Los análisis indican la existencia de yacimientos de hidrocarburos comercialmente explotables que se encuentran ligados a la asociación de ciertas facies en un mismo conjunto geológico. La presencia de tal asociación es lo que constituye la llamada Serie petrolífera. La existencia de una o varias series petrolíferas en un conjunto de terrenos que se le conoce con el nombre de Cuenca o provincia petrolífera.

La provincia petrolífera es un conjunto sedimentario que reúne las siguientes características:

1. Existencia de roca-madre
2. Existencia de roca que permita la circulación del hidrocarburo a través del subsuelo
3. Existencia de una trampa estructural.
4. Acumulación de los yacimientos explotables.

  Se le da el nombre de “facie” a un conjunto de rocas caracterizados por una misma asociación físico-química, petrográfica y paleontológica, resultante de una sedimentación en condiciones geográficas, tectónicas, físico-químicas y biológicas determinadas.

  Las facies pueden ser responsables de una o varias de las condiciones para la existencia de yacimientos.

ROCAS-MADRE..- Se les conoce como rocas madre a las facies que posean las condiciones necesarias para la génesis de hidrocarburos.

ROCAS ALMACEN.- Son facies con condiciones favorables para la circulación y acumulación de los hidrocarburos formados , quedando asegurada su protección.

  “El petróleo siempre está ligado a las formaciones sedimentarias”, aunque se han hallado ciertos yacimientos en rocas eruptivas, metamórficas o volcánicas, pero que, han emigrado de proximidades sedimentarias a estas rocas.

  El petróleo se ha hallado en todos los horizontes de la escala estratigráfica, esto indica que no esta ligado a un horizonte determinado. Pero si se ha notado la elevada cantidad de petróleo encontrado en horizontes correspondientes al final de las grandes fases orogénicas, cuya influencia, se dejo sentir sobre una gran parte de la superficie terrestre. Es posible que en los periodos post-orogénicos, debido al hecho del rejuvenecimiento de los relieves continentales y de la reactivación de la subsidencia, consecuencia de los reajustes post-tectónicos, reunieran las condiciones de sedimentación más particularmente favorables para la formación de las facies petrolíferas.

Un yacimiento comercialmente explotable debe reunir las siguientes características:

» Los yacimientos están ligados a rocas sedimentarias.

» Toda cuenca sedimentaria basta y profunda tiene posibilidad de encontrar gas o petróleo.

» Toda perforación mientras no llegue al basamento cristalino, tiene posibilidad de encontrar petróleo o gas.

» La presencia de un yacimiento a poca profundidad, permite esperar siempre una o varias zonas productoras más profundas.

SERIES.

Se le conoce con el nombre de serie petrolífera a un conjunto sedimentario responsables de la generación, almacenamiento y protección de los hidrocarburos.

Existen dos tipos de series: la series arcilloso-arenosa y la series carbonatadas.

1) Las series arcilloso-arenosa, se forman por la sedimentación detrítica, por aporte de terrígenos abundantes en general. Sus principales características residen en la naturaleza de los horizontes-almacén, fundamentalmente arenosos o areniscosos. Las calizas suelen estar ausentes o muy poco desarrolladas. A este tipo, corresponden principalmente las series:

» Silúrico – Devónico, del Sahara.
» Carbonífera , en el borde de los Montes Apalaches.
» Cretácicas y Terciarias, de California, Golfo de México, Venezuela, Cáucaso y Rumania.

2) Las series Carbonatadas, se forman por procesos de precipitación química y bioquímica. Las rocas detríticas gruesas son raras en estas series, mientras que por el contrario los organismos coloniales constructores (Políperos, algas), juegan un papel muy importante. El almacén, es completamente diferente estando formado por diversos tipos de calizas y dolomías. A este tipo de series pertenecen:

» Cámbrico – Ordovícicas, en Texas y Oklahoma
» Devónicos , en Canadá.
» Carboníferas y Pérmicas, en Texas y los Urales.
» Jurasicas y Cretácicas en Arabia Saudita, México y Aquitania.
» Terciarias, en Libia e Irán.

Puede haber naturalmente coexistencia de los dos medios de sedimentación, en la misma cuenca y época.

LAS ROCAS MADRE.- El problema de las rocas madre, es uno de los más discutidos de la Geología del Petróleo; están estrechamente ligado al problema del origen de los hidrocarburos y por esto, depende también de la Geoquímica.

  Los autores coinciden que la presencia de las facies madre generadora de hidrocarburos es indispensable para la formación de yacimientos en una cuenca sedimentaria, se debe señalar de todas formas, que algunos autores en el hecho, de que a veces es difícil precisar cuál ha sido la roca madre de un yacimiento, suponen que el petróleo o el gas han podido formarse directamente en las rocas porosas donde se descubren actualmente, sin pasar por la etapa intermedia de impregnación difusa de la materia orgánica en una roca madre.

   Se verá que los hidrocarburos pueden desplazarse a lo largo de distancias importantes, y las rocas madre pueden estar relativamente muy alejadas del yacimiento. Los análisis efectuados, indican que la materia orgánica es un constituyente normal de las rocas sedimentarias. Sólo un número muy pequeño de rocas, tal como ciertas arcillas rojas, areniscas y rocas metamórficas o volcánicas, se han encontrado completamente desprovistas de materia orgánica. Es sin embargo probable, que sólo los sedimentos muy pero muy ricos en materia orgánica, hayan sido capaces de convertirse en roca madre. Estos sedimentos cuyo origen fue las rocas organógenas, depositadas en medios donde no solamente existía una vida abundante, sino donde la mayor parte de la materia orgánica sedimentada quedó protegida de las acciones oxidantes y transformada en hidrocarburos. Estos sedimentos se pueden clasificar en:

» Sedimentos marinos francos, ricas en plancton.
» Sedimentos parálicos (pantanos) o deltáicos, ricos en plancton y restos vegetales.
» Localmente, sedimentos continentales, ricos en lignito.
» Mas raramente, ciertos sedimentos lacustres.

De acuerdo a sus características petrográficas se considera como roca madre probable a toda roca:

1. De textura fina, que favoreció en el momento de la sedimentación, el enterramiento y la      protección de la materia orgánica.
2. Depositada en un medio reductor, marino o no. Este medio esta atestiguado por la      presencia frecuente de minerales sulfurosos, (pirita), ausencia de fósiles que no sean      pelágicos (foraminíferos y algas planctónicos, dientes de peces), y en particular la      ausencia de trazas de animales excavadores bentónicos.
3. De color oscuro, debido a la presencia de una importante materia orgánica residual.

   En la mayor parte de los casos, y sobre todo en las redes detríticas, las rocas madre están representadas por arcillas oscuras, finamente bandeadas que toman un aspecto pizarroso.

   En las series calcáreas, o que no tienen cambios arcillosos francos, las rm, parecen estar constituidas por calizas finas, muy a menudo arcillosas, resultantes de la consolidación de limos calcáreos, ricos en materia orgánica.

ROCA ALMACÉN.- Se le conoce a una roca almacén a toda aquélla roca que posee la capacidad de permitir el paso de los fluidos a través de ella.

Sus características generales;

1. Se presenta y se desarrolla en un conjunto sedimentario.
2. Sus características físicas del almacén condicionan la existencia de un yacimiento.

Características Físicas Generales.

   Son dos, Porosidad y Permeabilidad. La porosidad condiciona al volumen del hidrocarburo en la roca. De la permeabilidad depende al desplazamiento de los fluidos en el interior de la roca.

POROSIDAD.- Se define como la cantidad de huecos que contiene una roca; o como el porcentaje que ocupan los huecos en la roca en relación con el volumen total de la roca. Existen dos tipos de porosidad a estudiar; la porosidad total, y la porosidad útil o efectiva. La porosidad total abarca sólo el volumen total de los huecos y la porosidad útil estudia los huecos que están conectados entre si. Los métodos actuales de medida registran sólo a la porosidad efectiva pues indicará alguna posibilidad de flujo de líquido.

  La porosidad se mide en porcentajes, es obvio que existen varios porcentajes en las rocas, el porcentaje que más común que se ha encontrado es el intervalo de 10 a 20 %.

	Porosidad de la Roca.
Despreciable	0 a 5 %
Pobre	5 a 10 %
Media	10 a 15 %
Buena	15 a 20 %
Muy buena	Mayor de 25 %

PERMEABILIDAD.- Es la capacidad de una roca de dejar circular fluido a través de ella. Esta se mide en “darcys”.

La permeabilidad es de 1 darcy, cuando 1cm3 de fluido de viscosidad 1 centipoise, pasa en 1 segundo a través de una muestra de roca de sección 1 cm2 y 1 cm de longitud bajo una presión de 1 atmósfera. El darcy es en la práctica una unidad demasiado grande, así que se utiliza mejor el milidarcy (=1/1000 darcys).

Se distinguen y se miden dos tipos de permeabilidad:

» La permeabilidad horizontal o lateral, que corresponde a flujos de líquido paralelo a la estratificación.

» La permeabilidad vertical o transversal, que corresponde a un flujo de fluido perpendicular a la estratificación.

Relación entre la Porosidad y la Permeabilidad.

Lo importante es que , cuando una roca es porosa, el tamaño de los poros deben permitir el paso del fluido. Las arcillas son hasta 95 % porosas, pero los huecos son muy pequeños y las fuerzas de tensión superficial que se oponen a los movimientos de los fluidos, hacen a la roca impermeable.

Características Primarias y Secundarias.

   Desde el punto de vista genético, existe la porosidad-permeabilidad formada en el momento de la sedimentación. Y por otra parte, a la permeabilidad-porosidad, resultante de procesos posteriores a la Díagénesis. Las características físicas primarias corresponden a una arena cuarcífera, limpia y no cementada. Las características físicas secundarias corresponde a una caliza cavernosa y fracturada.

Medidas de la Porosidad y Permeabilidad.

Se realizan por dos métodos fundamentales;

1) Métodos directos, que operan con muestras.

2) Métodos indirectos, que se realizan por medio de la interpretación de sondeos de pozos.

   Las medidas directas se realizan por aparatos de laboratorios a pequeñas muestras obtenidas en las perforaciones, sin embargo este análisis no representa la totalidad real del yacimiento , pues se tendría que tomar análisis de muchas pequeñas muestras además los riesgos de error se pueden dar ya que la muestra no está en su medio normal y ha sido sometida a diversos tratamientos, tales como descompresión, lavado, desecación, etc.

   Las medidas indirectas, se hacen a partir de los diagramas físicos registrados en los sondeos (diagramas eléctricos, nucleares, sónicos). Su ventaja consiste en dar una idea más completa de las características del conjunto de la formación. Claro que es indispensable comparar los resultados de ambos métodos para comprobar los resultados y que sean complementarios.

Apreciación y Medidas Aproximadas.

   Durante la perforación del sondeo hay que hacer un cierto número de observaciones para detectar la entrada de la broca en un terreno poroso y permeable. Esta determinación tan rápida como sea posible es sumamente indispensable para evitar cualquier tipo de accidentes. Estas observaciones se basan en los siguientes factores:

» La velocidad de perforación, cuyo aumento rápido, significa a menudo la entrada de una formación poco consolidad y porosa.

» Las pérdidas de lodo, que muestran la presencia de un terreno muy permeable cuya presión de capa es inferior a la de la columna de lodo.

» Las variaciones de volumen y salinidad del lodo, que son resultado a menudo, de la llegada de agua dulce o salada, que circula por un terreno muy permeable.

» La mala recuperación de los ripios que puede ser debida a que la formación es poco coherente o esta fisurada y por lo tanto es probablemente porosa y permeable.

Otras Características de los Almacenes.

   Para el productor otra característica que debe tomar en cuenta; son las propiedades capilares de las rocas. Estas propiedades dependen de la litología del almacén y en particular al tamaño y a la forma de los poros. La saturación relativa de los fluidos y la saturación irreducible de un almacén son consecuencias directas de las propiedades capilares de las rocas.

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