Geología de los Hidrocarburos (HCs)

• Geología utilizada en la búsqueda y explotación de depósitos de HCs.
• Industria Petrolera emplea muchos geólogos y contribuye al gran desarrollo de conocimientos geológicos y geofísicos en todo el mundo. Métodos geofísicos clave: magnetometría, gravimetría, sísmica. Tectónica de Placas (Investigación marina).
• Explotación de gas y petróleo convencional y no convencional (shale oil, shale gas).
• Operaciones en selva, mar, polos (uso de helicópteros).
• Operaciones mar afuera: embarcaciones, plataformas, perforación dirigida, horizontal, en mar profundo (más de 2,500 metros de agua) en regiones como Brasil, África Occidental, Golfo de México, etc.

Recursos Naturales

• Definición: Son elementos de la naturaleza aprovechables para satisfacer las necesidades del hombre.
• Clasificación:
  • Renovables: Usados continuamente sin deterioro permanente en cantidad, calidad, ni capacidad de regenerarse. Ej.: Agua, tierras agrícolas, flora, viento, etc.
  • No Renovables: Aprovechados una sola vez. Se extinguen por explotación. Ej.: Minerales, HCs, Carbón, etc.
• Las reservas de estos recursos (gas, petróleo, carbón, minerales) son responsabilidad del Estado.

Energía

• Situación Económica: La situación económica de las sociedades se mide por las condiciones de vida: ingresos de dinero y consumo de energía por habitante. La demanda de energía aumenta por las mayores necesidades del hombre.
• Evolución del Uso: En las sociedades primitivas, el propio hombre conseguía alimentos, vestido y abrigo. Después, usó energía de animales, viento y ríos. Obtenía calor del Sol, quemando madera, carbón, etc.
• Progreso: La transformación de calor en movimiento (máquinas) significó un gran progreso para conseguir mejores condiciones de vida (alimentos, viajes rápidos, transporte de cargas pesadas, calentar y enfriar ambientes, etc.).
• Fuentes de Energía: El hombre desarrolla muchas fuentes de energía significativas (renovables y no renovables): explotación convencional y no convencional de HCs (gas y petróleo), hídrica, carbón, nuclear, solar, eólica, geotermal. Hay competencia entre estas fuentes; su uso lo determinan los precios, la disponibilidad local, la tecnología, etc. El consumo de energía crece año a año.
• Consumo Actual (2014): El Petróleo es el principal combustible (33.1%), seguido por el Carbón (29.9%), Gas (23.9%, en crecimiento), energía nuclear (4.5%, baja por la tragedia japonesa), y renovables (2.4%, electricidad).

Historia del Petróleo

• Antigüedad: El petróleo en la superficie terrestre es conocido desde comienzos de la humanidad (manantiales).
• Usos Antiguos: Usado como argamasa en paredes y techos, embarcaciones, armas de fuego, medicinas.
• Referencias Históricas:
  • Biblia: Noé, Torre de Babel, paredes de Nínive, templo de Salomón, fuego sagrado (Moisés).
  • Egipto: embalsamamiento de cadáveres (momias).
  • Narraciones de Heródoto y otros escritores antiguos.
• 600 años a.C.: Confucio menciona pozos de algunos cientos de metros de profundidad.
• En 1132: Los chinos perforaban pozos de 1,000 m.
• Fines del S. XVII: Campo petrolífero en Birmania con cerca de 500 pozos, producía 40 millones de toneladas/año.
• Indios Americanos: Lo usaban para brujería, lubricante, fuego, medicina.
• Mediados del siglo XIX: El petróleo tenía poco uso, casi desconocido.
• Coronel Drake (1859): Perfora el primer pozo en Pennsylvania, a 21 m. Comienza la destilación de kerosene, que sustituye al aceite de ballena en el alumbrado de ciudades, con gran auge.
• Fines del siglo XIX: La electricidad se usa en iluminación, originando una baja en el uso del petróleo.
• Siglo XX: En 1895 aparece el primer automóvil usando gasolina. Antes de la Primera Guerra Mundial: un millón de vehículos; 1922 (H. Ford) 18 millones; 1938: 40 millones; 1956: 100 millones; 1964: más de 170 millones.
• Demanda: Sustituye al carbón en trenes. El motor de combustión (autos, barcos, aviones, trenes) genera gran demanda. Después de la Segunda Guerra Mundial, se expande el consumo, siendo en 2012 el primer elemento energético mundial.

Historia del Petróleo en el Perú

• Conocimiento Ancestral: Petróleo conocido por antiguos peruanos de manantiales en Tumbes, Piura, Puno, Selva.
• Usos Prehispánicos: Usado como impermeabilizador de vasijas, embarcaciones, conservación de momias, como medicina, fuego, etc. Referencias de Cronistas, era llamado “Cope”. Raimondi (1858) menciona la Brea de Amotape, Piura.
• 02-11-1863: Perforación del primer pozo en Perú y Sudamérica, petróleo liviano (24.22 mts).
• 1875: La Cía. Corocoro encontró petróleo a 122 m en Pirín.
• 1891: Trabajaban en Perú 14 compañías (Noroeste y Puno).
• 1914: La IPC comienza a trabajar en Talara y en 1921 explora en la Selva.
• 1936: El Ministerio de Fomento opera en Zorritos y en 1939 perfora pozos en Puno sin éxito.
• 1938: Se descubre el Yacimiento Aguas Calientes, el primero en la Selva peruana.
• 1949: EPF trabaja en Tumbes, Piura, Puno y Selva.
• 1950: Se descubre Maquía en Contamana.
• 1961: Aguaytía (gas).
• Descubrimientos Clave: 1971, Corrientes; 1972, Capahuari; 1983, Camisea (iniciándose su explotación en agosto de 2004).
• Actualidad: Actualmente (fecha del documento) 76 contratos petroleros: 20 Costa, 2 Sierra, 40 Selva, 14 Mar afuera.

El Petróleo

• Etimología: Petróleo en latín: Petro = roca, Olium = aceite. Es una mezcla compleja de HCs.
• Ocurrencia: Se encuentra en superficie (líquido, sólido o semisólido: brea, parafina) y en el subsuelo como fluidos en estado gaseoso y/o líquido. La división y el cambio de gas a líquido dependen de la presión (P) en el reservorio; la temperatura (T) es constante.

Formas de Hidrocarburos (HCs)

• Gas Natural: A condiciones atmosféricas.
• Condensados: Gaseosos en el subsuelo y condensados en la superficie.
• Petróleo: Líquido en el subsuelo y en la superficie.

Composición Promedio del Petróleo

• 85%: Carbono.
• 13%: Hidrógeno.
• 2%: Azufre (S), Nitrógeno (N) y Oxígeno (O).
• Trazas de metales pesados: Vanadio (Va), Níquel (Ni).
• Las moléculas de petróleo difieren en tamaño y tipo (parafínicos, nafténicos, olefinas, aromáticos, etc.).
• Los productos derivados del petróleo son separados por destilación básica (Refinerías). Previamente se extrae del crudo sal y azufre.
• Después de la destilación primaria, los fondos pueden ser tratados en destilación al vacío, craqueo catalítico, etc., dependiendo del tipo de crudo y la capacidad de la Refinería.

Otros Componentes de los Petróleos

• Azufre (S): Más abundante después de C e H, entre 0.19-5.0 a 7.0%. Los crudos pesados tienen más S. La distribución regional de S es marcada. Es un elemento perjudicial (corrosión) para la refinación y los ductos.
• Nitrógeno (N): El 90% de los petróleos tiene menos de 0.2% de N.
• Oxígeno (O): Común en crudos jóvenes inmaduros, nafténicos y asfálticos (Rusia, Venezuela, USA).
• Organometales: Los más abundantes: Níquel (Ni) y Vanadio (Va). Las cantidades varían: de 1 p.p.m. (Argelia, USA) a + 1200 p.p.m. de Va y 150 p.p.m. de Ni (Venezuela).
• Otros Metales: Fe, Zn, Cu, Pb, Ar, Mo, Mn, Cr, etc.

Usos del Gas y Petróleo

Elemento energético muy inflamable: proporciona calor. Su refinación y petroquímica son procesos muy sofisticados, que producen gran variedad de productos de gran importancia en la vida moderna. Los derivados del gas y petróleo les dan gran valor por su empleo en industrias, hogar, carreteras, medicinas, transportes, plásticos, etc.

Refinación del Petróleo

El petróleo es un compuesto complejo, mezcla de cientos de HCs de diferentes propiedades físicas. De acuerdo a su uso, cada combustible tiene propiedades de eficiencia en las máquinas que se van a usar. En la destilación fraccionada, la propiedad usada es el punto de ebullición. Cada combustible o “corte” se define por la temperatura inicial y la temperatura final de ebullición. Primero ebulliciona lo más liviano, luego los intermedios y finalmente los pesados con mayores temperaturas. Se usa una columna de destilación, quedando en el fondo los más pesados, los que pasan a ser procesados al vacío, craqueo, hidrocraqueo, etc.

Se obtiene GLP, gasolinas, destilados medios (kerosene y diésel) y residuales o fuel oil.

Petroquímica

• Industria de transformación del gas y petróleo en productos de alto valor agregado.
• Etapas: Existen 3 etapas: Básica, Intermedia y Final.
• Básica: Se obtienen productos como metanol, amoniaco, etileno, etc.
• Intermedia: Se obtienen productos como polietileno, poliestireno, PVC, urea, etc.
• Final: Se obtienen plásticos, productos químicos para la industria y farmacéutica.

Propiedades Físicas del Petróleo

Siempre determinadas en laboratorio, las de mayor uso por geólogos son:

1. Densidad
2. Viscosidad
3. Fluorescencia
4. Solubilidad

1. Densidad o Gravedad Específica

Propiedad medida y usada para clasificar por calidad al petróleo en superficie y para determinar su precio. Debe especificarse las condiciones de Temperatura (T) y Presión (P) a la que se evalúa la muestra. La Industria Petrolera usa la escala API (American Petroleum Institute): a mayor gravedad, menor valor. Tiene relación directa con la viscosidad.

Grado API = (141.5 / Gravedad Específica a 60°F) – 131.5

Clasificación de Petróleos por su API:

• Ligeros: + de 31°API
• Medios: 22.3° a 31°API
• Pesados: 10° a 22.3°API
• Extrapesados: -10°API
• Condensados: + de 55°API
• Como referencia: el API del agua pura es 10º.
• En un yacimiento, los reservorios de diferentes niveles pueden contener petróleos de diferentes gravedades API. Se mide la relación Gas-Petróleo (GOR): índice de cantidad de gas presente en pies cúbicos por cada barril de petróleo.

2. Viscosidad

• Mide la facilidad de una sustancia para fluir. A mayor viscosidad, menor capacidad de fluidez.
• Los HCs tienen diferentes viscosidades: el gas natural y los petróleos ligeros tienen gran movilidad; otros tienen gran viscosidad (semisólidos).
• La viscosidad aumenta con la Presión (P) y disminuye a mayor Temperatura (T). Se mide con viscosímetros.
• Varía con la densidad y composición del petróleo.
• Los petróleos pesados y de alta viscosidad deben ser calentados para que fluyan.

3. Fluorescencia

• Todos los petróleos tienen fluorescencia en mayor o menor grado ante la luz ultravioleta. En petróleos aromáticos es más intensa.
• El color varía: azul, blanco y amarillo.
• Es muy útil porque permite detectar pequeñas cantidades de petróleo.
• Muy usado en perforación: se detectan niveles con petróleo (núcleos, cuttings, barro).

4. Solubilidad

• Es importante la solubilidad del gas en petróleo. El gas disuelto es muy importante en la migración y acumulación.
• Agua y petróleo ligero tienen solubilidad mutua (zonas de contacto). Se incrementa con el API y la Temperatura (T).

Unidades de Medida en la Industria del Petróleo

• Tonelada Métrica (Tm) = 7 barriles
• Barril (bl): 42 galones = 159 litros = 0.159 m³
• Metro cúbico (m³): 35.31 pies³ = 264.2 galones = 6.28 bls.
• Pie cúbico (p³): 7.48 galones = 0.178 bl = 28.3 litros
• Acre: 4,047 m² = 0.40 ha.
• Hectárea (Ha): 2.47 acres = 10,000 m²
• Kilómetro cuadrado (Km²) = 100 ha.
• Pie = 0.3048 metros
• Pulgada = 2.54 cm.
• Metro = 3.2808 pies.

Gas Natural

Fase gaseosa del petróleo. Un reservorio de gas típico tiene 70 a 100% de C1 (metano), 1 a 10% de C2 (etano), menores porcentajes hasta C6 y trazas hasta C9. De C5, C6 y C7 pasan con facilidad al estado líquido (gasolina natural).

Gas Licuado de Petróleo (GLP)

C3 y C4 (gas a temperatura y presión normal). Líquido: enfriado a -42°C.

Líquidos de Gas Natural (LGN)

Mezcla de C3, C4, C5, C6 y otros condensados.

GNL (Metano)

Licuado a -161°C (Criogénico). Reduce el volumen de 600 a 1 para transporte. Gravedad Específica = 45% de la del agua.

Impurezas del Gas Natural

Aproximadamente 1%: N₂, CO₂, H₂S, He, O₂, etc.

• N₂ (Nitrógeno): En gas natural en muy pequeña proporción.
• CO₂ (Dióxido de Carbono): Siempre hasta 3%. No es combustible, debe ser extraído.
• H₂S (Sulfuro de Hidrógeno): Indeseable, llamado «gas ácido», de 1-2%; es tóxico, corrosivo, de mal olor. Al quemarse, produce óxido sulfuroso, dañino para plantas y animales.
• He (Helio): Más ligero de los inertes. 0.2% justifica una planta extractora. Muy útil para exploración espacial, medicina, industria. En USA existen yacimientos con 1.0 a 8.0%.

Clasificación de Gas por Ocurrencia en Reservorios

• El gas en el reservorio puede ocurrir como gas libre o disuelto en petróleo o agua.
• Gas Asociado: Gas con petróleo, disuelto con agua.
• Gas No Asociado: Gas libre y como gas disuelto en agua.
• Gas Seco: Solo Metano (C1) encima de agua (Sechura).
• Gas Húmedo: C1, C2, más Condensados, encima de agua o petróleo (Camisea).

Medidas del Gas Natural

• Se mide a condiciones constantes de Temperatura (60°F) y Presión (14.73 lbs/pulgada²), en pies cúbicos (ft³).
• En BTU (British Thermal Unit): 1,000 ft³ de gas equivale a 1 MM BTU de gas seco.
• Billón Americano = MMM (10⁹).
• Trillón Americano = Millón de millones (10¹²).
• La perforación usa cromatógrafo (muy útil en exploración) para detectar y determinar la composición del gas.

Usos del Gas Natural

• Generación de electricidad, industrias, uso doméstico.
• Materia prima para Petroquímica y Fertilizantes.
• Usos de Líquidos del Gas Natural (GNL): Gas doméstico o GLP, Gasolina, nafta, Petroquímica.

Ventajas Técnicas del Uso de Gas

• Combustible limpio. Se adapta a la temperatura requerida.
• Hornos con gas: eficiencia 80% o más; con residual, 60%. No requiere calentamiento previo, no deja residuos.
• Motores de gas tienen mayor duración y menor costo de mantenimiento.
• Mayor facilidad en el control del proceso de combustión.
• Ambientalmente más limpio, no genera residuos.

Ocurrencia y Distribución Geográfica de HCs

La ocurrencia es muy amplia y desigual en el subsuelo:

• Rocas con partes por millón; rocas con millones de metros cúbicos (m³).
• Variedades Geológicas y Geográficas: definición de «Modelos”.

Se encuentran HCs:

• En todos los continentes.
• En todos los zócalos continentales.

En rocas de todas las edades:

• Desde el Precámbrico al Reciente.
• Algunas edades más ricas que otras: Terciario = 58%, Cretáceo = 18%, Jura-Triásico = 9%, Paleozoico = 15%.

Formas de Ocurrencia

• Superficie: Afloramientos, tar sand, oil shale.
• Subsuelo: Yacimientos convencionales, No convencionales (shale oil, shale gas, etc.). Regiones Petrolíferas.

Ocurrencia de HCs en Superficie

De varias formas:

• Afloramientos o manantiales de gas y petróleo, como pequeños volcanes y flujos de lodo.
• Sedimentos impregnados de brea, rellenos de cavidades, fracturas (Tar).
• Combinaciones de los anteriores.

Afloramiento de Gas y Petróleo

• Llega a la superficie lentamente por fracturas, planos de estratificación, permeabilidad.
• Comunes a todas las cuencas petrolíferas.
• Yacimientos antiguos fueron descubiertos por asociación a afloramientos.
• Revelan generación y acumulación de HCs en el área.
• Frecuentemente se presentan con afloramientos de agua donde el petróleo flota y el gas burbujea.
• Afloramientos en tierra y mar.

Tar Sands (Arenas Bituminosas)

• Combinación de arcillas, arena, agua y bitumen (aceite pesado negro, viscoso). Puede ser minado y procesado extrayendo aceite pesado.
• Se explota a cielo abierto (“open pit”). Se extrae y separa el bitumen de la arena, arenisca y agua en el yacimiento.
• El aceite es tan pesado que debe ser diluido con HCs ligeros para ser transportado.
• Reservas mundiales actuales: 2 trillones de barriles.
• Ejemplos: Canadá (Alberta) produce 1 millón de barriles/día, Venezuela, Oriente Medio, etc.
• En el Perú: Nororiente y Brea de Chumpi en Cora Cora, Ayacucho.
• La explotación es costosa, pero los precios lo vuelven atractivo.

Lutitas Petrolíferas (Oil Shale)

• Cualquier sedimento con material negro bituminoso (kerógeno) que libera petróleo por pirólisis (500°C).
• Rocas que se formaron hace millones de años asociadas a restos orgánicos marinos y que no llegaron a completar el ciclo completo de formación de petróleo con alta temperatura y presión.
• Programas Pilotos: USA, Brasil, Rusia.
• En Perú se ensayó: En la Formación Pariatambo, Prov. Yauli, Jauja, Cerro de Pasco.

La Roca Reservorio

Para la existencia de acumulación (Yacimiento) de petróleo y gas en el subsuelo se deben combinar: Roca Reservorio, Roca Sello y Trampa.

La Roca Reservorio es cualquier tipo de roca capaz de almacenar y dejar producir fluidos a través de pozos. Se distingue por sus características litológicas, no por la clase de fluidos que contiene. Debe tener encima Roca Sello para evitar la fuga hacia arriba. Cualquier roca con poros conectados es reservorio. Casi todos los reservorios son rocas sedimentarias (areniscas, calizas y dolomitas). Lutitas, rocas ígneas y rocas metamórficas son reservorios bajo condiciones excepcionales.

Clasificación de la Roca Reservorio

De acuerdo al origen de la roca:

1. Clástico: Roca sedimentaria: Areniscas, etc. El ambiente deposicional determina la arquitectura básica y la geometría de las rocas reservorios clásticas.
2. Químico-Bioquímico: Rocas sedimentarias carbonatadas (calizas y dolomitas). Compuestas de calcita, aragonita o dolomita (40% cuarzo detrítico, 25% fragmentos de conchas y 35% cemento calcítico). La generación y deposición de carbonato es controlada por actividad biológica, luz, temperatura, salinidad y existencia de nutrientes, que controlan la ubicación geográfica y el ambiente deposicional (marino somero y tropical). Calizas y Dolomitas son de textura cristalina, pueden ser de grano fino, medio a grueso. Pueden gradar a roca silícea. Son resultado de precipitados químicos o bioquímicos, donde se forma la roca. La Dolomía (CaMg(CO₃)₂) es casi siempre más permeable que la caliza (CaCO₃).
3. Otros Orígenes: Son rocas ígneas y metamórficas (generalmente como Basamento). Como reservorio se ubican en posición (“updip”), buzamiento arriba de rocas generadoras. Los fluidos se acumulan en espacios de fracturas.

Las Rocas Reservorios pueden ser de origen marino, no marino y continental. La mayoría de los HCs se encuentran en rocas de origen marino.

Porosidad y Permeabilidad

La Roca Reservorio está constituida por partículas sólidas (granos) y por los espacios entre partículas (poros). Los poros deben tener el tamaño y las características que permitan el almacenamiento de fluidos (Porosidad) y la comunicación entre ellos para dar paso a los fluidos a través de la roca (Permeabilidad).

La Porosidad y la Permeabilidad son las características litológicas más importantes de las rocas reservorios, porque determinan:

• Tasa de producción de fluidos.
• Cantidad de fluidos que pueden almacenarse.
• Producción primaria última.
• Métodos de Recuperación secundaria por usar.

Porosidad

Porcentaje del volumen total de la Roca ocupado por espacios porosos o intersticios. La porosidad varía lateral y verticalmente.

Clasificación por su origen:

• Porosidad Primaria u Original: Areniscas.
• Porosidad Secundaria: Calizas, dolomitas, rocas metamórficas, etc. (fracturamiento, soluciones, recristalizaciones, etc.).

Porosidad (%) = (Volumen Poroso / Volumen de Roca) x 100

Clasificación por la interconexión entre los espacios porosos:

• Porosidad Total: % del volumen total de roca ocupado por el total de espacios porosos.
• Porosidad Efectiva: % del volumen total de roca ocupado por poros intercomunicados.
• Porosidad No Efectiva: % del volumen de roca ocupado por poros no intercomunicados.
• La porosidad en la mayoría de los reservorios es de 5 a 40%.
• Comúnmente: 10 a 20%.
• Los carbonatos generalmente tienen menor porosidad que las areniscas (aunque la permeabilidad puede ser mayor en carbonatos).

Porosidades Promedio:

• Marginal: 0-5%
• Pobre: 5-10%
• Regular: 10-15%
• Buena: 15-20%
• Muy Buena: 20-25%

Medidas de Porosidad:

• En laboratorios con «núcleos».
• Registros Eléctricos: Densidad, Sónico, Neutrón.
• Observación directa de muestra en campo (apreciación).

Permeabilidad

Es la facilidad de un fluido para moverse a través de los espacios porosos interconectados. Las rocas son más o menos permeables si dejan pasar fluidos a través de ellas con mayor o menor facilidad. Algunas rocas son impermeables a pesar de tener gran porosidad: arcillas, lutitas, anhidrita, areniscas fuertemente cementadas.

Unidad de medida:

• CGS: Darcy (API): 1,000 milidarcy.
• Milidarcy (MD): 0.001 darcy.
• Permeabilidad promedio de reservorio: 0.5 a 1,000 milidarcy.

Clasificación:

• Permeabilidad Regular: 1.0 a 10 md.
• Permeabilidad Buena: 10 a 100 md.
• Permeabilidad Muy Buena: 100 a 1000 md.

Mediciones:

• En laboratorio (núcleos) y en pruebas de formación en pozos.
• La permeabilidad es comúnmente medida paralela a la estratificación: Permeabilidad horizontal (dirección normal del flujo de fluidos al pozo).
• La permeabilidad vertical es de menor uso. Un valor alto afecta la producción (conificación).
• La permeabilidad horizontal es más alta que la vertical (disposición por sedimentación).

Relaciones: Porosidad-Permeabilidad

• Una roca permeable es también porosa.
• La permeabilidad está fuertemente influenciada por el tamaño de poros y la extensión de poros interconectados. Ej.: calizas y areniscas de permeabilidad un millón de veces mayor que lutita de igual porosidad.
• El reservorio incrementa la permeabilidad con el aumento de porosidad (mismo tipo de litología).
• Disminuye con arcilla y cemento.
• Métodos para incrementar permeabilidad: Fracturamiento, Acidificación.

Ejemplos de Porosidad y Permeabilidad de Yacimientos Peruanos

• Costa Norte:
  • Formación Mogollón (Laguna, Órganos Sur, Peña Negra): Porosidad 4 a 10% – Permeabilidad 0.05 a 4.2 md.
  • Formación Pariñas (Milla 6): Porosidad 22% – Permeabilidad 780 md.
  • Formación Basal Salina (Milla 6): Porosidad 16% – Permeabilidad 120 md.
• Selva Central:
  • Formación Agua Caliente (Ganso Azul-Boca Pachitea): Porosidad 20.7% – Permeabilidad H. 714, V. 397 md.
• Selva Norte (Valencia, Loreto):
  • Formación Chonta: Porosidad 16.8% – Permeabilidad 96 md.
  • Formación Vivian: Porosidad 22.3% – Permeabilidad 1962 md.

Roca Sello de HCs

Regionalmente, la ocurrencia de yacimientos de hidrocarburos está confinada y limitada por la presencia de superficies selladas. La Roca Sello tiene poros muy pequeños y sin conexión para el paso de fluidos. Donde no hay roca sello, los hidrocarburos escapan a la superficie (oil seep).

La Roca Sello es un elemento esencial para la existencia de un Yacimiento de hidrocarburos.

Existen dos clases de Roca Sello: Roca Sello Regional (techo de migración) y Roca Sello Local (yacimiento).

Características de las Rocas Sellos

1. Micro características: Espacios porosos muy pequeños, sin interconexión. No pasan HCs. Roca homogénea, grano muy fino, capacidad de sellado muy alta. Una simple grieta o fractura hace que el sellado sea inefectivo.
2. Macro características:
   • Litología: Es el factor más importante para ser una buena roca sello: Evaporitas, clásticos finos, rocas orgánicas, lateralmente continuas.
   • Ductibilidad: Plegamientos y fallamientos forman trampas. Litologías quebradizas dan fracturas; las dúctiles son plásticas. Los carbonatos se fracturan más.
   • Espesor: Un gran espesor de lutitas debe entrampar bien. Regionalmente, las lutitas delgadas difícilmente son continuas, no fracturadas y de litología uniforme.

Uniformidad: Es necesario conocer la uniformidad de las rocas sellos en regiones petroleras. Pueden variar grandemente en propiedad de capilaridad con pequeños cambios litológicos.

Fallas como Sello o Fuga: Muchas fallas son presentadas como sellos o fugas. Los planos de fallas son como fracturas abiertas. Las fugas de hidrocarburos pueden ocurrir durante el movimiento de falla.

Fallas como Sellos: Los hidrocarburos pasan de un horizonte permeable de un lado de la falla a un horizonte permeable del otro lado de la falla.

Trampas Hidrocarburíferas

Trampa: Reservorio dispuesto de tal forma que los hidrocarburos entran pero no salen. Condiciones:

• El límite superior debe ser sellado.
• El límite inferior es el contacto petróleo-agua o gas-agua (plano de contacto horizontal – nivel de referencia).

“El primer objetivo de exploración es encontrar trampas.”

Clasificación de Trampas

1. Trampa Estructural

• Resultado de plegamiento y fallamiento.
• La asociación a estructuras es de gran ayuda para la identificación.
• Se identifican por mapeo geológico superficial, fotointerpretación, geofísica (sísmica).
• La mayoría de los yacimientos son Trampas Estructurales.

Características más importantes:

• Amplia variedad de estructuras geológicas.
• La extensión vertical comprende diferentes niveles de potenciales rocas reservorios con petróleo.

Toda Trampa Debe Tener Cierre Estructural

• Cierre Horizontal: Área de contorno estructural cerrado más bajo.
• Cierre Vertical: Distancia vertical entre el punto estructural más alto del reservorio y el contorno estructural cerrado más bajo.
• Cierre con petróleo y/o gas.
• Columna de petróleo o gas: Distancia vertical entre la línea de contacto petróleo-agua o gas-agua y el punto más alto del reservorio.

Clasificación de Trampas Estructurales

De acuerdo a la deformación causante:

1. Plegamientos: Gran variedad de formas. Las estructuras presentan cambios con la profundidad en forma, tamaño, desplazamiento, etc. (Dependerán del origen, historia geológica). Ejemplo: El Oriente peruano.
2. Fallamiento Normal: Se forman trampas combinadas:
   • Buzamiento regional tipo homoclinal.
   • Intersección de 2 o más fallas.
   • Pliegues agudos: anticlinales, domos salinos.
   Las acumulaciones de hidrocarburos casi siempre están en el bloque levantado de la falla. Ej: Noroeste del Perú (Piura, Tumbes).
3. Fallamiento Inverso: Concentraciones de hidrocarburos en el lado alto y/o bajo de las fallas.
4. Intrusiones Salinas.
5. Combinación de anteriores.

Principio Anticlinal

El anticlinal es la forma más común de trampa; los hidrocarburos se encuentran siempre en la parte más alta. Comúnmente, el primer pozo exploratorio se ubica en la parte más alta del nivel de reservorio potencial (Mapa Estructural). Es el punto de menor riesgo. En algunos casos no se cumple el «principio anticlinal»: problemas de cambios de facies, entrampamiento hidrodinámico.

Trampas Hidrodinámicas

• En muchos yacimientos, el contacto inferior con el agua no es horizontal, sino inclinado; es más común en cuencas intermontanas.
• Cuando el contacto es inclinado, la acumulación se presenta más extendida hacia abajo de un flanco que en el otro.
• Algunas veces la acumulación puede estar confinada en un solo flanco, pero siempre debajo del eje anticlinal.
• En algunos casos, la acumulación no se encuentra o ha sido removida totalmente (lavada).

Domos de Sal

Estructuras con núcleos de sal, originadas por presión vertical irregular de cobertura sedimentaria sobre capas de sal que fluyen lateralmente y hacia arriba. Los flujos de sal originan: Combeamiento hacia arriba (non-piercement) y ruptura de cobertura, intruyéndola por donde fluye la sal (piercement), constituyendo trampa estructural y/o estratigráfica. Ejemplos: Golfo de México (5-10% Anhidrita diseminada, resto halita). En el Perú: Cuencas Santiago, Huallaga, Lago Titicaca, etc.

2. Trampas Estratigráficas

• Son resultado de variaciones litológicas laterales de roca reservorio o interrupción en la continuidad.
• Tienen siempre un elemento estructural.

Clasificación:

1. Primarias: Formadas durante la deposición de roca reservorio (lentes, cambios de facies, etc.).
2. Secundarias: Formadas después de la deposición (cementación, discordancias). La mayoría son combinaciones de cambios de facies y discordancias.

Los procesos diagenéticos cambian rocas reservorios a no reservorios y viceversa. Reemplazamientos (dolomitización). Disolución de carbonatos (cavernas, canalizaciones). Brechamientos, Colapsos por soluciones: sal, carbonatos.

Exploración de Trampas Estratigráficas

• Normalmente, esta exploración no es común inicialmente por las empresas petroleras, ya que es de gran riesgo. Se usa más en campos maduros donde existe gran información de subsuelo y en proyectos de revaluaciones.
• Para su estudio y recomendación se requiere gran conocimiento de procesos deposicionales y tectónicos, uso de toda información geológica y geofísica posible para determinar el tipo de cuenca, facies ambientales, establecer el marco Estratigráfico y edades, y localizar discordancias.
• Debe evaluarse el comportamiento de los reservorios y los fluidos, etc.

Origen del Petróleo

• Misterio de la naturaleza bien guardado hasta los años 60.
• Numerosas hipótesis y teorías antagónicas prevalecieron hasta tiempos muy recientes. Hubo dos clases de Teorías: Teorías Inorgánicas y Teorías Orgánicas.
• Actualmente es completamente aceptada la Teoría Orgánica Moderna.

Teoría Orgánica Moderna

Establece: “Donde se encuentra petróleo existe una Roca Generadora asociada”.

• La materia orgánica (MO) depositada con sedimentos se convierte en un polímero complejo o Kerógeno por procesos bacterianos, físicos y químicos durante el enterramiento; tiene trazas de N y O. Este proceso es acompañado con remoción de agua y compactación de sedimentos.
• El Kerógeno se convierte en hidrocarburos por craqueo térmico a profundidades y temperaturas relativamente elevadas (Welte, 1965).

Ciclo del Carbono

• El Carbono está entre los elementos más importantes en todos los procesos de vida. Ampliamente difundido en la Corteza y está entre los 17 elementos más abundantes.
• Ocurre en 3 formas (Inorgánico y Orgánico):
  1. Carbono elemental (comúnmente grafito) en rocas ígneas.
  2. Carbono Oxidado: Formando Bióxidos de Carbono y Carbonatos.
  3. Carbono Reducido: Como petróleo, carbón y materia orgánica en lutitas y biosfera.

Distribución del Carbono en la Corteza:

1. Carbonatos (forma oxidada).
2. Materia Orgánica en rocas sedimentarias (diseminada como carbón, petróleo y gas).
3. En los océanos es muy baja.

Todo el Carbono reducido y el de carbonatos han sido producidos por acción de seres vivos.

• El CO₂ es introducido a la superficie terrestre por volcanismo para ser disuelto en agua de mar.
• Los seres vivos usan CO₂ gaseoso y disuelto en fotosíntesis, donde la luz solar es energía y la clorofila es catalizador.
• El Carbono en seres vivos es reciclado a la atmósfera como CO₂ por respiración, por oxidación de los seres muertos o por quema de combustible fósil.
• El ciclo del C no es eficiente al 100%. Pequeñas cantidades de C son aisladas en ambientes de reducción. Menos del 0.1% del C no entra al reciclamiento en la atmósfera. Considerando Tiempos Geológicos, el aislamiento del C ha originado grandes cantidades de Materia Orgánica Fósil (Carbón, Hidrocarburos).

Rocas Generadoras de Hidrocarburos

Prerrequisitos para que existan rocas generadoras de petróleo:

1. Producción, acumulación y preservación de MO no degradada, compuesta de moléculas orgánicas directa o indirectamente derivadas de microorganismos marinos.
2. La MO no comprende partes de esqueletos óseos, conchas, huesos y dientes.
3. La MO debe ser depositada y preservada en sedimentos, para que efectos de eventos geológicos posteriores la transformen en Hidrocarburos.

Historia Geológica de Materia Orgánica y Fotosíntesis

• Formas más antiguas de vida: bacterias fotosintéticas y algas azul-verde (3.1 a 3.3 millones de años).
• La Fotosíntesis es un fenómeno mundial como proceso básico para la producción masiva de MO en la Tierra.
• Proceso de conversión: energía de luz solar en energía química. Básicamente transferencia de H del agua al CO₂, produciéndose glucosa y O₂ liberado del agua.
• El enriquecimiento de la atmósfera con Oxígeno produce Fotosíntesis y producción masiva de Materia Orgánica.
• Cámbrico, Ordovícico y Silúrico: variedad de organismos fitoplanctónicos marinos.
• Plantas superiores aparecen en el Silúrico, comunes en el Devónico. Devónico Superior: plantas con pequeñas hojas, raíces y ramas.
• Carbonífero Superior: árboles enanos y grandes, forman bosques (Yacimientos de Carbón).
• Fin del Paleozoico: Gimnospermas (coníferas) dominan hasta el Cretáceo.
• Cretáceo Inferior: aparecen angiospermas que dominan la flora.
• Mayores contribuyentes de MO: Fito-zooplancton marino, plantas terrestres, bacterias. Los restos de animales más organizados como peces, mamíferos, etc., su contribución es muy pequeña, casi desechable.

Composición Química de Biomasa

• Biomasa: Bacterias, Fitoplancton, Zooplancton, Plantas Terrestres.
• El tipo de Materia Orgánica depositada con sedimentos depende de la asociación de grupos de organismos en ambientes: Márgenes Continentales, Grandes Cuencas Aisladas (Mar Negro, Báltico, Mediterráneo) y cuerpos de agua menores de tipo Lagunar.
• Los organismos tienen los mismos constituyentes: lípidos, proteínas, carbohidratos. Las plantas superiores tienen lignitos y celulosa.
• Diferencias en abundancia de componentes y sus estructuras químicas.

Materia Orgánica en Mares Actuales

• La principal fuente de M.O. acuática es el fitoplancton (algas: diatomeas, dinoflagelados).
• Factores para la productividad de fitoplancton: luz solar, nutrientes disueltos (nitratos y fosfatos).
• Muchas cuencas de aguas superficiales tienen intensa actividad biológica concentrada entre los 60 a 80 m superiores de la columna de agua.
• La productividad biológica en aguas costeras es 2 veces mayor que en océanos abiertos. Áreas más productivas presentan resurgencia, como ciertas partes de la plataforma continental africana y del Perú.
• Otra fuente de Materia Orgánica son las plantas terrestres, llevadas por ríos. Las lluvias las degradan antes de ser transportadas.
• La MO en el océano se encuentra: En solución (más abundante), como partículas y coloidal.
• Las arcillas absorben MO de soluciones: 99% minerales y 1% Materia Orgánica.
• La cantidad y tipo de MO depende: ambiente de deposición, clase de agua, grano de sedimentos.
• La MO no es estable: en ambientes oxigenados (alta energía), condiciones oxidantes de origen inorgánico (Óxidos de Fe – Capas Rojas).
• La sedimentación en ambientes acuáticos preserva cantidades mínimas de MO. En ambientes subaéreos, la MO es fácilmente destruida.

Materia Orgánica en las Rocas Sedimentarias

• La Materia Orgánica asimilada por sedimentos es enterrada con ellos. Los lodos a lutitas contienen 1% de M.O. Los carbonatos generalmente menos, con promedio de 1/3 de 1%.
• El 90% de M.O. en rocas sedimentarias es un complejo orgánico, de peso molecular alto (C, H, O, N y S), insoluble, material polímero llamado Kerógeno; el resto es una fracción soluble: Bitumen.
• Kerógeno y Bitumen pueden cambiar en cantidad y composición en un horizonte o formación por cambios de facies de los sedimentos.
• Diferentes tipos de Kerógeno se pueden reconocer por exámenes ópticos y análisis físico-químico.

Tipos de Kerógeno (Diagrama Van-Krevelen)

Se reconocen tres (3) tipos principales de Kerógeno, de acuerdo a sus estados de evolución:

1. Tipo I: Alta relación H/C (1.5 o más) y baja O/C (menos de 0.1). Procede principalmente de algas lacustrinas (10 a 70% lípidos). Alto potencial de generación de petróleo y gas. Ocurrencia relativamente rara comparada con otros tipos.
2. Tipo II: Alta relación H/C y bajo O/C. Relacionado a sedimentos marinos con MO procedente de fitozooplancton y microorganismos (bacterias), de ambientes de reducción. Presencia de S, restos de polen, esporas y cutículas de vegetales superiores. Alto potencial generador de petróleo y gas, más bajo que Tipo I.
3. Tipo III: Baja relación H/C (menos de 1.0) y alto O/C (0.2 a 0.3). Deriva esencialmente de plantas continentales, contiene muchos restos vegetales identificables. En cuenca, la degradación microbial es limitada por la gran sedimentación detrítica y rápido enterramiento. Ej: A lo largo de Márgenes Continentales. Este Tipo es menos favorable como generador de petróleo, puede ser fuente de gas, si el enterramiento es suficientemente profundo.

Cambios en el Kerógeno

Con la profundidad de enterramiento (mayor T), el % de C se incrementa en el Kerógeno y decrece el % de O. El Hidrógeno primero incrementa poco y después decrece. Los cambios químicos son acompañados por cambios físicos:

• Color: Inicialmente es amarillo pálido, luego marrón claro a marrón oscuro y eventualmente negro.
• Reflectividad: Se vuelve brilloso con la incidencia de luz; se incrementa el brillo con la madurez. Se mide la madurez con vitrinita (Kerógeno Tipo III derivado de plantas).

Cambios en el Bitumen

La relación bitumen/Kerógeno se incrementa con la profundidad. El Bitumen se genera del Kerógeno.

La composición del Bitumen varía rápidamente de rico en parafinas (inmaduro) a enriquecimiento en ligeros, llegando hasta gas (maduros).

Generación de Hidrocarburos

Factores que Influyen

• Kerógeno: Representa el 90% de MO en lutitas; pequeños cambios en su composición originan grandes cambios en la naturaleza de moléculas de menor peso formando Bitumen.
• Cambios: Se producen por incremento del Tiempo Geológico, Temperatura y Presión. Temperatura y Tiempo son los más importantes.

Temperatura:

Es el parámetro más importante que controla la generación de petróleo. El rate de reacción es aproximadamente el doble por cada 10°C (18°F) de aumento de temperatura. La temperatura de generación es entre 50 a 115°C.

Tiempo:

El rol de la Temperatura es modificado por el Tiempo Geológico. En cuencas jóvenes, la generación se produce por alta temperatura; en cuencas antiguas, bajas temperaturas son suficientes.

• En el laboratorio se demuestra: si la generación toma 40 millones de años a 70°C, a 80°C necesitará 20 millones de años y a 90°C se necesitarán 10 millones de años.
• Intrusiones ígneas pueden lograr generación aun en sedimentos no consolidados.

Otros factores:

• Presión, catalizadores, bacterias y materiales radioactivos no parecen tener un rol importante en la generación de petróleo.

Principales Etapas de Evolución de la Materia Orgánica en Sedimentos

• En la transformación de la MO en las rocas sedimentarias intervienen al comienzo: actividad biológica, luego temperatura, tiempo y presión.
• Las principales etapas de evolución de MO son: Diagénesis, Catagénesis y Metagénesis.

Diagénesis

• Se inicia con sedimentos recién depositados. El principal agente de transformación es la actividad microbiana, que consume O₂ libre.
• Los sedimentos contienen gran cantidad de agua (limos arcillosos a 5 cm de Profundidad: 60% de agua), sulfuros de Fe, Cu, Pb, Zn, material orgánico muerto y numerosos microorganismos vivos (bacterias).
• Con el enterramiento progresivo se libera CO₂, agua y algunos componentes pesados: N, S, O.
• Poco incremento de T y P; las transformaciones ocurren bajo condiciones moderadas. Esta etapa comprende profundidades de pocos cientos de metros.
• Al final de la Diagénesis, la MO es principalmente Kerógeno inmaduro y se origina Metano (gas de los pantanos si es Kerógeno III). La MO procedente de plantas terrestres deriva a lignito y carbón sub-bituminoso.
• Reflectancia de Vitrinita = 0.5 o menos. Roca Madre Inmadura.

Catagénesis

• Subsidencia con sedimentos a profundidades de varios kilómetros. Se incrementa T y P.
• Se compacta la roca, continúa la expulsión de agua, se incrementa la salinidad del agua intersticial hasta la saturación, baja la porosidad y permeabilidad.
• Se transforma gradualmente Kerógeno a Bitumen (craqueo) y a petróleo líquido y gas. El Kerógeno decrece y el Bitumen se incrementa.
• La Catagénesis duplica su accionar cada 10°C. La T varía de 50°C a 115°C.
• Al final de la etapa se produce gas húmedo (condensados) y significativas cantidades de metano.
• Reflectancia de Vitrinita = 2.0. Roca Madre Madura.

Metagénesis

• Última etapa de la Evolución con altos valores de Presión y Temperatura. Rocas con influencia de magmas, efectos hidrotermales y dinámicos (cuencas profundas).
• Minerales severamente transformados (metamorfismo), formación de cuarcitas, desaparece la estructura original de las rocas.
• Se produce solo Metano y Antracita.
• Reflectancia de Vitrinita = 4%. Roca Madre Sobremadura.

Origen del Gas Natural

• El Gas Natural es la fase gaseosa del petróleo.
• Mayores fuentes de Gas Natural:
  1. Bacterias Metanogenéticas.
  2. Todos los tipos de Kerógeno.
  3. Carbón.
  4. Petróleo en Roca Madre y en el reservorio.
• Gases no-hidrocarburos: CO₂, H₂S, N₂ son formados por procesos orgánicos e inorgánicos.
• Todas las acumulaciones de gases de HCs tienen origen biogénico, por descomposición de la MO.
• Alrededor del 20% de Metano es de origen bacterial.
• Del 40 al 55% es por descomposición térmica en el reservorio de petróleo, rocas no reservorios y carbón. El resto (25 a 40%) proviene directamente de la descomposición térmica del Kerógeno.
• Los gases húmedos C2, C3, C4, son formados primariamente en la “ventana de petróleo”, mientras que C1 se forma en toda la columna sedimentaria bacterialmente durante la diagénesis y termalmente durante la catagénesis y metagénesis.
• Los condensados se originan por descomposición termal del petróleo en el reservorio, fraccionamiento evaporativo y procesos de separación del gas que comprenden migración vertical.
• Los condensados formados en procesos tardíos pueden ser acumulados a varias profundidades que comprenden desde sedimentos post-maduros a inmaduros.
• Origen de CO₂: Descomposición termal de Kerógeno en y encima de la “ventana de petróleo”, reacciones químicas de caolinita y carbonatos a más de 100°C y descomposición de carbonatos a altas temperaturas por magmas.

H₂S en reservorios: Descomposición termal de petróleos con alto azufre más profundos que la “ventana de petróleo”, reducción termo-química de sulfatos de agua acompañada de oxidación de HCs entrampados. Algunos H₂S proceden de degradación termal de Kerógeno y carbón.

N₂: Oxidación de Amoniaco de agua en poros de sedimentos (Amoniaco: maduración de MO, particularmente carbón), atmósfera y gaseados del manto.

En cuencas típicas: N₂ + gas seco en plataformas continentales estables, CO₂ + gas húmedo dentro de la “ventana de petróleo” y CO₂, H₂S y gas seco solo en partes profundas de cuencas.

Carbón y Petróleo

Originados principalmente por organismos del reino vegetal, sometidos a los mismos procesos geológicos: acción bacterial, enterramiento, compactación y calentamiento geotermal (diagénesis, catagénesis y metagénesis).

Diferencias esenciales:

1. El Carbón es encontrado en el sitio de deposición como sólido y M.O. pura, masiva.
2. El Petróleo es líquido, migra del sitio de generación a rocas reservorio porosas.
3. Las rocas generadoras de petróleo fueron depositadas en ambientes marinos; el carbón, bajo condiciones no marinas, parálicas.
4. La Carbonificación es un proceso químico, cambio físico por temperatura, presión y tiempo de los componentes orgánicos de la turba original.
5. La turba por carbonificación cambia a carbón marrón, carbón bituminoso duro y antracita.

Migración del Petróleo

El petróleo generado en la «roca madre» se mueve hasta acumularse donde las rocas reservorios (porosas y permeables) se encuentran constituyendo una Trampa.

Migración Primaria

Movimiento de Hidrocarburos entre los finos granos de la «Roca Madre» (Lutita, calizas, etc.) hacia conductos más permeables (Areniscas).

Mecanismo:

• En Medio Acuoso se distinguen tres (3) mecanismos: Solución, Coloides y Gotas.
• El movimiento se realiza con ayuda de agua a través de los finos poros de la «Roca Madre”.
• El movimiento como coloides es más aceptable.
• En Gotas se requiere alta presión para atravesar los poros, pueden causar extensas microfracturas, que son muy comunes en lutitas y calizas.
• La Migración Primaria ocurre a profundidades de 1,500 a 3,500 metros, durante o después de la Catagénesis.
• El microfracturamiento es la hipótesis más reciente, muestra muchas posibilidades de ser real. La Migración Primaria puede tener un desplazamiento muy corto, decenas o quizás centenas de metros.

Migración Secundaria

• Movimiento de los Hidrocarburos a través de capas permeables hasta alcanzar la roca reservorio entrampada.
• La Migración Secundaria es un movimiento de hidrocarburos muy amplio, se drenan áreas de cientos de kilómetros cuadrados.
• La migración es lateral, paralela al buzamiento (buzamiento arriba) de las capas, siguen los horizontes permeables continuos desde el centro de la Cuenca a los flancos, hasta alcanzar una trampa o la superficie para ser oxidado (Tar) o destruido.
• El movimiento puede ser interrumpido por grandes sistemas de fallas activas, originando a lo largo de ellas Migración Vertical muy importante y común en muchas regiones petrolíferas del Mundo.
• La Migración Secundaria es mucho más rápida que la Primaria.

Mecanismos:

• Los hidrocarburos se mueven en solución en condiciones cambiantes de T, P y salinidad, que los obligan a salir de solución y ser entrampados. En la mayoría de los casos, la Migración Secundaria se realiza en gotas o glóbulos de petróleo por rocas porosas.
• Los periodos de Generación y Migración comprenden millones de años y pueden ser contemporáneos.

Acumulación

• Es el final de la Migración Secundaria al llegar el HC a la roca reservorio entrampada.
• La mayoría de las gotas flotantes de petróleo gradualmente van desalojando el agua y llenando las partes altas de la Trampa.
• La Acumulación no siempre es la historia final; el Sello puede ser destruido por fallamiento o erosión.
• La Acumulación representa un proceso muy eficiente.

Entrampamiento Selectivo

En casos de alineamientos de trampas cercanas o vecinas que contienen petróleo y/o gas en una región, el proceso de migración se explica de la siguiente manera:

1. Cuando una trampa anticlinal de un sistema de pliegues es llenada con petróleo y gas, el petróleo es eventualmente forzado a salir por el fondo del anticlinal (punto de derrame) ya sea porque petróleo y gas adicional entran en la trampa o porque una pérdida de presión trae un incremento del volumen del gas, lo que obliga a salir al petróleo.
2. El gas y/o petróleo forzado a salir por el «punto de derrame» se va a mover «buzamiento arriba» para ser acumulado en la siguiente trampa.
3. Siguiendo este mecanismo «buzamiento arriba» se puede presentar que la primera estructura puede terminar totalmente llena de gas, la siguiente con gas y petróleo, la siguiente con solo petróleo y la siguiente con agua original.

Trampas sin Hidrocarburos

En muchas áreas, las trampas se presentan con solo agua a pesar de ser muy favorables para gas y/o petróleo. Las trampas se presentan con cierre, adecuada roca reservorio, pero llenas de agua. Razones que explicarían la falta de hidrocarburos:

• Ausencia de roca madre (ambiente deposicional, sedimentación rápida, clima no favorable).
• No hubo generación (Inmadurez).
• Los hidrocarburos no alcanzaron la trampa (fallas, variaciones en permeabilidad) u origen de trampas posterior a la migración.
• Escape de hidrocarburos (oil seep).
• Hidrocarburos destruidos o lavados.