Download Generación de petróleo - Departamento de Evolución de Cuencas

14/05/2012
Tema 3.
Generación del
Petróleo
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Petróleo (del griego: πετρέλαιον,
"aceite de roca") es una mezcla
compleja no homogénea de
hidrocarburos gaseosos, líquidos y
sólidos insolubles en agua.
HC término comúnmente usado
para indicar al petróleo crudo o gas
natural.
Químicamente, los HC son
compuestos que tienen solo H y C
Por más que contienen N S O, y
porfirinas que contienen metales
como V y Ni.
•
PARA LOS GEOQUÍMICOS ORGÁNICOS LO IMPORTANTE ES LA PROCEDENCIA DE LA
M.O. Y NO EL PALEOAMBIENTE SEDIMENTARIO
El contenido de O2 está determinado por su
disponibilidad y solubilidad (depende de T, P
y salinidad)
Medio óxico (saturado en O): 8 – 2 ml O2/l
H20.
Medio disóxico : 2 – 0,2 ml O2/l H20
Subóxico : 0,2 – 0,0 ml O2/l H20
Anóxico : 0 ml O2/l H20
Se considera el inicio de las condiciones de
Anoxia a partir de una concentración de
oxígeno < 0,5 ml/l
Agua de mar = 6 - 8 ml/l
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EVIDENCIAS A FAVOR DEL ORIGEN ORGÁNICO
-SIMILITUD ESTRUCTURAL DE ALGUNOS COMPUESTOS
CONSTITUYENTES DEL PETRÓLEO CON SUSTANCIAS ORGÁNICAS
SINTETIZADAS POR ORGANISMOS VIVOS. COMPLEJOS
PORFIRÍNICOS CON ESTRUCTURAS SIMILARES A LA CLOROFILA Y
HEMOGLOBINA
-PRESENCIA DE RESTOS IDENTIFICABLES DE ANIMALES Y
PLANTAS
-ACTIVIDAD ÓPTICA DEL PETRÓLEO, CAPACIDAD PARA ROTAR EL
PLANO DE LUZ POLARIZADA, CARACTERÍSTICO DE COMPUESTOS
BIOGÉNICOS
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EVIDENCIAS A FAVOR DEL ORIGEN ORGÁNICO
-CONTENIDO DE PORFIRINAS, DERIVADA DE CLOROFILA, LAS QUE
NO SON ESTABLES A TEMPERATURAS DE ROCAS IGNEAS
-RELACION C13/C12 EN PETRÓLEOS SE APROXIMA A LA HALLADA EN
MATERIA ORGÁNICA DE ORGANISMOS VIVOS, QUE A LA
ATMOSFÉRICA O INORGÁNICA (CARBONATOS)
EVIDENCIAS A FAVOR DEL ORIGEN ORGÁNICO
-RELACIÓN PETRÓLEO Y ROCAS SEDIMENTARIAS,
FUNDAMENTALMENTE EN EDADES DONDE HUBO ABUNDANTE VIDA, Y
AUSENCIA DE PETRÓLEO EN CANTIDADES SUSTANCIALES EN ÁREAS
DE ROCAS ÍGNEAS, O EN ROCAS ANTERIORES AL CÁMBRICO, DONDE
LA VIDA FUE ESCASA.
EVIDENCIAS A FAVOR DEL ORIGEN ORGÁNICO
-PRESENCIA DE COMPUESTOS DEL NITRÓGENO EN PETRÓLEOS,
CARACTERÍSTICOS DE ORGANISMOS VIVOS.
-DETECCIÓN DE HIDROCARBUROS EN SEDIMENTOS RECIENTES Y
SUELOS, SIMILARES A LOS PETRÓLEOS
LAS EVIDENCIAS GEOQUÍMICAS
Y GEOLÓGICAS OBTENIDAS A
PARTIR DE ESTUDIOS DE
SEDIMENTOS Y PETRÓLEOS
DEMUESTRAN QUE LA MAYOR
PARTE DE LOS HIDROCARBUROS
SE ORIGINAN A PARTIR DE LA
MATERIA ORGÁNICA
DISEMINADA EN LAS CUENCAS
SEDIMENTARIAS
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ESTO NO INVALIDA EL HECHO DE
QUE EL CARBONO Y EL HIDRÓGENO
FUERON ORIGINARIAMENTE
CONSTITUYENTES NO BIOGÉNICOS
DE LA TIERRA, NI DESCARTA LA
EXISTENCIA DE COMPUESTOS
HIDROCARBONADOS DEL TIPO
PETROLÍFEROS EN ORÍGENES
ABIOGÉNICOS.
METANO PRESENTE EN
EMANACIONES VOLCÁNICAS,
HIDROCARBUROS DISEMINADOS EN
ROCAS PLUTÓNICAS, O EN
METEORITOS, CUERPOS CELESTES,
AUNQUE SIEMPRE CANTIDADES
DESPRECIABLES
Ciclo do Carbono
Carbono en la atmósfera e hidrósfera
En la Corteza terrestre el C se presenta en tres formas:
-C elemental en rocas ígneas
- C reducido en la materia orgánica transformada
-C oxidado en los carbonatos
Hay aproximadamente tres veces más C orgánico en arcillas y pelitas, que en rocas
calcáreas y arenas
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SI SE ASUME QUE
PRACTICAMENTE SU TOTALIDAD
SE FORMA A PARTIR DE LA
MATERIA ORGÁNICA, SOLO EL
2% CONTENIDO EN ROCAS
SEDIMENTARIAS
EVENTUALMENTE PASA A
FORMAR PARTE DEL PETRÓLEO
Y MENOS DE 0,5% DE ÉSTE
ENCUENTRA CAMINO A
RESERVORIO,
LO QUE HACE UNA EFICIENCIA
DEL 0,01%
Productividad Orgánica
Productividad Orgánica
La mayoría de ese C se
encuentra diseminado en rocas
sedimentarias y no se
concentrará lo suficiente como
para ser económicamente
rentable (yacimiento)
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Productividad orgánica en océanos
Productividad orgánica y anoxia en márgenes continentales
APROXIMADAMENTE UNA MOLÉCULA
DE CARBONO EN 1000 PASA A
FORMAR PARTE DE LA MATRIZ
MINERAL
La vida en la Tierra depende prácticamente del proceso de
fotosíntesis. Las plantas toman de la atmósfera el CO2 que necesitan
para su desarrollo
Evolucionan hasta morir o ser consumidos por herbívoros. Éstos por
carnívoros. Finalmente los residuos orgánicos alimentan la fauna
bentónica
Restitución de CO2: respiración animales y plantas; ataque bacteriano,
oxidación natural de organismos muertos y consumo de combustibles
fósiles por el hombre.
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Questions for exploration geologist:
1.
2.
3.
4.
5.
Does the the rock have sufficient organic matter?
Is the organic matter capable of generating?
Has this organic matter generated petroleum?
Has the generated petroleum migrated out?
Is the rock oil-prone or gas-prone?
Una pequeña cantidad de m.o. (< 1 %) escapa del ciclo y ha sido
preservada en ambientes donde la oxidación a CO2 no ocurre, y a lo
largo del tiempo geológico se ha convertido en grandes cantidades de
material orgánico fósil, parte del cual se ha acumulado como carbón,
petróleo y gas.
Preservation of OM
High
productivity (high nutrient
supply)
Moderate sedimentation rate
Low oxygen supply
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1%
14%
46%
37%
84 %
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I. Organic Matter
II. Petroleum Generation
III. Source Rock Evaluation
IV. Thermal Maturation Models
MACROMOLÉCULAS PROVENIENTES DE ORGANISMOS VIVOS: BIOPOLÍMEROS
LOS HIDRATOS DE CARBONO (AZUCAR, ALMIDÓN, CELULOSA Y DERIVADOS) Y LAS
PROTEÍNAS SON CONSUMIDOS POR MICROORGANISMOS DANDO H20 + CO2 + N2 + NH3 +
HS, DIFICIL DE DETECTARLOS EN SEDIMENTOS
EN CAMBIO LA LIGNINA UN COMPONENTE PRINCIPAL DE VEGETALES, SE
ENCUENTRA EN SEDIMENTOS RECIENTES FORMANDO MACROMOLÉCULAS
Una potencial roca generadora contiene cantidades adecuadas de m.o. para generar petróleo, pero
será una roca generadora efectiva cuando alcance una madurez térmica capaz de generar HC
Una roca generadora activa es aquella que está generando y expulsando HC, en el momento crítico,
más comunmente en la ventana de petróleo.
Una roca generadora inactiva es la que ya no genera, aunque tenga potencial. P.ej. por falta de
temperatura (levantamiento).
UNA PEQUEÑA PROPORCIÓN DE LA MATERIA ORGANICA CONTENIDA
EN LAS ROCAS SEDIMENTARIAS ES SOLUBLE A SOLVENTES
ORGÁNICOS, CONTENIENDO COMPUESTOS LIPÍDICOS, QUE
PROVIENEN DE LOS ORGANISMOS O DE LA HIDRÓLISIS DE GRANDES
MOLÉCULAS
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MONOSACÁRIDOS :
FRUCTOSA, GLUCOSA,
GALACTOSA
AMIGDLINA
MACROMOLÉCULAS PROVENIENTES DE ORGANISMOS VIVOS:
BIOPOLÍMEROS
SON COMPUESTOS ESENCIALES PARA LA VIDA
UNIDAD CELULOSA
ESOS RESTOS CONTIENEN CARACTERÍSTICAS BIOLÓGICAS QUE SON
UTILIZADAS PARA CONOCER EL ORIGEN DE LA MATERIA ORGANICA
(ESTUDIOS DE CORRELACIÓN PETROLEO – ROCA GENERADORA)
UNIDAD LIGNINA
UNIDAD QUITINA
AMINOACIDOS
PROTEINAS
a ALANINA
PROLINA
LISINA
PEPTIDOS
LOS LÍPIDOS SON LOS CONSTITUYENTES DE LAS GRASAS, ACEITES
Y CERAS ANIMALES Y VEGETALES
LA DIAGÉNESIS ORGÁNICA ES EL PROCESO DE ALTERACIÓN
BIOLÓGICA, FÍSICA Y QUÍMICA DE LOS DETRITOS ORGÁNICOS ANTES
QUE SE PRODUZCA UNA EVOLUCIÓN TÉRMICA. ESTE RANGO SERÍA
DE LA TEMPERATURA AMBIENTE EN SUPERFICIE HASTA 50º C.
TRIGLICERIDOS
GLICEROL
ACIDO OLEICO
MICROORGANISMOS TRANSFORMAN LA M.O. RESTANTE A LA
PREDACIÓN DE OTROS ORGANISMOS, UTILIZANDO ENZIMAS QUE
CONVIERTEN LOS BIOPOLÍMEROS EN BIOMONÓMEROS.
ACIDO LINOLEICO
COLESTEROL
DISTERPANO CONSTITUYENTE DE DE RESINAS
BIOMARCADORES
CLOROFILA – FITOL – FITANO - PRISTANO
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CONVERSIÓN DE BIOPOLÍMEROS Y BIOMONÓMEROS EN
MOLÉCULAS MÁS SIMPLES, ORIGINANDOSE LOS GEOPOLÍMEROS,
PRECURSORES DEL KERÓGENO.
KERÓGENO, PRODUCTO COMPLEJO CUYA ESTRUCTURA
COMPRENDE MOLÉCULAS NAFTENO-AROMÁTICAS CONTENIENDO
HETEROÁTOMOS (O, S, N). ES DE ALTO PESO MOLECULAR,
INSOLUBLE EN AGUA Y ALGUNOS SOLVENTES, Y RESISTENTE A
DEGRADACIÓN BACTERIANA.
BITUMEN ES LA FRACCIÓN DE M.O.
QUE ES SOLUBLE EN SOLVENTES
ORGÁNICOS
EL KERÓGENO SE FORMA EN DOS ETAPAS SUCESIAS:
POLIMERIZACIÓN Y REORDENAMIENTO
PEQUEÑA CANTIDAD ORIGINADO
POR COMPONENTES LIPÍDICOS DE
ORGANISMOS. MAYORÍA PROVIENE
DEL CRACKING (DISOCIACIÓN
TÉRMICA)
POLIMERIZACIÓN INVOLUCRA LA FORMACIÓN DE GEOPOLÍMEROS A
PARTIR DE BIOMONÓMEROS COMIENZA POCO DESPUES DE LA
MUERTE DEL ORGANISMO Y SE COMPLETA EN UN TIEMPO
GEOLÓGICO CORTO, CIENTOS O MILES DE AÑOS
LIPIDOS SON SOLUBLES EN
PETROLEO, INSOLUBLES EN
AGUA, E INCLUYEN CERAS,
GRASAS, PIGMENTOS,
ESTEROIDES Y TERPENOIDES,
SIENDO LOS MAYORES
PRECURSORES DE LOS HC
LA PRESERVACIÓN DEL MATERIAL ORIGINAL Y POSIBILIDAD DE
FORMAR KERÓGENO, DEPENDERÁ DE LAS CONDICIONES
BIOQUÍMICAS QUE ENCUENTRA LA M.O. DURANTE SU TRANSPORTE,
SEDIMENTACIÓN Y SOTERRAMIENTO.
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EL PROCESO POR EL CUAL LA M.O. SE ALTERA POR EFECTO DEL
INCREMENTO DE TEMPERATURA SE DENOMINA CATAGÉNESIS. SE
PUEDE DIVIDIR EN LA ZONA DE PETRÓLEO, QUE CORRESPONDE A
LA VENTANA DE PETRÓLEO, DONDE EL PETRÓLEO LÍQUIDO ES
ACOMPAÑADO POR LA FORMACIÓN DE GAS, Y LA ZONA DE GAS
HÚMEDO, DONDE HC LIVIANOS SON GENERADOS POR CRACKING,
CONTENIENDO METANO Y CONSIDERABLES CANTIDADES DE ETANO,
PROPANO Y PETRÓLEOS PESADOS.
LA VENTANA DE GAS CORRESPONDE AL INTERVALO TOPE GAS
HÚMEDO – ZONA GAS SECO
DIAGÉNESIS ORGANICA REFIERE A
LOS CAMBIOS QUÍMICOS, FISICOS
Y BIOLÓGICOS DE LA M.O. LUEGO
DE LA SEDIMENTACIÓN, PUDIENDO
ALCANZAR 60 ºC.
ES LA ALTERACIÓN TEMPRANA
DONDE LOS RESTOS DE
ORGANISMOS TERRESTRES O
ACUÁTICOS SON ALTERADOS Y/O
DEGRADADOS POR PROCESOS
QUIMICOS A BAJAS TEMPERATURA
A MEDIDA QUE AUMENTA PROF ,
AUMENTA T SE VA PRODUCIENDO
LA RUPTURA TÉRMICA Y
TERMOCATALÍTICA DE LA M.O.
DISPERSA EN SEDIMENTOS.
Reflectancia Vitrinita, secciones
pulidas de kerógeno sumergidas en
emulsiones, porcentaje de luz incidente
(l 546 nm) reflejada de particulas de
vitrinita (telocollinita)
Conversion of Kerogen
Organic matter: 1%
•
•
Kerogen 90%
Bitumen 10%
PRIMERO LOS HETEROÁTOMOS EN
FORMA DE PRODUCTOS VOLÁTILES
(CO2, H2S,N2) Y SUCESIVAMENTE
SE FORMAN HC CADA VEZ MÁS
LIVIANOS, CONVIRTIÉNDOSE LOS
SÓLIDOS EN LÍQUIDOS Y ÉSTOS EN
GASES.
Ro < 0,5 %
Barker, 1996
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ESTA ALTERACIÓN COMIENZA
EN LA COLUMNA DE AGUA Y
SE EXTIENDE A TRAVES DE
LOS SEDIMENTOS
INCONSOLIDADOS HASTA
PARTE DE LOS COMPACTADOS
LA CATAGÉNESIS DE LA M.O.
QUE SE PRODUCEN ENTRE 5060º Y 200º C, ES LA ETAPA EN
LA QUE SE ORIGINAN LA
MAYOR PARTE DE LOS HC,
QUE CONSTITUYEN EL
PETRÓLEO Y GAS, POR
DEGRADACIÓN TÉRMICA
COMO RESIDUO QUEDA UNA
SUSTANCIA MÁS RICA EN C
ESTA DEFINIDA POR VALORES
DE REFLECTANCIA DE LA
VITRINITA ENTRE 0,5 Y 2,0%
(Ro)
LA METAGÉNESIS CORRESPONDE A LA
ZONA DE GAS SECO, DONDE ESE GAS
ES GENERADO (2 4 % GOR)
EL GAS SECO CONTIENE MÁS DE 98%
METANO.
General Scheme for Hydrocarbon Formation
A MAYORES TEMPERATURAS SE
LLEGA A PRODUCTOS FINALES DEL
TIPO GRAFITO.
2.0% < Ro < 4.0%
UNA ROCA GENERADORA EFECTIVA
ESTÁ O HA GENERADO Y EXPELIDO
PETRÓLEO.
ESTA DEFINICIÓN EXCLUYE EL
FACTOR COMERCIAL O ECONÓMICO.
ELLA DEBE SATISFACER 3 REQUISITOS
CANTIDAD DE M.O
CALIDAD DE M.O.
MADUREZ
Tissot et al., 1974
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Geochemical Exploration Questions
Are source rocks present?
(Requires minimum amt. of organic C)
Are they oil or gas prone?
(Type of OM)
Are they thermally mature?
(Are source rocks in the oil window?)
Composition of Organic Matter
Common Analytical Methods Used
 Elemental Analyses (C, H, O, N, S)
 Isotopes
 Gas Chromatography (GC)
 GC combined with Mass Spectrometry (GC/MS)
 Rock-Eval pyrolysis (Hydrogen Index and
Oxygen Index)
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Types of OM in Sediments
 Structured
– Spores and pollen
– Cellular plant tissues (leaves, stems, roots)
 Amorphous
– Algal debris
– Decayed higher plants (marine or terrestrial)
 Charcoal (carbonized wood)
 Recycled kerogen
AMBIENTE
DESARROLLO
ORGANISMOS
MODO
TRANSPORTE
SEDIMENTACION
CONDICIONES DEL
AMBIENTE
PRESERVACION
DE MO
TIPO DE MO
POSIBILIDAD DE
GENERACION
Lacustre
Sedimentacion
vertical
Lagos estratificados
Baja Energia
Poco oxigeno
Poca actividad
bacteriana
Moderada cantidad de
mo
Calidad : no oxidada
Cantidad : alta a muy
alta
algal
petroleo
Terrestre
Sedimentacion
vertical
Pantano
Baja Energia
Poco oxigeno
Poca actividad
bacteriana
Calidad : no oxidada
Cantaidad : muy alta
leñosa
Gas
Carbon
Talvez poco
petroleo
Terrestre
Fluvial
Rios
Deltas
AltaEnergía
Mucho oxigeno
Alta actividad
bacteriana aerobia
Mucho mineral
asociado
Calidad : muy
oxidada
leñosa
Gas y algo de
petroleo
Terrestre
Sedimentacion
vertical
Lagos
eutroficos
Baja Energia
Algo de oxigeno
Moderada actividad
bacteriana anaerobia
Calidad :
relativamente no
oxidada
Cantidad : alta
Leñosa y algal
Probablemente no
se conserve
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AMBIENTE
DESARROLLO
ORGANISMOS
MODO
TRANSPORTE
SEDIMENTACION
CONDICIONES DEL
AMBIENTE
PRESERVACION
DE MO
TIPO DE MO
POSIBILIDAD DE
GENERACION
Marino
Sedimentacion
vertical
Borde continental
cereca de zona de
upwelling, com
minimo nivel de
oxigeno
200- 1500 m de agua
Baja Energia
Poco oxigeno
Poca actividad
bacteriana.
Precipitacion
Calidad : no oxidada
Cantidad : alta
algal
petroleo
Marino
Sedimentacion
vertical
Poca circulacion de
agua
Somera
Baja Energia
Poco oxigeno
Baja activididad
bacteriana
Calidad : no oxidada
Cantidad : alta
Algal y leñosa
petroleo
Marino
Sedimentacion
vertical
Oceanico abierto,
profundidades
abisales
Baja Energia
Gran cantidad oxigeno
(corr fondo)
Alta actividad
bacteriana aerobia
Calidad : oxidada
Cantidad : baja
algal
-
Marino litoral
Corrientes
costeras
Costas, golfos
Alta Energia
Mucho oxigeno
Altaactividad
bacteriana aerobia
Calidad :
relativamente no
oxidada
Cantidad : alta
algal
petroleo
Kerógeno: materia orgánica en
las rocas no transformada en
hidrocarburos. Es una fracción
particulada de m.o. que se
puede obtener de la
pulverización de roca sometida
a un solvente.
Puede ser extraído de rocas
carbonáticas y silicoclásticas
tratándolas com ácidos
inorgánicos, HCl y HF.
El KG es uma mezcla de
macerales y productos de
degradación de la m.o.
Macerales son restos de varios
tipos de organismos vegetales y
animales, distinguibles
quimicamente, y
morfológicamente, por
reflectancia en microscopio
petrográfico.
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GENERACIÓN DE HIDROCARBUROS
Kerógeno: transformación
LA CANTIDAD Y COMPOSICIÓN
MACERAL DEL KERÓGENO
DETERMINA EL POTENCIAL
PETROLÍFERO Y PUEDE VARIAR
VERTICAL Y HORIZONTALMENTE EN
LA ROCA GENERADORA.
LOS TIPOS DE KG SE DISTINGUEN
USANDO LA ´RELACIÓN H/C vs O/C
O DIAGRAMA DE VAN KRAVELEN
CO2,H2O
kerógeno
CO2,H2O
petróleo
gas
residuo
residuo
EL DIAGRAMA MODIFICADO UTILIZA
EL IH vs OI (PIROLISIS ROCK EVAL)
Y ANALISIS COT
GENERACIÓN DE HIDROCARBUROS
Fracciones de minerales, kerógeno e hidrocarburos en las rocas
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METODOS DE ESTUDIO
COT describe la cantidad de C organico en un muestra de roca e incluye al KG y al bitumen.
No es un indicador claro del potencial hidrocarburífero . Metodos: Combustión directa, indirecta
CG cromatografía gaseosa
PETROGRAFIA ORGÁNICA :
TAI (Indice de alteración térmica), cambios de color de polen y esporas al calentamiento
Reflectancia Vitrinita, 40 a 60 secciones pulidas por muestra de kerógeno sumergidas en
emulsiones, se mide el porcentaje de luz incidente (l 546 nm) reflejada de particulas de
vitrinita (telocollinita)
SE UTILIZAN LOS MÉTODOS DE MANERA INTEGRADA
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Maturity
Vitrinite Reflectance Data
Dow and O’Connor, 1982
Maturity
Vitrinite Reflectance Profile, Elmsworth Field, Canada
Welte et al., 1984
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Tipo III
COT
• Carbono Orgánico Total
Describe la cantidad de C orgánico en un muestra de
roca, incluyendo al KG y al bitumen.
No es un indicador claro del potencial hidrocarburífero .
Metodos: Combustión directa, indirecta
INDICE DE HIDRÓGENO
• HI = (S2/COT) x 100m mg HC/ g TOC
• S2 medida de la cantidad de HC producido por
cracking de KG (mg HC/g roca) y de HC
pesados, representa el potencial de la roca para
generar petróleo.
Indices altos indican gran potencial
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ROCK EVAL PIRÓLISIS
S1 cantidad de HC libre que puede ser volatilizado sin cracking de KG (mg HC/g roca). Aumenta a
expensas de S2 con la madurez
Pyrolysis
Increase of S1 with Depth
S2 medida de la cantidad de HC producido por cracking de KG (mg HC/g roca) y de HC pesados
representa el potencial de la roca para generar petróleo.
S2
S1 + S2 es la medida del potencial genético o cantidad total de HC que podría ser generado
Indice de Productividad, PI = S1/(S1 + S2) aumenta gradualmente con la profundidad para
pelitas. Para Tmax < 435 ºC y Tmax 435 – 445 ºC, valores de PI que excedan 0,2 y 0,3
respectivamente, son considerados anómalos
S1
Indice de Hidrógeno, HI = (S2/COT) x 100m mg HC/ g TOC y S2/S3 son proporcionales a la
cantidad de Hidrogeno en el KG, e indican la potencialidad de generación. Indices altos indican
gran portencial
Indice de Oxigeno, OI = (S3/COT) X 100, mg CO2 /g COT, se relaciona con la cantidad de oxigeno
en el KG. , el valor de S3 se obtiene de la pirolisis rock-eval.
Tmax
Barker, 1996
Tmax, mide la madurez térmica y corresponde en la pirólisis al T para máximo S2
Pyrolysis Yield of Hydrocarbons with Increasing Temperature
Changes in TR and Tmax
S2
S1
S1
S2/TOC = HI
S3/TOC = OI
S2
Tmax
Barker, 1974
Espitalie et al., 1977
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HI versus OI
Peters, 1986
Evaluation of Geochemical Parameters
Peters, 1986
KG Tipo II
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Grupos Macerales
LIPTINITA (EXINITA)
Alginita, sporinita, cutinita y resinita
VITRINITA
Plantas terrestres, collinita, telinita
INERTITA
Semifusinita, fusinita.
FLUORESCENCIA UV
MICROSCOPICA
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MO SAPROPELICA
Lipidos
Fito zoo
plancton
Tipo I
Petróleo
Resinas
Terrestre
Tipo II
Condensado
Azucares
Terrestre
Tipo II
Gas
MO
Terrestre
Tipo IV
-
KERÓGENO
(LUZ TRANSMITIDA)
ALGAL
MACERALES DEL
CARBÓN (LUZ
REFLEJADA) MO
ESTRUCTURADA
ALGINITA
KEROGENO
Elemental Data For Kerogen
AMORFO
HERBÁCEO
LIPTINITA
1,7 – 0,3
O/C
0,1 – 0,02
FUENTE
MARINO Y LACUSTRE
PRONOSTICO
PETROLEO
LEÑOSO
CARBONOSO
EXINITA
VITRINITA
polen, esporas Fragm leña
TIPO I, II
H/C
MO HUMICA
1,4 – 0,3
0,2 – 0,02
TERRESTRE
PETROLEO Y GAS
INERTITA
carbonoso
TIPO III
TIPO IV
1,0 – 0,3
0,45 – 0,3
0,4 – 0,02
0,3 – 0,02
TERRESTRE
TERR RECICL
GAS Y CARBONES
TRZ DE GAS
NO PETROL
Characteristics of a Good
Oil Source Rock
High organic carbon (TOC)
High Hydrogen Index (HI)
Vitrinite reflectance (indication of maturity) between
0.5 - 1.4 Ro
Peters, 1986
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Anoxia vs bioturbación
Indice generación potencial SPI, se define como la cantidad de HC (ton) que puede ser
generado por un columna de roca de seccion (m2). Es un método simple para rankear la
productividad de una roca generadora, porque integra el tenor con el espesor.
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• Recinto geológico (BB Cox):
– Suma de condiciones necesarias para la
generación.
• Aporte orgánico biológico
• Ambiente marino o salobre (tipo de aporte)
• Temperatura inferior a 200º (mayor parte entre 60° y
150º)
• Presión equivalente a ~ 1000 - 1500 m
• Edades entre Cámbrico (600) y Plioceno (1)
– Roca madre (W. Dow):
roca que ha producido y
expelido petróleo o gas
en cantidades suficientes
como para formar
acumulaciones
comerciales.
– Potencial roca madre:
roca que tiene la
capacidad de generar y
que todavía no lo ha
hecho debido a su
insuficiente madurez
térmica.
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Factores que favorecen la generación (HD
Hedberg):
– Abundante producción de m.o. apta (rica en H,
lipídica)
– Condiciones rápidas anaeróbicas
– Ausencia de microorganismos que conviertan a
la m.o. en compuestos no naftogénicos
– Sedimentación rápida y de finos
– Pronta disposición de roca reservorio
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Composición de Hidrocarburos
FLUIDOS DEL RESERVORIO
AGUA DE FORMACIÓN: SE ENCUENTRA TANTO EN LA ZONA ACUÍFERA COMO LA
PETROLÍFERA.
ZONA ACUIFERA INACTIVA CUANDO NO CONTRIBUYE AL PROCESO DE PRODUCCIÓN
ZONA ACUÍFERA ACTIVA CUANDO PRODUCE, POR BARRIDO O LAVADO LENTO Y
GRADUAL DEL PETRÓLEO HACIA ARRIBA
TAMBIÉN HAY AGUA ASOCIADA AL PETRÓLEO Y AL GAS. CONNATA, INTERSTICIAL O
IRREDUCIBLE.
SATURACIÓN ENTRE 10 Y 30% AGUA CONNATA
IRREDUCIBLE CUANDO LA SATURACIÓN NO DISMINUYE DURANTE LA EXPLOTACIÓN
Composición de los Hidrocarburos
• Gas natural: C1 a C5 (poco CO2, N2 e H2S)
• Hidrocarburos líquidos: acíclicos, cíclicos e aromáticos
• Asfaltos y bitúmenes: gran proporción de resinas y asfaltenos (NOS)
•Compuestos sulfurados
• Compuestos nitrogenados
• Biomarcadores
FLUIDOS DEL RESERVORIO
PETRÓLEO: .CONSTITUÍDO PRINCIPALMENTE POR HC DE LA SERIE PARAFÍNICA (C nH2n+2) CON
MENORES CANTIDADES DE LA SERIE CÍCLICA NAFTÉNICA (C nH2n) Y AROMÁTICA(CnH2n-6).
ANÁLISIS QUIMICOS COMPLETOS HAN MOSTRADO MILES DE DISTINTOS COMPUESTOS
PERTENECIENTES A 18 SERIES DE HC. METODO MUY COSTOSO
ANÁLISIS QUÍMICO SIMPLIFICADO. SE MIDEN FRACCIONES PARAFINAS DESDE C 1 A C5. LAS MÁS
PESADAS SE AGRUPAN COMO UNA FRACCIÓN COMPUESTA, DENOMINADA C6+ Y CARACTERIZADA
POR SU P.MOLEC. Y PTO. EBULLICIÓN.
OTRA CLASIFICACIÓN SE BASA EN LA GRADO API (American Petroleum Institute) . ESTA GRAVEDAD SE
MIDE CON UN HIDRÓMETRO FLOTANTE DE MODO SENCILLO Y SE RELACIONA CON LA DENSIDAD
(GRAVEDAD ESPECÍFICA) DEL PETRÓLEO RELATIVA AL AGUA A 60ºF Y 1 atm
OTRA CLASIFICACIÓN ES POR EL VOLUMEN DE GAS QUE LIBERA ANTES DE COMENZAR LA
EXPLOTACIÓN, UNA UNIDAD DE VOLUMEN DE PETRÓLEO. AMBOS VOLÚMENES SE MIDEN EN
SUPERFICIE Y SE EXPRESAN EN CONDICIONES STANDARD O DE TANQUE.
ESTA RELACIÓN GAS PETROLEO SE DENOMINA CON LA SIGLA GOR
EL VOLUMEN DE LIQUIDO SE EXPRESA EN BARRILES (bbl)
EL VOLUMEN DE GASES EN PIES CUBICOS (ft3)
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FLUIDOS DEL RESERVORIO
GAS NATURAL:
O DE FORMACIÓN, CONTIENE TÍPICAMENTE ENTRE 0,6 Y 0,8 DE
METANO CON HC C2 A C5, CADA VEZ EN MENOR PROPORCIÓN
•El grado API (American Petroleum Institute) es una medida de densidad que describe que tan
pesado o liviano es el petróleo comparadolo con el agua. Si los grados API son mayores a 10, es
más liviano que el agua, y por lo tanto flotaría en esta.
PUEDE CONTENER IMPUREZAS DE NITRÓGENO, CO2 O SULFURO DE HIDRÓGENO.
ESTOS ULTIMOS SON CORROSIVOS EN PRESENCIA DE AGUA. ADEMAS DEL SULFURO ES
VENENOSO.
La formula usada para obtener la gravedad API es la siguiente:
LOS ANÁLISIS DE FRACCIONES DE HC EN FASE GASEOSA, HASTA C5 O C6, SON
SENCILLOS DE REALIZAR POR DESTILACIÓN FRACCIONADA A BAJA TEMPERATURA, POR
ESPECTROCOSPÍA DE MASA O POR CROMATOGRAFÍA
La formula usada para obtener la gravedad específica del líquido derivada de los grados API es
la siguiente:
LA CLASIFICACIÓN DEL GAS DE FORMACIÓN SE BASA EN LA DENSIDAD DEL GAS
RESPECTO DE LA DEL AIRE A IGUAL TEMPERATURA. MEDICIÓN EN YACIMIENTO.
Grado API = (141,5/GE a 60 °F) - 131,5
GE a 60 °F = 141,5/(Gravedad API + 131,5) 60°F (o 15 5/9 °C)
es usado como el valor estándar para la medición y reportes de mediciones.
Por lo tanto, un crudo pesado con una gravedad específica de 1 (esta es la densidad del agua
pura a 60 °F) tendrá la siguiente gravedad API:
(141,5/1,0) - 131,5 = 10,0 grados API.
El PETRÓLEO se clasifica en liviano, mediano, pesado y extrapesado, de acuerdo a su medición
de gravedad API.
Crudo liviano es definido como el que tiene gravedades API mayores a 31.1 °API
– GEOQUÍMICA del PETRÓLEO es la disciplina que aplica los
principios químicos al estudio del origen, migración, acumulación y
alteraciones de ese fluído y utiliza sus conocimientos en la
exploración y recuperación del petróleo, del gas y sustancias
relacionadas.
Crudo mediano es aquel que tiene gravedades API entre 22.3 y 31.1 °API.
Crudo Pesado es definido como aquel que tiene gravedades API entre 10 y 22.3 °API.
Esta disciplina brinda información neceseria para realizar mapas de
tenor, tipo y de madurez térmica de la roca generadora.
Crudos extrapesados son aquellos que tienen gravedades API menores a 10 ° API.
Estos mapas son muy necesarios para determinar la extensión
geográfica y estratigráfica, y es la base para los muestreos de
afloramientos y pozos para los análisis geoquímicos.
Los principales métodos son pirólisis Rock Eval, COT, reflectancia de
la vitrinita.
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Estos métodos son capaces de determinar:
1) Potencial, efectividad y cantidad de petróleo
2) Gradiente de madurez térmica (inmadurez, madurez, sobremadurez)
3) Definir petróleo autóctono y migrado
CLAVE EN LOS ESTUDIOS DE ROCA GENERADORA SERÁ:
Criterios de muestreo, preparación, análisis de rocas y petróleo
Logs geoquímicos
Mapas geoquímicos
Los logs geoquímicos de pozos son esenciales para el mapeo de las rocas
generadoras. En ellos se plotean diversos parámetros geoquímicos, vs
profundidad, y pueden ser elaborados a partir de secciones de superficie o
luego de las perforaciones.
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HIDROCARBUROS NO
CONVENCIONALES
• HIDRATOS DE GAS
• ARENAS ASFÁLTICAS
• LUTITAS BITUMINOSAS
HIDRATOS DE GAS
Los hidratos de gas son un grupo especial de
substancias químicas cristalinas que ocurren
naturalmente, de agua y gases de poco peso
molecular, llamados compuestos de inclusión, que
tienen una estructura clathrática o de jaula y que
incluyen moléculas de gas metano.
• PETRÓLEOS PESADOS
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Formación de los hidratos de gas
En la naturaleza los hidratos de gas se pueden formar en
los sedimentos de los fondos marinos y en tierra en las
zonas de "permafrost" de las regiones Árticas del
hemisferio norte.
La ocurrencia de hidratos de gas en los sedimentos de los
fondos marinos está controlada por la temperatura,
presión, composición de la mezcla de metano y de otros
gases y la impureza iónica de los contenidos en los
espacios porales de las rocas sedimentarias del fondo
marino.
LUTITAS BITUMINOSAS
• PETRÓLEO EN LUTITAS
• 35/45 L DE ACEITE POR TON
• ESTIMATIVO: 3000 MILL DE BARR EN EL
MUNDO
• PETRÓLEO, GAS, AZUFRE Y OTROS
SUBPRODUCTOS
• GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
ESTIMACIÓN DE LOS RECURSOS
MUNDIALES DE GAS EN HIDRATOS
• Las estimaciones mundiales de gas metano en los
depósitos de hidratos de gas, in situ, incluyendo las
zonas con permafrost en tierra y en los sedimentos de
los fondos oceánicos, fluctúan entre 2.1 – 4 x 1016 m3 de
gas metano. El mayor volumen de hidratos está en los
fondos marinos.
• De ser así, la cantidad de gas metano contenida en los
hidratos de gas es casi dos órdenes de magnitud mayor
que el total de metano comercial mundial, remanente
recuperable, evaluado en 2.5 x 1014m3
• Y unas dos veces el C equivalente a todos los depósitos
conocidos de combustibles fósiles (carbón, petróleo y
gas natural).
ARENAS ASFÁLTICAS
• MEZCLA DE ARENA, ARCILLA Y
LIMO CON BITUMEN
• ALTA VISCOSIDAD – NO PERMITE
SER BOMBEADO
• MINERÍA A CIELO ABIERTO
• CANADÁ, RUSIA, ARGENTINA
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1) La reflectancia de la vitrinita (Ro) dentro de algunos límites, es un buen
indicador de madurez térmica de la materia orgánica, indicando la
temperatura máxima alcanzada. Cuando 1,5% < Ro < 2,5% , solo habría
posibilidad de generación de:
a)
b)
c)
d)
e)
Petróleo pesado
Gas seco
Condensado
Petróleo liviano
Gas biogénico
2) Cuál es el factor preponderante para favorecer las reacciones que
transforman el kerógeno em petróleo y gas?
a)
b)
c)
d)
e)
Composición del KG
Acción de catalizadores
Temperatura
Presión
Tiempo
3) En una determinada área de uma cuenca, se mapearon 11 prospectos
para petróleo com las siguientes parámetros medios para cada uno:
Área 6 km2
Espesor reservorio 30 m
Porosidad 25%
Saturación de agua 20%
Bo 1,1
Recuperación 30%
Considerando um Indice de Exito del 15% em perforación de los
prospectos, el volumen total de petróleo recuperable que espera
descubrir em el área, em millones de m3 sera:
a)
b)
c)
d)
e)
12,14
16,19
27,21
35,83
49,73
4) Un campo de 10 km2 de area cerrada, y en torno de 50 m de espesor de
roca sello, tiene un reservorio portador de 20 m espesor , porosidad
homogénea de 25% y saturación de petroleo medio en torno de 80%.
a) Cuál es el volumen de petroleo in situ en m3, descubierto por un pozo en
este campo?
b) Considerando um factor de recuperación de 30%, cuál es el volumen
recuperable en m3, por este pozo?
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