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Las condiciones físicas y químicas que prevalecen en las rocas generadoras y almacén cambian con la profundidad de sepultamiento.
Es el movimiento de aceite y/o gas en los poros y/o discontinuidades de las rocas (porosidad primaria y secundaria) en el interior de la corteza terrestre.
Filtraciones Hidraulicas
Cuando la capilaridad ejerce una presión muy alta a una roca sello la posibilidad de que se presente una falla es muy grande y las filtraciones hidráulicas pueden ocurrir a través de rocas sello quebradizas junto con la generación de nuevas fracturas de tensión o hidrofracturas, fracturas de cizalla o la dilatación de planos de falla pre-existentes.
Filtración Capilar
La fuerza que se opone al movimiento de hidrocarburos es la resistencia capilar de las rocas porosas. Teóricamente para que ocurra una filtración capilar, la presión de flotación de la columna de hidrocarburo más cualquier exceso de sobrepresión u otro exceso hidráulico deben exceder a la presión capilar del sello
Brechas tectonicas
Cuando la deformación de una roca sello ocurre después del entrampamiento de hidrocarburos, hay un riesgo alto de filtraciones en el sello. Las filtraciones a través de la roca sello por medio de brechas tectónicas son las fallas más reconocidas en las trampas de hidrocarburos.
Se considera que los hidrocarburos pueden migrar decenas e incluso centenas de kilómetros. Esos casos son raros, requieren de condiciones tectónicas extremadamente estables y rocas acarreadoras continuas sin barreras estratigráficas. en cuanto a la migración lateral generalmente es obstaculizado por fallas y cambios provocados por la misma tectónica.
Flujo de Fluido Hidrodinamico
El flujo de agua está relacionado con los gradientes hidrodinámicos. Cuando el gradiente es en la dirección ascendente, facilita las fuerzas de flotación en cuanto al movimiento de los hidrocarburos. Cuando el gradiente hidrodinámico es descendente, las fuerzas de flotación tienen que ser mayores de lo requerido con condiciones hidrostáticas, con objeto de balancear o sobrepasar las presiones de flujo opuestas
Presión capilar
Es la presión requerida por el aceite y gas para desplazar al agua de la roca que tratan de penetrar. Esta presión es dependiente de la flotabilidad, los gradientes de presión y de lo largo que sea la fase continua de aceite. Este fenómeno es el resultado del efecto combinado de la tensión superficial e interfacial de la roca y fluidos, el tamaño de poros, su geometría y a las características de la mojabilidad del sistema.
Flotabilidad
En un yacimiento que contiene estos tres fluidos, el gas se desplazará hacia arriba, seguido del aceite y en la parte más baja estará el agua, esto debido a las fuerzas de flotación. La flotabilidad refleja la diferencia de densidades de los hidrocarburos y el agua. Todos los aceites flotan en agua salada y la mayoría en agua natural
MP en solución
Expulsión de Hidrocarburos en solución micelar y coloidal
Tissot et al, menciona que la principal razón para apoyar las soluciones micelares y coloidales de hidrocarburo, como mecanismo de la migración primaria, es que parece ser la única forma de solubilizar los hidrocarburos que son insolubles en agua, formando soluciones acuosas de poro a temperaturas relativamente bajas.
Expulsión de Hidrocarburos en solución aceite
Ocurre en rocas generadoras muy ricas en materia orgánica, de buena calidad, a partir de la generación de hidrocarburos. La migración en fase aceite tiene que vencer a las presiones capilares de la roca que originalmente estaba mojada por agua (England et al, 1987)
Expulsión de Hidrocarburos en solución gaseosa
El gas comprimido se puede disolver incrementando cantidades de hidrocarburos líquidos pesados mientras la presión y la temperatura aumentan, además se requiere de una fase de gas libre, lo cual ocurre solo cuando el volumen de gas excede en mucho a los hidrocarburos líquidos (M. Hunt, 1995).
Expulsión de Hidrocarburos en solución acuosa
North en 1985, señala que el hidrocarburo disuelto en poros de agua migra en solución acuosa debido a cambios, como lo son: decremento de la presión y la temperatura, la partición a una fase de gas-aceite o el incremento de la saturación de gas. Se puede ver afectado por el incremento de la salinidad, ya que así la solubilidad con un hidrocarburo se hace menor.
Difusion
Es un proceso espontáneo e irreversible en el cual los hidrocarburos se mueven a la dirección donde hay una menor concentración de materia orgánica. La difusión tiende a dispersar al hidrocarburo en vez de concentrarlo y es un proceso muy lento.
Deshidratación de Arcillas
A grandes rasgos, consiste en el desprendimiento del agua ligada en la esmectita y la ilita, principalmente debido al efecto de la temperatura (Tissot et al, 1984).
Viscosidad
Cabe señalar que la viscosidad sólo se manifiesta en fluidos en movimiento, ya que cuando el fluido está en reposo adopta una forma tal en la que no actúan las fuerzas tangenciales que no puede resistir
Densidad
En un yacimiento, el gas siempre tiende a ir hacia la parte más alta de la estructura debido a su menor densidad, seguido por el aceite y el agua hasta abajo, con raras excepciones donde el aceite es más denso que el agua.
Saturación de Hidrocarburos
La saturación de los hidrocarburos en un yacimiento está relacionada con el tamaño de poro, así como de las fuerzas capilares. Para que el aceite de un yacimiento se acumule en una trampa, la tensión superficial entre el agua y el aceite debe ser excedida, es decir, la presión en la fase de aceite debe ser mayor a la presión en la fase de agua (Lucia, 2007)
Garganta de Poro
En una roca intergranular, el pequeño espacio de los poros en el punto donde se encuentran dos granos, el cual conecta a dos volúmenes de poros más grandes se conoce como garganta de poro. Se puede visualizar como si los espacios porosos fueran cuartos que se conectan por puertas. Estás puertas son las gargantas de poro. El número, el tamaño, la forma y la distribución de las gargantas de poro controlan características de la roca como la resistividad eléctrica, el flujo de fluidos y la presión capilar.
Porosidad Efectiva
El conjunto de espacios vacíos en las rocas recibe el nombre de poros. Una de las propiedades más importantes de la roca es la porosidad, que es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee la misma y está definida como la relación entre el volumen total ocupado por los poros y el volumen total del sólido.
Presion
La presión es otro parámetro físico que aumenta con el incremento de la sobrecarga bajo la atracción gravitacional de los sedimentos suprayacentes. Mientras los poros de la columna sedimentaria están interconectados y se tenga la suficiente permeabilidad, los fluidos dentro de los poros se encuentran sometidos a la presión hidrostática normal.
Temperatura
El agua juega un papel muy importante en este proceso, ya que con la capacidad del agua para mezclarse con otros fluidos podrá favorecer a una posible migración primaria o en algunos casos donde existan superficies de minerales que originan la adsorción, se da un efecto negativo para la migración primaria, porque al no contar con la temperatura suficiente para evaporarse el agua se queda inmovilizada en los poros de la roca generadora (Verweij, 1993).
