Sistema petrolero.

UNAM
FACULTAD DE INGENIERÍA
PETROFÍSICA Y REGISTROS DE POZO
AUX: ING. JUAN RAMÓN GRIMALDO ÁVALOS
PROF. ING. BERNARDO MARTELL ANDRADE

CONTENIDO
 Introducción: el sistema petrolero
 Roca generadora
 Roca almacenadora
 Roca sello
 Migración
 Trampa petrolera
 Sincronía
 Ejemplo de sistema petrolero: La sonda de Campeche,
campo Akal.

Introducción:
el sistema petrolero

Introducción: el sistema petrolero
 Desde que se inicio la explotación de petróleo, más del
97 % de los yacimientos a nivel mundial se han
explotado en rocas sedimentarias.
 Esto no implica que no existan yacimientos en rocas
ígneas o metamórficas, que tienen una porosidad
cercana a 0 % , y su producción se da principalmente
en porosidad de tipo secundaria, esto en fracturas
interconectadas, pero son los menos.

El sistema petrolero es un sistema natural que incluye
todos los elementos y procesos geológicos necesarios
para que un yacimiento de aceite y/o gas exista en la
naturaleza.
“Los elementos clave que definen la existencia de un
sistema petrolero son las rocas generadoras,
almacenadora, sello, trampa, la migración y el
sepultamiento necesario para la generación térmica de
los hidrocarburos. Elementos que deben compartir las
apropiadas relaciones espacio-temporales (sincronía)
para permitir que los hidrocarburos se acumulen y se
preserven”.
(Guzmán, Holguín, 2001).

ROCA GENERADORA
 Es todo aquel cuerpo de roca que permita la
conservación temporal y posterior transformación de
la materia orgánica en hidrocarburos.
 La roca generadora debe ser enterrada a una
profundidad suficiente (más de 1000 m) para que la
materia orgánica contenida pueda madurar hasta
convertirse en aceite y/o gas, además de que se
encuentre en una cuenca sedimentaria que sufra
procesos de subsidencia.

CARACTERÍSTICAS DE LA ROCA GENERADORA
 Las rocas generadoras deben cumplir con tres
requerimientos geoquímicos: Cantidad, Calidad y
Madurez.
 La roca generadora es una roca que debe tener un
porcentaje mayor a 1% de carbono orgánico total
(COT), que se forma de la parte blanda de los
organismos.
 Debe tener un volumen importante
 Es una roca de grano fino:
Lutitas Calizas
Lutitas calcáreas Limolitas
Margas Calizas arcillosas

Diagénesis
 La diagénesis es el proceso mediante el cual los
biopolimeros ( compuestos orgánicos constituyentes
de los seres vivos, tales como carbohidratos, proteínas,
etc.) son sometidos a un ataque básicamente
microbiano que se realiza a poca profundidad ( con
presiones litostáticas de entre 0 y 300 bares) y bajas
temperaturas ( entre 0 y 50 °C), produciendo
básicamente gas metano.

Composición de la materia viva

Kerógeno
 Es la fracción de la materia orgánica en las rocas sedimentarias
que es insoluble en ácidos, bases y en solventes orgánicos, ya que
está compuesto básicamente de grasas y ceras.
 LA clasificación del kerógeno puede hacerse en base al tipo de materia
orgánica que lo conforma, teniendo así:
 KERÓGENO SAPROPÉLICO. El término sapropélico se refiere al
producto obtenido de la descomposición y la polimerización de
la materia algácea y herbácea principalmente, depositada en
condiciones acuáticas con bajo contenido de oxígeno
atmosférico.
 KEROGÉNO HÚMICO. La palabra húmico se aplica al producto
obtenido de la descomposición de plantas terrestres superiores,
depositadas en medios terrígenos con abundante oxígeno
atmosférico.

TIPOS DE KERÓGENO
 KERÓGENO TIPO I
Presenta poco oxigeno, mucho carbono y es derivado
principalmente de productos algáceos. Es generado
por fitoplancton.
Genera aceite.

 KERÓGENO TIPO II
Se encuentra relacionado con materia orgánica
autóctona de origen marino junto con materia
orgánica de origen continental, que fue transportada y
depositada mediante ríos. Es una mezcla de
fitoplancton, zooplancton y restos de plantas y
animales de origen continental. PRODUCE ACEITE Y
GAS.

 KERÓGENO TIPO III
Esta conformado principalmente por restos de
organismos continentales, por lo que produce
principalmente gas o carbón . También puede estar
constituido por materia orgánica de origen marino,
pero sometida a una fuerte oxidación.

 KERÓGENO TIPO IV
 Se refiere a materia orgánica rica en inertinita,
por lo que no produce aceite o gas.
 Este tipo de kerógeno no es importante en la
generación de hidrocarburos.

Ambientes sedimentarios
Los Ambientes Sedimentarios pueden ser divididos en: Continentales, Transicionales y
Marinos, donde se depositan diferentes tipos de sedimentos con ciertas características propias
del entorno y sus condiciones. Para distinguir un ambiente hay que describir a detalle sus Facies
Petrológicas, Litofacies, Biofacies, Palinofacies etc.

Catagénesis
Una vez que se tienen los sedimentos consolidados, se
entierran profundamente (profundidades mayores a 1,
000 m normalmente) debido al depósito de nuevos
sedimentos. Estas condiciones generan un aumento
de temperatura y presión por lo que el kerógeno se
transforma en hidrocarburos.
El kerógeno sufre transformación térmica y genera el
petróleo (geomonómero), gas húmedo y condensado.
Posteriormente, y debido a condiciones más drásticas
de temperatura y profundidad, se produce la
generación de gas seco o metano catagénico.

 Las temperaturas que se alcanzan en esta etapa
son del orden de 50 ° y hasta 225 °C
aproximadamente, y la presión varía de 300 a 1500
bares.
 Con relación a la temperatura, se produce gas y
aceite en los siguientes intervalos:
Gas: de ±50 a ±225 °C
Aceite: de ±60 a ±175 °C

Metagénesis
 La metagénesis está considerada también como el
inicio del metamorfismo. Ésta se desarrolla a
temperaturas mayores a los 225 °C, y es la última
etapa dentro de la transformación de la materia
orgánica, considerada importante para la
generación de gas. La generación de metano acaba
a los 315 °C, con profundidades cercanas a los 8
Km, es decir, presiones litostáticas mayores a 1500
bares.
 No generan yacimientos que tengan rendimiento
económico.

ETAPAS DE LA FORMACIÓN DE LOS HIDROCARBUROS

ROCA ALMACENADORA
 Son todas aquellas rocas que debido a sus propiedades
de porosidad y permeabilidad, permiten el flujo y
almacenamiento de hidrocarburos, en conjunto con
otro tipo de rocas denominada roca sello.
 Las rocas almacenadoras deben cumplir con las
siguientes características:
• Ser porosas
• Ser permeables
• Tener continuidad lateral y vertical

Porosidad
 La porosidad se mide en porcentaje de espacios o
huecos que hay dentro de la roca. Se tienen 2 casos:

POROSIDAD EN ROCAS ALMACENADORAS

Permeabilidad
 Es la propiedad que tiene una roca para permitir o no
el paso de fluidos a través de ella, debido a los poros
interconectados.
 Una roca tiene permeabilidad adecuada para permitir
el paso de los hidrocarburos, cuando:
* Tiene porosidad
* Tiene poros interconectados
* Los poros son de tamaño supercapilar.

Relación entre la porosidad y la permeabilidad.

Roca sello
 Son rocas sello aquellas que por su escasa
permeabilidad o por contener poros de tamaño
subcapilar, no permiten el paso del petróleo,
sirviendo como cierre a su migración o
desplazamiento.
 El espesor de la roca sello es muy variable, puede ser
de espesor muy reducido, si tiene excelente calidad
o de espesor mediano o grueso, si es de calidad
mediana o mala. El grado de tectónismo que
presenta puede modificar su calidad, de tal forma
que en regiones muy tectónizadas se requiere un
espesor de roca sello mayor.

PRINCIPALES ROCAS SELLO
Calcáreo-arcillosas
Pelíticas
Evaporitas
Calizas
Hidratos de metano
Microbrechas o milonita
lutitas
Marga
Calizas arcillosas
lutitas
Sal
Yeso
Anhidritas
Mudstone (sin fracturas
Wackestone

 Migración primaria:
Comprende el movimiento de los hidrocarburos a
partir de su desprendimiento del kerógeno, así
como su transporte dentro y a través de los
capilares y poros estrechos de las rocas de grano
fino.
 Migración secundaria:
Es el movimiento del petróleo, después de su
expulsión de la roca generadora a través de poros
más amplios de las rocas portadoras y
almacenadoras, mas permeables y porosas.

MIGRACIÓN PRIMARIA Y SECUNDARIA

 Fuerzas debidas a la acción de la gravedad
 Fuerzas moleculares
 Fuerzas debidas a la acción química
 Fuerzas debidas a movimientos tectónicos y a la profundidad de
sepultamiento
 Fuerzas debidas a la acción bacterial
Fuerzas que causan la migración

Distancia de migración
 La distancia a través de la cual puede migrar el petróleo, o ha
emigrado en el pasado geológico, es función del tiempo si se supone
una continuidad en la permeabilidad y en el gradiente.
 Continuidad en la permeabilidad y en el gradiente. Rocas sepultadas a
profundidad altamente porosas y permeables son el conducto por el cual
el petróleo puede migrar; estas capas se llaman capas conductoras
ascendiendo y descendiendo los hidrocarburos a través de estas rocas
por los poros y discontinuidades (porosidad primaria y secundaria).

FACTORES QUE GOBIERNAN LA
MIGRACIÓN DEL PETRÓLEO
 1.-Porosidad efectiva de las rocas.
 2.-Grado de saturación de las rocas.
 3.-Peso específico, viscosidad y cantidad de gas.
 4.-La migración es favorecida por fuertes
pendientes en los estratos, por las discordancias
angulares y por el fracturamiento.
 5.-La composición y cantidad de las aguas
asociadas con el petróleo afectan su migración.
 6.-Tamaño de la garganta del poro.

Trampas petroleras
 Es toda aquella estructura geológica que permite que el
aceite y/o gas se acumule y conserve de manera natural
durante un cierto periodo de tiempo.
 Es decir, son receptáculos cerrados que existen en la
corteza terrestre y que cuentan con rocas
almacenadoras y rocas sello en posición tal que
permiten se acumulen los hidrocarburos. Las trampas
petroleras tienen una determinada forma, tamaño,
geometría, cierre y área de drenaje.

 CIERRE: es la longitud
vertical máxima en la
que lo hidrocarburos
pueden acumularse en
la trampa.
 AREA DE DRENAJE: es la
máxima abertura (área)
de la trampa, echado
abajo, se mide en la
parte inferior de la
trampa

Clasificación de las trampas petroleras

Trampa estructural por falla normal

Trampa por variación de permeabilidad

 Existen estructuras
generadas por
fallamientos a
consecuencias del
desplazamiento de
rocas evaporiticas
(principalmente
domos salinos).

SINCRONÍA
 Es la relación precisa en espacio y tiempo de todos los
elementos que conforman el sistema petrolero, para
que este pueda existir.
Sincronía en la Sonda de Campeche.

Ejemplo de sistema petrolero:
La sonda de
Campeche, campo
Akal

UBICACIÓN
h
La sonda de Campeche esta emplazada en la
plataforma continental, en aguas territoriales del
Golfo de México, frente a los estados de Tabasco y
Campeche .
De acuerdo con PEMEX pertenece a la provincia
Geológico-marina de Coatzacoalcos.

SISTEMA PETRÓLERO
 ROCA GENERADORA
 Dado su alto contenido de materia orgánica, la
principal roca generadora de los hidrocarburos,
corresponde al Jurásico Superior Tithoniano. También
se ha planteado la existencia de otras rocas con
potencial generador en los niveles del Jurásico
Oxfordiano y Kimmeridgiano, así como también el
Cretácico y Terciario. Sin embargo, la contribución de
éstos parecería marginal comparado con el aceite
generado por el Jurásico Superior Tithoniano

Tipo de Kerógeno
 La calidad del la materia orgánica es una respuesta
directa del tipo o tipos de kerógenos precursores de los
hidrocarburos, se reporta predominantemente materia
orgánica algácea y amorfa (kerógenos Tipo I) y
herbácea (kerógenos de tipo II).

ROCA ALMACENADORA
 En la Región de la Sonda de Campeche se consideran
cinco secuencias potencialmente almacenadoras, las
más antiguas corresponden con las areniscas del
Jurásico Superior Oxfordiano, continuando con los
bancos oolíticos del Jurásico Superior Kimmeridgiano,
la Brecha Calcárea del Cretácico Superior-Paleoceno,
los carbonatos fracturados del Cretácico Inferior, y en
las rocas Cenozoicas se tienen cuerpos arenosos y un
horizonte de calcarenitas del Eoceno.

ROCA SELLO
 El sello a nivel Oxfordiano esta representado por una
secuencia de anhidritas con intercalaciones de lutitas y
limonitas que se depositaron en ambientes de sabkha a
marino.
 La siguiente roca sello de interés corresponde con una
secuencia del Jurásico Superior Kimmeridgiano y
Thitoniano cuyo espesor varía 10 a 313 m. Las rocas del
Tithoniano funcionan como un relleno que nivela las
depresiones dejadas por la paleogeografía existente durante
el depósito de los sedimentos del Kimmeridgiano; consta
básicamente de lutitas, las cuales pese a su alta porosidad
muestran una escasa permeabilidad.

MIGRACIÓN
 En la Sonda de Campeche se ha reconocido la existencia de
migración en diferentes niveles estratigráficos, la cual
permitió el movimiento de gas y aceite hacia los
yacimientos del Jurásico, Cretácico y Cenozoico; esta se
llevo a cabo a través de unidades porosas y permeables,
pero sobre todo a través de los sistemas de fallas producidas
como resultado del evento Chiapaneco. En general se
considera que la mayor parte de la migración de los
hidrocarburos se llevo a cabo en forma vertical a través de
zonas de debilidad en las proximidades de las fallas y
fracturas o por el contacto entre la roca generadora con los
intervalos almacenadores más permeables y con menores
presiones.

TRAMPA
 Todos los Yacimientos hasta ahora conocidos que se encuentran
en trampas en secuencias sedimentarias del Mesozoico en la
Sonda de Campeche, corresponden con trampas combinadas.
 Por su origen, se pueden considerar como trampas
estratigráficas, tanto las de la franja oolítica del Kimmeridgiano,
como las de la barra arenosa del Oxfordiano, así como las
brechas productoras del Cretácico Superior y del Paleoceno; sin
embargo, los procesos tectónicos posteriores originaron
deformación, transformando estos reservorios en anticlinales
desplazados por fallas. En el Cenozoico Tardío, posterior a esta
deformación se formaron trampas estratigráficas principalmente
aunque también podemos encontrar trampas combinadas como
resultado de intrusiones salinas o arcillosas.

CAMPOS DE LA SONDA DE CAMPECHE

CAMPO AKAL
 Pertenece al Complejo Cantarell. La estructura de Akal
se presenta como un anticlinal asimétrico fallado,
orientado en dirección noroeste a sureste con
buzamiento suave hacia el sur, y pronunciado al norte
y noreste.
 Está limitado al oeste por una falla normal, y al norte y
noreste por una falla inversa.
 Las trampas del campo Akal son principalmente de
tipo estructural, con cierre por fallamiento inverso en
la porción noroeste, y normal en la porción oeste.

Sección sísmica del campo Akal

Sección geológica del campo Akal

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