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GEOLOGIA DEL PETROLEO PROGRAMA DE ESTUDIOS Introducción PRIMER CAPITULO 1.SERIES Y FACIES PETROLIFERAS 2.CLASIFICACION 2.1. SERIES DETRITICAS 2.2. SERIES CARBONATADAS 3.ROCAS 3.1 ROCA MADRE 3.2 ROCAS RESERVORIAS 3.3 ROCAS COBERTERAS SEGUNDO CAPITULO 1.TRAMPAS PETROLIFERAS 2.CLASIFICACION 2.1 TRAMPAS ESTRUTURALES 2.1.1 ANTICLINLES 2.1.2 POR FALLAMIENTO 2.1.3 TRAMPAS ESTRUTURALES COMBINADAS 2.2 TRAMPAS ESTRATIGRAFICAS 2.2.1 PRIMARIAS 2.2.2 SECUNDARIAS 2.3 TRAMPAS MIXTAS TERCER CAPITULO 1.RESERVORIO O YACIMIENTO 2.FLUIDOS EN EL RESERVORIO 2.1 AGUA 2.2 PETROLEO 2.3 GAS 3. CONDICIONES DEL RESERVORIO 3.1 PRESION 3.2 TEMPERATURA CUARTO CAPITULO 1.Geología Histórica del Petróleo 2.Origen del Petróleo 2.1 Teoría Inorgánica 2.2 Teoría Orgánica 3.Geoquímica del Petróleo 4.Migración y acumulación del Petróleo 5.Explotación Petrolera BIBLIOGRAFIA

*GEOLOGIA DEL PETROLEO → LEVORSEN(ingles-español) *GEOLOGIA DEL PETROLEO → I. GUILLEMOT(francés-español) *GEOLOGIA DEL PETROLEO → K LANDES (ingles-español) REVISTAS *PETROLEO INTERNACIONAL *PETROLEUM (Venezuela) *SPE *WORLD OIL *OIL AND GAS JOURNAL

PRIMER CAPITULO 1.SERIES Y FACIES PETROLIFERAS Los hidrocarburos están siempre asociados a las rocas sedimentarias que se encuentran depositadas en las denominadas cuencas sedimentarias para que una cuenca sedimentaria sea considerada hidrocarburifera debe reunir en una misma área los siguientes elementos: 1. ROCAS MADRES (rocas generadoras de hidrocarburos) están son depositadas en ambientes reductores y contienen abundante materia orgánica. 2.ROCAS RESERVORIAS Debe ser porosa y permeable aptas para la migración y acumulación de los hidrocarburos 3.ROCAS COBERTERAS Se los denomina también rocas cierre o sellos. Estas rocas deben ser impermeables. 4.TRAMPAS Constituyen los sitios en donde se acumulan los hidrocarburos. 5. EVOLUCION GEOLOGICA LA CUENCA. Se denomina una facie a un volumen de roca que tiene similares características físico químicas petrográficas y paleontológicas determinadas por el mismo ambiente de depositacion que a su vez están condicionadas a ciertos parámetros geográficos, teutónicos, físico químicas y biológicas de depositacion. Estas facies corresponden a distintas rocas denominadas: Madres, reservorias y coberteras. Se conoce con el nombre de serie petrolíferas a la asociación de yacimientos explotables en un mismo conjunto geológico. GRANDES TIPOS DE SERIES PETROLIFERAS Pueden agruparse en dos categorías principales bien definidas la serie detrítica (arcillo arenosa) y la serie carbonatada (dolomítica). SERIE DETRITICA O DENOMINADA ARCILLOSA

Las rocas correspondientes a la serie detrítica provienen de abundantes aportes terrígenos productos de la meteorización de la erosión, el transporte por cualquier medio y deposito de material de ocas mas antiguas (ígneas, metamórficas, sedimentarias). Dentro de esta serie tenemos a las arenas y areniscas que constituyen rocas reservorias con un cierre o cobertura arcillosa. SERIE CARBONATADA Esta serie se refiere a las calizas y dolomitas , provienen de fenómenos de precipitación química y bioquímica como también por la asociación de organismos marinos que dan lugar a la formación de arrecifes dentro de esta serie se encuentran las calizas fracturadas, las dolomitas (dolomía carbonato de calcio) y los arrecifes están constituyen.

1.ROCA MADRE En la geología del petróleo, uno de los temas mas discutidos es lo relacionado con las rocas madres. Se considera roca madre a toda aquella característica por su textura física que ayuda a la protección de la materia orgánica que debe ser depositada en un ambiente reductor. Estas rocas tienen color oscuro con una tonalidad de gris a negra determinada por la abundancia de materia orgánica residual. La presencia de una roca madre es indispensable en una cuenca sedimentaria para que esta sea considerada hidrocarburifera y es la geoquímica la ciencia que se encarga de la identificación o el grado de transportación de materia orgánica e hidrocarburos. Las principales ocas madres conocidas son las arcillas, las lutitas, las calizas, excepcionalmente areniscas de grano muy fino y de matriz arcillosa.

Los sedimentos que pueden constituirse en rocas madres son los siguientes: 1.Sedimentos marinos ricos en plantón. 2.Sedimentos deltaicos o paralicos ricos en plantón y en materia vegetal. 3.Eventualmente ciertos sedimentos lacustre 4.Raramente rocas o sedimentos continentales ricos en carbón. La determinación de una roca madre es bastante difícil en algunos casos la misma roca madre puede constituirse en roca reservaría en este caso no hay movimiento e los hidrocarburos pero en la mayoría de casos el petróleo se forma en una determinada roca madre y por migración pasa a las rocas reservorias. A mayor cantidad de materia orgánica originalmente depositada da una mayor cantidad de hidrocarburos. La cantidad de materia orgánica esta en función del ambiente de depositacion clima, la profundidad marina, la presencia de ríos, corrientes, etc. La mayor abundancia de fitoplancton ocurre en la desembocadura de los ríos. CONDICIONES PARA QUE LA MATERIA ORGANICA SE TRANFORME EN PETROLEO 1.Esta debe depositarse juntamente con los sedimentos finos en un ambiente reductor. 2.La acción de la bacteria anaeróbicas producen una transformación de parte de esta materia orgánica a algo parecido al aceite o petróleo. 3.Temperatura que esta en relación a la profundidad de enterramiento de los sedimentos. ROCAS RESERVORIAS Las rocas reservorias son las mas estudiadas en la geología del petróleo por la importancia económica que estas tienen en la evaluación de los yacimientos hidrocarburiferos (gas, petroleo) su presencia y desarrollo en una cuenca sedimentaria determinan la extensión de zonas favorables para el descubrimiento de yacimientos comerciales. CARACTERISTICAS FISICAS La porosidad y la permeabilidad constituyen las principales características físicas. POROSIDAD La porosidad junto con la presión y temperatura del yacimiento depende el volumen dehidrocarburos en el mismo

PERMEABILIDAD De la permeabilidad depende el movimiento o desplazamiento de los fluidos en el yacimiento El estudio de las rocas reservorias es menos complicado que el estudio de las rocas madres se limita a la determinación de las características físicas que esta relacionada con su constitución petrográfica y su relación con los fluidos que lo contienen. POROSIDAD POROSIDAD TOTAL Esta relacionada al volumen total de vacíos que tiene la roca φ=Vv/Vt % POROSIDAD EFECTIVA Esta relacionada al volumen de vacíos intercomunicados entre si que tiene la roca. Para el estudio de yacimientos se toma en cuenta únicamente la porosidad efectiva. La porosidad de las rocas reservorias de los yacimientos en producción fluctúan entre el 5% al 40% y siendo lo mas común una variación del 10% al 20%. φe% categoria 0-5% Muy pobre 5-10% Pobre 10-15% regular 15-20% buena >20% mu buena La porosidad se la puede clasificar también de acuerdo al origen en primaria y secundaria, la porosidad primaria o matricial es la porosidad que originalmente tenia la roca y la porosidad secundaria es producto de fenómenos posteriores a la lictificacion PERMEABILIDAD Es la propiedad que tienen las rocas reservorias de dejar pasar los fluidos La permeabilidad equivalente a un darcy es cuando 1cm cúbico de fluido de 1cp de viscosidad pasa en 1 segundo a través de 1 muestra de la roca de 1cm^2 de área y 1 cm. de longitud bajo la presión diferencial de 1 atm. La unidad es el milidarcy.

La permeabilidad podemos distinguirla en dos tipos.

PERMEABILIDAD HORIZONTAL O LATERAL Que corresponde a la circulación de los fluidos paralelos a las capas esta es la más importante. PERMEABILIDAD VERTICAL O TRANVERSAL Que corresponde a la circulación de los fluidos perpendiculares a las capas. La permeabilidad en los diferentes niveles reservorios en yacimientos conocidos varían de 1 a 1000 md pero existen también reservorios que tienen valores mayores a 1 darcy Kmdarcys CATEGORIA 1-10 REGULAR 10-100 BUENA 100-1000 MUY BUENA > 1000 EXELENTE TIPOS DE RESERVORIOS Según la petrográfica toda roca que tenga espacios vacíos intercomunicados entre si pueden constituirse rocas reservorias pero de acuerdo a los campos conocidos actualmente en explotación se los puede agrupar en dos tipos principales. ROCAS RESERVORIAS DETRIICAS ROCAS RESERVORIAS CARBONATADAS Las rocas reservorias detríticas constituidas por arenas y areniscas representan aproximadamente el 61% de rocas reservorias y contienen el 59 % de las reservas petrolíferas mundiales. Las rocas reservorios carbonatadas constituidas por calizas y dolomitas representan el 32% de rocas reservorias con el 40.2% de las reservas hidrocarburiferas mundiales. Las rocas reservorias que no pertenecen a estos dos grupos representan aproximadamente el 7% en los campos y contiene el 0.8% de las reservas mundiales

Las evaporitas y las rocas cristalinas del basamento.

ROCAS RESERVORIAS DETRITICAS En las ocas detríticas que se denomina clásticas resultan de la acumulación de sedimentos provenientes de rocas preexistentes. Estos sedimento pueden ser cementados o no después de la depositacion Se diferencian entre ellas por la naturaleza mineralogica o petrográfica de sus componentes, en el tamaño del grano en la forma del grano, en la selección o clasificación en la compactación y en la naturaleza del cemento y/o matriz. CUARZO Elemento dominante desde el punto de vista mineralógico es el cuarzo. Tenemos fedelpastos, micas y minerales accesorios y fragmentos de rocas, bioclastos y otros materiales pesados, minerales arcillosos (caolita, ilita, caolignita).

MATRIZ Son productos de abrasión del tamaño de la limonita y como matriz podríamos tener cuarzo, feldespatos mica, minerales arcillosos. Dentro del cemento podemos encontrar silice,calcita,doomita,oxido de hieroo,anhidrita,halita,minerales y también asfalto. TAMAÑO DEL GRANO Generalmente se utiliza para medir el tamaño de los granos la escala de wenworth y se ha comprobado que la porosidad es mayor en la arenisca de grano fino. La permeabilidad esta en función del tamaño de los granos y de los vacíos por donde circulan los fluidos existe mayor permeabilidad en las areniscas de grano medio. La capilaridad esta determinado por el tamaño de los granos mayor capilaridad en las areniscas de grano fino o muy fino. SELECCION Esta característica tiene mayor importancia que el tamaño de los granos. La porosidad es mayor en las areniscas de granos bien seccionados . La presencia de elementos finos o gruesos tienden a disminuir la porosidad En cuanto a la influencia de la selección de los granos de las areniscas en relación a la permeabilidad depende del número de componentes que haya en una arenisca y el diámetro de los mismos. FORMA O REDONDEZ

Se admite que la porosidad es mayor cuando los granos son subredondeados o subangulosos. Para la permeabilidad no es muy determinante esta característica y mas bien depende de la orientación de los granos o minerales COMPACTACION Esta característica que tienen las areniscas es producida por el peso de los sedimentos hacen que la porosidad disminuya para que esta disminución sea notoria y se pueda distinguir es necesario tener presiones de varias toneladas por cm^2 y pueden llegar a fracturarse los granos de cuarzo disminuyendo la porosidad En cuanto a la porosidad se compacta En cuanto a la permeabilidad y capilaridad no se ha comprobado ninguna aceptación. ORIENTACION Esta característica es más importante que la compactación y afecta principalmente a la permeabilidad considerando que las rocas están formadas por minerales alargados. PRESENCIA DE MATRIZ O CEMENTO

La matriz puede considerarse como un sinónimo de detrito de un detrito muy fino como el cuarzo En relación al cemento podemos indicar que tiene origen químico y bioquímica en las areniscas se encarga de unir los granos entre si y los tipos de cemento mas comunes es el silícico y el carbonatado. ROCAS RESERVORIAS CARBONATADAS Tenemos a las calizas y dolomitas

El origen de estas rocas están determinados por varios procesos tales como precipitación química, precipitación bioquímica por la destrucción de rocas calcáreas mas antiguas por modificaciones mineralogiítas y por acumulación de organismos marinos PORROSIDAD Y PERMEABILIDAD PRIMARIA Podemos tener porosidad y permeabilidad primaria en los siguientes casos. 1.En los vacíos o poros entre partículas detríticas. Este tipo de porosidad se encuentra en las calcarenitas y las lumaquelas calizas ooliticas en los vacíos o poros entre los cristales individuales siguiendo los planos de clivaje. 3.En los vacíos o polos dentro de la estructura de restos orgánicos tales como esqueletos de invertebrados y entre el tejido de las algas. POROSIDAD SECUNDARIA corresponden a los vacíos o poros que se forman después de la consolidación de la roca y pueden ser debido a los siguientes procesos 1.Por disolución que esta relacionada a la circulación del agua. 2.La dolomitizacion proceso que forma vacíos ínter granulares producidos por la modificación mineralogica 2CaCO3+MgCl2=CaMg(CO3)2+CaCl2 TERCER PROCESO FRACTURACION 3.Este proceso tiene mucha importancia en razón que origina rocas porosas y permeables de rocas compactas El origen de las fracturas se debe especialmente por deformaciones orogénicas ya sean por plegamiento o por fallas. RELACION ENTRE POROSIDAD Y PERMEABILIDAD En un reservorio la K tiene mayor importancia que la porosidad, se conocen rocas porosas impregnadas de petróleo pero no son productivas carecen de K. Pero en general las rocas muy porosas son también permeables. Cono es el caso de las areniscas que constituyen las principales rocas reservorias . Desde e puno de vista genético se reconocen 2 tipos de características físicas. 1.Porosidad y permeabilidad primaria adquirida durante la sedimentación y día génesis. 2.Porosidad y permeabilidad secundaria como resultado de fenómenos posteriores al día génesis. Ej.:

Calizas fracturadas y cavernosas. Actualmente existen métodos para obtener recuperación secundaria de los yacimientos petrolíferos y no consiste sino en incrementar los valores de porosidad y de permeabilidad de la roca reservaría mediante procesos de facturación y acidificación. MEDIDAS DE POROSIDAD Y PERMEABILIDAD La porosidad y permeabilidad de un horizonte productor o reservorio se lo mide con dos métodos. 1.METODOS DIRECTOS 2.METODOS INDIRECTOS METODOS DIRECTOS Son los utilizados en el laboratorio y se lo mide la porosidad y permeabilidad utilizando o mediante aparatos de una muestra roca tomada directamente del reservorio. Estas mediciones son muy precisas pero no representan la porosidad y permeabilidad de lodo el reservorio sino únicamente del sitio del pozo perforado. METODOS GEOFISICOS Se basan en el estudio cuantitativo de los registros o perfiles de pozo Especialmente los perfiles radioactivos densidad, neutrónico y los sonicos. Indirectamente se utilizan los registros de resistividad. Los valores obtenidos por estos métodos representan la porosidad y la permeabilidad de la roca reservaría de un determinado pozo. CUALITATIVAMETE Durante la perforación se pueden determinar rocas porosas mediante las siguientes observaciones. 1.Observando el tiempo de penetración de la broca. 2.Un aumento brusco en el avance de la roca significa generalmente la entrada de la broca en una roca poco consolidada y porosa Otro indicio de permeabilidad es la pérdida de lodo de perforación esto nos indica la presencia de capas muy permeables o la presencia de capas fracturadas en donde la presión del reservorio es inferior a la presión hidrostática de la columna de lodo. 3.Por las variaciones de salinidad del lodo por la presencia de agua proveniente de rocas porosas o permeables. 4.La mala recuperación de los testigos dan indicios de una formación poco coherente y fracturada.

5.Examinando los ripios de perforación y relacionándoles con al velocidad de avance de la broca. MEDIDAS DE PERMEABILIDAD Para conocer el valor de la permeabilidad se utilizan los métodos de laboratorio, para lo cual es necesario tomar una muestra de la roca reservaría, ya sea de u afloramiento o de un núcleo que se toma durante la perforación. SATURACION Esta definida por el contenido de los fluidos en los espacios vacíos sobre el volumen total de vacíos de la roca. Sw=Vw/Vp So=Vo/Vp Sg=Vg/Vp Sw+So+Sg=1 So=1-Sw Sg=1-Sw Para calcular la saturacion de los diferentes fluidos se los hace mediante los métodos de laboratorio (extraccion, centrifugacion y destilación) y los métodos y los indirectos (uno de los registros eléctricos). CAPILARIDAD Es la propiedad que tienen las rocas reservorias de permitir subir a los fluidos a graves de las paredes de los poros intercmunicados entre si. Esta relacionadada con la tensión superficial y el tamaño de los poros. OTROS TIPOS DE ROCAS RESERVORIAS 1."CAP ROCK" En la parte superior del diapiro de roca se forma un complejo petrográfica, denominado "cap rock", esta conformado por calcita y anhidrita, en la parte superior esta conformado por calcita hechisa.

2.ROCAS SILISICAS Existen ciertos tipos de rocas silícicas, tales como el chert, la opalita, que son rocas compactas pero que en ciertos casos se constituyen rocas reservorias por adquirir φ y K por facturación. 3.ROCAS METAMORFICAS Pueden constituirse rocas reservorias en casos especiales, dadas estas rocas metamórficas están en contacto o cubiertas por sedimentos. La porosidad y permeabilidad lo adquieren por facturación. Ej.: Venezuela, California, EEUU, Marruecos. 4.ROCAS VOLCANICAS Existen varios ejemplos en el mundo que ciertas rocas volcánicas producen gas o petróleo. Ejem: Cuba, Mexico, EEUU,.Se presentan como intertetisios entre las rocas sedimentarias, cuyo contacto ha sido alterado y adquiere porosidad y permeabilidad secundaria. También puede ser producto de la facturación. En el Japón están explotando gas proveniente de odas volcánicas a 15000' de profundidad. La porosidad y permeabilidad es de tipo vesicular, por enfriamiento de la roca. ROCAS COBERTERAS Se las denomina también rocas cierre o rocas sello estas rocas construyen horizontes impermeables que detienen la migración de los fluidos protegen a los

hidrocarburos de los agentes atmosféricos que lo destruyen y dan lugar a la formación de trampas. Para que una roca sea considerada cobertera es necesario que a mas de ser impermeable tenga cierto grado de plasticidad Las principales rocas coberteras son las arcillas, cierto tipo de ocas carbonatadas y las evaporitas Las arcillas son las principales ocas coberteras por su textura por la disposición de los minerales que lo constituyen y por su naturaleza mineralogica que permiten que las arcillas sean impermeables. Las dimensiones de los minerales arcillosos son siempre inferiores a 0.005mm Y generalmente son laminares lo que permite dar un alto grado de plasticidad a la roca. EJEMPLOS DE ROCAS COBERTERAS Formadas por niveles de areniscas muy arcillosas que es suficiente para detener la migración de los hidrocarburos. ROCAS CARBONATADAS Pueden constituirse e ocasiones en calizas arcillosas comúnmente denominadas margas también pueden ser ocas coberteras las calizas finas y compactas pero únicamente en cuencas tectónicamente tranquilas. Finalmente tenemos las evaporitas. Dentro de este grupo la anhidrita es el constituyente principal y se encuentra asociada con rocas reservorias carbonatada constituyen cierres de alta calidad por su textura cristalina compacta y su plasticidad ESPESOR DE COBERTURA En las regiones tectónicamente tranquilas es suficiente un delgado espesor de roca cobertera pueden ser entre 10 y 20m en regiones fuertemente tectonizadas subsisten únicamente los yacimientos bien protegidos pro una potente cobertura. CAPITULO 2 TRAMPAS HIDROCARBURIFERAS TRAMPA Es el lugar en el subsuelo en donde se acumulan los hidrocarburos las trampas se forman por efecto de cualquier anomalía geológica ya sea de origen teutónico los plegamientos como mas importante los anticlinales y fallamientos y también de origen estratigráfico ejemplos de ellos tenemos acuñamientos de areniscas la presencia de arrecifes y origen litológico como es la perdida de permeabilidad y porosidad en un estrato.

CONCEPTOS CIERRE Que se clasifica en cierre estructural y cierre efectivo: -ESTRUCTURAL Y EL EFECTIVO EXTRUTURAL Este determinado por la forma de la estructura es independiente de la presencia de gas o petróleo en el reservorio. Los valores del cierre estructural varían de miles de metros a pocas decenas de metros. CIERRE EFECTIVO Esta en función del volumen de roca reservaría saturada de hidrocarburos se lo denomina también columna de petróleo o columna de gas y petróleo. CIERRE CON DISCORDANCIA TRAMPA Es el elemento geológico de base necesario para la actuación de los hidrocarburos si tenemos gas o petróleo necesariamente tenemos una trampa. YACIMIENTO representa un volumen continuo de roca reservaría saturada de hidrocarburos CAMPO El campo esta constituido por la presencia de uno o varios yacimientos en una misma área PROVINCIA PETROLIFERA Es una gran extensión continental insular o marina en la que se registran una serie de fenómenos análogos que han determinado la existencia de hidrocarburos una provincia petrolífera conviene varios campos RELACION ENTRE BUZAMIENTO REGIONAL CIERRE ESTRUTURAL Y RELIEVE ESTRUTURAL

El cierre estructural varia con el buzamiento regional pese a que la estructura tiene el mismo relieve estructural 1. 2. 3.

CLASIFICACION DE LAS TRAMPAS Estructurales: Anticlinales, por fallamiento, combinadas Estratifráficas: Primarias, secumdarias. Mixtas: domos de sal ANTICLINALES Para su formación intervienen varios fenómenos geológicos. Los anticlinales fueron las primeras trampas conocidas y fácilmente detectadas ya sea por la Geologia de superficie o por sísmica. Un anticlinal es un pliegue convexo en donde las capas más antiguas se encuentran en el centro de la estructura recubiertas por las capas mas jóvenes las mismas que están inclinadas en sentido contrario desde la parte mas alta del anticlinal. El origen de los anticlinales y los domos son debidos a varios factores geológicos:

1. Fenómenos orogénicos donde predominan las esfuerzos tangenciales en este caso la tectónica tangencial es mas intensa cerca de las cordilleras y los anticlinales que se forman generalmente son muy estrechos, asimétricos, presentan fuertes buzamientos e inclusive se han encontrado cabalgamientos y están afectados por numerosas fallas. 2. Fenomenos epirogenicos en donde predominan los esfuerzos verticales, a estos se los denomina también pliegues de fondo y se presentan en las zonas mas estables de la cuenca sedimentaria, por efecto del movimiento vertical del basamento la cobertura sedimentaria se deforma y se forman estructuras anticlinales. 3. Fenómenos relacionados a la formación de la serie sedimentaria, este tipo de de anticlinales se forma independientemente de os movimientos orogénicos y epirogénicos y son producto de la acumulación y compactación de los sedimentos sobre los relieves pre existentes del basamento. 4. Por tectónica salina, por la presencia de un diapiro de sal los sedimento se depositan en la parte superior y toman la forma anticlinal por la presencia de un domo de sal. TRAMPAS POR FALLAMIENTO Las fallas o un sistema de fallas que afectan a una capa sedimentaria pueden dar origen a la formación de trampas, el volumen de HC sea de gas o petróleo que puede contener este tipo de trampas depende del desplazamiento que tengan las capas sedimentarias, del ángulo de inclinación de las fallas y del espesor de la roca reservorio. Tipos de fallas: normales, inversas, cizallamiento.

NORMALES Son producidas por fenómenos tectónicos del basamento, no existen movimientos tangenciales, pueden ser también originadas por compactación o subsidencia. TRAMPAS COMBINADAS EN donde hay presencia de pliegues y fallas hay la presencia de fallas combinadas, la mayoría de entrampamientos que tenemos en la cuenca oriental están relacionados a pliegues fallados, el sistema de fallas que afectan a los anticlinales son las transversales, longitudinales y radiales. TRANSVERSALES Son fallas perpendiculares al eje del anticlinal LONGITUDINALES Son fallas paralelas al eje estructural. CAPITULO 3 TRAMPAS ESTRATIGRAFICAS Se denomina trampa estratigráfica a aquellos que permiten a acumulación de HC. independientemente de cualquier Este tipo de trampas se encuentran en la mayor parte de las cuencas sedimentarías productivas localizadas en los flancos monoclinales mas o menos regulares resulta de la presencia de un cierto volumen de roca reservorio que se encuentra aislada horizontal y verticalmente por rocas impermeables. Los fenómenos que originan a las trampas estratigráficas les agrupamos en el siguiente. 1.CAMBIO DE FACIES Es la variación gradual de un horizonte poroso y permeable a uno compacto e impermeable Por ejemplo los lentes de arenisca 2.VARIACION DE LOS CARACTERES PETROGRAFICOS DE UN ESTRATO O DE UNA FORMACION Puede ser un estrato con arenisca y se habla de una matriz arcillosa. 3.ACUÑAMIENTOS DE HORIZONTES DE ROCA RESERVORIA

4.APARICION LOCAL DE UNA ZONA POROSA Dentro de un conjunto compacto por efecto de cambios químicos CLASIFIACION