Migración Secundaria del Petróleo

La Migración Secundaria del petróleo es el movimiento del crudo o gas expulsado de la roca madre, como una monofase continua de fluido, a través de rocas de grano más grueso que la anterior, cuyos poros están saturados con agua. La presencia de fracturas en éstas, puede en ciertas condiciones facilitar el proceso de migración.

La migración secundaria es mucho mejor entendida que la migración primaria. En la migración secundaria, el petróleo migra en forma de pequeñas gotitas a través de los intersticios de la roca que son porosa y permeables, que se encuentran humedecidas con agua.

Estos intersticios de la roca poseen diámetro porales más grandes, por lo que las gotitas de petróleo pueden ser acomodadas.

Los procesos físicos involucrados en la interacción del hidrocarburo y la roca son en esencia la flotación, la presión capilar y la hidrodinámica.

El flujo de aguas subterráneas pueden alterar la migración secundaria, creando gradientes hidrodinámicos. Los gradientes hidrodinámicos hacia arriba favorecen notablemente en la flotación y la migración de hidrocarburos.

Por otra parte los gradiente hidrodinámicos hacia abajo se oponen al flujo por flotación, lo que favorece a la creación de barreras hidrodinámicas a la migración, y que en combinación de otros factores adicionales, pudieran generar trampas petrolíferas.

Una vez expulsados los fluidos de la Roca Generadora, se mueven más libremente por flotación (empuje). Es la primera causa de movimiento del petróleo. Se requieren de dos condiciones para que exista la flotabilidad:

• Líquidos inmiscibles.
• Fluidos de diferentes densidades.

Por lo que siempre que se encuentren: agua y petróleo, agua y gas, agua, petróleo y gas, se produce una segregación por densidad.

Debido a que los poros más pequeños de la roca están siempre llenos de agua en una trampa, siempre se encuentra el petróleo y el gas en las partes más altas de ellas.

Para llegar a la zona de segregación, el petróleo y el gas deben migrar a través de los poros de las rocas.

Para que el petróleo se mueva también es necesario que exista una inclinación o buzamiento. La magnitud del buzamiento dependerá de: la viscosidad del petróleo, el volumen de petróleo y del agua connata, etc.

La movilidad del petróleo se da por:

• Aumento de la inclinación por plegamiento.
• Disminución de la viscosidad del petróleo por aumento de la temperatura por enterramiento.
• Combinación de ambos.

Los hidrocarburos son más ligeros que el agua y por ende son capaces de moverse hacia arriba y desplazar el agua hacia abajo. La magnitud de la flotación es proporcional a la diferencia de densidades entre el agua y la fase de hidrocarburos.

Contraria a la flotación, es la presión capilar de entrada o resistencia a que los hidrocarburos pasen a través de una garganta de poro.

Como sabemos, la capilaridad es la propiedad de los sólidos de atraer a los líquidos que los mojan y repelen a los que no los mojan.

Si un glóbulo de hidrocarburo encuentra una garganta de poro, el glóbulo deberá «escurrirse» para poder pasar a través de ella. Entre menor sea la garganta, mayor deberá ser la deformación. Solo si la fuerza de flotación es suficientemente grande, el glóbulo podrá seguir su movimiento hacia arriba.

Si la garganta es muy pequeña y la presión de flotación es insuficiente, entonces el glóbulo se atora y podemos decir que se inicia la acumulación.

La mayoría de las partículas de hidrocarburos que pasaron a través de pequeños poros en las rocas generadoras, se mueven libremente en las rocas almacenadoras. Solo cuando se encuentran con partículas más grandes, su capacidad de migrar se limita.

Las tasas de hidrocarburos migrados durante la compactación son bajas, pero suficientes para acarrear el petróleo disperso a las largas distancias en un tiempo geológico razonable (6 m./100 años o 60 km/ma.).

Se considera que los hidrocarburos pueden migrar decenas, e incluso centenas de kilómetros. Esos casos son raros, requieren de condiciones tectónicas extremadamente estables y rocas acarreadoras continuas o yuxtapuestas y sin barreras estratigráficas.

La migración lateral generalmente es obstaculizada por fallas y cambios de facies provocados por la misma tectónica.

La mayoría de las cuencas están tectonizadas y las rocas acarreadoras tienen poca continuidad. El área de drenaje define el tamaño de los yacimientos. A mayor área, mayor será el volumen captado posible.

Dirección de la Migración Secundaria

La migración secundaria de hidrocarburos se da primero verticalmente hasta que una falla o cambio de facies fuerza el movimiento en una dirección oblicua. Las intercalaciones de areniscas pueden servir como vías de migración vertical aunque de manera tortuosa.

Las discordancias yuxtaponen los conductos de migración, que pueden lograr ser muy efectivos. Las fallas yuxtaponen diversos conductos y cuando son activas o con zonas brechadas, son de alta permeabilidad. En la Figura 1, se puede observar un esquemático de la dirección de la migración secundaria.

La dirección de la migración secundaria en líneas generales se da en dos movimientos posibles:

Migración Lateral (Paralela): son los desplazamientos de hidrocarburos en el interior de una formación de la misma edad, sea cual sea la distancia y el desnivel recorrido.

Migración Vertical (Transversal): se refiere a movimientos de hidrocarburos de forma perpendicular a los límites cronoestratigráficos y que ocasiona que fluidos de una formación determinada circulen a otra formación de edad diferente. Existen el particular dos casos:

• «Per ascensum»: si el paso de hidrocarburos se realiza de una formación antigua a otra estratigráficamente más joven.

• «Per descensum»: si el paso de hidrocarburos se realiza de una unidad estratigráfica joven a otra más antigua.

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