Rocas Madre y Migración

ROCAS MADRES
Las rocas generadoras o madres son aquellas que pertenecen a una cuenca, en las que suficiente materia orgánica ha sido acumulada, preservado y madurado totalmente.

Generalmente las lutitas son excelentes rocas madres, son de grano fino asociados a materia orgánica y de ambientes energéticos tranquilos pero con sedimentación ininterumpida. También las calizas y las calcilutitas son buenas rocas madre.

Las localizaciones donde se produce el petróleo son aquellas donde tengamos una abundante masa de agua y abundantes aportes orgánicos a un subambiente reductor. Éstas zonas pueden ser:
– Lagos: normalmente en un contexto tectónico activo y en zonas ecuatoriales, donde la estratificación de las aguas (por salinidad o densidad) impida la mezcla de las aguas superficiales y profundas.
– Deltas: la roca madre son las lutitas del prodelta, con materia orgánica procedente de vegetales transportados por los ríos y materia orgánica de fito- y zooplancton.
– Cuencas marinas semicerradas con un balance positivo (mayor entrada de agua dulce que de agua salada), y con un modelo de circulación estuarino.
– Cuencas marinas abiertas, en zonas de upwelling, donde se produce una zona de mínimo oxígeno.
– En plataformas y cuencas profundas en periodos de máxima trasgresión.


En otras palabras la mayoría de las rocas madres son de ambiente marino, de circulación restringida, de fondo cerrado y ausencia de oxigeno: estas condiciones permiten que la materia orgánica se preserve y pueda generar hidrocarburos.

MIGRACIÓN

La migración es el proceso mediante el cual el hidrocarburo es expulsado de la roca madre (migración primaria) e inicia su recorrido hacia la trampa (migración secundaría).

Migración primaria.
El paso del petróleo desde la roca madre hasta la roca almacén se conoce como migración primaria, lo cual sucede por los siguientes procesos:
– Compactación: se pierde porosidad por disminución del volumen de sedimento y por las cementaciones asociadas, así como las recristalizaciones. Todo ello consigue que aumente la presión de fluidos y por tanto se produce un gradiente de presión y de temperatura, generando el desplazamiento de los fluidos hacia zonas más “confortables”
(de menor p y T).
– Deshidratación de arcillas hinchables: esto consigue liberar agua a los poros, con lo
que aumenta de nuevo la presión intersticial.
– Cambios químicos de la materia orgánica: pasamos de kerógeno a petróleo y a gas, aumentando la entropía del sistema, además disminuye el peso molecular de los HCs (y
por tanto el tamaño de la cadena) con lo que la movilidad es mayor y puede incluso aumentar tanto la presión intersticial que cause abundante microfracturación para liberar la presión de los poros.
Los mecanismos por los que se supone que migran los HCs son los siguientes:
– Movimiento en disolución: parte del petróleo es soluble en agua y por lo tanto podría
viajar en disolución con ésta. El problema es que en zonas someras la solubilidad es muy baja y en zonas profundas el tamaño del poro se reduce tanto que dificultaría los procesos de solubilidad.
– Formación de burbujas de HCs: estas burbujas viajarían en inmiscibilidad líquida con el agua.
– Formación de coloides y micelas de HCs: se produce una orientación de las moléculas de los HCs de tal modo que la parte hidrofóbica quede protegida por la parte hidrofílica en contacto con el agua.
– Difusión como una fase continua: el HC se mueve aprovechando fracturas, contactos entre formaciones rocosas...
La migración primaria aún es muy desconocida en la geología del petróleo, ya que, el tamaño de los pozos y la impermeabilidad de las lutitas dificulta la expulsión, aunque la compactación por soterramiento puede causar elevación de la presión de poro y esto puede causar microfracturas en las rocas, creando canales de expulsión de los hidrocarburos.

Migración secundaria.
Son las migraciones que sufren los HC dentro de la propia roca almacén, donde los procesos que se dan son los siguientes:
– Flotabilidad: el petróleo menos denso que el agua, tiende a ponerse sobre ésta y dentro del petróleo, la parte gaseosa sobre la líquida.
– Presión capilar: en ocasiones impide el movimiento, pero por ósmosis se puede producir la migración.
– Gradientes hidrodinámicos: según el gradiente vaya en un sentido o en otro, se puede favorecer la migración o dificultarla.

La migración secundaria es cuando el petróleo se mueve por zonas porosas y permeables a través de mecanismos de flotación debido a la diferencia de densidades entre el agua y el petróleo, también lo hace por efecto de la presión capilar y las leyes de la hidrodinámica.