ORIGEN DEL PETROLEO El petróleo proviene de zonas
profundas de la tierra o mar, donde se formó hace millones
de años. Esta teoría plantea que organismos vivos
(peces, y pequeños animales acuáticos y especies
vegetales), al morir se acumularon en el fondo del mar y se
fueron mezclando y cubriendo con capas cada vez más
gruesas de sedimento como lodo, fragmentos de tierra y rocas,
formando depósitos sedimentarios llamados rocas
generadoras de crudo. La acumulación de otras capas
geológicas sobre estos depósitos formó la
“roca madre” y generó condiciones de
presión y temperatura lo que facilitó la
acción de bacterias anaeróbicas para transformar
lentamente la materia orgánica en hidrocarburos con
pequeñas cantidades de otros elementos.
ORIGEN DEL PETROLEO El petróleo no se encuentra
distribuido de manera uniforme en el subsuelo y para que
éste se acumule, deben cumplirse algunas condiciones
básicas: Debe existir una roca permeable para que, bajo
presión, el petróleo pueda moverse a través
de los poros microscópicos de la roca y debe existir una
roca impermeable dispuesta en forma tal, que evite la fuga del
petróleo y el gas natural hacia la superficie.
ORIGEN DEL PETROLEO
ORIGEN DEL PETROLEO La composición elemental del
petróleo normalmente esta comprendida dentro de los
siguientes intervalos.
TEORIA INORGANICA • Según los trabajos de Berthelot
(1866), Mendeleiev (1897), Moissan (1902), la formación de
los aceites minerales se deberían a la
descomposición de carburos metálicos por la
acción del agua. Las aguas de infiltración, en
contacto con los carburos metálicos contenidos en las
profundidades del suelo, darían hidrocarburos
acetilénicos de cadena corta, que se transformarían
en hidrocarburos saturados, cada vez más complejos,
polimerización y condensación. • Así es
como una hipótesis, emitida por Sabatier y Senderens, hace
intervenir una reacción catalítica con
fijación de hidrógeno, en presencia de metales como
el níquel, en estado muy dividido. .
TEORIA INORGANICA • Algunos geólogos han pensado
vincular la formación de aceites minerales a
fenómenos volcánicos: en efecto, los restos de
terrenos eruptivos a menudo contienen hidrocarburos, y el azufre,
producto volcánico por excelencia, constituye casi
constantemente las tierras petrolíferas. Se comprueba
también, en el curso de las erupciones, un desarrollo de
hidrocarburos gaseosos que podrían polimerizarse en el
curso de los fenómenos posvolcánicos. Pero esta
Hipótesis no encara la posibilidad de
descomposición de los petróleos a la temperatura de
las bocas de erosión es muy elevado, y aunque se ha
verificado en algunos yacimientos (Caúcaso,
Rumanía, Galitzia), no ha sucedido lo mismo en las
regiones petrolíferas del Canadá, Texas y Rusia del
Norte.
TEORIA ORGANICA • Según el naturalista Alemán
Hunt, los petróleos se habrían formado en el curso
de los siglos por descomposición de plantas y de animales
marinos. En apoyo de esta hipótesis se invoca generalmente
la presencia de tal gema y restos orgánicos en los
sondajes petrolíferos. La destilación bajo
presión del aceite de hígado de Bacalao o de
cuerpos grasos provenientes de animales marinos mostraría,
según el químico Egler, que los petróleos se
originan por la acción del calor central, ejercido bajo
fuertes presiones, sobre los cadáveres fósiles de
esos animales.
TEORIA ORGANICA • Apoyaría la hipótesis del
origen animal de estos aceites el poder rotatorio que posee la
mayor parte de ellos, que probablemente se debe a la presencia de
colesterina. • Desgraciadamente, los yacimientos de
petróleo se encuentran en terrenos antiguos donde la
geología nos enseña que la vida se hallaba muy poco
desarrollada.
TEORIA MICRO ORGANICA • Sería muy posible que la
génesis de los petróleos derivasen, al menos en
parte, de formas animales y vegetales de organización muy
primitiva como las algas, diatomeas, los protozoarios
(foraminíferas). La descomposición por el agua del
plancton marino, y sobre el Faulschlamn, de las profundidades
constituido por plantas y animales microscópicos,
podría proporcionar petróleo en ciertas
condiciones. Lo que parece confirmar esta idea es la coexistencia
de antiguas líneas costeras o de formaciones marinas, con
ciertos yacimientos. • En la actualidad se da más
crédito a la hipótesis orgánica para
explicar la enorme cantidad de sustancias madres necesarias para
la producción de miles de millones de petróleo
extraídas hasta el presente, a sido menester como en
cierta época, un hundimiento o una brusca
modificación de las condiciones de vida que provoco la
muerte de numerosos animales marinos. Para el químico
marino Mrazec, no sería extraña a la
transformación de los restos orgánicos, una
acción microbiana anaerobia, y el biólogo
francés Laigret a demostrado que el bacillus Perfringens
puede producir fermentaciones, dando metano y hidrocarburos
análogos a los petróleos.
TEORIA CONVENCIONALMENTE ACEPTADA • La composición
química del petróleo (con 95 a 99 por ciento de
carbono o hidrogeno) no implica forzosamente un origen
orgánico. No obstante, generalmente se le considera
así por dos razones: – El petróleo tiene
ciertas propiedades ópticas. – El petróleo
contiene nitrógeno y ciertos compuestos (porfirinas) que
únicamente pueden proceder de materiales orgánicos.
• Por otra parte, el petróleo casi siempre se
encuentra en rocas sedimentarias marinas. En efecto el muestreo
realizado en algunos del fondo de los mares sobre las plataformas
continentales ha revelado que los sedimentados de grano fino que
están acumulándose hoy día contienen hasta 7
por ciento de materia orgánica que es potencialmente apta
desde el punto de vista químico para transformarse en
petróleo. En este hecho vemos una aplicación mas
del principio de uniformidad.
TEORIA CONVENCIONALMENTE ACEPTADA • Aunque las etapas de
formación del petróleo apenas si se conocen, la
teoría que se expone a continuación esta
ampliamente difundida y apoyada por superficies hechas como para
estar, al menos un tanto cerca de la verdad. • La materia
original consiste en organismos marinos simples, principalmente
plantas que viven en abundancia en la superficie y cerca de la
misma. Ciertamente no falta tal material: la observación y
las medidas practicadas indican que el mar producen cuando menos
400 kilogramos de materia proteica por hectárea cada
año y en las aguas más productivas cerca de la
orilla crecen hasta 2.5 toneladas por hectárea al
año. Esta ultima cifra representa mas de lo que
podría cosechar el rancho o la granja más
productiva.
TEORIA CONVENCIONALMENTE ACEPTADA • La materia
orgánica se acumula en el fondo, sobre todo en cuencas
donde el agua está estancadas y es pobre en oxigeno y en
consecuencia los animales necrófagos no devoran la
sustancia orgánica ni esta se destruye por
oxidación. En cambio sufre el ataque y la
descomposición por bacterias, que separan y eliminan el
oxigeno, nitrógeno y otros elementos, dejando el carbono y
el hidrogeno residuales. Los sedimentos ricos en materia
orgánica actualmente en proceso de acumulación,
están llenos de bacterias. • Al sepultarse
profundamente bajo sedimentos más finos que se depositan
posteriormente, se destruyen las bacterias y se aportan
presión, calor y tiempo para que puedan verificarse los
cambios químicos posteriores que convierten las sustancia
orgánica en gotitas de petróleo liquido y en
minúsculas burbujas de gas.
TEORIA CONVENCIONALMENTE ACEPTADA La compactación gradual
de los sedimentos que las contienen a consecuencia de su peso
cada vez mayor, reduce el espacio entre las partículas de
roca y expulsa el petróleo y gas hacia las capas cercanas
de arena o arenisca, donde los poros son más grandes.
Ayudados por su menor peso especifico que les permite flotar y
quizá por la circulación de las aguas
subterráneas, el aceite y el gas generalmente se mueven
hacia arriba a través de la arena hasta que alcanza la
superficie se disipan o bien, hasta que se detiene y acumulan una
trampa y forman un yacimiento.
TIPOS DE MIGRACION DE PETROLEO Y GAS • .
MIGRACION PRIMARIA • Se ubica próxima a la
generación de hidrocarburos, es el movimiento del
hidrocarburo generado en la roca madre a nivel más poroso,
ubicado a poca distancia. • Un aspecto que es importante
recordar es el diámetro molecular de los hidrocarburos y
el tamaño de los poros de las rocas. Los hidrocarburos que
migran van desde el metano con cuatro Angstroms (A) de
diámetro molecular (el agua es de 3.2 A) hasta compuestos
más sólidos de tipo asfalto con diámetros
que van de 50 a 1000 A de diámetro, los que a 2000 metros
de profundidad aproximada disminuye a menos de 50 A. • Por
consiguiente, la movilidad de los hidrocarburos, líquidos
o gaseosos y otros gases que los acompañan, está
controlada por su diámetro molecular, además de sus
diferencias de viscosidad, densidad, etc. • Por otra parte,
el transporte se puede considerar ya sea como realizado en forma
de flujo homogéneo o bajo forma de difusión a
partir de una "solución" concentrada. • Es necesario
además pensar en que las relaciones agua-petróleo
se desplazan en medios poroso invadidos por agua.
• . MECANISMOS DE MIGRACION PRIMARIA a) Como soluciones
moleculares. Las aguas intersticiales o liberadas durante la
diagénesis juegan un rol preponderante, especialmente a
poca profundidad, puesto que los volúmenes expulsados son
bastante grandes. Por esta razón varios autores aceptan la
hipótesis de que los hidrocarburos arrastrados por este
flujo (proto petróleo) podrían terminar su
maduración y transformación en el reservorio. Sin
embargo, jamás se ha encontrado este proto petróleo
u otro estado intermedio. Para poder explicar las reservas
grandes de una cuenca, considerando la solubilidad de los
hidrocarburos en el agua, que es variable (1% el metano, 5 a 100
pmm para crudos, el benceno y tolueno son los más
solubles), se requiere de enormes volúmenes de agua
expulsada o un incremento excesivo a la solubilidad de los
hidrocarburos, e incluso así no se explicaría la
contradicción que se observa en la distribución de
los distintos hidrocarburos y la solubilidad. Así por
ejemplo, los hidrocarburos menos solubles (saturados) son los
más abundantes, mientras que los más solubles
(benceno, tolueno, etc.) sólo se encuentran como trazas.
Otro ejemplo, es aquel que consta la variación en los
reservorios vecinos a una roca madre y su zona de
transición. La roca madre se empobrece en solubles y
enriquece en asfaltos y resinas; el reservorio se hace más
rico en saturados y más pobre en compuestos polares en N,S
y O. es decir habría una diferenciación de tipo
cromatográfica durante la migración. Finalmente,
algunos autores consideran la existencia de compuestos
solubilizadores, que podrían explicar la mayor
solubilización de los hidrocarburos en el agua.
• • • MECANISMOS DE MIGRACION PRIMARIA b) Como
soluciones coloidales o miscelas. Considerando la poca
solubilidad de los hidrocarburos en el agua, se podría
pensar en su dispersión como soluciones coloidales o
miscelas. Sin embargo, las dimensiones de estos serian del mismo
orden de tamaño o superiores a los poros de las rocas, con
lo cual esta hipótesis queda descartada; a esto se le debe
agregar la oposición de cargas eléctricas entre
miscelas y la superficie de los minerales arcillosos que hace a
un mas difícil este proceso. En el transporte bajo la
forma de burbujas y gotas intervienen aspectos como el
diámetro de la mismas, las variaciones del diámetro
de los poros (estrangulamiento) y la presión capilar, ya
que el movimiento de los fluidos es posible si el diámetro
de las gotas es inferior a los "estrangulamientos" o si existen
fuerzas capilares suficientes que permitan la deformación
de las gotas para que así puedan pasar, estas fuerzas
podrían producirse durante la compactación Las
miscelas de hidrocarburos utilizan el agua como agente de
transporte, en cuyo caso la acción mecánica o
físico química pueden ser de transcendental
importancia. Sin embargo, el agua es también un agente
oxidante y por consiguiente un factor de alteración o de
biodegradación de los petróleos, es así que
su composición, precisamente en salinidad juega un papel
considerable.
• • • • • • MECANISMOS DE MIGRACION
PRIMARIA c) Como fases de hidrocarburos separados o en fase de
petróleo y gas individualizados. Sólo
después de la transformación del kerógeno en
hidrocarburos, lo cual se produce en la ventana del
petróleo, se nota una desagregación y
deformación de sus micromoléculas, las más
móviles van a ser desplazadas hacia zonas de menor
compactación, lo que explica la repartición de los
productos orgánicos en las rocas y el rendimiento de
hidrocarburos en los esquistos bituminosos y en las calizas.
Cuando hay saturación de petróleo en la roca madre,
en estado de madurez, el agua intersticial está fijada en
las paredes de los poros, esto permite que el petróleo se
desplace bajo la acción de la presión "en fase
constituida". La observación de rocas maduras en el
microscopio de fluorescencia, permite apreciar vena de
petróleo del orden de microne, lo cual confirma la
hipótesis de liberación de hidrocarburos en forma
directa a partir del kerógeno. En una segunda etapa, estos
hidrocarburos en fisura deberían ser expelidos, ella
será producida por el incremento de presión que es
favorecido por un aumento de temperatura. La permeabilidad
relativa del petróleo aumenta con su saturación
luego de la expulsión del agua, ello permite o facilita el
desplazamiento favorable del mismo. Por consiguiente, la salida
de los fluidos en "fase constituida y continua".
• • • • • • • •
MECANISMOS DE MIGRACION PRIMARIA d) Rocas madre pobres (COT menor
a 1%). En este caso la cantidad de agua en los poros, comparada
con la de hidrocarburos es importante. De esa manera grandes
fuerzas capilares se oponen al paso de las gotas del
petróleo por medio de los poros humedecidos, debido a la
tensión de la interfase agua/petróleo. Para
explicar la expulsión de las gotas de petróleo se
han planteado varias hipótesis tales como: Un
microfracturamiento de la roca generadora por presiones en su
estructura, debido a la expansión de la materia
orgánica. Una expansión térmica del agua
presente en los poros. Una absorción de componentes ricos
en las superficies de los poros o una retención de los
hidrocarburos pesados en la superficie de las arcillas,
facilitando el paso de las gotas de petróleo. Las rocas
heterogéneas (intercalaciones de capas de limos) y fuerzas
tectónicas (fracturamientos) puede facilitar la
expulsión de algunos hidrocarburos generados. e) Rocas
madre muy ricas (COT mayor a 3%). La expulsión desde una
profundidad dada (2500- 3000m), donde los poros de las rocas
están completamente saturados de hidrocarburos, se
realizan mediante una fase casi continua. Ello puede suceder de
dos maneras: Que el kerógeno forme una malla
tridimensional con petróleo humedecido, a través de
la cual los hidrocarburos pueden migrar. Qué cantidad de
petróleo generado sea suficiente para mantener
húmedos los poros, ayudando de esa manera la
expulsión del petróleo libre.
• .
• MARCO GEOLOGICO DE LA MIGRACION PRIMARIA Está
establecido que los hidrocarburos se originan en las zonas
profundas de las .cuencas sedimentaros, luego que gran parte del
agua inicial fue expulsada; la génesis de los
hidrocarburos líquidos se verifican entre 50-150°C de
temperatura, que corresponde a una compactación avanzada,
o sea que el agua intersticial ha sido expulsada (88% a 500m de
profundidad; 95% a 1500m; 98% a 2500m), una arcilla entre
1500-4500m pierde el 11% de porosidad. Se ha podido evidenciar
que la fase de migración se ubica por debajo del pico de
mayor generación. La migración primaria está
además influenciada por el flujo osmótico,
provocando tanto por la compactación, como por la
diferencia de salinidad entre las aguas de las lutitas y arenas.
Por otra parte, las micro-fracturas que afectan las arcillas y
principalmente las calizas, son en parte formadas por el aumento
del volumen de los fluidos por efecto de la temperatura y por
génesis de los hidrocarburos. La migración
sería, por consiguiente, en distancias cortas del orden
del metro hasta decenas de metros. Variables lógicamente
en función de las características
petrofísicas de las rocas. Los flujos de expulsión
de los hidrocarburos se realizan de una manera discontinua en el
curso de la historia geológica de la cuenca, es así
que en la base a la curva geo histórica ubican el valor
650 como el momento de expulsión.
MARCO GEOLOGICO DE LA MIGRACION PRIMARIA Rol del agua
catagénetica. El agua de catagénesis es expulsada
en forma continua y está relacionada a la
evacuación de las aguas de cristalización de
arcillas, como es el caso de la montmorillonita que pasa a
interestratificados, liberando el agua en una proporción
del orden del 50% de su volumen. Migración del gas. La
migración del gas obedece a reglas diferentes que el
petróleo, en este caso el paso en solución dentro
del agua tendría un rol importante. La solubilidad del
metano por Ej., aumenta rápidamente con la presión,
pero disminuye con la salinidad del agua. A grandes profundidades
los hidrocarburos gaseosos disueltos en un acuífero pueden
alcanzar valores muy elevados del orden de 5% peso. La
migración del gas también se produce por
difusión; es decir, los hidrocarburos migran con
moléculas más pequeñas.
MIGRACION PRIMARIA Y SECUNDARIA
MIGRACION SECUNDARIA Se le define como el movimiento posterior de
los hidrocarburos a través de rocas favorables y capas
portadoras porosas y permeables, a diferencia de la
migración primaria que es a través de rocas mas
densas. Existen tres parámetros de control en este tipo de
migración y la subsiguiente formación de
acumulaciones, ellos son: •La flotación del
petróleo y gas en las rocas porosas saturadas de agua.
•Las presiones capilares que determinan flujos multifases.
•El flujo hidrodinámico de los fluidos, con su
influencia modificadora importante. Es la concentración y
acumulación del petróleo y el gas en el yacimiento.
También se conoce como Separación Gravitacional.
Existe una serie de mecanismos que contribuyen al proceso de
migración secundaria, como lo son la diferencia de
densidad (flotabilidad) de los fluidos presentes en el yacimiento
y las fuerzas hidrodinámicas que arrastran
partículas de petróleo. El régimen y la
dirección del movimiento de agua varían debido a
modificaciones continuas de presión de sobrecarga,
erosión, deformaciones y geoquímica. El movimiento
de fluido probablemente seguirá cualquier vía
permeable disponible. Las partículas microscópicas
y submicroscópicas de hidrocarburos arrastradas por el
agua en movimiento viajaron con ella hasta que la estructura o la
naturaleza de las rocas les obstruyeran el paso o hasta que se
separaran por cambios de presión, de temperatura y de
volumen de mezcla, momento en el cual se presume que las
partículas se unieron entre sí y se acumularon en
partículas de mayor tamaño hasta que se
flotabilidad fuese efectiva.
MIGRACION SECUNDARIA La presión capilar es una de las
fuerzas a considerar en el proceso de migración
secundaria, la magnitud de dichas fuerzas puede ser cuantificada
mediante valores de tensión superficial, tamaño de
poros y la mojabilidad de la roca. El requisito básico
para que se produzca la migración de pequeñas
acumulaciones de petróleo en un yacimiento
hidrófilo, es que la presión capilar de la
interfase petróleo/agua exceda la presión de
desplazamiento de los poros de mayor tamaño. La
distribución de equilibrio de gas, petróleo y agua
en un yacimiento son el resultado de su flotabilidad. Si en el
yacimiento se logra una acumulación de petróleo y
gas suficiente para formar una fase continúa y desarrollar
flotabilidad, esta fuerza superará la resistencia capilar
en los poros saturados de agua, el petróleo y el gas se
moverán hacia arriba a lo largo de la red de poros
interconectados de mayor tamaño recogiendo
partículas dispersas de hidrocarburos en su camino,
aumentando su flotabilidad hasta llegar al punto mas alto del
yacimiento. Cuando las partículas de petróleo y gas
arrastrados por el agua llegan a una zona anticlinal, las fuerzas
gravitacionales tienden a impedir la continuación del
movimiento del agua al alcanzar la cresta del anticlinal. Este
proceso conlleva a que el petróleo y el gas son retenidos
en la zona más alta de la estructura. Al llegar los
fluidos a la trampa se produce un nuevo movimiento de
separación del gas/petróleo/agua.
MIGRACION SECUNDARIA La situación es algo diferente en el
caso de una trampa estratigráfica, en el cual la
permeabilidad decrece buzamiento arriba. el petróleo y el
gas migran buzamiento arriba por el fuerza de su flotabilidad
hasta el punto donde dicha fuerza o la presión capilar ya
no pueden superar la presión de desplazamiento de las
rocas de granos m{as fino. Si el agua buzamiento abajo aumenta el
efecto de la barrera. Sin embarga si el agua fluye buzamiento
arriba, la combinación de las fuerzas hidrodinámica
y la flotabilidad del petróleo y el gas es suficiente para
que estos entren en los poros pequeños y, en muchos caos
migren a través de la zona de barrera; en este caso solo
resulta un yacimiento pequeño.
MIGRACION SECUNDARIA
ACUMULACION DE PETROLEO Fallas y fracturas Las zonas de falla
pueden actuar como conductos o como barreras para la
migración secundaria(especialmente la migración
lateral, al interrumpirse la continuidad lateral del carrier bed,
ya que los espejos de falla son frecuentemente impermeables). Las
diaclasas, si permanecen abiertas, pueden ser vías
efectivas de la migración. Vías de drenaje de la
migración En ausencia de procesos hidrodinámicos,
la fuerza conductora de la migración, es la flotabilidad;
En esas condiciones, el petróleo tiende a moverse en la
dirección de máxima pendiente, es decir, de forma
perpendicular a los contornos estructurales (en la
dirección de buzamiento). Las líneas de
migración dibujan ángulos rectos con los contornos
estructurales del techo del carrier bed (ortocontornos). En
general, cuando el flujo de petróleo encuentra una zona
deprimida, tiende a dispersarse, mientras que sise trata de una
zona elevada, tiende a concentrarse.
ACUMULACION DE PETROLEO Las acumulaciones de petróleo y
gas generalmente aparecen en estructuras altas que son trampas
eficaces, donde el movimiento es retardado por una
disminución de las capas permeables de la roca, en la
cuales se reducen los tamaños de los poros capilares
impidiendo la continuación de dos o más
fases.
TRAMPAS DE PETROLEO Una trampa de petróleo es una
estructura que presenta la roca almacén que favorece la
acumulación del petróleo y puede ser de tres tipos
principalmente:
TRAMPAS DE PETROLEO 1. Trampa estratigráfica: a.
Primarias: relacionadas con la morfología del
depósito y con procesos acaecidos durante la
sedimentación (interdigitaciones, acuñamientos,
arrecifes, cambios laterales de facies…) b. Secundarias:
relacionadas con procesos postsedimentarios (cambios
diagenéticos–caliza dolomía–,
porosidades por disolución, discordancias…) 2. Trampa
estructural: Relacionadas con procesos tectónicos o
diastrofismo (fallas, cabalgamientos, antiformas…) 3. Trampas
mixtas: Se superponen causas estratigráficas y
estructurales (como serían las intrusiones
diapíricas) Más del 60% de las bolsas de
petróleo que se están explotando en la actualidad
corresponden a trampas estructurales de tipo antiforme, y otra
estructura importante son las bolsas asociadas a procesos de
diapirismo, pues a la hora de hacer campañas de
exploración, las masas diapíricas poco densas, son
fácilmente localizables por métodos
geofísicos.
TRAMPAS DE PETROLEO De esta manera la continuación o
finalización de la migración secundaria,
está determinada por la relación entre la fuerza
que origina el movimiento de las gotas de hidrocarburos y las
presiones capilares que resisten a ese movimiento. Las distancias
que pueden recorrer los líquidos y gases en una
migración secundaria están en el rango de 10 a 100
km y ocasionalmente hasta más.
TRAMPAS DE PETROLEO Migración terciaria o
Re-migración. Los eventos tectónicos tales como
plegamientos, fallas o levantamientos pueden causar una
redistribución de los hidrocarburos acumulados, de esa
manera se inicia una fase adicional a la migración
secundaria, si de ella resulta una nueva acumulación se le
denomina como re-migración o migración
terciaria.
PROSPECCION La búsqueda de petróleo y gas natural
requiere conocimientos de geografía, geología y
geofísica. El petróleo suele encontrarse en ciertos
tipos de estructuras geológicas, como anticlinales,
trampas por falla y domos salinos, que se hallan bajo algunos
terrenos y en muy distintos climas. Tras seleccionar una zona de
interés, se llevan a cabo numerosos tipos diferentes de
prospecciones geofísicas y se realizan mediciones a fin de
obtener una evaluación precisa de las formaciones del
subsuelo, a saber:
PROSPECCION Prospecciones magnetométricas. Las variaciones
del campo magnético terrestre se miden con
magnetómetros suspendidos de un aeroplano, a fin de
localizar formaciones de rocas sedimentarias cuyas propiedades
magnéticas son generalmente débiles en
comparación con las de otras rocas. Prospecciones
fotogramétricas aéreas. Las fotografías
tomadas con cámaras especiales desde aeroplanos
proporcionan vistas tridimensionales de la tierra, que se
utilizan para determinar formaciones geológicas en las que
puede haber yacimientos de petróleo y gas natural.
Prospecciones gravimétricas. Como las grandes masas de
roca densa aumentan la atracción de la gravedad, se
utilizan gravímetros para obtener información sobre
formaciones subyacentes midiendo pequeñísimas
diferencias de gravedad. Prospecciones sísmicas. Las
prospecciones sísmicas proporcionan información
sobre las características generales de la estructura del
subsuelo. Las medidas se obtienen a partir de ondas de choque
generadas por detonación de cargas explosivas en agujeros
de pequeño diámetro; mediante dispositivos
vibrantes o de percusión tanto en tierra como en el agua,
y mediante descargas explosivas subacuáticas de aire
comprimido.
PROSPECCION El tiempo transcurrido entre el comienzo de la onda
de choque y el retorno del eco se utiliza para determinar la
profundidad de los sustratos reflectores. Gracias al uso reciente
de superordenadores para generar imágenes
tridimensionales, la evaluación de los resultados de las
pruebas sísmicas ha mejorado notablemente.
•Prospecciones radiográficas. La radiografía
consiste en el uso de ondas de radio para obtener
información similar a la que proporcionan las
prospecciones sísmicas. •Prospecciones
estratigráficas. El muestreo estratigráfico es el
análisis de testigos extraídos de estratos rocosos
del subsuelo para ver si contienen trazas de gas y
petróleo. Se corta con una barrena hueca un trozo
cilíndrico de roca, denominado testigo, y se empuja hacia
arriba por un tubo (sacatestigos) unido a la barrena. El tubo
sacatestigos se sube a la superficie y se extrae el testigo para
su análisis. Cuando las prospecciones y mediciones indican
la presencia de formaciones de estratos que pueden contener
petróleo, se perforan pozos de exploración para
determinar si existe o no petróleo o gas y, en caso de que
exista, si es accesible y puede obtenerse en cantidades
comercialmente viables.
MODELADO DE CUENCA