1. Mecanismos de Migración Primaria, Secundaria y Acumulación de Hidrocarburos

Migración Primaria

Es el movimiento de los hidrocarburos (HCs) desde la roca madre, donde se generan, hacia conductos más permeables, como areniscas. Este proceso ocurre entre los finos granos de la roca madre.

Mecanismos:

• Medio acuoso: Los hidrocarburos se mueven en solución, de forma coloidal o en pequeñas gotas.
• El movimiento se facilita por el agua que fluye a través de los poros finos de la roca madre.
• El transporte en forma de coloides es el mecanismo más aceptado.
• El movimiento en gotas requiere alta presión para generar microfracturas que permitan el paso.

Migración Secundaria

Es el movimiento de los hidrocarburos a través de capas permeables hasta alcanzar la roca reservorio, donde quedan entrampados.

• La migración es lateral y paralela al buzamiento de las capas.
• Grandes sistemas de fallas activas pueden interrumpir el movimiento.
• Es un proceso más rápido que la migración primaria.

Mecanismos:

• Los hidrocarburos se mueven en gotas o glóbulos a través de rocas porosas.
• También pueden moverse en solución.

2. Fluidos en Yacimientos de Hidrocarburos: Tipos, Detección y Distribución

Los fluidos presentes en un yacimiento de gas son principalmente agua y gas, mientras que en un yacimiento de petróleo se encuentran agua, gas y petróleo.

Estos fluidos se presentan en diversas proporciones (saturaciones) y con diferentes propiedades físicas y composicionales.

Métodos de detección:

1. Análisis de núcleos (cores) y muestras de canaletas, y registros eléctricos.
2. Muestras de fluidos del pozo durante pruebas de producción.
3. Muestras en superficie de pozos en producción.

Distribución en el reservorio:

• En trampas, los fluidos se estratifican en capas: gas, petróleo y agua. Sin embargo, variaciones en la porosidad, permeabilidad y fallas pueden alterar esta distribución.
• En yacimientos extensos, los contactos entre fluidos suelen ser planos horizontales o inclinados bien definidos, con zonas de transición de varios metros.

3. Agua Meteórica: Definición, Identificación e Importancia en Reservorios de Petróleo

El agua meteórica es agua de lluvia que se infiltra en el subsuelo a través de capas permeables, fracturas y planos de estratificación. Contiene oxígeno (O₂) y dióxido de carbono (CO₂) disueltos. El O₂ reacciona con sulfuros formando sulfatos, mientras que el CO₂ forma carbonatos.

4. Agua Meteórica vs. Agua Connata: Diferencias y Relación con Hidrocarburos Entrampados

El agua connata tiene un origen marino y se deposita junto con los sedimentos. En los reservorios, su composición química es muy diferente a la del agua de mar actual. El agua de mar contiene aproximadamente un 96.53% de agua y un 3.47% de sólidos disueltos, de los cuales el 99% son Cl, Na, Mg, Ca, K y SO₄. La mayoría de las aguas en reservorios son salmueras.

El agua intersticial es agua connata que no fue desplazada por los hidrocarburos durante la acumulación. Coexiste con el petróleo y el gas en cantidades variables dentro de los espacios porosos del yacimiento.

5. Tipos de Agua en Reservorios: Orígenes

El agua en los reservorios se presenta de las siguientes formas:

• Agua meteórica: (Definida en la sección 3).
• Agua connata: (Definida en la sección 4).
• Agua mixta: Se caracteriza por contener cloruros, sulfatos, carbonatos y bicarbonatos de origen múltiple.

6. Condiciones en los Reservorios: Características y Orígenes

Presión

Los fluidos confinados en un reservorio se encuentran bajo presión, conocida como presión de reservorio o presión de formación. Esta presión se mide al perforar un pozo.

Tipos de presión:

• Presión hidrostática: Es el peso estático de una columna de agua que aumenta verticalmente hacia abajo.
• Presión hidrodinámica: Se dirige lateralmente a lo largo de los estratos, desde un punto de alta presión a otro de baja presión.

Fuentes de presión del reservorio:

Principales:

• Peso de la columna de agua por encima del punto de medición.
• Peso de la roca suprayacente.

Secundarias:

• Cambios de temperatura.
• Precipitación secundaria.
• Movimientos sísmicos.
• Perturbaciones atmosféricas u oceánicas.
• Reacciones químicas y bioquímicas.

Temperatura

La temperatura aumenta con la profundidad, siguiendo el gradiente geotérmico.

Fuentes de calor:

• Flujo de calor proveniente del núcleo de la Tierra.
• Presencia de magmas en enfriamiento.
• Desintegración de elementos radiactivos.

La presión y la temperatura son fundamentales en la mayoría de los problemas que afectan el movimiento de los hidrocarburos a través de las rocas. La viscosidad y la flotabilidad de los hidrocarburos varían con la presión y la temperatura.

7. Historia y Energía de los Yacimientos de Hidrocarburos

La historia de un yacimiento de petróleo se divide en dos periodos:

• Periodo estático: Un largo periodo de tiempo geológico con cambios muy lentos, como movimientos de la corteza, actividad ígnea y cambios en la dirección y cantidad de la circulación hidráulica.
• Periodo dinámico: El equilibrio se rompe con la perforación del primer pozo. El mecanismo del reservorio se vuelve dinámico y su comprensión es esencial para la producción de gas y petróleo.

Energía del Petróleo

La energía del petróleo es producida por la presión del reservorio y se almacena principalmente en los fluidos comprimidos. Su cantidad depende de la gravedad. El movimiento de los fluidos hacia los pozos depende de la cantidad y el tipo de energía presente, así como de su uso eficiente. La producción de hidrocarburos está directamente relacionada con el tipo y la cantidad de energía existente.

8. Fuentes de Energía Impulsora Primaria en Reservorios: Características y Diferencias

Las principales fuentes de energía impulsora primaria en un reservorio son:

1. Empuje por gas (Gas Drive): Puede ser por gas disuelto o por casquete de gas.
2. Empuje por agua (Water Drive).

Empuje por Gas en Solución

El petróleo puede contener gas disuelto.

Características:

• Al producir, la presión disminuye hasta el punto de burbujeo, donde el petróleo libera gas.
• El gas aumenta de 3 a 5% en los poros de las rocas.
• Se produce poca o ninguna cantidad de agua.
• Comúnmente se requiere bombeo.
• La relación gas-petróleo es baja al inicio, aumenta hasta un máximo y luego declina (similar a una bebida gaseosa).

Empuje por Casquete de Gas

Estos yacimientos tienen energía por gas disuelto y por una capa de gas libre acumulada en la parte alta de la estructura, debido a que el petróleo está saturado.

Características:

• La presión es más alta que en los yacimientos de gas disuelto.
• Se produce poca o ninguna cantidad de agua.
• Al producir, la presión declina, el casquete de gas se expande y el gas se libera de la solución.
• El petróleo con gas disuelto es más liviano.

Empuje por Agua

El agua desplaza al gas y al petróleo de los poros. Puede ser:

• Marginal: El agua proviene de los flancos del yacimiento.
• De fondo: El agua se encuentra directamente debajo del petróleo.

9. Reservas de Hidrocarburos: Tipos, Diferencias e Importancia

Importancia: El cálculo periódico de reservas es crucial para las finanzas, ventas y la bolsa de valores. La información suele ser proporcionada por contabilidad. Se utilizan métodos volumétricos y de balance de materiales.

Clasificación:

• In situ: Reservas probadas totales, sin considerar la recuperación.
• Recuperables: Volúmenes que se pueden producir mediante la energía del reservorio y la tecnología disponible.
• Probadas: Volúmenes calculados en base al cierre estructural y al contacto hidrocarburos/agua, verificado por un pozo.
• Probables: Pueden existir más allá del límite de los reservorios productivos probados (cercanas a estos).
• Posibles: No se encuentran cercanas a las reservas probadas. Se ubican en trampas con geología regional similar a áreas productivas.
• Remanentes: Reservas que técnicamente se han quedado sin presión.

10. Importancia de la Geoquímica en la Exploración de Hidrocarburos

La geoquímica es fundamental para comprender la generación, migración y acumulación del petróleo, lo que ayuda a reducir el riesgo en la exploración.

Las muestras se envían al laboratorio para:

1. Determinación del Carbono Orgánico Total (TOC).
2. Las muestras con valores de TOC >= 1% (lutitas) o >= 0.5% (carbonatos) se consideran rocas madre potenciales.
3. Las muestras con TOC superior a 0.7% se someten a análisis de reflectancia de vitrinita (Ro) e índice de alteración térmica (TAI).

11. Alteración del Petróleo Entrampado: Alteración Termal y Biodegradación

La alteración del petróleo se relaciona con su relativa inestabilidad. Las trampas son sistemas abiertos que pueden cambiar de nivel debido a enterramiento por subsidencia o erosión.

Alteración Termal

Se produce por la influencia del calor del subsuelo, el gradiente geotérmico, la profundidad y el tiempo de exposición del petróleo al calor.

Biodegradación

Las aguas meteóricas, al penetrar en el subsuelo, transportan oxígeno disuelto y bacterias al reservorio. Estas entran en contacto con el petróleo en la interfase petróleo/agua, provocando su biodegradación.

12. Cuenca con Filiación Petrolífera: Características y Programa de Exploración Recomendado

Características de una cuenca con filiación petrolífera:

1. Cuencas sedimentarias con espesor mayor a 4000 metros.
2. Sistemas de estructuras (trampas).
3. Secciones marinas con rocas madre potenciales y rocas reservorio.
4. Afloramientos de petróleo y/o gas.
5. Ausencia de rocas intrusivas.
6. Yacimientos de hidrocarburos.

Programa de exploración recomendado:

1. Revisión de literatura y trabajos de geología de campo, fotointerpretación.
2. Muestreo para geoquímica (rocas madre, madurez, migración).
3. Aeromagnetometría para determinar el espesor de sedimentos, la forma de la cuenca, el basamento, las estructuras y las rocas ígneas.
4. Gravimetría (opcional) para identificar estructuras salinas, la forma de la cuenca y la presencia del basamento.
5. Sísmica para obtener un conocimiento más profundo del subsuelo.
6. Perforación para confirmar o descartar la existencia de un yacimiento de petróleo.

13. Diferencias Geológicas entre Cuencas de Antepaís (Foreland) y Cuencas de Retroarco (Forearc)

*Este punto no se desarrolla en el texto original, se requiere información adicional para responder.*