomada del libro Géodynamique pétrolière de Perrodon de 1980).

 La densidad relativa o en g/cm3, varía desde 0,00073, para el metano a
presión atmosférica; hasta 0,5, para una mezcla normal a fuerte presión
(350 a 700 bares). La densidad de los alcanos crece rápidamente con
relación a su peso atómico.

 La compresibilidad es otra propiedad importante de los gases naturales,
en condiciones de yacimiento puede tener un volumen dividido por un factor
del orden de 200 … 300.
4.4.2 Los crudos (petróleos)

Los crudos, también llamados petróleos o aceites, constituyen principalmente
fracciones de hidrocarburos líquidos, con gases y productos sólidos en
solución.
APUNTES DE GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
E. NAVARRETE

35
4.4.2.1 Composición química

Los crudos están compuestos generalmente por una gran cantidad de
hidrocarburos, así como, por compuestos polares (resinas, asfaltenos......). Los
crudos pueden tener también otros constituyentes (Figura 4.11):
 los compuestos azufrados son los más frecuentes notablemente en los
crudos pesados, donde el S es el tercer elemento en orden de importancia
después de C y H. El S se presenta como tioles y mercaptanos, sulfuros y
derivados del tiofano, más raramente como S libre;
 los compuestos de Azoe (N) son menos frecuentes encontrándose en
moléculas complejas de estructura aromática policíclica, como los
compuestos órgano-metálicos;
 los compuestos oxigenados están ligados a la función ácida - COOH, es
decir a los ácidos grasos y a los ácidos isoprenoides y nafténicos, se
encuentran en bajas concentraciones, de preferencia en crudos inmaduros.

Figura 4.11. Composición elemental de crudos por porcentaje de peso (Ilustración tomada de
INTERNET).

La composición isotópica de los crudos esta generalmente comprendida entre -
30 y -20 por mil. Los crudos de origen continental, ricos en ceras, son más
ligeros (del orden de -32 a -28 por mil) que los de origen marino que
constituyen la mayoría.
4.4.2.2 Características físicas y económicas

La composición química de los crudos muestra ciertas correlaciones entre
constituyentes y gobierna sus propiedades físicas y características
económicas. Existe una relación estrecha entre los contenidos en azufre y en
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E. NAVARRETE

36
hidrocarburos aromáticos (derivados tiofénicos), resinas y asfaltenos. Los
crudos relativamente ricos en azufre son por ende, generalmente pesados y
viscosos.

 El poder calorífico es su principal característica física y económica que se
utiliza como fuente de energía. Esta propiedad varía en función de la
densidad y de la composición química. En resumen, se tienen, en poder
calorífico, los valores de:
 47 a 44,5 Mj/Kg (11700 a 11100 cal/g) para crudos de densidad 0,7 a
0,8;
 44,5 a 43 Mj/Kg (11100 a 10675 cal/g) para crudos de 0,8 a 0,9;
 43 a 42 Mj/Kg (10675 a 10500 cal/g) para crudos de 0,9 a 0,95.

A título de comparación, un carbón bituminoso presenta un poder calorífico
comprendido entre 22Mj (5600 Kcal) y 32 Mj (8000 Kcal) por Kg de donde
se ha deducido la siguiente relación aproximada:

1,5 t de carbón = 1 t de petróleo = 1000 m3 de gas

 La densidad o gravedad específica de un crudo es el reflejo de su
composición química, debido a que aumenta con el contenido de resinas y
asfaltenos, por lo que los crudos pesados son a menudo ricos en S. La
densidad disminuye con la elevación de temperatura, es decir, con el
enterramiento. Se expresa en g/ml o en g/cm3 y más corrientemente en
GRADOS API que se desarrolla en sentido inverso según la fórmula
siguiente:

141,5
°API = ------- - 131,5
GE

Varía aproximadamente de 1 g/ml (10°API) para crudos pesados a 0,77
g/ml (50°API) para crudos ligeros.

 La viscosidad que es la propiedad de "escurrirse" que posee un crudo,
aumenta, en general, con la densidad, pero también depende de la
composición química. Por lo que, crudos relativamente ligeros, pero ricos en
parafinas (de C30 en adelante), presentan viscosidades elevadas. La
viscosidad disminuye con el aumento de la temperatura y con el aumento
del gas disuelto. Se expresa en "centipoise" (cp) y puede variar desde una
hasta varias decenas de miles de cp.

Se puede asociar a esta propiedad el punto de congelamiento o de
solidificación de un crudo, propiedad muy sensible al contenido de parafinas
pesadas. Los crudos ligeros y fluidos se solidifican a temperaturas muy
bajas; mientras que, los crudos de viscosidad elevada, se solidifican a
temperaturas de aproximadamente 10°C.

APUNTES DE GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
E. NAVARRETE

37
 La solubilidad de los hidrocarburos es la propiedad de disolverse
recíprocamente los unos en los otros. Las fracciones pesadas y las fases
sólidas son disueltas en los hidrocarburos livianos; el gas disuelve las
fracciones líquidas ligeras y éste, a su vez, se disuelve en las fracciones
líquidas. La "destilación" no es más que la separación de estos productos
gaseosos, líquidos y sólidos, reunidos en asociaciones complejas en los
crudos.

La solubilidad recíproca más notable es aquella del gas en la fase líquida
que puede alcanzar una cantidad muy grande. La relación del "gas
disuelto en el crudo" o "gas oíl ratio" (GOR), puede alcanzar hasta 1000
m3/t, en el caso de crudos livianos y de condensados.

Esta relación aumenta con la elevación de la presión, es decir con el
enterramiento, hasta que se llega a la presión de saturación (equivalente
al punto de ebullición), más allá de la cual aparece una fase gaseosa
diferenciada que forma un "gas cap". La solubilidad disminuye al mismo
tiempo que la presión, a medida que se explota un campo.

Las unidades en las que se expresa son: m3 de gas por t de crudo o m3/m3
o pie3/barril o Scf/bl (pie cúbico estándar por barril).

El gas disuelto aumenta el volumen de la fase líquida en un coeficiente
conocido como FACTOR DE VOLUMEN, cuyo conocimiento es importante
para el cálculo de reservas, siendo el volumen del crudo en el yacimiento,
superior a la misma cantidad privada de su gas en condiciones de
superficie. Este factor será mayor mientras la cantidad de gas disuelto sea
más elevada, es decir, a medida que el crudo sea más liviano Ej.:

FACTOR DE VOLUMEN GOR
(m3/m3) (pie3/bl)
1,10 17,5 100
1,20 52,5 300
1,31 87,5 500
1,59 175,0 1000
1,85 260,0 1500
2,00 350,0 2000

La solubilidad de los hidrocarburos líquidos en el agua, en general, es muy
baja. Los aromáticos son más solubles que los alcanos. El benceno y el
tolueno son los más solubles.

 La fluorescencia de los crudos y más generalmente de los bitúmenes, bajo
la acción de luz ultravioleta, varía de amarillo claro a azul verdoso. Esta
propiedad es de gran importancia para el reconocimiento de cantidades
pequeñas de hidrocarburos y los permite distinguir de los carbones.

Otras propiedades son: la actividad óptica, la resistividad, la constante
dieléctrica y el índice de refracción, entre otras.
APUNTES DE GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
E. NAVARRETE38

4.5 PRINCIPALES TIPOS DE CRUDOS

Las características químicas y más específicamente, las variaciones de los
diferentes componentes, conducen a clasificar los crudos de acuerdo a la
repartición de los hidrocarburos que encierran (Figura 4.12).

Figura 4.12. Clasificación de los crudos (Ilustración tomada de INTERNET).
4.5.1 Crudos parafínicos

Constituidos por más del 50 % de hidrocarburos saturados, dentro de los
cuales, más del 40 % de ellos son parafínicos (iso y n-parafinas). Además,
contienen menos del 10 % de resinas y asfaltenos y menos del 1 % de S. Son
petróleos ligeros de densidad vecina a 35°API (0,85), a veces de gran
viscosidad. Caen dentro de este tipo, los crudos del Paleozoico del Sahara y
USA, del Cretácico de Gabón y Congo, del Terciario de Libia, etc.
4.5.2 Crudos nafteno - parafínicos

Comprenden mas del 50 % de hidrocarburos saturados, dentro de los cuales,
menos del 40 % corresponden a parafínicos y nafténicos. Además, presentan
de 25 a 40 % de aromáticos y de 5 a 15 % de resinas y asfaltenos, con menos
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39
del 1 % de S. Pertenecen a esta categoría, un cierto número de crudos de
Alberta, de la Cuenca de París, de Aquitania Norte y del Mar del Norte.
4.5.3 Crudos nafténicos

Presentan menos del 50 % de hidrocarburos saturados, dentro de los cuales,
mas del 40 % son nafténicos. Esta proporción es a veces resultado de una
supresión de los alcanos por biodegradación de los dos tipos anteriores. Se
encuentran crudos de este tipo en la Costa del Golfo y en el Mar del Norte.
4.5.4 Crudos aromáticos

Encierran menos del 50 % de hidrocarburos saturados y más del 50 % de no
saturados (aromáticos) y de resinas y asfaltenos. Presentan más del 1 % de S
y corresponden frecuentemente a productos degradados. Son crudos pesados
y viscosos.

Se subdividen en:
 Aromáticos asfálticos (menos del 25 % de naftenos)
 Aromáticos nafténicos (más del 25 % de naftenos).
4.5.5 Crudos intermedios

Son crudos que se encuentran entre los nafténicos y los aromáticos. Se
caracterizan por poseer 40 a 70 % de hidrocarburos no saturados (aromáticos)
y 10 a 30 % de resinas y asfaltenos. Además, poseen mas del 1 % de S. Son
crudos bastante pesados (densidad mayor a 0,85) y comprenden gran parte de
los crudos del Jurásico y Cretácico del Oriente medio (con reservas
considerables), del Permo-Carbonífero de la Cuenca Oeste de Texas, etc.
4.5.6 Crudos pesados

Su característica más notable es su elevada viscosidad, mayor a 100 cp en
condiciones de yacimiento, la cual puede superar los 100.000 cp. El contenido
de azufre es mayor al 5 %, superando a veces el 10 % y con un porcentaje en
metales (V, Ni.....) que puede alcanzar los 600 ppm. El contenido de
hidrocarburos se caracteriza por ausencia o porcentaje bajo en livianos y alto
en C15. Son crudos con una densidad mayor a 0,90 (o inferior a 25°API).
Representan reservas considerables, del orden de 280 a 350 Gt, concentradas
en Canadá y Venezuela.

De manera general, los crudos con contenido de S relativamente elevado se
los califica como Ácidos (sour), en oposición a los poco azufrados
denominados Dulces (sweet).

De los tipos de crudos descritos, las tres categorías más numerosas son:
 los intermedios que se relacionan con ambientes marinos reductores, y
 los parafínicos y nafteno-parafínicos, que se relacionan con ambientes
deltaicos.
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Las alteraciones y biodegradaciones modifican la composición de los crudos.
4.6 LOS HIDROCARBUROS SÓLIDOS

Se agrupan bajo este título los hidrocarburos naturales relativamente simples
como los hidratos de metano, o complejos y a menudo pastosos, como la vasta
familia de los bitúmenes y los asfaltos. Así como también, las rocas
sedimentarias donde se los encuentran más a menudo: arenas asfálticas y
esquistos bituminosos.
4.6.1 Hidratos de metano o clatratos

Bajo ciertas condiciones de temperatura y presión el metano puede precipitar y
cristalizar bajo la forma de hidratos de metano o clatratos, donde una
molécula de metano se une a seis de agua. En estas condiciones, 170 m3 de
CH4 se condensan en 1 m
3 de hidrato.

Se forman por:
 temperaturas inferiores a 0°C, cuando las presiones son menores a 25
bares;
 temperaturas comprendidas entre 0 y 20°C, a presiones de 25 a 250 bares.
En términos de profundidad de enterramiento, es suficiente que a 1.500 m, la
temperatura sea menor a 15°C, para que aparezcan los clatratos. Los períodos
glaciares pleistocenos probablemente favorecieron la formación de clatratos, de
esta manera se puede explicar las acumulaciones de gas en zonas árticas
(Figuras 4.13 y 4.14).

Figura 4.13. Condición de formación de los hidratos de metano (Ilustración tomada del libro
Géodynamique pétrolière de Perrodon de 1980).
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Figura 4.14. Curva profundidad-temperatura para la formación de hidratos de metano
(Ilustración tomada del libro Géodynamique pétrolière de Perrodon de 1980).
4.6.2 La familia de los bitúmenes (arenas asfálticas, esquistos
bituminosos)

Desde el punto de vista de explotación, los bitúmenes pueden ser definidos
como mezclas viscosas naturales compuestas principalmente de hidrocarburos
muy pesados y adicionalmente, de productos sulfurosos. Su elevada viscosidad
natural y su densidad (1) no permiten recuperarlos económicamente por los
procedimientos tradicionales de explotación. Desde el punto de vista físico-
químico, los bitúmenes son compuestos constituidos principalmente de C, H, O
y pequeñas cantidades de N y S. Son mezclas complejas de hidrocarburos
parafínicos, nafténicos y aromáticos de pesos moleculares elevados, y de
resinas, asfaltenos y carbenos. Los pesos moleculares de los bitúmenes varían
desde 300 hasta más de 10.000. Desde el punto de vista estructural, los
bitúmenes aparecen como polímeros complejos formados en gran parte por
ciclos aromáticos ligados por cadenas alifáticas. La clasificación de los
bitúmenes, compleja y discutida, se basa en las solubilidades selectivas en
diferentes solventes orgánicos.

 Los Bitúmenes líquidos solubles en pentano, comprenden principalmente
los petróleos.

 Los Bitúmenes sólidos se pueden dividir según su solubilidad en:
 Ceras minerales constituidas principalmente de cadenas parafínicas o
mezclas de ácidos grasos y esteres;
 Asfaltos comprenden compuestos complejos de pesos moleculares
elevados con 1 a 6 % de azufre y con vanadio;
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42
 Asfaltitos constituidos por anillos cíclicos ricos en C y en porfirinas, con
una pequeña parte de azoe (N2).
4.6.3 Arenas asfálticas o bituminosas.

Las "arenas asfálticas" ("tar sands", "oil sands") son rocas sedimentarias
consolidadas o no, que contienen bitumen u otros productos petroleros
pesados los cuales no pueden ser recuperados con métodos convencionales.
Desde el punto de vista petrográfico son de grano grueso bien clasificadas,
porosas y permeables, y contienen bitumen del 18 al 20 % en peso de la roca
impregnada. La composición química es la misma que la del bitumen.
4.6.4 Esquistos bituminosos o lutitas kerogenas ("oil shales")

Son rocas sedimentarias generalmente arcillosas, pero a menudo bastante
carbonatadas, muy ricas en materia orgánica tipo "kerógeno", pobres en
bitumen (0,5 a 5 %) y susceptibles de producir hidrocarburos por pirolisis a
temperaturas del orden de 500°C. La densidad de las rocas es baja (del orden
de 1) en relación al fuerte contenido de materia orgánica.

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43
5 GÉNESIS DE LOS HIDROCARBUROS
5.1 INTRODUCCIÓN

Un número suficiente de evidencias, unánimemente reconocidas, permite
afirmar el origen biológico y sedimentario del petróleo, por lo que las teorías del
origeninorgánico solo tienen un interés histórico. En todo caso, no se debe
excluir que el metano excepcionalmente, puede tener un origen mineral.
5.2 LOS CONSTITUYENTES DE LA MATERIA ORGÁNICA VIVIENTE

Todos los organismos vivos están constituidos esencialmente de un número
reducido de especies químicas, cuya proporción varía de acuerdo a las
categorías comprendidas dentro de los reinos animal y vegetal. Entre los
principales grupos de compuestos químicos, se tienen tres básicos y dos
complementarios que se describen a continuación en el mismo orden:
 Las Proteínas son polímeros de alto grado de organización, formados por
aminoácidos (monómeros) y que componen las enzimas y los tejidos.
 Los Carbohidratos son especies químicas que agrupan a los glúcidos y
sus polímeros, forman parte importante de los tejidos junto con la celulosa,
quitina, y esporopolenina, y son fuente de energía.
 Los Lípidos comprenden principalmente los ácidos grasos no saturados y
agrupan todos los productos orgánicos insolubles en agua y solubles en
solventes orgánicos. Son abundantes en las algas (especialmente en las
diatomeas) y entran en la composición de un cierto número de compuestos
vegetales (gomas, esporopolenina, cutina, clorofila.........). Los estudios
químicos e isotópicos muestran que los petróleos derivan principalmente de
las fracciones lípidas de la materia orgánica, mientras que los carbones
provienen del conjunto de los otros componentes de los vegetales
(principalmente la celulosa).
 La Lignina es un polifenol de estructura aromática, de alto peso molecular
que forma la osamenta del tejido de las plantas superiores.
 Los Taninos son polifenoles menos condensados que impregnan los tejidos
corticales.

La "biomasa" está constituida por un reducido grupo de organismos vivos que
se nombran a continuación (Figura 5.1):
 Plancton marino y lacustre compuesto principalmente por algas
microscópicas que contienen proteínas (más del 50 %), carbohidratos y
lípidos (5 a 25 %).
 Bacterias compuestas por agua, proteínas, lípidos (hasta 10 %) e
hidrocarburos de C10 a C30.
 Plantas terrestres superiores constituidas en su mayor parte de celulosa
(30 a 35 por ciento) y lignina (15 a 25 por ciento), aunque ciertas partes
como las semillas, el polen, las ceras, las resinas contienen fracciones nada
despreciables de lípidos.
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Figura 5.1. Composición de la materia orgánica: (A) organismos y (B) sedimentos superficiales
recientes (Ilustración tomada de INTERNET).
5.3 MEDIOS Y FENÓMENOS DE DEPÓSITO - EL KERÓGENO

La materia orgánica, para que se sedimente, es necesario que no se degrade
antes de depositarse y que sea protegida en el momento de su depósito y
también después, lo que implica en primer lugar, la existencia de un medio
acuático. La cantidad de materia orgánica sedimentada es función de:
 a biomasa producida, es decir, la productividad orgánica del medio;
 las condiciones fisicoquímicas del medio de depósito.
5.3.1 Medio de depósito

Los medios de fuerte productividad orgánica son regidos por el sol que permite
la fotosíntesis y por los elementos nutritivos (fosfatos, nitratos, etc.). Se debe
considerar también que los medios de fuerte concentración orgánica, son más
bien el resultado de condiciones excepcionales de conservación. Los medios
más favorables se encuentran en las márgenes continentales (plataforma y
talud), así como también, en las lagunas, los mares cerrados o bordeados por
una barrera submarina y los lagos. Otros factores a tomar en cuenta son el
ritmo de enterramiento y la presencia de minerales arcillosos que parecen jugar
un papel importante en la fijación y preservación de la materia orgánica.

Según estos criterios, aparecen dos grandes tipos de medios de depósito muy
favorables en la génesis de hidrocarburos:
 un medio marino o lacustre, caracterizado por una predominancia de
materia orgánica planctónica o algaria, calificada de sapropélica, que
genera provincias petroleras frecuentemente nafténicas;
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45
 un medio de tendencia salobre, de rápida sedimentación arcillosa,
particularmente rico en materia orgánica de vegetales superiores o húmica
que genera provincias petroleras ricas en gases y crudos parafínicos.
Existen además, toda una serie de medios intermedios a los anteriores.
5.3.2 Fenómenos de sedimentación

Son las primeras etapas de transformación de la materia orgánica en
hidrocarburos, que corresponden a la diagénesis biológica (bioquímica).
Comienza inmediatamente después del depósito, bajo la interfase agua-
sedimento y decrece poco a poco hasta profundidades de varias centenas de
metros. En el curso de esta fase, los sedimentos sufren la acción enérgica de
los microorganismos y especialmente de las bacterias. A través de estas
reacciones, el pH aumenta ligeramente y el medio se vuelve fuertemente
reductor con emisión de CO2, H2S y CH4 provenientes de la degradación de la
materia orgánica. Las bacterias rompen las moléculas orgánicas para dar gas
carbónico y metano y un residuo insoluble complejo el "kerógeno", que es el
producto más importante y punto de partida de una larga evolución que puede
desembocar en los hidrocarburos.
5.4 KERÓGENO

Es la forma más común de materia orgánica sobre la tierra, denominándose de
esta manera a los constituyentes orgánicos de las rocas sedimentarias
insolubles en los solventes orgánicos y alcalinos. Desde el punto de vista
químico, el kerógeno es un compuesto complejo macromolecular de anillos
cíclicos condensados ligados por enlaces heteroatómicos o alifáticos y que
puede encerrar ciertos lípidos. En observaciones muy finas, está compuesto de
partículas vegetales, materias difusas y materias secundarias bituminosas
(Figura 5.2).

Figura 5.2. Relación de los hidrocarburos al bitumen, kerógeno y roca total (Ilustración tomada
del libro Géodynamique pétrolière de Perrodon de 1980).

Isotópicamente el kerógeno marino tiene valores δ13C = - 23 a -30 por mil y el
kerógeno no marino valores δ13C = -28 a -32 por mil.

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46
La génesis de hidrocarburos no es más que un aspecto particular de un
proceso general de óxido-reducción de la materia orgánica, que se traduce
simultáneamente por la formación de un cuerpo reducido (enriquecido en H) y
un cuerpo oxidado (empobrecido en H y que toma una estructura aromática)
siguiendo el esquema:

METANO
HIDROCARBUROS 
PIROBITUMEN
KEROGENO 
METANO
KEROGENO 
CARBONO

Según las características químicas existen tres tipos de kerógeno (Figura 5.3):

 TIPO I: caracterizado por una relación H/C elevada (1,5 o más) y una
relación O/C débil (menor que 1), constituido en gran parte de lípidos,
especialmente de cadenas alifáticas, provenientes sea de una acumulación
de materiales algarios o de una eliminación por biodegradación de otros
constituyentes. Es originado en medios marinos carbonatados y es
particularmente prolífico en petróleo. Se compara a las alginitas de Van
Krevelen (1.961) y a las sapropelitas de Combaz (1.975).

 TIPO II: se caracteriza por una relación H/C relativamente fuerte y O/C
bastante baja. Es bastante rico en cadenas alifáticas, en ciclos nafténicos y
aromáticos y a veces en azufre. Es producto frecuente de sedimentos
marinos de medios confinados carbonatados. Se compara a la