Yacimientos Petroleros

1. YACIMIENTOS PETROLEROS
Los yacimientos petrolíferos se dividen en Trampas de tipo estructural o estratigráfico
 Trampas estructurales.- Son aquellas en las que los hidrocarburos se encuentran asociados a pliegues o fallas.
 Anticlinales (simétricos y asimétricos)
 Terrazas estructurales
 Domos estructurales
 Domo salino
 Monoclinales
 Fallas
 Discordancias
 Depósitos lenticulares
 Nariz anticlinal
 Trampas estratigráficas.- Por variación de la permeabilidad; Estas son diversas y dependen exclusivamente del
carácter sedimentológico de las formaciones que las constituyen. Un cambio lateral de arena a lutita constituye una
trampa estratigráfica.
 Trampas Combinadas.- Existen trampas de carácter combinado estratigráfico y tectónico cuya presencia es muy
frecuente en los campos petroleros.
 Depósitos petrolíferos en asociación con intrusiones volcánicas.
Estructuras Petrolíferas. Yacimientos Primarios
Para la formación de yacimientos petrolíferos deben existir circunstancias de sedimentación tales que
impidan la fuga del petróleo y gas acumulado en las rocas-almacén hacia la superficie exterior y su
consiguiente difusión u oxidación.
Cuando las capas son oblicuas, en el afloramiento de las arenas petrolíferas puede haberse formado por
oxidación una potente montera de asfalto que haga imposible sucesivas pérdidas. En este caso, puede
cortarse la arena petrolífera a una profundidad mayor, el asfalto tapona la arena petrolífera en la
superficie.

2. Imagen tomada de: Dr. Phil. Walter E. Petrascheck y Carlos Castells “Yacimientos y Criaderos”
diciones Omega,S.A. de C.V. Casanova, 220 Barcelona, 1965
En todas las estructuras se encuentra que el gas, siempre que exista, se ha acumulado en la parte superior
del depósito, a continuación va el petróleo y, todavía más profunda, el agua, salina en la mayoría de los
casos. Las superficies límites gas-petróleo y petróleo-agua son habitualmente horizontales.
La siguiente figura muestra un ensanche de las zonas productivas hacia abajo, así como un peso
específico del petróleo creciente con la profundidad.
Separación de gas, petróleo y agua en el campo de Cushing, Oklahoma

3. Imagen tomada de: Dr. Phil. Walter E. Petrascheck y Carlos Castells “Yacimientos y Criaderos”
Ediciones Omega, S.A. de C.V. Casanova, 220 Barcelona, 1965
Las trampas tectónicas se conocen desde hace mucho, después que se observó por primera vez en la
cuenca de los Apalaches, que el petróleo yacía en líneas que pronto se reconocieron como anticlinales.
Las estructuras solamente poseen valor práctico cuando están cerradas en la parte dirigida hacia la
superficie exterior.
Los anticlinales pueden ser tan llanos, que el buzamiento de las capas apenas sea perceptible a simple
vista y sólo resulte determinable mediante una serie de mediciones. Pueden ser simétricos o inclinados.
En un anticlinal simétrico, las superficies productivas se ensanchan con la profundidad. Los anticlinales
pueden ser anchos, estrechos, en forma de baúl, rectos u oblicuos. Las superficies límites gas-petróleo y
petróleo-gas no siempre son completamente horizontales, sino que descienden ligeramente a partir de la
cresta del anticlinal. La zona petrolífera del flanco más echado de un anticlinal inclinado es más ancha.
El desplazamiento de la cresta en los anticlinales oblicuos posee importancia práctica, ya que el lugar
donde se acumula el petróleo, es decir, el dobles del pliegue, se va corriendo conforme aumenta la
profundidad hacia el flanco más echado. También los pliegues volcados y tumbados pueden ser
petrolíferos.
Anticlinal Simétrico en forma de baúl

4. Imagen tomada de: Dr. Phil. Walter E. Petrascheck y Carlos Castells “Yacimientos y Criaderos”
Ediciones Omega, S.A. de C.V. Casanova, 220 Barcelona, 1965
Los pliegues diapíricos poseen en su interior un núcleo quebradizo aunque plástico en la mayoría de los
casos y sal. El núcleo puede perforar su techo en mayor o menor cuantía. Los flancos pueden ser muy
inclinados, incluso volcados, pueden alcanzar mayor profundidad en uno de sus costados que en los
otros; también pueden estar volcados a ambos lados, con lo que el pliegue toma forma de una seta. Bajo
un plegamiento simple y llano puede haber diapirismo en profundidad.
Pliegues diapíricos de Moreli y Tintea
Imagen tomada de: Dr. Phil. Walter E. Petrascheck y Carlos Castells “Yacimientos y Criaderos”
Ediciones Omega, S.A. de C.V. Casanova, 220 Barcelona, 1965
En los domos o diapiros salinos se ha formado una montera de yeso en su parte superior debido a que en
los mismos aparece, juntamente con la sal, anhidrita. Existen diapiros salinos que yacen a gran
profundidad, en los que aparece gas o petróleo en el ligero plegamiento que forma su recubrimiento. Hay
también domos que llegan muy cerca de la superficie y otros denudados parcialmente, en los cuales las
arenas petrolíferas pueden haber sido arrastradas hacia arriba junto a sus flancos o aparecer limpiamente
perforadas, en posición echada.
Puede ser apreciable el vuelco de las capas en los flancos de los pliegues diapíricos. Se dice entonces
que están desplomadas. La planta de los diapiros es, en la mayoría de los casos, redonda u ovalada, pero
también puede ser subtriangular. El núcleo salino puede ser comprimido hasta alcanzar pocos centenares
de metros. Puede también llegar a alcanzar varios kilómetros de diámetro en cualquier dirección. Los
pliegues pueden ser también petrolíferos cuando están bajo un recubrimiento discordante.
La curvatura de capas debida a movimientos verticales, y no a plegamientos tangenciales, recibe el
nombre de abombamiento.

5. Cuando capas poco plegadas toman en diversos tramos la posición horizontal, se dice que forman
terrazas tectónicas, que también pueden constituir yacimientos petrolíferos, pero que en su mayor parte
no son explotables.
Los trastornos o fallas pueden estancar el petróleo, actuando como trampas.
Los sinclinales encierran a veces petróleo pesado, cuando no existen agua ni gas.
La estructura tectónica de la región también puede ser decisiva para la presencia del petróleo en
diaclasas o grietas en las diaclasas como en México, donde las intrusiones basálticas que encierran el
mismo tipo de petróleo desplazaron las capas hacia arriba.
En las 2 siguientes figuras, en la primera se observa un anticlinal paleozoico denudado que constituye el
rico campo petrolífero de Oklahoma y en la segunda las grietas y salbanda de un basalto que son
petrolíferos en México.
Imagen tomada de: Dr. Phil. Walter E. Petrascheck y Carlos Castells “Yacimientos y Criaderos”
Ediciones Omega, S.A. de C.V. Casanova, 220 Barcelona, 1965

6. El petróleo se puede estancar en las discordancias. El ejemplo más conocido de esta clase es el campo
oriental de Texas.
Concentración del petróleo en una discordancia. Campo oriental de Texas
Imagen tomada de: Dr. Phil. Walter E. Petrascheck y Carlos Castells “Yacimientos y Criaderos”
Ediciones Omega, S.A. de C.V. Casanova, 220 Barcelona, 1965
Los lentejones de arena son frecuentemente antiguos cursos fluviales. Cuando forman meandros y
ramificaciones, se les da el nombre de cordones de zapato, <<shoe strings>>. Una posibilidad de
concentración del petróleo en capas inclinadas de arena resulta cuando estas se van haciendo más
margosas en su parte superior, es decir, cuando se vuelven impermeables. Tales cambios de facies son
predecibles muy fácilmente basándose en estudios paleográficos.
El reconocimiento e interpretación de las trampas estratigráficas es incomparablemente más difícil que el
de las tectónicas, las cuales aparecen en la mayoría de los casos incluso en la superficie. Los estudios
geofísicos suministran también muy pocos datos sobre los cambios de facies. Para la búsqueda del
petróleo se necesitan un conocimiento profundo de la geología de la región y mayor número de sondeos.
Los mapas paleogeográficos, así como los de facies y los de espesores, sirven para alcanzar este
conocimiento.
Yacimientos secundarios de petróleo
Desde los yacimientos primarios, el petróleo puede escaparse hacia arriba, en las proximidades de
anticlinales póstumos, donde se ha acumulado de nuevo en un plegamiento más débil y reciente. A veces
se evade también hacia la superficie, penetrando en las capas cuaternarias supra yacentes. Allí es
arrastrado por las corrientes de agua freática, para aparecer finalmente en manantiales apartados.
Ocasionalmente, como ocurre en el Terciario reciente de México, dicho petróleo secundario puede
acumularse de nuevo en trampas apropiadas hasta llegar a ser susceptible de explotación.

7. El agua de los campos petrolíferos
En los campos petrolíferos existen aguas freáticas normales, que están en comunicación con la
superficie, siguen las leyes de la hidrología y, en su aspecto químico, son análogas a las restantes aguas
subterráneas de los contornos. Pueden aparecer sobre, bajo o entre las arenas petrolíferas. No obstante,
los depósitos petrolíferos encierran además aguas propias, que pueden aparecer mezcladas con petróleo
o debajo de él; son las aguas marginales. Estas son, las aguas de los campos petrolíferos
que eventualmente pueden comunicar, tras largos rodeos, con las aguas freáticas.
En un principio, el límite agua-petróleo es a menudo marcado, pero varía con la caída de presión debido
a la explotación. En arenas bastas aparece al principio una emulsión, cuyo contenido en agua aumenta en
el transcurso de la explotación, llegando a ser un múltiplo del petróleo, hasta que, ya no resulta rentable
la explotación. En el petróleo transportado por oleoductos se permite un 2% de agua. Sondeos
productivos pueden suministrar una cantidad de agua, diez veces, o incluso, cuarenta veces mayor que la
de petróleo. La formación de emulsiones es, con frecuencia, un fenómeno acompañante de la producción
y puede resultar influido por ésta.
En campos petrolíferos ya explotados se ha observado repetidas veces que, cuando se dejaron en reposo
durante largo tiempo, en la parte más alta de la estructura se reunieron otra vez manchas de petróleo, las
cuales transcurrido cierto período, volvieron a hacer rentable la producción.
Estas aguas que acompañan al petróleo, las aguas marginales, son saladas en la mayoría de los casos. Su
salinidad puede ser superior o inferior a la del agua del mar. Por regla general no contiene sulfatos,
siendo a menudo, en cambio, ricas en sulfhídrico. Todavía no está claro si la reducción de los sulfatos es
debida a la actividad de las bacterias o a la influencia de los hidrocarburos. Es importante su contenido
en yodo, así como el de bromo. El contenido en yodo puede ser tan grande que incluso se ha pensado en
su aprovechamiento; en todo caso es considerablemente más elevado que el del agua de mar.
La composición de las aguas en los distintos horizontes de un campo no es siempre constante. Por
consiguiente, puede recurrirse a los análisis de agua para la correlación de los diversos horizontes.
Al mismo tiempo que las aguas marginales que limitan la zona que contiene petróleo, existe todavía un
agua capilar que aparece conjuntamente. Recibe el nombre de agua adherida. Su cantidad aumenta a
medida que decrece la permeabilidad. Hay arenas petrolíferas cuyos granos están rodeados de una
película de esta agua.
Migración
La forma de aparecer del petróleo y el gas, en especial su concentración en estructuras tectónicas, indica
que el petróleo no se ha originado donde se halla actualmente. Por lo menos, en algunos casos debe
haberse desplazado en el interior de la roca-almacén. Está fuera de dudas el que ha existido un
desplazamiento horizontal en el interior de los estratos. Por otra parte, cuando existe un pequeño
lentejón arenoso, que encierra considerable cantidad de petróleo, dentro de arcilla, el petróleo no puede
haberse desplazado hasta él desde los costados. En este caso sólo es posible una migración transversal a
la estratificación, ya que la cantidad de organismos necesaria para llenar por completo los poros no
podría ser albergada en las arenas, sino en las arcillas, el medio más favorable para la formación de
sustancias bituminosas. Cuando existe petróleo de diversas calidades formando capas superpuestas en las
arenas, se considera que en algunos campos petrolíferos yacen extensas zonas de arenas acuíferas entre
las arenas petrolíferas, las cuales pueden ciertamente haber obtenido el agua que contienen
posteriormente, a partir de las aguas superficiales.

8. El petróleo se forma en fangos arcillosos. La arcilla es mucho más comprensible que la arena. La
compacidad creciente empuja las emulsiones petrolíferas y el gas fuera de la arcilla hacia las capas
arenosas. Esta es la causa de la migración transversal a la estratificación. En la arena se realiza entonces
la separación por gravedad.
Las pequeñas burbujas de gas son las que ponen en movimiento la emulsión en los poros de la arena y
empujan las gotitas de petróleo hacia arriba o las desplazan hacia adelante con mucha mayor fuerza de lo
que lo haría su flotabilidad en agua exclusivamente. La lentitud de la migración es, pues, reconocible
debido a que, en pliegues de formación geológica reciente, el petróleo no se encuentra en la coronación
actual de los mismos, sino a mayor profundidad.
Bibliografía:
- Dr. Phil. Walter E. Petrascheck y Carlos Castells “Yacimientos y Criaderos” Ediciones Omega, S.A. de
C.V. Casanova, 220 Barcelona, 1965
- E. Lopez Ramos Geología General Tomo I 5ª. Edición
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http://www.industriapetroleramexicana.com/wp-content/uploads/2010/09/aguas-profundas.jpg