Catagenesis

La catagénesis corresponde a la etapa en la cual el kerógeno en la roca fuente genera el bitumen, el cual es expulsado de esta roca y migra (migración primaria y secundaria) hasta un lugar donde es entrampado y forma un yacimiento de petróleo

Metagénesis

Metagénesis: En esta etapa las temperaturas pueden ser superiores a los 200 ºC. Al alcanzar esta etapa ya los sedimentos han sido transformados en roca sedimentarias y ha ocurrido la generación de petróleo. Por este incremento de la temperatura la roca sedimentaria sufre una serie de cambios en su composición mineralógica y es transformada en una roca metamórfica. La materia orgánica residual es transformada en grafito.

4. DIAGENESIS

Incluye todos los procesos físicos y químicos que afectan al sedimento después del deposito y hasta antes del metamorfismo de bajo grado. Los procesos diagenéticos no operan con uniformidad y regularidad , por lo que el tiempo y edad geológica de las rocas o sedimentos no son factores cruciales en los productos de la diagénesis. Por tanto, si se tiene el mismo grado de litificación no implica la misma historia depositacional para los dos.

Etapas de los procesos diagenéticos

1) Diagénesis temprana: la cuál ocurre a baja profundidad del sepultamiento ( a menos de 50 mts), durante pocos miles a cientos de miles de años, y en algunos casos se lleva a cabo por interacción de agua marina y procesos del fondo marino. Durante esta etapa se desarrollan los procesos iniciales de litificación y compactación.

2) Diagénesis tardía: durante estos los eventos posteriores son más lentos y de mayor duración.

Rocas Madre y Migración

ROCAS MADRESLas 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 a bundantes 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 loque 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 (ypor 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.

 

4.1 Cambios Físicos y Químicos

 

Durante la diagénesis, las areniscas sufren cambios tanto en sus propiedades físicas y químicas como texturales y mineralógicas.

Los cambios físicos producen cambios en la densidad del sedimento por medio de la compactación a través del empaquetamiento de los granos, lo que resulta en pérdida de porosidad, pero solo en un bajo porcentaje.

Los cambios químicos son mucho más importantes que los cambios físicos en la alteración de las características de las areniscas después del depósito. Estos cambios físicos producen cementación y litificación de los sedimentos, lo que resulta principalmente de la precipitación de los química de agentes “pegadores” o la soldadura química de los granos detríticos.

 

Procesos de cementación y litificación:

1) Precipitación.

2) Disolución.

3) Recristalización.

4) Alteración.

4.2 Cementación  

La modificación diagenética mas obvia en una arenisca es la introducción de agentes cementantes. Aunque existe una gran variedad de minerales que actúan como agentes cementantes, el sílice como cementante es mas abundante que el carbonato de calcio, ya que este se disuelve más fácilmente cuando la arenisca se encuentra en contacto con aguas subterráneas.

Tipos de cementantes: sílice, calcita, dolomita, dolomita ferrosa (ankerita) y siderita. El aragonito se ha encontrado en areniscas mas recientes, pero aparentemente se a