rocas generadoras
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UNIDAD 4
FUNDAMENTOS DE LA EXLORACIÓN.
4.1 GENERALIDADES.
ROCAS CONDUCTORAS Y ALMACENADORAS DE PETRÓLEO.
Rocas entrampadoras de petróleo están básicamente de dos tipos:
Rocas siliciclasticas Rocas carbonatadas
Rocas almacenadoras siliciclasticas
Estas rocas están compuestas de sedimentos siliciclasticos que tiene suficiente porosidad y permeabilidad como para almacenar hidrocarburos en ella estas rocas son básicamente trampas estratigráficas por que la variación vertical latera en la litología forma el elemento de confinamiento de la roca.
La capacidad almacenadora de una roca siliciclastica depende del radio/ arcilla, extensión lateral y vertical y de los procesos diageneticos (cementación, compactación) que sufren su evolución en las cuencas. Estas características de las rocas están determinadas por los ambiente de deposición de los sedimentos e incluyen: ambientes de depositación marinos y no marinos.
AMBIENTES DE DEPOSITACION MARINA
Estos ambientes son deltaicos, ambientes marinos someros y ambientes marinos profundos.
Rocas almacenadoras de tipo deltaico ocurre la interface entre los ríos y una acumulación de agua tal como es el mar. La distribución e interpretación de los sedimentos en esta área está controlada por la corriente de los ríos, la acción de las mareas y de las olas.
Los ambientes marinos someros están asociados a áreas cercanas a las costas e incluyen islas de barrera, playas y deltas causadas por la marea. La distribución de los sedimentos y arquitectura de estas rocas fueron controladas por corrientes marítimas cercanas a la costa, mareas, el oleaje y tormentas tropicales.
Los depósitos sedimentarios de ambientes marinos profundos son sedimentos que provienen de profundidades más someras y que fueron transportadas por efecto de la gravedad hacia zonas más profundas.
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Las rocas depositadas en ambientes profundos pueden estar asociadas a rocas generadoras, por lo que las hace unos objetivos muy atractivos en la exploración de petróleo.
AMBIENTES Y DEPOSITACION NO MARINO
Los ambientes sedimentarios no marinos están clasificados como: fluvial eólico y lacustre.
El ambiente sedimentario fluvial da origen a depósitos terrígenos complejos debido a la energía variable de los ríos, sus continuos desplazamientos y/o abandono de su causa principal con el tiempo. Rocas depositadas en este ambiente tiene un gran porcentaje de arena y por lo tanto muy buena porosidad y permeabilidad.
Rocas de origen eólico son por lo general grandes depósitos de arenas bien clasificadas con predominancia de granos finos a medios depositados en costas o en desiertos.
Los depósitos arenosos lacustres se encuentran concentrados en los márgenes de ciertos lagos formando deltas, playas barras e incluso algunas turbiditas.
Rocas almacenadoras carbonatadas
La calidad de las rocas carbonatadas como rocas almacenadoras depende de la litología original, su ambiente de depositación y los procesos diageneticos a los que fueron expuestos.
La nomenclatura de las rocas carbonatadas más usada es aquella de Durham que describen la relación entra los granos y matriz en la estructura de las rocas y los efectos del acomodamiento de los granos en la roca.
La porosidad de las rocas está en función de la estructura o fábrica de la roca y de la composición de los componentes carbonatados (aragonito o calcita). La porosidad puede ser primaria si los sedimentos conservan la porosidad original (por ejemplo, porosidad interarticular) o secundaria cuando la roca carbonatada ha sufrido reacciones diageneticas (por ejemplo disolución de partículas carbonatadas debido a la interacción roca-agua). Las causas de la porosidad por disolución de los carbonatos se pueden deber a: (1) la exposición de la roca a la superficie donde el agua fresca puede disolver la roca, (2) la presencia del flujo hidrodinámico de agua fresca considerable profundidad en el subsuelo, y (3) reacciones químicas de ácidos orgánicos débiles asociados con el aguas de lutitas cerca de la roca carbonatada y producidos por la maduración del kerogeno.
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4.2 PLANEACION DE LA EXPLORACION
La industria petrolera, propiamente dicha, inició en nuestro país en 1904, cuando se realizó el primer descubrimiento comercial en el pozo La Pez-1, en San Luis Potosí, con una producción de 1,500 barriles de petróleo por día, a una profundidad de 503 metros.Aunque la exploración petrolera en México inició tiempo antes, a finales del siglo XIX, éste fue el primer pozo realmente comercial que se perforó; desde entonces, ha habido una gran evolución en los métodos y tecnologías que se emplean para evaluar el potencial petrolero de las cuencas sedimentarias de nuestro país.La exploración petrolera en las cuencas sedimentarias, de acuerdo con Petróleos Mexicanos, se lleva a cabo con el fin de identificar la presencia y eficiencia de los elementos y procesos geológicos que conforman el sistema petrolero activo. Posteriormente, con el conocimiento de estos elementos e información adicional, se estiman sus recursos prospectivos (parte recuperable de los volúmenes de hidrocarburos aún por descubrir.), que a su vez pueden ser transformados en reservas a través de la perforación de pozos exploratorios, contribuyendo a la restitución de las reservas que son extraídas.
Exploración: Todas aquellas operaciones y métodos que se emplean en el campo con el objetivo único de buscar petróleo o estructuras favorables para su acumulación constituyen la primera y una de las principales etapas de la industria del petróleo. Esta se denomina “exploración”.
En el trabajo del explorador (un geólogo petrolero) consiste pues en describir las condiciones bajo las cuales se acumula en petróleo en la naturaleza. Para ello se recurre a diferentes métodos u operaciones de campo, entre las cuales las más principales son: geología de superficie, prospección geofísica y geoquímica.
Geología de superficie: El trabajo del geólogo petrolero hace la geología de superficie en busca de petróleo, consiste esencialmente en lo siguiente: examinan minuciosamente todas las rocas expuestas, tratar de localizar o hallar indicaciones superficiales de la existencia del petróleo tales como afloramientos de asfaltenos, derrames de petróleo líquido, emanaciones de gas, depósitos naturales de parafinas, aguas saladas o sulfurosas, depósitos de azufre, etc.
Si las condiciones encontradas las consideramos favorables, la región escogida debe explorarse o examinarse más detenidamente buscando estructuras en las cuales el petróleo pudo acumularse y luego se procede al levantamiento topográfico de estas estructuras, lo cual constituye uno de los trabajos más dedicados e importantes de un geólogo petrolero.
Después de haber hecho la geología de superficie área y/o terrestre, se procede a utilizar los métodos geofísicos y geoquímicos, o sea métodos que aplican
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principios de la física y la química respectivamente en la búsqueda de minerales y entre ellos de petróleo.
A) Métodos sísmicos: los métodos sísmicos de exploración ofrecen o proporcionan la más directa evidencia de la estructura geológica del subsuelo.
El método se basa en producir artificialmente, por medio de explosiones de carga de dinámica a pocos metros del suelo, temblores que generan ondas sónicas que viajan a través de las capas o estratos sub-yacentes, regresan a la superficie y finalmente se registran o detectan por medio de instrumentos suprasensibles, conocidos como sismógrafos, colocados a diferentes distancias y en diferentes formas o arreglos a partir del punto o sitio de la explosión.
La exploración sísmica se puede hacer de dos maneras a saber: “refracción” o por “reflexión. El método de exploración sísmica por refracción se basa en el hecho de que las ondas sonoras viajan más rápidamente en formaciones duras compactas tales como ígneas o calizas y menos rápidamente en rocas relativamente más blandas tales como arenas y areniscas poco consolidadas. Esto hace posible medir la velocidad de las ondas o el tiempo de “llegada” y de estos valores deducir el tipo de roca a través de las cuales ellas han viajado y calcular sus profundidades.
El segundo método o de reflexión, utilizando muchas más que el primero, se basa en el principio físico de que las ondas sonoras retornan una reflexión o eco cuando encuentras estratos duros tales como calizas y cuando son porosas estas reflexiones son muy atenuadas o sus tiempos de llegada son relativamente más grandes. El tiempo tomado por estas ondas para viajar desde la fuente de explosión en la superficie hacia abajo el estrato que la reflejara y sus retornos a superficie, se interpreta para medir la profundidad del estrato reflector.
En la industria del petróleo la generación de valor inicia a partir de las actividades
de exploración, donde los principales productos son la cuantificación de los
recursos prospectivos petroleros así como la incorporación de reservas.
Los trabajos de exploración petrolera en una cuenca sedimentaria, están
orientados a identificar la presencia y eficiencia de los elementos y procesos
geológicos que conforman el sistema petrolero activo, los cuales son: roca
generadora, roca almacenadora, trampa, sello y sincronización adecuada entre
generación-migración-entrampamiento de hidrocarburos. Posteriormente, con el
conocimiento de estos elementos e información adicional se estiman sus recursos
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prospectivos, que a su vez pueden ser transformados en reservas a través de la
perforación de pozos exploratorios y así contribuir a la restitución de las reservas
que son extraídas.
Considerando que el tamaño de las cuencas es de miles de kilómetros cuadrados
y con el propósito de ordenar y optimizar las inversiones de las actividades de
exploración, se ha definido un macroproceso cuyas primeras tres etapas
conforman el negocio de exploración: la evaluación del potencial petrolero, la
incorporación de reservas y la delimitación de yacimientos.
1. SISTEMA PETROLERO
Uno de los conceptos fundamentales en la exploración petrolera es el que se refiere al Sistema Petrolero. Este concepto involucra los elementos esenciales de roca generadora, roca almacén, roca sello y roca de cubierta o de sepultamiento, así como, los procesos que causan la acumulación de petróleo en el subsuelo que son, la formación de la trampa, la generación-migración y la preservación del petróleo.
El sistema petrolero es ideal en la concepción de los plays exploratorios y fundamental en la evaluación del riesgo exploratorio. En esta evaluación se vuelve crítico investigar tres variables básicas: la carga de hidrocarburos, la trampa y las relaciones espacio-temporales entre ambas. La carga de hidrocarburos es la cantidad de fluído (petróleo y gas) que ingresará a la trampa, siempre que esta ya se encuentre formada para el tiempo de la migración.
El Sistema Petrolero puede dividirse en dos subsistemas, el subsistema de Generación Expulsión y el Subsistema de Migración-Trampa.
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2. ANÁLISIS DE UNA CUENCA
El petróleo se encuentra bajo tierra, en diferentes regiones, distribuidas por todo el planeta, conocidas con el nombre de cuencas sedimentarias. Las cuencas sedimentarias están formadas por capas o estratos dispuestos uno sobre otro, desde el más antiguo al más reciente y cada estrato tiene constitución diferente al otro.
El estudio integral de una cuenca sedimentaria se enfoca en el análisis, interpretación e integración de información geográfica, geológica, geofísica y geoquímica para su evaluación como entidad de interés económico petrolero. Se relacionan los procesos involucrados en los mecanismos corticales de formación de cuencas y de la conformación del basamento en el marco regional, la dinámica sedimentaria y deformación de los sedimentos, los fenómenos de subsidencia y la interacción de los elementos y procesos geopetroleros. Implica la integración de diversas disciplinas de las geociencias, como petrografía y petrología sedimentaria, ígnea y metamórfica, estratigrafía, sedimentología, geología estructural, tectónica y geoquímica petrolera.
A) Cuenca sedimentaria: Es un área extensa deprimida en la corteza terrestre que recibe sedimentos ya sean marinos y continentales.
B) Depresión generadora de hidrocarburos o petróleo: Son áreas que contienen rocas generadoras de petróleo en la etapa madura de su evolución terminal.
C) Cuenca generadora: Son cuencas sedimentarias que contienen uno o más depresiones generadoras de petróleo.
CONCEPTOS DE LOS SISTEMAS PETROLEROS
Etapas de la investigación petroleras son:
1. Investigaciones de cuencas sedimentarias: Donde se estudia el análisis de las secuencias sedimentarias o estratigrafía y estudio estructurales de las mismas.
2. Sistemas petroleros: Son aquellos que estudian los elementos y procesos geológicos y geoquímicos involucrados en la generación, migración, acumulación y destrucción de hidrocarburos en una cuenca sedimentaria.
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3. Investigación de horizontes petroleros (plays): Estos estudios tienden a describir un determinado segmento estratigráfico o serie de trampas con similitudes geológicas, que contienen petróleo con una composición similar.
4. Definición de plays: Es un grupo de prospectos o campos con características similares en cuanto a su generadora, almacenadora, trampa, sello, maduración, migración y presencia de los hidrocarburos.
5. Prospectos: Es el estudio detallado de una trampa específica de la cuenca, cuyos objetivos de dichos estudios son la perforación y el descubrimiento de hidrocarburos.
6. Elementos del sistema petrolero: a) Roca generadora.b) Roca almacenadora.c) Roca sello.d) Rocas de cubierta o de sapultamiento.
7. Procesos de los sistemas petroleros: son aquellos eventos geológicos que causan la acumulación de petróleo en el subsuelo y estos son:1. Formación de la trampa2. Generación de hidrocarburos 3. Migración4. Acumulación5. Preservación del petróleo
8. Objetivos de los sistemas petroleros. El sistema petrolero como una herramienta analítica en la exploración del
petróleo.- el objetivo de los sistemas petroleros es el analizar objetivamente, en una forma simple cada una de las variables de la exploración (roca sello, roca almacén). Cada variable puede definirse como: conocido, hipotético o especulativo de acuerdo al nivel de confianza con que se cuantifique, así, los sistemas petroleros sirven como un método de revisión (check list) de cada uno de los aspectos de la exploración petrolera.
El sistema petrolero como un análisis preliminar de cuencas.-la cuantificación y la identificación de los elementos de riesgo ayuda a la definición de programas de investigación y a la toma de decisiones en la exploración. Por ejemplo si se desconoce el potencial de una roca generadora (por lo tanto es un elemento especulativo o hipotético) por lo que hay que invertir esfuerzo y dinero en la investigación del problema.
El sistema petrolero como una herramienta productiva.-el análisis crítico de los elementos y procesos de los sistemas petroleros en una cuenca, pueden ayudar a la predicción de la naturaleza y calidad de los
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hidrocarburos (esto es aceite o condensado-gas), que pudieran estar entrampados en la cuenca.
El sistema petróleo como un lenguaje común entre los técnicos.-la nomenclatura de los sistemas petroleros unifica el lenguaje entre los geólogos, geofísicos, petroleros, supervisores y administradores, mejorando de esta forma la comunicación entre ellos.
NOMENCLATURA DE LOS SISTEMAS PETROLEROS
El nombre de los sistemas petrolero incluye la roca generadora seguida por el nombre de la roca almacenadora más importante de la cuenca y por el símbolo que expresa el nivel de certeza de tal sistema petrolero.
El nivel de certeza de un sistema petrolero indica la confianza con la cual definimos una roca generadora ha producido los hidrocarburos acumulados en la cuenca. Estos niveles pueden ser identificados en tres niveles de certeza que son: conocido como hipotético y espectaculativo.
Un sistema petrolero conocido existe con información geoquímica, se define como una relación positiva entre una roca generadora activa y los aceites entrampados en la cuenca.
Un sistema petrolero hipotético es cuando se ha identificado una roca generadora pero al momento no existe información geoquímica para la correlación tal roca con los aceites acumulados en la cuenca.
3. ESTUDIO DEL “PLAY O ROCA GENERADORA”
El objetivo de la evaluación de rocas generadoras es el de determinar la presencia de hidrocarburos en una cuenca sedimentaria. La evaluación de las rocas generadoras nos ayuda a predecir:
La presencia de petróleo o gas en las trampas. La cantidad de petróleo disponible para su acumulación en la
cuenca. Zonas de generación de los petroleros y sus relaciones, ya sea
laterales o verticales hacia las trampas de una cuenca sedimentarias.
Tipos de rocas generadoras:
Roca generadora potencia: Una unidad de roca que tiene la capacidad de generar petróleo o gas en suficiente cantidad como para formar acumulaciones
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comerciales pero que no han generado hidrocarburos debido a insuficiente madurez termal.
Roca generadora activa: Roca generadora que está actualmente generando petróleo.
Roca generadora gastada: Una roca generadora que ha generado y expulsado todo su potencial petrolero. Una roca generadora gastada de petróleo pero puede ser activa en gas.
Roca generadora limitada: Es una unidad de roca que tiene todos los requisitos de una roca generadora excepto su volumen suficiente.
PLAYS
Play: Conjunto de campos o prospectos genéticamente relacionados, que comparten características similares de roca almacén, roca generadora, trampa, sello, procesos de carga de hidrocarburos (generación, expulsión, sincronía, migración, acumulación y preservación) y tipo de hidrocarburos*; siendo la primera unidad de análisis económico y que permite con mayor certidumbre evaluar los recursos prospectivos y orientar la estrategia exploratoria.
Play faiway: Es un área que define la máxima extensión de las rocas generadoras, que pueden contener hidrocarburos.
La definición del play está regida por la presencia y eficiencia de 5 elementos: roca generadora, roca almacén, roca sello, trampa y procesos de migración y sincronía. La ausencia ó inadecuada eficiencia de cualquiera de estos, da lugar a la inexistencia del play
ROCAS ENTRAMPADORAS DEL PETROLEO
Roca que contiene espacios vacíos, poros y fracturas interconectadas de tal forma que permite la circulación y acumulación dentro de ella.
Estas rocas son evaluadas por sus propiedades físicas de porosidad y permeabilidad.
POROSIDAD
Porosidad: Propiedad física expresada como porcentaje del volumen poroso en relación con el volumen total de la roca.
Porosidad efectiva: porosidad interconectada que permite la concentración y circulación de fluidos.
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PERMEABILIDAD
Permeabilidad: Facilidad con la cual un fluido, de cierta viscosidad, circula a través de un volumen de roca.
Permeabilidad relativa: es la presencia de varios fluidos en la roca entrampadora (agua y petróleo).
TRAMPAS DEL PETROLEO
Una trampa es un arreglo geométrico de roca, sin importar su origen, que permite la acumulación significativa de petróleo y gas.
Las trampas petroleras pueden clasificarlas en tres grandes categorías: trampas estructurales, estratigráficas y trampas con la combinación de los elementos estructurales y estratigráficos.
Trampas estructurales: Estas son determinadas en base de elementos estructurales y de deformación tales como fallas y pliegues.
Trampas estratigráficas: Rocas cuyas características como rocas entrampadoras se deben a cambios estratigráficos, sedimentológicos y litológicos.
Trampas combinadas: Una trampa combinada es aquella que tiene elementos tanto estructurales como estratigráficos sin importar cuál de ellos es más importante.
ROCAS SELLO
Las rocas sello están caracterizados por una baja porosidad y permeabilidad que no permiten el paso de hidrocarburos a través de ellas. Esto es, en aquellas cuencas donde no existe roca sello, los hidrocarburos generados escapan a la superficie. Así que la distribución regional de las rocas sello determinan la extensión del sistema petrolero en la cuenca.
Existen dos tipos de rocas sello: los sellos regionales y los locales.
Los sellos regionales dirigen y controlan la distribución de los hidrocarburos en la cuenca mientras que los sellos locales detienen la migración y retiene las acumulaciones de hidrocarburos en las trampas.
Las mejores rocas sello son:
Evaporitas Rocas de grano fino (lutitas) Rocas con alto contenido de materia orgánica (rocas madre o generadoras)
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Características para determinar el potencial petrolero de una cuenca:
1. Determinación de la posición estratigráfica y distribución aérea de las rocas generadoras activas o maduras.
2. Identificación de la roca sello regionales que dirigen el sentido de la migración de hidrocarburos.
3. Un análisis de las condiciones de entrampamiento de los hidrocarburos enfocándose en las áreas najo los sellos regionales y el sentido ascendente desde las rocas generadoras maduras en la cuenca.
4. Una revisión exhaustiva de las manifestaciones de hidrocarburos en pozos y de petróleo en campo de producción.
ETAPAS DE LA EXPLORACIÓN .
1.- Identificación de áreas de interés. Con esta etapa se inicia la exploración en una región virgen o desconocida.
Se trata de una fase preliminar en la que se utilizan métodos indirectos como la geología de superficie (se toman muestras de rocas) o geología de campo, reconocimiento desde el aire (radares y métodos aeromagnéticos y aerogravimétricos) y espacio, geoquímica y geofísica.
Esta fase permite identificar áreas con características favorables a la existencia de hidrocarburos en el subsuelo.
2.- Detección de trampas. Cuando ya se detectó el área de interés, se procede a identificar las tramas o estructuras que pudieran contener petróleo. Para esta fase se utilizan métodos geofísicos de alta tecnología como la sísmica tridimensional (3D) y métodos avanzados de visualización e interpretación de datos.
En esta etapa se definen en forma detalla las trampas de hidrocarburos (denominadas prospectos) y se jerarquizan según las reservas estimadas y su potencial valor económico.
3.- Verificación de la acumulación. Cuando se han identificado los prospectos, se decide dónde perforar los pozos exploratorios, único medio seguro de comprobar si realmente hay petróleo. Durante esta etapa, el geólogo extrae la información de los fragmentos de roca cortados por la mecha (ripios) detectando estratos (capas) potencialmente productores. La perforación exploratoria es una operación muy costosa y de alto riesgo, tanto por la interpretación geológica, la pericia y el tiempo requeridos, como por los riesgos operacionales que implica. Estadísticamente, de cada diez pozos exploratorios que se perforan en el mundo, sólo tres resultan descubridores de yacimientos.
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4.3 MÉTODOS GEOLÓGICOS.
Es un método directo de prospección o exploración respectivamente (levantamiento geológico y estructural en el terreno).
Es la base para todos los demás métodos.
El levantamiento geológico en el terreno está apoyado por los análisis:
Petrográficos.
Mineralógicos.
Geoquímicos en el laboratorio.
Estudios estadísticos de los datos estructurales obtenidos en terreno.
Una de las herramientas más utilizadas por los exploradores son los mapas.
Hay mapas geológicos o de afloramientos.
Mapas topográficos
Mapas del subsuelo.
Estos últimos son quizás los más importantes porque permiten mostrar la distribución, propiedades y forma que toman las capas rocosas en el subsuelo.
MAPAS GEOLÓGICOS O DE AFLORAMIENTO.
Es un mapa topográfico sobre el que se han dibujado diversos símbolos que indican:
Tipos de rocas de la superficie terrestre�
Tipo de contacto entre ellas.�
Estructuras geológicas.�
Elementos geomorfológicos. �
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En las columnas estratigráficas se representan las formaciones litológicas presentes en el mapa. Se disponen cronológicamente, situándose las más antiguas en la base de la columna.Las columnas tienen una escala propia y una correspondencia marcada por números.
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MAPAS TOPOGRÁFICOS
El mapa topográfico representa las características físicas y visibles del terreno. Muestra algunos de los elementos naturales, tales como el relieve, los cuerpos de agua (lagos y lagunas) y las corrientes tanto intermitentes como perennes.
MAPAS DE SUBSUELOMuestran la geometría y la posición de una capa de roca en el subsuelo. Usan la sísmica de reflexión.
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AEROFOTOGEOLOGÍA
La aerofotogeologia o el levantamiento de mapas.
Estas fotografías suministran con bastante precisión datos topográficos y evidencias geológicas ocultas, muy pendientes sobre cubiertas por bosques muy densos.
4.4 MÉTODOS GEOQUÍMICOS.
Geoquímica: los métodos geoquímicos determinan la presencia o ausencia de yacimientos petrolíferos o gasíferos profundos. La presencia de los gases hidrocarbonados metano y etano se detecta, aun en concentraciones tan bajas como 1000 ppm.
La exploración geoquímica de superficie investiga la presencia de hidrocarburos químicamente identificables que se encuentren en superficie o cerca de la misma o los cambios inducidos por la presencia de esos hidrocarburos en el suelo, con la finalidad de localizar las acumulaciones en el subsuelo que le dieron origen.
En Geoquímica suelen perforarse pozos pocos profundos en diferentes ciclos para extraer muestras de las rocas cercanas a la superficie que al ser estudiadas y comparadas permiten la identificación de estratos en un área determinada, establecidos así una correlación de las capas. Lo que permite fortalecer una idea de estructura del subsuelo a miles de pies por debajo de la superficie terrestre.
ROCAS GENERADORAS
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El objetivo de la evaluación de rocas generadoras es el determinar la presencia de hidrocarburos en una cuenca sedimentaria. La evaluación de las rocas generadoras nos ayuda a predecir:
La presencia ya sea de petróleo o gas en las trampas La cantidad de petróleo disponible para su acumulación en la cuenca Zonas de generación y sus relaciones, ya sean laterales o verticales hacia
las trampas de una cuenca sedimentaria (drenaje del petróleo).
Una roca generadora de petróleo es una roca sedimentaria que puede generar acumulaciones comerciales del petróleo. Una roca para ser considerada como generadora debe tener un mínimo de las siguientes características:
-Cantidad de materia orgánica.
-Calidad de materia orgánica.
-Suficiente maduración termal.
Para propósitos de evaluaciones de cuencas, y además de las condiciones mencionadas, el volumen de roca y su patrón de drenaje deben de ser considerados.
Cantidad de la materia orgánica.
La cantidad y tipo de materia orgánica preservada en rocas sedimentarias está controlada por procesos geológicos y geoquímicos tales como productividad primaria de materia orgánica, nivel de anoxia y procesos sedimentarios de depositación en la cuenca.
La materia orgánica logra preservarse en mayores cantidades y calidades en ambientes anoxicos de depositacion. Las diferentes biofacies de los ambientes marinos se encuentran definidas por la cantidad de oxígeno disuelto en el agua y se pueden clasificar como:
Ambiente aeróbico es aquel donde la columna de agua está saturada de oxigeno con concentraciones de 8 a 2 mL O2/LH2O.
Ambiente disaerobica cuando contiene entre 2 a 0.2 mL O2/LH2O, quasi-anaerobica cuando tiene entre 0.2 a 0 y anaeróbico cuando la columna de agua no tiene oxigeno lo cual impide la actividad biológica en tal ambiente.
Con fines prácticos, se considera un ambiente anaeróbico cuando la columna de agua tiene una concentración de oxigeno de menos de 0.5 mL O2/LH2O.
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Carbono Orgánico Total (COT %).
El carbón orgánico total se mide en porcentaje del peso de la roca e indica la riqueza orgánica de la roca.
El carbono orgánico total de los sedimentos consiste de tres componentes:
Carbono orgánica extraíble: Es la parte de la materia orgánica que se ha transformado en aceite y gas. Esta parte se encuentra impregnando la roca y es también conocido como bitumen.
Carbono orgánico convertible: Es la parte orgánica de la roca que se convertirá en aceite y gas cuando se le aplique una mayor temperatura. Esta parte es el potencial residual petrolero de la roca.
Carbono residual: Es la forma concentrada del carbono que no generara ningún derivado del petróleo.El carbono orgánico convertible y residual, juntos forman el KEROGENO de la roca.
Un valor de COT de 0.5 % en peso es una buena medida para identificar una roca generadora. Este valor revela la cantidad de materia orgánica presente en la roca, pero no su potencial petrolero el cual depende del tipo de materia orgánica, su madurez termal y su volumen. Cornford (1986) sugiere los siguientes valores para la clasificación de rocas generadoras de acuerdo a su contenido de materia orgánica:
CARBONO ORGÁNICO TOTAL (% PESO COT)
CLASIFICACIÓN
<0.5 % Muy probé0.5-1-0 % Pobre1.0-2.0% Fair2.0-4.0% Bueno4.0-12% Muy bueno<12 % Lutita bituminosa
Calidad de la materia orgánica.
La calidad de la materia orgánica se refiere a la capacidad de la materia orgánica para evolucionar en productos petroleros ya sea líquidos, gaseosos o ambos.
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La materia orgánica preservada en sedimentos es de dos tipos: autóctonos y aloctonos. Material autóctono es formado y depositado en el mismo ambiente y puede ser de origen marino y/o lacustre. Este material se deriva principalmente de fitoplancton, zooplancton y biomasa material. Material aloctono es materia orgánica que se ha originado en un medio ambiente determinado y es después transportado por ríos, viento o gravedad hacia un ambiente sedimentario donde se integra en los sedimentos. Su origen es básicamente terrestre y se compone de fracciones de plantas superiores y materia orgánica retrabajada.
Clasificación maceral de la materia orgánica.
La industria del carbón ha clasificado de la materia orgánica de acuerdo a sus componentes organicos o macerales.
El grupo maceral de la Alginita o liptinita como algunas veces es llamado para referirse a su composición lipida, está básicamente compuesta de materia orgánica algacea.
El grupo maceral de la Exinita está formado de secreciones de plantas superiores (por ejemplo resinas) y órganos vegetables reproductores (por ejemplo esporas y polen).
Los macerales de Vitrinita son partículas de la materia orgánica que estuvieron compuestos originalmente de material ligno-celulosico y fueron partes de corteza vegetal.
La Inertinita o material carbonoso está caracterizada por su composición lignitico-aromatica.
La materia orgánica se aísla de la materia inorgánica de las rocas sedimentarias para exponer sus constituyentes estructurados (por ejemplo la vitrinita ) y la materia orgánica no estructurados (por ejemplo macerales amorfos).Estos constituyentes orgánicos pueden describirse como material algaceo ,amorfo o sapropelico ,herbaceo ,maderaceo o carbonaceo y sus correspondientes tipos de kerogenos I, II, III, y IV.
PARAMETROS DE CALIDAD DE LA MATERIA ORGÁNICA.
Pirolisis Rock-Eval
La medición más rápida y más utilizada para la evaluación de la calidad de la materia orgánica en las rocas generadoras es el método pirolisis denominado Rock-Eval. Este método de medición aplica temperaturas, en incrementos constantes, a una muestra muy pequeña de roca. Los vapores emanados de la
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roca, como resultado de su descomposición térmica, son detectados y medidos por dos detectores: el detector de flama y el detector de conductividad térmica. El análisis de pirolisis ROCK-EVAL nos proporciona los siguientes parámetros básicos:
S1.-El área bajo esta curva es proporcional a la cantidad de la materia orgánica “libre” o bitumen destilada de la roca. Sus unidades son miligramos de hidrocarburos por gramo de roca (mgHV/gr roca).
S2.- Esta curva representa la cantidad de productos del petroleo que evolucionan durante la degradación termal del kerogeno e indica el potencial generador remanente de la roca. Sus unidades son también mg HC/gr roca.
S3.- El área bajo esta curva es la cantidad de CO2 liberado de la materia orgánica de la roca durante sus análisis. Representa los compuestos y la cantidad de oxigeno presente en la muestra.
Tmax.- La temperatura a la cual el pico S2 alcanza su máxima concentración. Este parámetro se utiliza como un parámetro de madurez de la roca generadora.
Indice del Hidrogeno (HI).- Corresponde a la cantidad de compuestos orgánicos de la curva S2 con respecto al contenido de carbono orgánico de la muestra (S2/TOC).
Índice del oxígeno (OI).-es la cantidad de CO2 en relación a el contenido de carbono orgánico de la roca (S3/TOC).
Estos parámetros ayudan a evaluar el potencial petrolero de las rocas con los siguientes límites:
Potencial generador
TOC (%) SI S2
Pobre 0-0.5 0-0.5 0-2.5Moderado 0.5-1.0 0.5-1.0 2.5-5.0Bueno 1.0-2.0 1.0-2.0 5.0-10Muy bueno >2.0 >2.0 >10
Un diagrama del tipo Van Krevelen usa las proporciones de composición elemental (H/C and O/C) de la materia orgánica para definir diferencias químicas entre kerogenos (Iissot et al., 1994). Dado que los índices de nitrógeno (HI) y oxigeno (OI) del análisis por pirolisis. Rock-Eval están asociados con el contenido de hidrogeno y oxigeno de la materia orgánica, estos parámetros están directamente relacionados a las proporciones elementales H/C and O/C de los kerogeno. Las proporciones HI y OI de muestras organicas graficadas en un
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diagrama de Van Krevelen define la materia orgánica como tipos l, ll, ll and lV kerogenos.
Potencial generador de la roca generadora.
La técnica de pirolisis Rock-Eval proporciona varios parámetros apropiados para la evaluación de la cantidad de materia orgánica de las rocas. Los hidrocarburos libres que ya existen en la muestra (SI) más los hidrocarburos que pueden ser generados del kerogeno como un incremento de temperatura (S2), representan el potencial generador de la roca. Este potencial generador (S1+S2) puede expresarse en kilogramos por tonelada de roca o en partes por millón (ppm), y ayuda a la clasificación de rocas generadoras como sigue:
S1 + S2 (Potencial generador) Interpretación.
<2 Kg/T (2000 ppm) No es roca generadora. Algún potencial de gas.
2 a 6 Kg/T (2000 a 6000 ppm) Roca generadora moderada.
6 Kg/T a 12 Kg/T Buena roca generadora.
>12 kg/T Muy buena roca generadora.
Como el tipo de hidrocarburos que una roca puede generar depende del contenido de hidrogeno de su materia orgánica, el índice de hidrogeno (HI) es un parámetro útil para determinar el carácter generador de una roca. También, el valor S3 está relacionado con la cantidad de CO2 liberado de la materia orgánica piroliyizada, por lo que la relación S2/S3 provee con una medición relativa de la calidad de la materia orgánica. Basado en estos parámetros sugieren los siguientes criterios para estimar la calidad de los kerogenos en rocas sedimentarias:
Producto HI (mg HC/g Corg) S2/S3
Gas 0-150 0-3
Gas y aceite 150-300 3-5
Aceite 300 + 5+
Estos parámetros se emplean satisfactoriamente cuando se miden en rocas inmaduras o en aquellas que han alcanzado un estado temprano de generación de petróleo.
Maduración termal de la materia orgánica.
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La materia orgánica sedimentaria sigue una ruta de evolución termo-química cuando se expone a un incremento de temperatura. Tal incremento de temperatura es el resultado de la profundidad de enterramiento de los sedimentos, el gradiente geotérmico local o regional, el tiempo de calentamiento y hasta cierta medida a procesos catalíticos y de presión. La historia termal de una roca generadora está determinada por la historia tectónica y geotermal de la cuenca que la contiene.
Con el constante enterramiento, y por lo tanto el aumento de la temperatura, la materia orgánica en los sedimentos sufren cambios físicos y químicos en su estructura.
Tales cambios se han definido en varios estados de evolución geoquímicos llamados diagénesis, categenesis y metagenesis.
Diagenesis: es el estado de madurez de la materia orgánica que comprende todos los procesos que ocurren en el ambiente de depósito de los sedimentos y en profundidades someras de enterramiento. Estos procesos llevan a la transformación de biopolímeros a geopolimeros, y finalmente a la formación del kerogeno.
Catagenesis: es el estado geoquímico de madurez en el cual el kerogeno se convierte, debido a su degradación termal, en bitumen o componentes del petróleo. Esta es la zona principal de la formación de hidrocarburos también conocido como la “ventana del petróleo” debido a sus limitaciones en tiempo y temperatura dentro de una cuenca.
Peters y Moldowan divide catagenesis en tres etapas de generación de petróleo de acuerdo a la evolución termal de la materia orgánica en la roca generadora y son:
La etapa temprana de generación del petróleo está marcado con la presencia de hidrocarburos generados del kerogeno, llamado hidrocarburos categeneticos, y son usualmente detectados por pirolisis. Esta estado generalmente empieza a un nivel de madurez equivalente a 0.5% Ro. En este estado, la bituminisacion y migración intraformacional sucede en la roca generadora.
Con un incremento en la madurez, la roca generadora alcanza la etapa principal de generación de petróleo. Este nivel está definido por una reflectancia equivalente de 0.8% Ro y por la presencia de suficiente petróleo o bitumen dentro de la roca generadora como para desarrollar la migración primaria y secundaria de hidrocarburos.
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La etapa tardía de generación de petróleo se indica aproximadamente a la madurez termal equivalente al 1% Ro. En este estado tanto el kerogeno residual como el bitumen que no pudo migrar fuera de la roca generadora son descompuestos en hidrocarburos de más bajo peso molecular. Más allá del límite de madurez equivalente a 1.3 % Ro los sedimentos están dentro del nivel de madurez de los condensados y gas húmedo.
La metagenesis es la última etapa termal de la materia orgánica en los sedimentos y se localiza a grandes presiones y temperaturas dentro de la cuenca sedimentaria. Esta madurez termal tiene un límite cerca de una reflectancia de la vitrina y termina antes de la etapa metamórfica de las rocas. Gases tales como CO2, H2S, y principalmente CH4 son los productos finales liberados de la materia orgánica durante la metagenesis. Un kerogeno residual de composición grafítica es el carbono orgánico total en los sedimentos.
Parametros de maduración termal de la materia orgánica.
El kerogeno y bitumen en rocas generadoras se analizan usando técnicas ópticas y fisicoquímicas para determinar su nivel de alteración termal.
Indicadores ópticos de madurez.
Los componentes del kerogeno pueden ser evaluados usando técnicas microscópicas con luz reflejada, luz transmitida y luz fluorescente.
Índice de Alteración Termal.
Palinomorfos y otros macerales cambian de color con un enterramiento progresivo debido a un incremento de evolución termal. El índice de alteración termal, relaciona el cambio de color de amarillo a blanco con una escala numérica del 1 al 5 que corresponde al incremento de madurez de la materia orgánica.
Reflectancia de la vitrinita (%Ro)
Reflectancia de la vitrinita es una medida en por ciento de la de la luz reflejada sobre las superficies pulidas de todos los granos de vitrinita en rocas. Este valor de reflectancia se simboliza con las letras Ro, que significa el valor en porcentaje de la moda estadística del total de las mediciones en todos los granos de vitrinita de la roca.
Los valores Ro se incrementan de acuerdo al aumento de la madurez termal de la materia orgánica de la roca. El valor de 0.5% corresponde al inicio de la ventana del petróleo mientras que el valor de 4% se encuentra en rocas que están sufriendo procesos de metamorfismo.
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Tmax
Tmax es la temperatura de pirolisis en la cual la máxima cantidad de hidrocarburos se genera a partir del kerogeno residual de las rocas. Esta medida se marca en el pináculo de la curva S2 y tiene un incremento logarítmico con incremento de profundidad de enterramiento o maduración de las rocas. Espitalie observo que Tmax se relaciona con la degradación o procesos kineticos de descomposición de la matera organica y definio varias escalas para el uso de Tmax en diferente tipos de kerogenos.
Índice de producción.
El índice producción es la proporción de los valores SI en comparación con el valor S2 de pirolissi Rock-Eval. En forma teórica y experimental este parámetro debe de tener un valor cercano a cero en muestras inmaduras a 1 en aquellas muestras que han alcanzado los últimos procesos del estado de madurez de la metagenesis o gas seco.
Los valores del índice de producción que varían de 0.2 a 0.4 indican un enriquecimiento de hidrocarburos libres en rocas maduras que están dentro de la ventana del petróleo.
4.5 MÉTODOS GEOFÍSICOS.
Prospección geofísica: se emplea por lo general tres métodos a saber: gravimétricos, magnéticos y sísmicos.
B) Métodos gravimétricos: el método de exploración gravimétrico utiliza unos aparatos supersensibles, conocidos con los nombres de gravímetros, balanza de torsión y péndulos que miden con gran precisión las pequeñísimas variaciones de la atracción de la fuerza de gravedad en la superficie de la tierra, la cual como muy bien se sabe, es fuertemente afectada en magnitud y dirección por la distribución de las rocas que tienen diferentes densidades.
En la figura # 4 los círculos numerados representas estaciones de observación en donde están instalados los gravímetros y las cuales se mide la fuerza de gravedad y en la parte superior de la misma figura aparece grafico en la cual la fuerza de gravedad registrada o medida se delinea como una curva.
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La magnitud de estas ligeras o pequeñas variaciones de las fuerzas de gravedad se somete luego a análisis matemáticos, suministrando de esta manera evidencia de estructuras geológicas ocultas por varios cientos de pies de bajo de la superficie, las cuales bajo ciertas condiciones favorables, se pueden definir con mucha precisión.
C) Métodos magnéticos: el método magnético de prospección geofísica se basa en la medida de la intensidad y dirección del campo magnético natural de la tierra, e inferior d las variaciones locales de este campo, la distribución de las rocas del subsuelo que tienen diferentes propiedades magnéticas, ya que se sabe muy bien que las ígneas en general son más magnéticas que las sedimentarias y metamórficas.
Los aparatos que se emplean para hacer estas mediciones se denominan magnetómetros. En la actualidad estas mediciones se hacen desde tierra o en un avión en vuelo; esto último proporciona un método rápido para explorar grandes extensiones de tierra o zonas muy difíciles, como en el caso de la geología superficial hecha desde un avión en marcha, es decir la aerofotogeologia.
D) Métodos sísmicos: los métodos sísmicos de exploración ofrecen o proporcionan la más directa evidencia de la estructura geológica del subsuelo.
El método se basa en producir artificialmente, por medio de explosiones de carga de dinámica a pocos metros del suelo, temblores que generan ondas sónicas que viajan a través de las capas o estratos sub-yacentes, regresan a la superficie y finalmente se registran o detectan por medio de instrumentos suprasensibles, conocidos como sismógrafos, colocados a diferentes distancias y en diferentes
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formas o arreglos a partir del punto o sitio de la explosión, tal como se puede apreciar en la figura #5.
La exploración sísmica se puede hacer de dos maneras a saber: “refracción” o por “reflexión. El método de exploración sísmica por refracción se basa en el hecho de que las ondas sonoras viajan más rápidamente en formaciones duras compactas tales como ígneas o calizas y menos rápidamente en rocas relativamente más blandas tales como arenas y areniscas poco consolidadas. Esto hace posible medir la velocidad de las ondas o el tiempo de “llegada” y de estos valores deducir el tipo de roca a través de las cuales ellas han viajado y calcular sus profundidades.
El segundo método o de reflexión, utilizando muchas más que el primero, se basa en el principio físico de que las ondas sonoras retornan una reflexión o eco cuando encuentras estratos duros tales como calizas y cuando son porosas estas reflexiones son muy atenuadas o sus tiempos de llegada son relativamente más grandes. El tiempo tomado por estas ondas para viajar desde la fuente de explosión en la superficie hacia abajo el estrato que la reflejara y sus retornos a superficie, se interpreta para medir la profundidad del estrato reflector, tal como se indica en la figura # 5.
4.6 MÉTODOS GEOESTADÍSTICOS.
La geoestadística es una ciencia aplicada, es un método basado en la
probabilidad que se obtiene a través de los muestreos que se recogen en una
determinada área de estudio, donde esta área de estudio debe ser representativa.
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Sirve para analizar cómo se comportan las variables en el espacio. A continuación,
se presentaran tres tipos de estudios que se pueden realizar utilizando este
método en sus procesos. El primero será la prospección minera, donde se
describen los proceses que se realizan para llegar a encontrar nuevos
yacimientos, luego la geoestadística aplicada a problemas del medio ambiente, en
este capítulo se trata de forma general los procesos e indicadores que se utilizan
en la toma de muestras y en el tratamiento de ellas; y finalmente se tratará la
intervención que realiza la geoestadística en los modelos digitales de elevación,
que trata sobre los métodos de interpolación.
La geoestadística es un procedimiento que se utiliza para realizar una estimación
y/o simulación de las variables distribuidas espacialmente, para obtener estos
resultados es necesario recoger un conjunto de muestras tomadas del sector de
estudio y que por ende este se debe considerar representativo. La geología y la
minería son el campo típico para la aplicación de este procedimiento, pero con el
tiempo este procedimiento se volcó a otros aspectos de estudio.
Las definiciones importantes para una mejor comprensión del estudio son:
Muestreo: Es la determinación del tamaño óptimo de la muestra, para la
estimación de los parámetros poblacionales. Se establece una relación
inversamente proporcional entre el tamaño de la muestra.
El variograma: Es una función que constituye la herramienta fundamental de la
geoestadística, la manera en cómo se estudian las variables regionalizadas es a
través de este, permitiendo determinar la relación que existe entre la distancia de
separación “h” y su dirección. La función se describe en el capítulo de Medio
Ambiente). Su fórmula es: Donde Z(xi) son los valores muéstral en los puntos xi,
de los que se tienen datos tanto en xi como en xi+h; N(h) es el número de pares
de datos separados por una distancia h. En la práctica, se define un número finito
de distancias, hj, y se asignan al cálculo de (hj) todos los pares de valores
contenidos en el intervalo (hj - hj, hj + hj). De esa forma se obtiene el denominado
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variograma experimental, conocido también como variograma muestral o empírico
γ(h) C Grafico del variograma
Yacimiento (Geológico): Cualquier concentración estadísticamente anormal de uno
o más elementos químicos o una o más especies minerales en la corteza terrestre.
Yacimiento (Minero): Cualquier concentración estadísticamente anormal de uno o
más elementos químicos o una o más especies minerales en la corteza terrestre a
partir del cual se puede obtener algún beneficio.
Exploración o Prospección: Es la búsqueda racional y sistemática de un
yacimiento geológico. El hecho de que este yacimiento sea o no minero se
determina en la evaluación del yacimiento.
El background: es el valor de fondo y corresponde al promedio aritmético de la
población no afectada por la presencia del yacimiento y la desviación estándar es
de esta población no afectada por el yacimiento.
Interpolación: es la construcción de nuevos puntos que se generan de un conjunto
discreto de puntos.
Prospección Minera La etapa de prospección minera, es el proceso en el cual
interviene la geoestadística, ya que el objetivo de la prospección es encontrar un
nuevo yacimiento. Esta nueva búsqueda debe realizarse de forma empírica, ya
que la mayoría de los yacimientos en la actualidad se encuentran bajo la superficie
dela tierra. La etapa de exploración se divide en tres partes
1. Exploración Geológica: consiste en determinar las condiciones geológicas
favorables al yacimiento que se desea hallar, para esto se realiza una estimación
del tiempo y dinero que se invertirá. Para llegar a determinar un sector
prometedor, los expertos se pueden apoyar en el análisis de fotografías satelitales
del sector, en fotografías aéreas, debido a que proporcionan mayor detalle de los
elementos del terreno y también apoyarse en mapeos terrestres con escalas que
van desde 1:1000 hasta 1.10000 dependiendo del tipo de yacimiento, por otra
parte este mapeo es temático donde se representan la Litología que es el detalle
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de las rocas que afloran, Estructurales que representan tanto la estructura
geológica presente como la cantidad y sus dimensiones, y de Alteración, donde se
detallan las proporciones de minerales presentes en el terreno.
2. Exploración Geoquímica: este proceso depende del anterior y si el resultado de
esta etapa es positivo se tendrá certeza absoluta de que en profundidad existe un
yacimiento, por el contrario si el resultado es negativo no se tiene certeza absoluta
de que exista o no un yacimiento. Esta exploración trabaja con el principio
“Principio de dispersión de los elementos”, esta dispersión puede ser primaria o
secundaria.
Dispersión Primaria: Es la que se produce en el mismo tiempo y proceso en el
que se formó el yacimiento, por lo tanto la concentración de los minerales se
encuentran concentrados y sin ser afectados por proceso externos (ej. La erosión).
Dispersión secundaria: A diferencia de la anterior se produce en los procesos
posteriores a la formación del yacimiento, en donde los elementos son
redistribuidos en áreas más extensas y el contenido de esta dispersión se puede
encontrar en los suelos, sedimentos, vegetación y agua. Es aquí donde este
problema pasa de ser solo un problema geológico a un problema estadístico
Etapas de la exploración geoquímica:
• Diseño de la malla de muestreo: es el análisis de la relación entre lo que se debe
hacer desde un punto de vista estadístico y lo que se puede hacer desde un punto
de vista económico. La cantidad de muestras que el presupuesto sugiere, se
distribuirá a través de una malla regular, por lo general cuadrada. Si se observa el
hecho de que existe un afloramiento que corresponde al mismo tipo adyacente se
diseña una malla que abarque la mayor cantidad de terreno, con el fin de obtener
una mayor cantidad de muestras que representes al Basckground.
• Materialización en terreno de los puntos de muestreo: se trabajan los puntos de
manera personalizada. Donde se identifican cada uno de los puntos con estacas o
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banderolas, acompañadas de su respectivo un número identificador consecutivo y
la coordenada correspondiente en el sistema que se desee trabajar
• Toma de muestras: por razones prácticas este proceso se realiza de manera
simultánea con la etapa anterior, donde lo que más importa es evitar la pérdida de
algunos puntos. La técnica que se utilice dependerá del tipo de dispersión que se
analizará, también dependerá del lugar en el que se realizará la exploración
geoquímica.
Dispersión primaria, muestras de Rocas: en cada uno de los puntos muestreados,
se establece un área circular de un metro de diámetro.
Dispersión secundaria, muestras de suelo, sedimentos, vegetación o aguas. Cada
una de estas muestras tiene una especificación del tamaño de la profundidad y su
diámetro.
• Preparación de las muestras: para las muestras recolectadas se debe preparar
las muestras ya sea moliéndolas o tamizándolas.
• Análisis químico: la cantidad de la muestra que se manda al análisis es de 200g,
lo que queda es el rechazo de la muestra la que se guarda. Esta muestra será
analizada con respecto a todos los elementos que se han definido y que
representan al yacimiento. La cantidad que se utiliza en el análisis en laboratorio
es de 2g lo que queda también se conoce como rechazo y estos dos restantes
sirven para aclarar dudas o re analizarlas.
• Estudio estadístico de los resultados: estos estudios se aplican a la verificación
de si la población de valores del área de estudio es diferente de la población de
valores del mismo elemento que existe en el Background; y de establecer que al
menos el 50% de los valores analíticos de cada elemento es mayor al valor que se
define como anomalía.
• Construcción de curvas isoleyes: estos se hacen en función de valores de los
puntos vertidos en un mapa, acompañados de curvas de nivel. Cada elemento
analizado contará con las características antes mencionadas la exploración
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geoquímica no es aplicable a todos los tipos de yacimientos, solo en los
yacimientos donde la concentración de minerales es varias veces en magnitud
superior al del entorno.
Exploración Geofísica: es la manera de estimar las formas y profundidades de los
sondeos es a través de esta exploración. Esta exploración no siempre se usa ya
que los costos involucrados, por este motivo se debe hacer un análisis económico.
Los métodos que se utilizan en este proceso son Sísmicos, Gravimétrico,
Magnético, Eléctricos, Radiométrico, Térmicos y Ecosonda. A través de los
métodos geofísicos permite aproximar la profundidad, forma y tamaño del cuerpo
mineralizado. Resultados de la aplicación de muestras. Una vez terminado el
proceso de prospección minera, donde se desarrollan las más importantes toma
de muestras, ya que es el pie del proyecto que se realizara. Se proceden a realizar
perfiles con los sondeos donde los sistemas computarizados trabajan con el
variograma y con el método del Kriging, propio de la geoestadística que determina
puntos entre medio de puntos reales a través de las distancias de los puntos más
cercanos.
Se observa el tipo de mineral y cantidad de mineral a una cierta profundidad y
grado de inclinación con respecto a la superficie. Con los datos obtenidos del
proceso anteriormente descrito en detalle. Se utilizan las muestras y el
procedimiento de la geoestadística, se desarrolla un modelo geológico, en el cual
se pueden estimar e inferir la cantidad de recursos del yacimiento minero. Modelo
Geológico El paso siguiente y el final que se tratara en este capítulo, es la
creación del modelo de bloques , que se utiliza para el diseño del método de
explotación a desarrollar.
Modelo de bloques Medio Ambiente Todos los estudios realizados en este
sentido tienen el propósito de identificarlas variables que afectan de una u otra
manera el medio en el que vivimos, con la intención de generar una solución en
pos de este y con la idea clara de protegerlo. La geoestadística interviene en este
campo, al momento de analizar los patrones de la distribución espacial de las
variables ecológicas y medioambientales, a partir de los muestreos realizados. De
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esta misma manera los procedimientos de estimación geoestadística conocido
como “Krigeado”, permiten la regionalización de las mejores interpolaciones, es
decir, la relación de los puntos con el terreno real, en los lugares donde no se
conoce la magnitud de la variable en estudio. A través de esta técnica se puede
aplicar la predicción de la distribución de contaminantes en la atmosfera, suelos,
acuíferos, y cuerpos de agua; en la evaluación de sitios contaminados y en
estudios de riesgo e impacto ambiental. Es de suma importancia conocer o estar
informado sobre el comportamiento de la variable que se considerara en estudio,
esto para dirigir los esfuerzos dela toma de muestras en el sector más favorable y
lógicamente representativo, ya que se utilizara un procedimiento estadístico
basado en la probabilidad. Lo otro que es importante antes de comenzar el estudio
es determinar el lugar físico sobre el cual se realizara el estudio, obtener las
dimensiones totales de dicho lugar, para posteriormente dividir el terreno de forma
regular para obtenerlas muestras. Luego se debe determinar la cantidad de
muestras que se obtendrán y es requisito que los puntos cuenten con información
respecto del día en que fue tomada la muestra, hora dependiendo del objeto de
estudio, las coordenadas del punto y la identificación propia de la muestra, es
decir, la cantidad de contaminante u otro elemento importante de cuantificar. A
través del método geoestadístico y con la aparición de los SIG, se pueden obtener
una variedad de mapas que muestran la distribución de la variable que se
analizara en el sector de estudio. El proceso de verter la información sobre
plataformas digitales como por ejemplo el SURFER, debe ir acompañada de una
base de datos con la información recolectada de cada punto que conforma el
tamaño de la muestra. Para este tipo de estudios es necesario contar con una
herramienta que sea capaz de expresar la información de forma resumida, ya que
con otro tipo de herramientas se obtendrían una cantidad mayor de gráficos para
considerar las distancias y direcciones espaciales. Por este motivo se emplea el
semivariograma, o simplemente variograma.
Modelos digitales de Elevación Un MDE es “una estructura numérica que
representa la distribución espacial dela altitud de la superficie del terreno”. Este
terreno se representa considerando las coordenadas (x,y,z), donde x e y
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corresponden a las abscisas y ordenadas respectivamente y donde z representa la
altitud del terreno, con respecto a las coordenadas de un punto (x,y) que indica la
localización geográfica del punto. Los MDE utilizan una función con intervalos
discretos, por lo que está formado por un conjunto finito y explícito de elementos.
La generalización inherente de este modelo implica la pérdida de algunos datos y
por ende el aumento en el error, generando un error que se propaga hacia los
modelos derivados. Para visualizar la morfología del área de estudio se utilizan
dos modelos, por una parte están los Modelos de datos vectoriales, que se basan
en objetos geométricos definidos por las coordenadas de sus nodos y vértices,
donde los atributos del terreno se representan mediante líneas, puntos y
polígonos. El segundo son los modelos de datos raster basado en las
localizaciones espaciales, en los cuales se les asigna un valor o celda específica
para cada unidad elemental de superficie (Pixeles).Es muy importante para
mejorar la calidad de un MDE agregar información o datos auxiliares, por ejemplo
las curvas de nivel, la red fluvial, valores sin altitud como los acantilados,
superficie de un lago o cualquier otra información que sirva para guiar la
interpolación. Cuando se genera un modelo, pueden aparecer puntos problemas,
estos son los que se crean como resultado modelos que no tienen coherencia total
con lo observado en terreno, este es un problema de interpolación. Si se ha
generado un modelo con estructura TIN (red triángulos irregulares), solo se deben
seleccionar los puntos problemas y se eliminan, pero en un modelo generado a
partir de una matriz, este procedimiento es mucho más complejo. Por este motivo
es tan importante agregar datos auxiliares. Interpolación en función de la distancia
Para estimar el valor del punto problema se establece una relación con los datos
del entorno en función inversa a la distancia que los separa. Por lo tanto los
puntos más cercanos tienen mayor peso que los que están más alejados. Formula
general para el cálculo de interpolación en función inversa de la distancia Se
realiza la interpolación del punto problema con los datos en base al radio de
búsqueda y se seleccionan los puntos más cercanos a este (ver grafica siguiente),
desechando los que están más alejados, también se puede hacer mediante la
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selección de cuadrantes. Grafica de la interpolación en función inversa de la
distancia Variable regionalizada
Es otro método de interpolación que forma parte de la geoestadística, se
denomina Kriging, también trabaja con la consideración de los puntos cercanos.
La gran diferencia radica en que “asume que la altitud puede definirse como una
variable regionalizada”, esto quiere decir que este método cuando no tiene
información acera del punto lo que hace es generar la altura de este a través de
los valores observados en las localidades cercanas. Este grafico es un ejemplo de
cómo se comporta el Kriging, con respecto al intervalo de confianza del 95%.Es
así como para realizar una representación utilizando un MDE, se puede utilizar el
kriging como método de interpolación, pero hay que tener en cuenta que es
preferible utilizarlo para modelaciones donde exista una gran cantidad de
muestras del terreno, ya que tiende a extrapolar si no es así, debido que si tiene
puntos demasiado distantes genera modelaciones que poco tiene que ver con el
terreno real. Para que la predicción del punto problema sea más confiable se
deben usar las muestras más cercanas como se ha dicho anteriormente, ya que la
precisión mejora cuando esta cercanía aumenta y disminuye en caso contrario.
Representación de un MDE Conclusión En base a lo explicado anteriormente, la
geoestadística es una aplicación donde los parámetros de esta, son la toma de
muestras en terreno y el variograma, ya que a través de estos se obtiene el
comportamiento de los datos estudiados. Estos parámetros se identificaron en los
tres campos estudiados, pues para realizar un estudio, independiente su objetivo
sea este encontrar un nuevo yacimiento, la representación de las alturas para un
estudio o la predicción y/o identificación de un sector dañado en el medio todos
tiene en común la toma de muestras y el análisis de estas para llegar a un mapa u
otra representación. El Kriging es otro factor que se repitió en los tres campos,
debido a que es propio de la geoestadística, este interpolador trabaja con un
mayor grado de exactitud cuándo se tiene una buena cantidad de muestras y se
evita caer en la extrapolación de puntos problemas.
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4.7 EJEMPLOS DE CASOS.
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BIBLIOGRAFÍA:
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http://www.ecopetrol.com.co/especiales/siriri/docs/005.pdf
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