exploración geoquímica por hidrocarburos
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EXPLORACIÓN GEOQUÍMICA POR HIDROCARBUROSPor: JUAN ANÍBAL LAJO SOTO
La geoquímica orgánica es una especialidad de las ciencias naturales, que sobre la base de la Geología y de la Química estudia la cantidad (absoluta y relativa) la composición, la distribución y la migración de la materia orgánica entre las diferentes partes que conforman la Tierra (hidrósfera, atmósfera, biósfera y geósfera) y de los procesos que la controlan.
¿QUE ES LA GEOQUÍMICA ORGÁNICA?
LÍNEAS DE INVESTIGACIÓN DE LA GEOQUÍMICA ORGÁNICA
La geoquímica orgánica en la génesis, migración, entrampamiento, exploración y producción de hidrocarburos .
La Geoquímica orgánica en el estudio del origen, distribución y caracterización de carbones.
La distribución y transformación de la materia orgánica y elementos asociados en los ambientes naturales
APLICACIONES DE LA GEOQUÍMICA ORGÁNICA EN LA INDUSTRIA
DE LOS HIDROCARBUROS
EVALUACIÓN DE LA ROCA MADRE
Contenido de carbono orgánico total TOC Evaluación de la calidad de la roca madre y riqueza
en hidrogeno Determinación del potencial remanente de
generación de hidrocarburos Estimación del tipo de hidrocarburo generado por la
roca madre (petróleo o gas) Determinación del grado de madurez y
soterramiento de la roca madre necesarios para la generación de petróleo y/o gas (ventana de generación de hidrocarburos)
EVALUACIÓN DEL ESPESOR ÚTIL
Identificación de zonas potencialmente productivas a través del análisis directo de recortes
Identificación de hidrocarburos acumulados y migrados
APLICACIONES PARA PERFORACIÓN
Reconocimiento de las secciones problemáticas importantes de un pozo, a través de la identificación y ubicación de zonas geoquímicas específicas.
Correlación con perfiles eléctricos y perfiles de evaluación de formación, para mejorar cualquier otro dato obtenido y ayudar a la determinación de los intervalos a ensayar
EVALUACIÓN DE LA ROCA MADRE
O ROCA GENERADORA
¿QUE ES LA ROCA MADRE?(CONCEPTO AMPLIO)
Es la roca que potencialmente es capaz de originar petróleo; para esto debe ser rica en materia orgánica más o menos preservada, la cual luego de un proceso diagenético se transforma en kerógeno y posteriormente en hidrocarburos.
¿QUE ES LA ROCA MADRE?(CONCEPTO EXPLICITO)
Es aquella roca que presenta un rico contenido de materia orgánica, la cual, al alcanzar una temperatura y presión apropiadas pone en libertad una determinada cantidad de hidrocarburos (sólidos, líquidos y gaseosos), suficientes como para formar acumulaciones comerciales.
La totalidad de la materia orgánica en estas rocas se encuentra casi exclusivamente en dos formas:
80 % como bitumen insoluble (kerogen). 20 % como bitumen soluble en S2C (materia orgánica
soluble).
¿QUE ES LA POTENCIAL ROCA MADRE ?
Aquella roca que teniendo la capacidad de generar hidrocarburos (petróleo o gas), todavía no lo ha generado debido a su insuficiente madurez térmica.
TIPOS DE ROCA MADRE
% = Porcentaje de generación de petróleo mundiales (Fuente: Klemme, 1980)
MÉTODOS ANALÍTICOS
PIRÓLISIS ROCK - EVAL
Consiste en una simulación en laboratorio del proceso natural de maduración de la materia orgánica.
El proceso toma en cuenta temperaturas experimentales considerablemente mayores a las normalmente registradas en el subsuelo, por lo tanto, las reacciones termoquímicas ocurren en un corto tiempo.
Una descripción detallada del procedimiento analítico está en Tissot (1978).
DEFINICIÓN
EQUIPOEl equipo utilizado es conocido como ROCK - EVAL
EQUIPO ROCK EVAL Un horno donde el calentamiento de la muestra es controlado
por un programador de temperatura. Un divisor de flujo ubicado en la parte superior del horno cuya
temperatura es regulada para 550ºC. Su objetivo es separar el flujo gaseoso de la pirolisis en dos partes: hidrocarburos y dióxido de carbono (CO2).
Un detector de hidrocarburos de ionización de flama (flame ionization detector) para la detección de los hidrocarburos libres presentes en la roca y los generados por el craking del kerógeno.
Una trampa para la acumulación del CO2 durante el calentamiento programado. Al fin de la programación de temperatura, la trampa de CO2 es recalentada para la liberación del CO2.
Un detector de conductividad térmica para la detección del CO2, el cual consta de una columna de Porapak Q.
Detalle del horno y divisor de flujo del equipo Rock - Eval
El equipo RocK – Eval utiliza solamente roca pulverizada, no siendo apropiado para operar con líquidos o gases.
Una pequeña cantidad (50 a 100 mg) de muestra pulverizada es colocada en un crisol de acero inoxidable. El crisol es insertado en el horno y el operador comienza el análisis.
La muestra es calentada en una atmosfera inerte (helio) hasta 550ºC, a una tasa de calentamiento de 25º C /minuto.
El análisis dura cerca de 25 minutos. A temperaturas inferiores a 300ºC son volatilizados los hidrocarburos
libres (petróleo y gas) presentes en la roca: S1. A temperaturas entre 300ºC y 550ºC se manifiestan los hidrocarburos
producidos por el craking de la materia orgánica: S2. A temperaturas superiores a 550ºC se genera el dióxido de carbono
(CO2) como consecuencia del quemado de la parte vegetal de la materia orgánica.
Los resultados del proceso se presentan en una carta (chart) donde se puede observar tres picos: S1, S2 y S3.
PROCESO
PROCESO DE LA PIRÓLISIS
MATERIA ORGÁNICA PIROLISIS ROCK – EVAL RESULTADOS
PROCESO DE LA PIROLISIS
PROCESO DE LA PIROLISIS ROCK - EVAL
RESULTADOSDurante el proceso de la pirólisis, tres porciones de gases son liberados y registrados a través de picos:
PICO S1: se relaciona con los hidrocarburos producidos naturalmente en el subsuelo (mg HC/g roca) y que se encuentran libres en los sedimentos (roca madre), son hidrocarburos que no han sufrido migración y que pueden ser extraídos normalmente por solventes orgánicos o volatilizados a temperaturas menores de 300ºC.PICO S2: corresponde a los hidrocarburos producidos por el craqueo termal del kerógeno durante la pirólisis entre 300ºC y 550ºC (mg HC/g roca). Representa el potencial actual de una roca para generar petróleo (se mide a través de la más alta temperatura en que ocurre la producción máxima de hidrocarburos obtenidos por la pirólisis). PICO S3: corresponde al dióxido de carbono (CO2) producido durante la pirolisis del kerógeno por arriba de los 550ºC (mg CO2/g roca).
RESULTADOS
Índice de hidrógeno Índice de oxígeno Temperatura máxima Índice de producción
PARÁMETROS PRINCIPALES DE INTERPRETACIÓN
[ IH =(S2/COT) x 100, en mgHC/gCOT ]
indicativo de la razón entre los hidrocarburos liberados y el contenido de carbono orgánico.Es un indicador de la cantidad de hidrógeno en el Kerógeno.Altos valores del IH indican alto potencial generador de hidrocarburos líquidos.
Diagrama de Van Krevelen(versión modificada para uso de losparámetros de pirolisis Rock-Eval
ÍNDICE DE HIDRÓGENO
[ IO =(S3/COT) x 100, en mg CO2/gCOT]
Indicativo de la razón entre el dióxido de carbono y el contenido de carbono orgánico.Es un indicador de la cantidad de oxígeno en el Kerógeno. Altos valores de IO y bajos de IH tienen bajo potencial generador de hidrocarburos líquidos.
Diagrama de Van Krevelen(versión modificada para uso de losparámetros de pirolisis Rock-Eval
ÍNDICE DE OXÍGENO
Corresponde a la temperatura del horno (ºC) en el momento de la Generación máxima durante el análisis (S2). Se considera una medida de la madurez térmica del Kerógeno y normalmente esta controlada por el tipo de materia orgánica. En general rocas generadoras inmaduras presentan valores de Tmax < 435ºC, rocas en estado de madurez temprano valores entre 435-445ºC, rocas en pico de Generación entre 445-450 ºC, rocas en el final de la ventana de aceite 450-470ºC y rocas sobremaduras > 470ºC.
TEMPERATURA MÁXIMA (Tmax)
Es una medida de la conversión del kerógeno en petróleo, correspondiendo por lo tanto una tasa de transformación. El IP aumenta con la profundidad en la medida en que el potencial generador de kerógeno (S2) es convertido en hidrocarburos libres (S1). Como consecuencia del proceso de expulsión y de la entrada en la ventana de gas, este índice normalmente disminuye.Valores de IP por en cima de 0,1 son considerados como indicativos del inicio de la ventana de generación. Para valores de Tmax <435ºC, valores de IP>0.1 son considerados anómalos (contaminaciones naturales o de lodo de perforación?.
INDICE DE PRODUCIÓN [IP =S1/(S1+S2)]
APLICACIONES Evaluar los diferentes tipos de materia orgánica. Definir los estadios o medir el grado de evolución
de la madurez térmica de la materia orgánica. Medir el potencial generador de la roca madre o
roca generadora.
DIAGRAMA DE VAN
KREVELEN
TIPOS DE MATERIA ORGÁNICASe pueden definir tres tipos de materia orgánica a través del diagrama de Van Krevelen:
Las muestras de la curva I poseen un elevado índice de hidrógeno y bajo índice de oxígeno. Caracteriza a una materia orgánica algal lacustre y a excelentes rocas generadoras de petróleo (Kerogen Tipo I). Las muestras de la curva II poseen menor índice de hidrógeno y menor índice de oxígeno respecto a las muestras de la curva I. Caracteriza a una materia orgánica algal marino (además de polen, esporas, cutículas y vegetales terrestres) y a buenas rocas generadoras de petróleo y gas (Kerogen Tipo II) Las muestras de la curva III poseen un bajo índice de hidrogeno y elevado índice de oxigeno. Caracterizan a una materia orgánica de origen vegetal terrestre y a buenas rocas generadoras de gas (Kerogen Tipo III).
ESTADIOS DE MADURACIONSegún la pirólisis, los estadios de maduración de las rocas generadoras pueden ser definidas de la siguiente manera:
El intervalo de temperatura entre 400ºC y 440ºC corresponde a la zona inmaduraEl intervalo de temperatura entre 440ºC y 470ºC corresponde a la zona madura y por ende a la zona de generación de cantidades significativas de hidrocarburos líquidos.El intervalo con temperaturas superiores a 470ºC representa a la zona senil propicia para la generación de gas.
ÍNDICE DE POTENCIAL GENERADOR(Source Potential Index, SPI)
REFLECTANCIA DE LA VITRINITA (%RO)
La Vitrinita es un grupo de maceral derivado de la lignina, celulosa y taninos del material leñoso de plantas terrestres. Es el principal componente de los carbones húmedos (humic coals), generando fundamentalmente gas.
Incremento de T/P: reacciones de decarboxilación, dehidroxilación, demetilación, aromatización y policondensación
Principal manifestación física: aumento de la reflectancia bajo luz incidente
DEFINICION Y USOS DE LA VITRINITA
Método óptico ampliamente difundido en la industria del petróleo. y se le reconoce como el índice de alteración térmica (IAT).
Fue iniciada con los trabajos de E. Stach en la década de 1930 con el propósito de monitorear el proceso de formación y evolución térmica del carbón.
Usado por primera vez en materia orgánica dispersa por M. y R. Teichmuller en la década de 1950.
Actualmente es el parámetro de madurez más usado en el estudio de sistemas petrolíferos
DEFINICIÓN E HISTÓRIA DEL MÉTODO
La reflectometría consiste en la medición de la reflectancia sobre una superficie plana pulida de una partícula orgánica.
Se mide la reflectancia en vitrinitas porque estas presentan respuestas proporcionales a la maduración mientas tanto en otros tipos de materia orgánica (exinita e inertinita), la respuesta de la reflectancia no presenta esa proporcionalidad.
La alteración química que ocasiona la radiación de la reflectancia es irreversible. Ese echo confiere a la vitrinita un papel análogo a la de termómetro de máxima, pues su reflectancia es la consecuencia de la mayor temperatura experimentada durante su existencia.
En rigor, la reflectancia de la vitrinita es una función exponencial de la máxima temperatura. En una sección no perturbada posteriormente a la maduración, un perfil de reflectancia exhibe incrementos exponenciales en función de la profundidad.
¿EN QUE CONSISTE LA REFLECTANCIA DE LA VITRINITA?
RELACIÓN ENTRE LA REFLECTANCIA DE LA VITRINITA Y LA Tmax. DE MADURACIÓN
METODOLOGÍAUna ruta normal de trabajo de reflectometría comprende las siguientes etapas:
Preparación de la muestra.Montaje de lamina.Lectura de microscopio.Procesamiento de datos e interpretación.
Normalmente las muestras objeto de análisis provienen de rocas sedimentarias clásticas de color oscuro y de grano fino (lutitas) cuyo tenor de carbono orgánico total es igual o superior a 0,7 % en peso.
En la practica las rocas con tenores inferiores a ese limite se consideran pobres en materia orgánica y generalmente no son útiles para un buen análisis.
La litologías más comúnmente procesadas son las lutitas, argilitas y margas.
OBTENSIÓN DE LA MUESTRA
1. Se recomienda proceder a una limpieza en el caso que la muestra presente contaminaciones de litologías indeseables:
Las muestras de canaleta pasan previamente por el
proceso de tamizado para la eliminación de contaminantes y fragmentos de litologías desfavorables como arenitas, calcarenitas, calcilutitas de color claro, etc.
Los testigos o núcleos laterales y convencionales deben recibir una limpieza de la superficie externa en el caso que presenten contaminaciones por lodo de perforación.
Tratándose de muestras de superficie obtenidas de afloramientos, se debe tomar cuidado especial eliminando las partes eventualmente intemperizadas.
PREPARACIÓN DE MUESTRAS
2. Con excepción de las muestras de canaleta que ya se presentan fragmentadas, las muestras son molidas para reducirlas a fragmentos milimétricos.
3. Se prepara para maceración cerca de 200 gramos de muestra. Este procedimiento consiste en la disolución química de la muestra a través del HCl y HF, que disuelven respectivamente los componentes carbonáticos y silicatos de la roca.
4. Después de la maceración, el residuo es sometido a una separación a través de la solución de clorato de Zinc de densidad especifica 2, para eliminar partículas inorgánicas que eventualmente hayan resistido al ataque químico.
PREPARACIÓN DE MUESTRAS
MONTAJE DE LAMINA1. El residuo obtenido de la maceración, es secado bajo un
calentamiento suave de 40 a 50ºC. La muestra completamente seca es mezclada con la resina sintética recién preparada y transferida para una placa de acrílico. Se deja en reposo a la temperatura ambiente hasta el total endurecimiento de la resina, proceso que dura aproximadamente 24 horas.
2. El material endurecido es cortado y pulido con lija Nº 600, hasta cambiarse a una capa submilimétrica, con una superficie perfectamente plana y paralela al plano de la placa.
3. La superficie es pulida luego con un polvo de aluminio calcinado y agua, en un disco giratorio de fieltro hasta la obtención de una superficie perfectamente lisa.
4. Se escribe la identificación en la lamina que esta lista para hacer analizada en el microscopio.
EQUIPO
El equipo empleado está constituido por un microscopio de luz reflejada, similar a los utilizados en la microscopía de minerales opacos. Actualmente la industria petrolera trabaja con microscopía de barrido electrónico.
ANÁLISIS Un rayo luminosos proveniente de una fuente incide sobre la
muestra, la cual es reflejada por la superficie pulida y detectada por una fotocélula de tipo fotomultiplicador que envía impulsos miliamperimétricos a un amplificador.
La señal amplificada es cuantificada a través de un digitalizador que muestra el resultado en forma numérica. Luego los datos son enviados a un microcomputador para finalmente ser impresos.
Para controlar la exactitud de las mediciones, se usa un patrón calibrador constituido por un material de reflectancia conocida. Por lo general se usa un patrón de fibra sintética con reflectancia nominal de 0,58% Ro.
La calibración se realiza al inicio del análisis para ajustar el amplificador, de modo que el digitalizador repita la reflectancia nominal (0,58%).
PROCESAMIENTO DE DATOS
MEDIDA DE LA REFLECTANCIA DE LA VITRINITA (%RO)
Usualmente son realizadas medidas en 30 a 100 partículas de vitrinita
Son seleccionadas preferiblemente partículas de Telocollinita
Es frecuente la presencia de partículas de vitrinita calidas, recicladas y/o oxidadas
Al final, es determinado un promedio para cada muestra
REFLECTANCIA DE LA VITRINITA Toarciano Inferior: Cuenca de París
COMPRACIÓN ENTRE PERFILES EN ESCALA LINEAL Y SEMILOGARÍTMICA
REFLECTANCIA DE LA VITRINITA VS PROFUNDIDAD
REFLECTANCIA DE DIFERENTES TIPOS DE VITRINITA EN RELACIÓN CON LA PROFUNDIDAD
INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS
REFLECTANCIA DE LA VITRINITA VS ETAPAS DE MADURACIÓN
RETRABAJOLas vitrinitas retrabajadas presentan valores de reflectancia más elevados en relación con las vitrinitas primarias encontradas en la misma muestra.
INTRUSIÓNLa intrusión ocasiona un elevado valor local de temperatura, por lo tanto, el perfil deja de ser rectilíneo a la profundidad de la intrusión.
DISCORDANCIALa discordancia ocasiona un quiebre en el perfil entre las secuencias depositadas en diferentes paleogradientes geotérmicos.
FALLA NORMALUna falla normal ocurrida después de la maduración ocasiona quiebres semejantes a una discordancia
FALLA INVERSAUna falla inversa ocurrida después de la maduración ocasiona quiebres con repetición de valores de reflectancia
EVALUACION DE LA ROCA MADRE
CARACTERIZACIÓN DE LA ROCA GENERADORA O ROCA MADRE
COMPOSICIÓN DE LA MATERIA ORGÁNICA
Constituyentes químicos de los organismos Constituyentes de la biomasa
COMPOSICIÓN QUÍMICA DE LA MATERIA ORGÁNICA
La materia orgánica contenida en los sedimentos está formada principalmente de macromoléculas provenientes de los organismos vivos a las que se puede llamar genéricamente biopolímeros.
Constituyentes principales:• Carbohidratos• Proteinas• Lípidos
Otros constituyentes: los macerales• Ligninas• Taninos• Resinas, etc.
Proteinas: Están compuestas por polímeros de aminoácidos como componentes de los tejidos, son solubles en agua. Tienen 53% de carbono, 22% de oxigeno, 16% de nitrógeno y 6% de azufre.
Carbohidratos: Agrupan a los glúcidos, parte principal de los tejidos sobre todo vegetales, como la celulosa y la quitina de algunos animales. Tienen 50% de oxigeno, 44% de carbono y 6% de hidrogeno.
Lípidos: Son insolubles en agua, abundante en las algas, pigmentos, granos y en las esporas. Incluyen las grasas y los ácidos grasos no saturados de un gran número de productos vegetales tales como goma, cutina, clorofila, etc. Su importancia en la generación de petróleo es fundamental (Isoprenoides como: Pristano y Fitano)
CONSTITUYENTES PRINCIPALES
Se trata de componentes normales de las plantas superiores:
La lignina: es la sustancia soporte. Consiste básicamente de compuestos poliaromáticos (polifenoles) de alto peso molecular, constituyendo estructuras tridimensionales dispuestas entre los agregados de celulosa que constituyen los tejidos de las plantas. Son sintetizadas por las plantas terrestres a partir de la deshidratación y condensación de alcoholes aromáticos.
Los taninos: son sustancias colorantes presentes en algas, hongos y plantas superiores.
Las resinas: están presentes en la madera y cubierta de las hojas, siendo muy resistentes a los ataques químicos
OTROS CONSTITUYENTES
SUBSTANCIACOMPOSICIÓN DE LOS ELEMENTOS EN PESO %
C H O S N
Carbohidratos 44 6 50 - -Proteínas 53 7 22 2 16Lípidos 80 10 10 - -Lignina 63 5 31 0,1 0,3Petróleo 82-87 12-15 0,1-2 0,1-5 0,2
COMPOSICIÓN QUÍMICA DE LOS PRINCIPALES CONSTITUYENTES
DE LA M. O. Y EL PETRÓLEO
CONSTITUYENTES DE LA BIOMASA Plancton (Fito y Zooplancton): Son organismos flotadores,
sin movimiento propio, presentes en los mares y lagos. Están formados principalmente por algas microscópicas. El fitoplancton tiene un 50% de lípidos, 30% de proteinas y 20% de carbohidratos.
Bacterias: Son los organismos más primitivos formados principalmente por proteinas y tienen hasta un 10% de lípidos.
Plantas superiores: Porcentualmente tienen un 75% de celulosa y lignina, 20% de carbohidratos, 3% de proteinas y 2% de lípidos.
MATERIA ORGÁNICA
CARBOHIDRATOS %
PROTEINAS %
LÍPIDOS %
LIGNINA %
RAZÓN H/C
Fitoplancton 20 30 50 - 1,9
Vegetales superiores
20 3 2 75 1,0
COMPOSICIÓN QUÍMICA DE LA BIOMASA
Es el constituyente orgánico de las rocas sedimentarias, no soluble el solventes orgánicos comunes, es sólido y resulta de la alteración diagenética de la materia orgánica. Su fracción extractable se denomina bitumen. Es la forma más importante del carbono orgánico de la tierra y es la parte potencialmente transformable en hidrocarburos.
¿QUE ES EL KEROGENO?
Durante la diagénesis, la materia orgánica que ha “sobrevivido” a los organismos predadores, es atacada por microbios que usan enzimas, convirtiendo los biopolímeros en unidades mas sencillas: los biomonómeros.
A la vez que los biopolímeros y los biomonómeros se van convirtiendo en moléculas más simples comienza un proceso que es competitivo con esta degradación y que da origen a los geopolímeros, precursores del kerógeno.
Muchas de las moléculas presentes son químicamente inestables, lo que provoca que se produzcan una serie de reacciones inespecíficas a baja temperatura. De estas resulta la formaci6n del kerógeno.
FORMACIÓN DEL KERÓGENO
ETAPAS DE LA FORMACIÓN DEL KERÓGENO
El kerógeno se forma en dos etapas sucesivas: a) polimerización y b) reordenamiento.
La polimerización involucra la formación de geopolímeros a partir de los biomonómeros. Comienza poco después que el organismo muere y se completa en un tiempo geológico corto, probablemente dentro de unos pocos cientos o miles de años.El reordenamiento comienza cuando los primeros geopolímeros se han formado y continúan mientras existe el kerógeno.
PRODUCCIÓN Y ACUMULACIÓN DE LA MATERIA ORGÁNICA
CARACTERIZACIÓN DE LA ROCA GENERADORA
Lagos: normalmente en un contexto tectónico activo y en zonas ecuatoriales, donde la estratificación de las aguas (por salinidad o densidad) impida la mezcla de las aguas superficiales y profundas.
Deltas: la roca madre son las lutitas del prodelta, con materia orgánica procedente de vegetales transportados por los ríos y materia orgánica de fito- y zooplancton.
Cuencas marinas semicerradas: con un balance positivo (mayor entrada de agua dulce que de agua salada), y con un modelo de circulación estuarino.
Cuencas marinas abiertas: en zonas de upwelling, donde se produce una zona de mínimo oxígeno.
En plataformas y cuencas profundas: en periodos de máxima trasgresión.
AMBIENTES PRODUCTORES
AMBIENTE DE DEPÓSITO vs. PRODUCTIVIDAD ORGÁNICA
TENDENCIA DE MATERIA ORGÁNICA TERRESTRE Y ACUÁTICA EN PROFUNDIDAD
PETROLEO GAS
ENTRADA DE MATERIAORGÁNICA ACUÁTICA (A)
ENTRADA DE MATERIAORGÁNICA TERRESTRE (A)
ESQUEMA DE LA DISTRIBUCIÓN DE LA MATERIA ORGÁNICA TERRESTRE Y ACUÁTICA
FACTORES QUE CONTROLAN LA PRODUCTIVIDAD ORGÁNICA
AMBIENTES DE ACUMULACIÓN DE LA MATERIA ORGÁNICA
Demaison y Moore 1980ÓXICO ANÓXICO
ETAPAS DE MADURACIÓN DE LA MATERIA PORGÁNICA
MECANISMO DE GENERACIÓN Y DESTRUCCIÓN DE LOS HIDROCARBUROS
RESTOS ORGANICOS
KEROGEN
METANO
PETROLEO Y GAS
RESERVORIO DE PETROLEO
BITUMEN INICIAL
CARBON
DIAGENESIS
CRACKING
MIGRACIONDEGRADACION TERMALCATAGENESIS
METAGENESIS
PRO
GR
ESIV
O E
NTE
RR
AM
IEN
TO Y
CA
LEN
TAM
IEN
TO
PROCESO DE LA
DIAGÉNESIS ORGÁNICA
Diagrama esquemático mostrando las abundancias relativas de los hidrocarburos líquidos y gaseosos en función de la evolución térmica del querógeno (modificado de Tissot y Welte, 1978)
INDICADORES DE MADUREZ DE LA ROCA MADRE
Se emplean los denominados biomarcadores. Entre ellos se encuentran:
Color de polen y esporas: Estos palinomórfos con el aumento de temperatura pasan de tonalidades amarillas a castañas y finalmente a negras.Reflectancia de la vitrinita. Este mineral aumenta su reflectividad con la temperatura (aumento del tamaño de las estructuras aromáticas en anillos).Color de alteración de conodontos (CAI) las tonalidades varían en una escala similar a la del polen y esporas.
POTENCIAL GENERADORDE LA ROCA MADRE
Para evaluar el potencial real de generación de hidrocarburos, en la roca generadora es importante determinar geoquímicamente:
El contenido de materia orgánica o riqueza orgánica
La calidad dela materia orgánica o tipo de materia orgánica
El grado de evolución de la materia orgánica o madurez
EVALUACIÓN DE LA RIQUEZA ORGÁNICA
Las dos maneras de evaluar la riqueza orgánica son:
La determinación del carbono orgánico total (TOC)La identificación del índice de hidrocarburos residuales (S2) (Merril ,1991).
Porcentaje de TOC Cualificación0.25 – 0.5 Pobre
0.5 – 1 Marginal1 - 2 Bueno>2 Muy bueno
Este análisis se realiza en muestras de roca pulverizada, en las cuales se ha eliminado el carbono del carbonato y el bitumen. Las muestras son sometidas a combustión en un horno, para luego medir la cantidad de CO2 desprendida. Tal cantidad se expresa en porcentaje en peso de carbono orgánico. Por ejemplo, una arcilla con 0.5% de TOC no es considerada como roca generadora potencial.
DETERMINACIÓN DEL CARBONO ORGÁNICO TOTAL(TOC)
Cantidad de S2 (mg/g) Cualificación0 - 1 No generador1 - 2 Pobre2 - 5 Regular5 – 10 Bueno10 - 20 Excelente
Se realiza mediante el método de pirólisis; el cual consiste en someter una muestra de roca a altas temperaturas durante 25 minutos; la muestra es calentada continuamente hasta alcanzar 550ºC. Durante la prueba ocurren tres picos. El primer pico S1sucede a una temperatura aproximada de 250ºC y corresponde a la volatilización de los hidrocarburos que estaban presentes en la muestra Luego se presenta el pico S2, entre los 400ºC – 500ºC; corresponde a los hidrocarburos generados en el proceso de calentamiento por craking del kerógeno ya existente en la roca, este es el índice de hidrocarburos residuales y es interpretado como un indicador de riqueza orgánica (tabla). Finalmente se presenta el pico S3 por arriba de 500ºC, que corresponde a la medida de CO2 y H2O presentes en la muestra.
DETERMINACIÓN DEL ÍNDICE DE HIDROCARBUROS RESIDUALES (S2)
No toda la materia orgánica preservada en los sedimentos está en capacidad de generar hidrocarburos; esta generación se relaciona al tipo de materia orgánica que se acumuló. El análisis de la calidad de la materia orgánica se realiza en función del tipo de kerógeno y los métodos más utilizados son:
Caracterización Visual del KerógenoPirólisis:
EVALUACIÓN DE LA CALIDADDE LA MATERIA ORGÁNICA
Las partículas de kerógeno son removidas de la muestra de roca por métodos palinológicos y analizados al microscopio. Dado que el kerógeno conserva características propias de la materia orgánica, es posible definir si proviene de material algáceo amorfo, de material herbáceo, maderáceo o de una mezcla de estos.
CARACTERIZACIÓN VISUAL DEL KERÓGENO
La cuantificación de los picos S2 y S3 puede ser utilizada para predecir el tipo de kerógeno presente en una roca, ya que estos picos están en función del O y el H del kerógeno (Merril, 1991). El método consiste en la determinación de los índices de hidrógeno (IH) y de oxigeno (IO), para luego poder ser graficados en un diagrama de Van Krevelen.
IH = (S2 x 100) mg/g IO = (S3 x 100) mg/g % TOC % TOC
PIRÓLISIS
Adicionalmente a una buena cantidad y calidad de la materia orgánica en las rocas, esa necesario que la madurez del kerógeno haya alcanzado la ventana de generación de hidrocarburos. Los métodos comúnmente usados para esta evaluación son al pirolisis, reflectancia de la vitrinita y los diagramas de historia de enterramiento
Temperatura Máxima de Pirolisis (Tmax.)Reflectancia de la Vitrinita (Ro)Diagrama de Historia de Enterramiento
EVALUACIÓN DE LA MADUREZ DE LA MATERIA ORGÁNICA
La máxima temperatura alcanzada en el pico S2 es considerada un indicador de madurez orgánica. Los valores de Tmax por debajo de 430ºC se consideran propios de sedimentos inmaduros; entre 430ºC y 465ºC se consideran sedimentos maduros para la generación de hidrocarburos, y por encima de 465ºC los sedimentos son considerados postmaduros, es decir, ya no generan hidrocarburos.
TEMPERATURA MÁXIMA DE PIRÓLISIS (Tmax. )
La reflectancia de la vitrinita (un maceral del carbón) medida en luz reflejada, ha sido empleada para la evaluación de la madurez térmica del kerógeno. Las medidas de reflectancia también se han usado para el reconocimiento de partículas de materia orgánica diseminada (kerógeno) en rocas sedimentarias. A partir de la correlación de reflectancia entre la vitrinita y el kerógeno se han establecido las etapas de madurez de acuerdo a los valores de Ro siguientes:
REFLECTANCIA DE LA VITRINITA (Ro)
Ro Grado de Madurez< 0.6 Inmadura
0.6 – 1.33 Madura (ventana de aceite)0.9 – 2 Madura (ventana de gas húmedo)2.1 – 3 Postmadura (ventana de gas seco)
>3 Postmadura
El más usado es el diagrama de Lopatín (1971) (Waples, 1980), el cual calcula el índice de tiempo y temperatura (TTI), que es un índice de madurez termal. El TTI se determina sobre el diagrama o curva de historia termal y de enterramiento de la roca. Este diagrama muestra sobre un gráfico de Tiempo – Temperatura y Profundidad, el enterramiento y la historia tectónica de una roca sedimentaria, desde su depositación hasta la actualidad.
DIAGRAMA DE HISTORIA DE ENTERRAMIENTO
INDICADORES DE MADUREZ Y GENERACIÓN DE HIDROCARBUROS
FIN