CONTENIDO
1. Introducción a la Geoquímica del Petróleo
2. Sistemas Petrolíferos. Definiciones básicas aplicaciones
3. Evaluación de rocas generadoras. Conceptos Básicos
4. Evaluación de la calidad, cantidad grado de madurez térmica de la materia orgánica.
5. Métodos de evaluación del potencial generador
6. Introducción al estudio de crudos
7. Clasificación del Petróleo. Parámetros geoquímicos empleados
8. Métodos de Caracterización de crudos
9. Aplicaciones de la evaluación de crudos
10. Alteraciones del petróleo . Procesos de biodegradación y predicción de la calidad de los crudos
11. Introducción al estudio de biomarcadores
12. Correlaciones crudo-crudo y crudo-roca
13. Familias de crudo. Evaluación y aplicaciones
CONTENIDO
1. Introducción a la Geoquímica del Petróleo
2. Sistemas Petrolíferos. Definiciones básicas aplicaciones
3. Evaluación de rocas generadoras. Conceptos Básicos
4. Evaluación de la calidad, cantidad grado de madurez térmica de la materia orgánica.
5. Métodos de evaluación del potencial generador
6. Introducción al estudio de crudos
7. Clasificación del Petróleo. Parámetros geoquímicos empleados
8. Métodos de Caracterización de crudos
9. Aplicaciones de la evaluación de crudos
10. Alteraciones del petróleo . Procesos de biodegradación y predicción de la calidad de los crudos
11. Introducción al estudio de biomarcadores
12. Correlaciones crudo-crudo y crudo-roca
13. Familias de crudo. Evaluación y aplicaciones
CONTENIDO
1. Introducción a la Geoquímica del Petróleo
2. Sistemas Petrolíferos. Definiciones básicas aplicaciones
3. Evaluación de rocas generadoras. Conceptos Básicos
4. Evaluación de la calidad, cantidad grado de madurez térmica de la materia orgánica.
5. Métodos de evaluación del potencial generador
6. Introducción al estudio de crudos
7. Clasificación del Petróleo. Parámetros geoquímicos empleados
8. Métodos de Caracterización de crudos
9. Aplicaciones de la evaluación de crudos
10. Alteraciones del petróleo . Procesos de biodegradación y predicción de la calidad de los crudos
11. Introducción al estudio de biomarcadores
12. Correlaciones crudo-crudo y crudo-roca
13. Familias de crudo. Evaluación y aplicaciones
SISTEMA PETROLÍFERO
Sistema Natural que abarca una zona de roca
fuente y todos los hidrocarburos (petróleo y gas)
generados por ella.
Magoon & Dow (1994)
LA EXISTENCIA DE UN SISTEMA PETROLÍFERO REQUIERE:
ELEMENTOS
Roca Madre Reservorio Roca Sello Trampa
PROCESOS
Generación Migración Formación de
Trampa Preservación
Sincronismo+
Balance de Masas Positivo
Sincronismo+
Balance de Masas Positivo
Además…
SISTEMA PETROLÍFERO
Es un método de ordenamiento, integración e
interpretación de la información geoquímica y
geológica con el propósito de entender la forma de
ocurrencia y distribución de las ocurrencias de petróleo
en un área o cuenca.
DENOMINACION DE LOS SISTEMAS PETROLIFEROS
El nombre de un sistema petrolífero incluye el nombre de la roca
fuente, seguida por el nombre del almacenador principal y el
símbolo que expresa el nivel de certidumbre:
Solo existen evidencias geológicas o geofísicas de la fuente( ? )Especulativo
No hay correlaciones, pero la evidencia geológica-geoquímica indica la fuente( . )Hipotético
Se han realizado correlaciones positivas crudo-roca( ! )Conocido
CRITERIOSIMBOLONIVEL DE CERTIDUMBRE
ETAPAS DE LA CARACTERIZACIÓN
DE UNSISTEMA PETROLÍFERO
! Registro y mapeo de todas las manifestaciones de petróleo y gas (campos,
manifestaciones no comerciales en pozos y superficie).
! Caracterización geoquímica del petróleo y correlación con la roca madre.
! Evaluación geoquímica y mapeo de la roca madre.
! Caracterización y mapeo de los otros elementos (reservorio, sello y trampa).
! Modelamiento de los procesos de generación y migración de petróleo.
! Mapeo de la zona de generación y realización de secciones entre esta y las
acumulaciones.
! Evaluación del sincronismo y del balance de masas.
! Denominación del Sistema Petrolífero, definición de su grado de certidumbre y
mapeo de su extensión geográfica.
está consituido por rocas generadoras y almacenadoras del Terciario
SP con 2000 MBPE (OIP) asociado, es muy importante en el sector de piedemonte yHernández et al 1997Carbonera-Mirador (.)
tituido por rocas generadoras del Santoniano y almacenadores del Eoceno
SP con 8100 MBPE (OIP) asociado, es el más importante en la cuenca y esta cons-Hernández et al 1997Gacheta-Mirador (.)
LLAO
constituido por rocas generadoras del Santoniano y almacenadores del Paleoceno
SP con 1400 MBPE (OIP) , es el mas importante en la cuenca y estáYurewicz 1998La Luna-Barco (!)
Esta consituido por intervalos generadores y almacenadores del Albiano.
SP con pocas reservas asociadas. Constituye una frontera exploratoria en la cuencaYurewicz1998Uribante (?)
CAT
Terciario, es el más importante de la cuenca y del país con 8400 MBPE de OIP
SP con rocas generadoras del Cenomaniano-Santoniano y almacenadores en elMora et al, 1997La Luna-Mugrosa (.)
de la cuenca. Se constituye en una importante frontera exploratoria en la cuenca.
SP con muy pocas reservas asociadas, sin embargo, ha sido probado a todo lo largo Mora et al 1996Grupo Calcáreo Basal (.)
VMM
trichtiano y el Terciario, es el más importante de la cuenca con 1200 MBPE de aceite-
SP con rocas generadoras del Cenamiano-Turoniano y almacenadores en el Maes-Córdoba 1999
La Luna-Monserrate (!)
y con 950 MBPE de aceite original in situ.
SP con rocas generadoras y almacenadoras en intervalos estratigráficos del AlbianoCórdoba 1998Tetúan-Caballos (!)
VSM
eoceno. El volumen de aceite original in situ es de aproximadamaente 220 MBPE
ca N del Maestrichtiano y en las formaciones Rumiyaco y Pepino del paleoceno y
SP con rocas generadoras en la Formación Villeta inferior y almacenadores en la Arenis-Cordoba et al 1997
Villeta (?)
original in situ
Es el SP más importante de la cuenca con aproximadamente 1271 MBPE de aceite
SP con rocas generadoras y almacenadoras en intervalos estratigráficos del AlbianoCórdoba et al 1997Villeta-Caballos (.)
PUT
CARACTERISTICAS GENERALESPROPUESTO PORSISTEMA PETROLIFEROCUENC
A
Ejemplos de SP propuestos en Colombia
CONTENIDO
1. Introducción a la Geoquímica del Petróleo
2. Sistemas Petrolíferos. Definiciones básicas aplicaciones
3. Evaluación de rocas generadoras. Conceptos Básicos
4. Evaluación de la calidad, cantidad grado de madurez térmica de la materia orgánica.
5. Métodos de evaluación del potencial generador
6. Introducción al estudio de crudos
7. Clasificación del Petróleo. Parámetros geoquímicos empleados
8. Métodos de Caracterización de crudos
9. Aplicaciones de la evaluación de crudos
10. Alteraciones del petróleo . Procesos de biodegradación y predicción de la calidad de los crudos
11. Introducción al estudio de biomarcadores
12. Correlaciones crudo-crudo y crudo-roca
13. Familias de crudo. Evaluación y aplicaciones
Que Es Una Roca Generadora?
Cualquier roca queque tiene la capacidad de generar y expulsar
suficientes hidrocarburos para formar acumulaciones comerciales
de petróleo y/o gas (Hunt, 1996).
Rocas Generadoras /Definiciones Básicas
Que Es El Kerógeno?
Es la fracción remanente (insoluble) de la materia orgánica,
después que una muestra de roca pulverizada ha sido atacada
con solventes orgánicos (Peters y Cassa, 1994).
Que Es El Bitumen?
Es la fracción orgánica de un sedimento que es extraíble con
solventes orgánicos (Tissot y Welte, 1984).
Rocas Generadoras /Definiciones Básicas
Aromáticos
Saturados
Composición General De La MateriaOrgánica Diseminada En Una Roca Sedimentaria
RocaTotal
Materia Orgánica Total
Bitumen
Resinas yAsfáltenos
Moléculas pesadas que contienenH,C,O.N y S
Hidrocarburos que contienen solo H y C
Modificado de Tissot y Welte (1984)
Kerógeno(Insoluble)
Condiciones Ideales Para LaFormación De Rocas Generadoras Efectivas
• Alta Productividad Biológica dentro o hacia el sitio del depósito• Condiciones anóxicas en el ambiente de depósito• Tasas de sedimentación medias a bajas• Sedimentación preferencial de rocas de grano fino
De acuerdo con estas condiciones,
los ambientes mas favorables para la
presencia de rocas generadoras son:
LagosDeltas
Ambientes marinos de plataforma
Consideraciones Generales Sobre Las Rocas Generadoras
Una roca generadora esta definida como cualquier roca capaz de
generar y expulsar petróleo para formar acumulaciones de aceite y gas
(HUNT, 1996).
La capacidad general de una roca para generar petróleo o gas esta
controlada por tres factores principales; calidad, cantidad y grado de
evolución térmico de la materia orgánica (Tissot et al, 1984).
Los dos primeros factores a su vez están controlados por
características propias del ambiente de depósito como la
productividad biológica, el nivel de preservación, la tasa de
sedimentación de la materia orgánica y el tamaño de grano de los
sedimentos (Damaison et al, 1980).
A escala global en los ecosistemas marinos pueden identificarse
diferentes tendencias en la productividad biológica (Allen et al,
1990): la productividad primaria decrece desde la línea de costa
hacia las condiciones de mar abierto; latitudes medias y latitudes
ecuatoriales son mas productivas que latitudes tropicales y las
productividades mas bajas se presentan en las zonas polares y en
áreas tropicales áridas.
Por su parte en los ecosistemas continentales la productividad de las
plantas terrestres esta controlada básicamente por el clima. La
materia orgánica derivada de plantas esta constituida principalmente
por turba, la cual es incorporada a las corrientes de los ríos y
transportada hasta los lagos y las áreas marinas.
Consideraciones Generales Sobre Las Rocas Generadoras
Consideraciones Generales Sobre Las Rocas Generadoras
La productividad orgánica varía significativamente de ecosistemas continentales a marinos
Continentales
Plantas terrestres Algas
Marinos
Plantas terrestres y fitoplancton Fitoplancton
Deltáico Plataforma
Llanura Aluvial Lago
Consideraciones Generales Sobre Las Rocas Generadoras
PRODUCCIÓN TOTAL
AMBIENTES
PRODUCTIVIDAD(ton / km2)
294 8332.500 7.927 6.429 20.000 2.798
Consideraciones Generales Sobre Las Rocas Generadoras
Factores que controlan
la productividad:
! Temperatura
! Insolación
! Nutrientes
La preservación de la materia orgánica depositada en ecosistemas
continentales o marinos esta íntimamente ligada a las condiciones
de anoxía del ambiente. El término anóxico es frecuentemente
usado en el sentido de un ambiente “agotado en oxígeno” (Tissot
et al, 1984, Allen et al, 1990, Hunt, 1996,). En general los
condiciones anóxicas se desarrollan en aquellos ambientes donde
la demanda de oxígeno excede la oferta del mismo.
Consideraciones Generales Sobre Las Rocas Generadoras
Ambientes Anóxicos Formadores de Rocas Madre
1. GRANDES LAGOS ANÓXICOSEjemplo: Lago Tanganika
Demaison & Moore (1980)
Lagos Profundos de clima húmedo y caliente.
Tanganika: profundidad máxima de ~1500m y
condiciones anóxicas desde los 50m de
profundidad.
Consideraciones Generales Sobre Las Rocas Generadoras
2. CUENCAS MARINAS RESTRICTASEjemplo: Mar Negro
Presencia de barreras fisiográficas.
Balance hidrológico positivo (clima
húmedo).
Haloclina permanente (150-250m de
profundidad.
Consideraciones Generales Sobre Las Rocas Generadoras
Ambientes Anóxicos Formadores de Rocas Madre
Demaison & Moore (1980)
Ambientes Anóxicos Formadores de Rocas Madre
2. CUENCAS MARINAS RESTRINGIDASEjemplo: Mar Negro
Mayores concentraciones de materia orgánica coinciden con áreas anóxicas y no con áreas de alta bioproductividad.
Consideraciones Generales Sobre Las Rocas Generadoras
Demaison & Moore (1980)
Ambientes Anóxicos Formadores de Rocas Madre
3. Zonas de “Upwelling”Ejemplo: Margen W de Suramérica (Peru)
Alta productividad primaria
Demanda vs. suministro de oxígeno
Consideraciones Generales Sobre Las Rocas Generadoras
Demaison & Moore (1980)
Ambientes Anóxicos Formadores de Rocas Madre
Consideraciones Generales Sobre Las Rocas Generadoras
4. DEPRESIONES RESTRINGIDAS EN MAR ABIERTOEjemplo: Cuenca de Orca (GOM)
Depresión de 400km2 y 2400m de profundidad formada por halocinesis.
Haloclina permanente y fondo anóxico.
5. OCEANOS ABIERTOS ANÓXICOSEjemplos: Mar de Oman, Áreas del Índico
Áreas ricas en nutrientes y/o con deficiencia de oxígeno controladas con condiciones particulares de corrientes oceánicas o climáticas.
Eventos Anóxicos Globales
OCEANIC ANOXIC EVENT (OAE)
Fases de deposición generalizada en diferentes partes del mundo
de shales negros ricos en materia orgánica.
Principales eventos: OAE 1a (Aptiano Temprano), OAE 1b (Albiano
Temprano), OAE 2 (Cenomaniano Tardío/Turoniano Temprano), OAE
3 (edad Coniaciano/Santoniano).
Periodos de intenso sea-floor spreading y vulcanismo, clima
caliente y homogéneo (mares ~10-15°C> hoy) y nivel de mar alto,
favoreciendo la implantación de condiciones anóxicas estables.
Productividad alta??
Consideraciones Generales Sobre Las Rocas Generadoras
Consideraciones Generales Sobre Las Rocas Generadoras
OAE 2 - Cenomaniano Tardío/Turoniano Temprano
La tasa de sedimentación puede influenciar la presencia de rocasgeneradoras de formas opuestas
Consideraciones Generales Sobre Las Rocas Generadoras
Bajo condiciones óxicas, una alta tasa de sedimentación favorece la preservación de la materia orgánica, al reducir el tiempo durante el cual la materia orgánica esta expuesta a la degradación
1
Cuando estas tasas son muy elevadas, la materia orgánica empieza a ser
diluida en la gran cantidad de materia mineral y el resultado es una roca
de muy baja concentración de materia orgánica (Damaison et al, 1980).
12
2
Edad de las Rocas Madres vs. Reservas Mundiales de HC
Consideraciones Generales Sobre Las Rocas Generadoras
0.2
1.0
9.0
0.3
8.0
0.4
8.0
1.2
25.0
2.6
29.0
2.8
12.5
0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0 30.0
Proterozoic
Cambrian-Ordovician
Silurian
Lower/Middle Devonian
Upper Devonian-Tournaisian
Viscan-Serpukhovian
Pennsylvanian-Lower Permian
Upper Permian-Middle Jurassic
Upper Jurassic
Neocomian
Aptian-Turonian
Coniacian-Eocene
Oligocene-Miocene
% Reservas por Edad de la Roca Madre
Diagénesis, CatagénesisY Metagénesis De La Materia Orgánica
DIAGÉNESIS: Proceso que ocurre en condiciones de poco enterramiento
(algunos cientos de metros) y bajas temperaturas (<50ºC). Durante este
proceso los sedimentos que originalmente tenían grandes cantidades de agua
tienden a alcanzar condiciones de equilibrio (Hunt, 1996).
Se destacan los siguientes procesos:
• Organismos aeróbicos consumen el oxígeno libre
• Organismos anaeróbicos reducen sulfatos para obtener el oxígeno que
requieren
• Se forman carbones bituminosos (si hay materia orgánica terrestre).
• Se genera metano como el hidrocarburo mas importante.
• En la fase tardía la materia orgánica produce CO2 y H2O
El final de esta fase corresponde a un %Ro aproximado de 0.5
CATAGÉNESIS: Proceso de alteración termal de la materia orgánica por enterramiento y calentamiento en el rango de 50 a 150 ºC y tomando varios millones de años (Tissot y Welte, 1984 Hunt, 1996 ) . Durante este tiempo la degradación termal del kerógeno genera hidrocarburos de acuerdo con la siguiente ecuación general:
Kerógeno -------> Bitumen -------> petróleo + gas + residuo
Esta fase varia entre valores de 0.5 y 2.0 %Ro
METAGÉNESIS: Es el ultimo estado de alteración térmica significativa de la
materia orgánica. Durante esta etapa la Generación de metano disminuye y
comienzan a formarse estructuras de grafito. La metagénesis ocurre en el
rango de temperatura de 200-250 ºC.
Diagénesis, CatagénesisY Metagénesis De La Materia Orgánica
Diagénesis, CatagénesisY Metagénesis De La Materia Orgánica
Tomado de HUNT (1996)
VIDA
Actividad bacterial y reacciones químicas a baja
temperatura
METAGENESIS
DIAGENESIS
50 °C
200 °C
250 °C
Kerógeno
BITUMEN
PETROLEO
GRAFITOMETANO
CATAGENESIS
Diagénesis,CatagénesisY MetagénesisDe La Materia Orgánica
DIA
GÉ
NE
SIS
CA
TE
GÉ
NE
SIS
ME
TA
GÉ
NE
SIS
LIGNINA-CARBOHIDRATOS-PROTEINAS-LIPIDOS
PolomerizaciónCondenzación
AcidosFúlvicos y Húmicos
KERÓGENO
CRAQUEO
ACEITE Y GAS
CARBONORESIDUAL
GAS HUMEDOACEITE LIVIANO
DEGRADACIÓNTÉRMICA
BIOMARCADORES
PEQUEÑOSCAMBIOS
CRAQUEO
Tissot & Welte, 1984
50º C
200º C
Tipos de Kerógeno
El Kerógeno Tipo I se refiere a aquel con un alto contenido inicial de hidrógeno. Este tipo de kerógeno tiene un predominio de lípidos debido principalmente a la acumulación selectiva de material algal. Es relativamente raro y es especialmente común en ambientes lacustres de agua dulce (estratificados) o hipersalinos.
Materia orgánica amorfa con colonias de Botryococcus (ambiente lacustrino) en muestras de la Formación Carbonera (Piedemonte LLAO) (Tomado de Giraldo, 2002)
Lagos
Tipos de Kerógeno
El Kerógeno Tipo II es el mas frecuente en muchas rocas generadoras del mundo. En general posee altos contenidos de hidrógenos y bajos contenidos de oxígeno. Este tipo de Kerógeno normalmente se relaciona con sedimentos marinos donde ocurre la mezcla de materia orgánica derivada de fitoplancton, zooplancton y bacterias.
Materia orgánica amorfa en muestras del Grupo Villeta, Quebrada Calambé-VSM.(Tomado de Giraldo, 2002)
Plataforma marina
Materia orgánica leñosa y amorfa en la muestras de la Formación Carbonera (sector de Tauramena) (Tomado de Giraldo,2002)
El Kerógeno Tipo III se refiere a aquel que posee un bajo contenido inicial de hidrógeno y alto contenido de oxígeno. Este tipo de Kerógeno normalmente se asocia a materia orgánica derivada de platas continentales (superiores) y es comparativamente el menos favorable para la Generación de depetróleo.
Tipos de Kerógeno
Marino Deltáico
Tipos de Kerógeno
Cambios Composicionales de la Diagénesis a la Metagénesis
Perdida Promedia de COT: TIPO I = 79%; TIPO II = 62%; TIPO III = 34%
Tipos de Kerógeno
Productos Generados
Tipos de Kerógeno
Además de los tres tipos "clásicos" de kerógeno,
otros han sido propuestos
• Tipo IV: es un kerógeno que presenta contenidos muy bajos de hidrógeno,
siendo compuesto predominantemente por inertinita con poco a ningún potencial
generador. Este tipo de kerógeno es resultado de la oxidación/retrabajamento de
otros kerógenos.
• Tipo II-S: se relaciona con sedimentos marinos carbonáticos donde la
ocurrencia de sulfato-reducción asociada a la deficiencia de hierro resulta en un
exceso de S que acaba incorporándose al kerógeno (relación S/C>0,04).
• Tipo I-S: esta relacionado a depósitos lacustre hipersalinos donde la
asociación de intensa sulfato-reducción con una deficiencia de hierro resulta en
un exceso de S que también acaba incorporándose al kerógeno.
Evaluación De Rocas Generadoras
DETERMINACIÓN E INTERPRETACIÓN DEL CARBONO ORGANICO TOTAL: El
carbono orgánico total describe la cantidad de carbono orgánico en una muestra
de roca e incluye tanto el Kerógeno como el bitumen.
Roca Total
Materia Orgánica Total
Kerógeno(Insoluble)
Bitúmen
El porcentaje de carbono orgánico total no es por si solo un indicador del potencial
de una roca ya que es frecuente encontrar en algunas secuencias deltaicas del
Terciarias, valores de % COT superiores al 5% con muy poca capacidad de
generación de hidrocarburos debido a que la materia orgánica es predominante
Tipo III.
Una vez obtenidos los datos de % COT, normalmente se utilizan para construir con
ellos perfiles geoquímicos y mapas de distribución de riqueza orgánica.
Rocas generadoras con valores de % COT menores de 2.0 % se consideran rocas
con bajo potencial generador (Lewan, 1996), mientras que rocas con valores
superiores a 2% se consideran rocas con bueno a excelente potencial
generador.
Evaluación De Rocas Generadoras
PIROLISIS ROCK EVAL: Procedimiento analítico que permite
rápidamente y a partir de una pequeña cantidad de muestra de roca
evaluar, diferentes tipos de materia orgánica, grado de evolución
térmico y potencial generador de petróleo. Una descripción detallada
del procedimiento analítico esta en Tissot (1978).
De forma simplificada puede describirse el método de la siguiente
forma: una muestra de roca es calentada en un horno en atmósfera
inerte, a una rata aproximada de 25ºC/min hasta alcanzar 550 ºC.
Paralelamente, los productos que se obtienen durante el proceso van
siendo medidos.
Evaluación De Rocas Generadoras
Evaluación De Rocas Generadoras
Evaluación De Rocas Generadoras
PICO S1: Corresponde a la
medida de los hidrocarburos
libres que pueden ser
volatilizados fuera de la roca
a temperaturas menores de
200 ºC , sin craquear el
Kerógeno (mg HC/g roca). S1
se incrementa con madurez
térmica a expensas de S2.
Evaluación De Rocas Generadoras
PICO S2: Corresponde a los
hidrocarburos producidos
durante el calentamiento por
craqueo del Kerógeno (mg
HC/g roca) y representa el
potencial actual de una roca
para generar petróleo. Esta es
una medida mas realista del
potencial generador de una
roca que el % COT, ya que el
primero incluye carbón que
puede no tener potencial
generador.
Evaluación De Rocas Generadoras
PICO S3: Corresponde a una
medida del CO2 producido
durante la pirólisis (mg CO2/g
roca).
POTENCIAL GENETICO
(S1+S2): Es una medida del
potencial genético o de la
cantidad total de
hidrocarburos que pueden ser
generados por una roca.
INDICE DE PRODUCCION (IP=S1/S1+S2 ): Es una medida del avance de la generación en una roca generadora. Para rocas de grano fino, normalmente aumenta con la profundidad en la medida en que los compuestos del Kerógeno (S2) son convertidos en HC libres (S1).
En rocas saturadas de hidrocarburos (almacenadores) se observan valores de PI anómalamente altas respecto de las rocas de grano fino adyacentes. Para valores de Tmax < 445 ºC y Tmax en el rango de 435 º-445 ºC , valores de IP mayores de 0.2 y 0.3 respectivamente son anómalos.
Evaluación De Rocas Generadoras
TEMPERATURA MÁXIMA (Tmax):Corresponde a la temperatura del horno (ºC) en el momento de la generación máxima durante el análisis (S2). Se considera una medida de la madurez térmica del Kerógeno y normalmente esta controlada por el tipo de materia orgánica. En general rocas generadoras inmaduras presentan valores de Tmax < 435 º C, rocas en estado de madurez temprano valores entre 435 º- 445 ºC, rocas en pico de Generación entre 445 º- 450 ºC, rocas en el final de la ventana de aceite 450 º- 470 ºC y rocas sobremaduras > 470 ºC.
Evaluación De Rocas Generadoras
INDICE DE HIDRÓGENO[IH =(S2/COT)x100, mgHC/gCOT].Es un indicador de la cantidad de hidrógeno disponible en el Kerógeno. Altos valores del IH indican alto potencial generador para hidrocarburos líquidos.
INDICE DE OXÍGENO[IO =(S3/COT)x100, mg CO2/gCOT].Es un indicador de la cantidad de oxígeno presente en el Kerógeno. En general rocas con altos valores de IO y bajos de IH tienen poco potencial de hidrocarburos líquidos.
Evaluación De Rocas Generadoras
ÍNDICE DE POTENCIAL GENERADOR
(Source Potential Index, SPI)
Evaluación De Rocas Generadoras
No. PROF. TOC Tmax S1 S2 S1+S2 S3 OI HI TPI
217 3885 0.87218 3870 0.74219 3840 1.16 429 0.4 3.49 3.89 0.35 30 301 0.1220 3810 1.42 432 0.68 5.38 6.06 0.36 25 379 0.11221 3780 0.80222 3750 0.76233 3420 1.48234 3390 1.84 427 0.64 8.94 9.58 0.47 26 489 0.07235 3360 2.11 427 0.83 11.62 12.45 0.46 22 551 0.07236 3330 1.87 428 0.64 9.79 10.43 0.45 24 524 0.06237 3300 2.29 427 0.85 13.44 14.29 0.42 18 587 0.06238 3270 1.77 426 0.99 9.58 10.57 0.42 24 541 0.09239 3240 1.44 428 0.57 7.04 7.61 0.34 24 489 0.07240 3210 1.09 428 0.4 4.34 4.74 0.32 30 402 0.08241 3180 1.11253 2820 0.74254 2040 1.86 427 1.32 10.01 11.33 0.5 27 538 0.12256 1980 1.17 422 1.65 5.22 6.87 0.5 43 446 0.24258 1920 2.46 422 0.87 13.13 14 0.69 28 536 0.06259 1890 2.24 424 0.72 11.64 12.36 0.58 26 520 0.06290 360 0.68291 330 0.93
Evaluación De Rocas GeneradorasDatos Basicos Obtenidos De La Pirólisis Rock-eval
POTENCIAL COT S1 S2DE PETROLEO % peso mgHC/g roca mgHC/g roca
Pobre 0-0.5 0.05 0-2.5Favorable 0.5-1 0.5-1 2.5-5Bueno 1.0 - 2.0 1.0 - 2.1 5.0 - 10Muy Bueno 2.0 - 4.0 2.0 - 4.0 10.0- 20.0Excelente > 4 >4 > 20
Evaluación De Rocas GeneradorasParámetros De Evaluación De Datos De Pirólisis
Durante la última mitad de los 90’s, diferentes investigadores (Lewan, 1996) han propuesto que el límite necesario para tener rocas generadoras efectivas es mucho mayor al propuesto hasta ahora. De acuerdo con estos autores, rocas sedimentarias con COT< 2 %, no logran alcanzar niveles de expulsión significativos, razón por la cual no son realmente rocas generadoras.
Evaluación De Rocas GeneradorasPerfil Geoquìmico
STA
GE TOC
% weig ht
TO TA LOR G A N ICCA RBO N
0 5
PO ORFA IRGO O D
< 0.5:
> 2
TmaxºC
PY R O LY S ISTE M PE RA TU RE
600350
S1
G A S + O IL
50
INM A TUR EO ILGAS
< 435:
> 470
S2m g HC /g rock
R E S IDUA L SO URC EPO TE NTIA L
100
HIm g HC /
STA
GE TOC
% weig ht
TO TA LOR G A N ICCA RBO N
0 5
PO ORFA IRGO O D
< 0.5:
> 2
TmaxºC
PY R O LY S ISTE M PE RA TU RE
600350
S1
G A S + O IL
50
INM A TUR EO ILGAS
< 435:
> 470
S2m g HC /g rock
R E S IDUA L SO URC EPO TE NTIA L
100
HIm g HC /g TO C
HY D R OG E NIN DE X
10000
PO ORFA IRG OOD
< 2:
> 5
TY P E I IITY P E IITY P E I
< 300:
> 700
g TO C
HY D R OG E NIN DE X
10000
PO ORFA IRG OOD
< 2:
> 5
TY P E I IITY P E IITY P E I
< 300:
> 700
m g HC /g rockm g HC /g rock
Figura. Perfil Geoquímico. Pozo Infantas - 1613. Provincia Valle Medio del Magdalena.Figura. Perfil Geoquímico. Pozo Infantas - 1613. Provincia Valle Medio del Magdalena.
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
12000
13000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
12000
13000
LaLuna
Simití
GCB
Mioceno Medio
Eoceno MedioMioceno Medio
Formación Honda
Evaluación De Rocas Generadoras
Evaluación De Rocas GeneradorasDiagrama De Van Krevelen
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
0 30 60 90 120 150
Indice de Oxigeno (mg CO2/g COT)
Ind
ice
de
Hid
róg
en
o (
mg
HC
/gC
OT
)LaLuna
Bambuca
Tetuan
Caballos
I
II
III
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
400 410 420 430 440 450 460 470
T max (C)
Ind
ice
de
Hid
róg
en
o (
mg
HC
/gC
OT
)LaLuna
Bambuca
Tetuan
Caballos
Inmaduro Ventana de Aceite
Evaluación De Rocas GeneradorasMadurez Térmica
Cretáceo Valle Superior del Magdalena
0
10
20
30
40
50
60
0 2 4 6 8 10
%COT
S2
(m
g/g
)LaLuna
Bambuca
Tetuan
Caballos
ExcelenteBueno
Evaluación De Rocas GeneradorasPotencial Generador
Cretáceo Valle Superior del Magdalena
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
0 100 200 300 400
INDICE DE OXIGENO (mg CO2 / g TOC)
IND
ICE
DE
HID
RO
GE
NO
(m
g H
C /
g T
O
UPPERIRO
MIDDLEIRO
LOWERIRO
I
II
III 0,00
30,00
60,00
90,00
120,00
150,00
0 5 10 15 20 25
% COT
S1
+ S
2
UPPERIRO
MIDDLEIRO
LOWERIRO
Evaluación De Rocas GeneradorasPotencial Generador
Eoceno /Subcuenca del Atrato-Formación Iro
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
0 100 200 300 400
INDICE DE OXIGENO (mg CO2 / g TOC)
IND
ICE
DE
HID
RO
GE
NO
(m
g H
C /
g T
O
UPPERIRO
MIDDLEIRO
LOWERIRO
I
II
III
0
4
8
12
16
20
0 1 2 3 4 5
% COT
S2
UPPERIRO
MIDDLEIRO
LOWERIRO
Kerógeno II
Kerógeno III
Eoceno /Subcuenca del Atrato-Formación Iro
Evaluación De Rocas GeneradorasPotencial Generador
240
420
75 60 45100
0
50
100150
200250
300350
400
450
ES
PE
SO
R (
pie
s)
VSM
TETUAN
VMM LA
LUNA
UPPER IRO 1UPPER IRO 2 MIDDLE IRO LOWER IRO
ESPESOR NETO
2,5
3,9
13,1413,9
3,85,8
0
2
4
6
8
10
12
14
% C
OT
VSM TETUAN VMM LA
LUNA
UPPER IRO 1UPPER IRO 2 MIDDLE IRO LOWER IRO
% COT
10,512,6
6561,3
19,228,4
0
10
20
30
40
50
60
70
VSM TETUAN VMM LA
LUNA
UPPER IRO 1UPPER IRO 2 MIDDLE IRO LOWER IRO
S1+S2
556
443
560 598
439423
0
100
200
300
400
500
600
700
VSM
TETUAN
VMM LA
LUNA
UPPER IRO 1UPPER IRO 2 MIDDLE IRO LOWER IRO
IH
Eoceno /Subcuenca del Atrato-Formación Iro
Evaluación De Rocas GeneradorasPotencial Generador
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
0 50 100 150
IN D IC E D E OX IGEN O ( mg C O2 / g TOC )
La Luna (Q.B)
Bambuca (Q.B)
Tetuan (Q.B)
Caballos (Q.B)
La Luna (B.A)
Bambuca (B.A)
Tetuan (B.A)
El Ocal
II
III
I
0
10
20
30
40
50
60
70
80
0 3 6 9 12 15
% TOC
S1+S
2
La Luna (Q.B)
Bambuca (Q.B)
Tetuan (Q.B)
Caballos (Q.B)
La Luna (B.A)
Bambuca (B.A)
Tetuan (B.A)
El Ocal (B.A)
Excelente
Bueno
Pobre
Evaluación De Rocas GeneradorasMadurez Térmica Vs. Potencial Generador
Variación en el contenido de materia orgánica, el contenido de hidrógeno y el potencial petrolero total en una misma sección cronoestratigráfica ubicada en dos posiciones diferentes en la cuenca VSM y con niveles de madurez térmica diferentes. Mientras las muestras de la localidad QB, están inmaduras y reflejan el potencial original de las rocas, las muestras de la localidad BA, tienen una madurez mayor (entre inicio de la zona de expulsión y el pico de expulsión) y sus características originales están disminuidas por el proceso de transformación de la materia orgánica en hidrocarburos.
Evaluación De Rocas GeneradorasMadurez Térmica Vs. Potencial Generador
0
5
10
15
20
25
30
0 2 4 6 8 10 12 14
% TOCS
1+
S2
Olini
La Luna
Bambuca
Tetuan
Caballos
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
0 20 40 60 80 100 120 140
IO (mg CO2 / g TOC)
IH (
mg
HC
/ g
TO
C)
Olini
La Luna
Bambuca
Tetuan
Caballos
I
II
III
Rocas Generadoras Agotadas
(Tmax promedio > 450 C)
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
0 20 40 60 80 100 120 140
IO (mg CO2 / g TOC)
IH (
mg
HC
/ g
TO
C)
LaLuna
Bambuca
Tetuan
Caballos
I
II
III
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
400 430 460 490 520 550 580
Tmax (C)
IH (
mg
HC
/ g
TO
C)
LaLuna
Bambuca
Tetuan
Caballos
Inmaduro
Sobremaduro
Ventanade
Aceite
Caracterización geoquímica de una sección estratigráfica con rocas generadoras agotadas
Evaluación De Rocas GeneradorasMadurez Térmica Vs. Potencial Generador
Evaluación De Rocas GeneradorasCinética de la Transformación del Kerógeno en Petróleo
El tipo de Kerógeno puede ser definido usando por métodos de microscopia óptica. Estos métodos ayudan a la identificación de los diferentes tipos de Kerógeno y de posibles mezclas de diferentes fuentes orgánicas. Diferentes métodos existen para realizar la identificación , sin embargo el mas utilizado es el estudio bajo luz reflejada de secciones delgadas de muestras de roca total.
En general se reconocen por lo menos tres tipos de macérales principales: liptinita, vitrinita e inertinita. La liptinita puede ser algal (Kerógeno Tipo I) o amorfa (Kerógeno Tipo II), mientras la vitrinita (kerógeno Tipo III), puede tener estructura de plantas o incluso de fragmentos de carbón.
Evaluación De Rocas GeneradorasAnálisis Visual Del Kerógeno
Evaluación De Rocas GeneradorasAnálisis Visual Del Kerógeno
Observación al microscopio bajo luz transmitida y
fluorescencia de secciones delgadas con concentrados de
kerógeno aislado de la matriz mineral por acidificación.
Con este tipo de análisis se puede caracterizar:
• el tipo y origen de la materia orgánica
• el grado de madurez por medio de la fluorescencia,
el Índice de Coloración de Esporas (ICE) o el Índice de
Alteración térmica (IAT).
Evaluación De Rocas GeneradorasAnálisis Visual Del Kerógeno
Tipos de Materia Orgánica identificados:
SIN ESTRUCTURA
• Materia Orgánica Amorfa
CON ESTRUCTURA
• Palinomorfos: Esporomorfos (polen, esporas); Fitoplancton (Acritarcos, Dinoflagelados, Tasmanaceas, Botriococos) y Zoomorfos (Escolecodontes, Foraminíferos, Quitinozoarios)
• Fitoclastos: Hongos y Macrofitas (Cutículas, Tejidos de corteza, Madera, Madera oxidada)
• Zooclastos: Fragmentos de Graptolites y Artropodos y Frag. de Bivalvos y Ostracodos
MATERIA ORGÁNICA AMORFA (MOA)
Evaluación De Rocas GeneradorasAnálisis Visual Del Kerógeno
ESPOROMORFOS
Esporas
Polen
Evaluación De Rocas GeneradorasAnálisis Visual Del Kerógeno
FITOPLANCTON
Tasmanaceas
AcritarcosDinoflagelados
Botriococos
Evaluación De Rocas GeneradorasAnálisis Visual Del Kerógeno
ESPOROMORFOS
Esporas
Polen
Evaluación De Rocas GeneradorasAnálisis Visual Del Kerógeno
ZOOMORFOS
Escolecodontes
Quitinozoarios
Foraminíferos
Evaluación De Rocas GeneradorasAnálisis Visual Del Kerógeno
HONGOS
Evaluación De Rocas GeneradorasAnálisis Visual Del Kerógeno
FRAGMENTOS DE MACROFITAS
Oxidados
Tejidos decorteza
Cutículas
Evaluación De Rocas GeneradorasAnálisis Visual Del Kerógeno
MADERA – FRAGMENTOS LEÑOSOS
Evaluación De Rocas GeneradorasAnálisis Visual Del Kerógeno
I C E
Índice De
Coloración De
Esporas
Evaluación De Rocas GeneradorasAnálisis Visual Del Kerógeno
La reflectancia de la vitrinita (maceral) es una técnica, derivada de los estudios del carbón, para evaluar el grado de evolución térmico de una roca . Hasta ahora este es el método mas ampliamente usado para estudiar la madurez térmica de las rocas. La vitrinita en general va cambiando su reflectividad en la medida que aumenta la madurez.
En general para kerógenos de Tipo II se reconoce que rocas inmaduras poseen valores de Ro entre 0.2-0.6, rocas en la parte temprana de la ventana de aceite entre 0.6-0.65, rocas en pico de Generación entre 0.65-0.9, rocas en la parte final dela ventana de aceite entre 0.9-1.35 y rocas sobremaduras > 1.35 .
Evaluación De Rocas GeneradorasReflectancia De La Vitrinita
En la petrografía orgánica plugs de carbones o rocas madre
(roca total o concentrados de kerógeno) son analizados bajo
luz reflectada y fluorescencia.
Con esta técnica también es posible caracterizar los
diferentes tipos de materia orgánica y reconocer los
diferentes macerales (componentes orgánicos de los
carbones o kerógenos; equivalente a los minerales en la
petrografía convencional).
Evaluación De Rocas GeneradorasPetrografía Orgánica
MACERALES IDENTIFICADOS EN LA PETROGRAFÍA ORGÁNICA
Evaluación De Rocas GeneradorasPetrografía Orgánica
La petrografía orgánica también es usada para la determinación de
la reflectancia de la vitrinita (%Ro), uno de los parámetros más
usados en la definición del grado de madurez de la materia
orgánica de las rocas madres.
En kerógenos de Tipo II :
• entre 0.20 y 0.60%Ro = zona inmadura
• entre 0.60 y 1.00%Ro = zona madura (ventana de aceite)
• entre 1.00 y 1.35%Ro = zona madura (ventana regresiva de aceite)
• entre 1.35 y 2.00%Ro = zona sobremadura (ventana de gas húmedo)
• > 2.00%Ro = zona sobremadura (ventana de gas seco)
Evaluación De Rocas GeneradorasPetrografía Orgánica
REFLECTANCIA DE LA VITRINITA (%Ro)
Evaluación De Rocas GeneradorasPetrografía Orgánica
REFLECTANCIA DE LA VITRINITA (%Ro)
Evaluación De Rocas GeneradorasPetrografía Orgánica
Evaluación De Rocas GeneradorasAnálisis Visual Del Kerógeno y Petrografía Orgánica
N/A = No aplicable.ND = No determinada.
* = Insuficientes lecturas para una determinacion de la reflectanciaconfiable.T = Trazas
Inertinita: Materia orgánica altamente oxidada y/o retrabajada.
AM:Materia orgánica amorfa - FL: Con flourescencia y NFL: Sin Flouerescencia; Liptinita: Incluye cutículas, polen, esporas, resinas etc; Vitrinita: Materia orgánica leñosa.
F. Simiti.Bitumen. Las esporas estan muy oscuras indicando madurez alta y/o oxidación.
T5T957740-70
F. Simiti. Bitumen. Las esporas estan muy oscuras indicando madurez alta y/o oxidación.
T5T957500-530
F. Simiti. % de bitumen alto. Lasespopras se encuentran muyoscuras indicando madurez y/ooxidación. El aporte terrestre es unpoco alto.
0,06200,99
2T40T607320-350
F. Simiti. Poco bitumen. Se observan trazas de esporas muyoscuras, indicando madurez y/ooxidación?
T5T957140-170
F. Simiti. Trazas de esporas.T5T956960-90
F. Simiti. Poco bitumen.T5T956780-810
F. La Luna. Poco bitumen.0,052*0,93
4TTT1006540-570
F. La Luna.Poco Bitumen.0,0385*1TTT1006180-210
F. La Luna.Muy poco bitumen.TTT1005940-70
F. La Luna. No se observa alto % de bitumen.
TTT1005760-90
Inertinita
Vitrinita
Liptinita
AM.NFL
AM.FL
ConsideracionesRecupera
cionVitrinita
Desviacion
Estandar
#LecturaRo
Ro%
Recuperación
materiaorgánica
Composición del kerogenoTipo Muestra
Profundidad
N/A = No aplicable.ND = No determinada.
* = Insuficientes lecturas para una determinacion de la reflectanciaconfiable.T = Trazas
Inertinita: Materia orgánica altamente oxidada y/o retrabajada.
AM:Materia orgánica amorfa - FL: Con flourescencia y NFL: Sin Flouerescencia; Liptinita: Incluye cutículas, polen, esporas, resinas etc; Vitrinita: Materia orgánica leñosa.
F. Simiti.Bitumen. Las esporas estan muy oscuras indicando madurez alta y/o oxidación.
T5T957740-70
F. Simiti. Bitumen. Las esporas estan muy oscuras indicando madurez alta y/o oxidación.
T5T957500-530
F. Simiti. % de bitumen alto. Lasespopras se encuentran muyoscuras indicando madurez y/ooxidación. El aporte terrestre es unpoco alto.
0,06200,99
2T40T607320-350
F. Simiti. Poco bitumen. Se observan trazas de esporas muyoscuras, indicando madurez y/ooxidación?
T5T957140-170
F. Simiti. Trazas de esporas.T5T956960-90
F. Simiti. Poco bitumen.T5T956780-810
F. La Luna. Poco bitumen.0,052*0,93
4TTT1006540-570
F. La Luna.Poco Bitumen.0,0385*1TTT1006180-210
F. La Luna.Muy poco bitumen.TTT1005940-70
F. La Luna. No se observa alto % de bitumen.
TTT1005760-90
Inertinita
Vitrinita
Liptinita
AM.NFL
AM.FL
ConsideracionesRecupera
cionVitrinita
Desviacion
Estandar
#LecturaRo
Ro%
Recuperación
materiaorgánica
Composición del kerogenoTipo Muestra
Profundidad
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
120000.10 1.00 10.00
% R o
Ro
Perfil de Ro vs. Profundidad para el
pozo X-1.
Aunque solo se tienen valores de %
Ro para los primeros 4000’ ,
asumiendo una historia térmica
simple, es posible proyectar el perfil
e identificar la profundidad a la cual
se ubicarían en el área el inicio de la
ventana de aceite (% Ro = 0.7) y
de la ventana de gas (% Ro = 1.2).
Evaluación De Rocas GeneradorasReflectancia De La Vitrinita
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
12000
130000.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2
% R o
TERCIARIO
SIMITI
TABLAZO
ROSABLANCA
Perfil de Ro vs. Profundidad del pozo Bosques-2 (VMM).
Se observan dos gradientes térmicos diferentes, uno para el Terciario y otro para el Cretáceo.La diferencia tan marcada en los dos gradientes es consecuencia de la erosión del Eoceno medio, la cual eliminó buena parte del Cretáceo Superior y del Terciario Inferior (Cenomaniano al Paleoceno).
Evaluación De Rocas GeneradorasReflectancia De La Vitrinita
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
110000.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2
% R o
LA LUNA
SIM ITI
PAJA
ROSABLANCA
Perfil de Ro vs. Profundidad del pozoInfantas -1613 (VMM).
Se observan dos gradientes térmicos diferentes, uno para el intervalo Barremiano-Cenomaniano Tardío y otro para el Turoniano Temprano-Santoniano.
La diferencia de gradientes puede estar asociada con la historia de flujo de calor desde el basamento durante el final de la fase rift en el Neocomiano Tardío. Este flujo de calor fue muy importante para las rocas depositadas durante los 50 m.a.siguientes al pico de calor (tiempo teórico de disipación de un 70% del calor inicial).
Evaluación De Rocas GeneradorasReflectancia De La Vitrinita
VSM / PUT / LLAO
VMM / CO
1.00 10.00
log % Ro
0
2000
6000
10000
14000
180000.10
Dept
h( ft)
1.00 10.00
log % Ro
1.00 10.00
log % Ro
0
2000
6000
10000
14000
180000.10
Dept
h( ft)
0
2000
6000
10000
14000
180000.10
Dept
h( ft)
Evaluación De Rocas GeneradorasReflectancia De La Vitrinita
Perfiles de % Ro vs. Profundidad con datos de diferentes cuencas colombianas
Valores altos a profundidades muy bajas
Valores bajos a profundidades muy altas
El apilamiento tectónico ha sido propuesto por diversos autores
como sobrecarga importante para aumentar los procesos de
madurez térmica (George et al, 1997), sinembargo en el
piedemonte del PUT (Pozo X-1) y de los LLAO (Pozo X-2) existen
varios ejemplos que demuestran que la sobrecarga asociada a
fallas de cabalgamiento no ha aumentado el nivel de madurez
térmica de las rocas ubicadas en el bloque hundido.
Evaluación De Rocas GeneradorasReflectancia De La Vitrinita/Apilamiento Tectónico
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
0.1 1 10
Log % Ro
Pro
fun
did
ad
(p
ies
) CREBLOLEVANTADO
TERBLOHUNDIDO
Falla de Guaicaramo
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
0.1 1 10
Log % Ro
Pro
fun
did
ad
(p
ies
)
CREBLOLEVANTADO
CREBLOHUNDIDO
Pozo X-1 Pozo X-2
Evaluación De Rocas GeneradorasReflectancia De La Vitrinita/Apilamiento Tectónico
Pozo Piedemonte Andino, Caracterización Geoquímica
GuaicaramoFault
Chipaque
Une
Fomeque
Barco
Cuervos
Carbonera
Falla de Guaicaramo
Pozo Piedemonte Andino, Caracterización Geoquímica
Distribución Geográfica Y Predicción De Rocas Generadoras En Suramerica
Aptian-Albian (about 105 Ma) paleogeographic map.
Distribución Geográfica Y Predicción De Rocas Generadoras En Suramerica
Cenomanian-Santonian (about 90 Ma) paleogeographic map.
Corrrelación geoquímica del cretáceo en las cuencas VSM y VMM
500 Km
NILO- INFANTAS-
LA LUNA LA LUNA
CALIZA DETETUAN TABLAZO
BAM
BUCA
SIM
ITÍ
4.5% 20
5.5% 17
500 Km
% TOC
NILO-1 (UMV) INFANTAS-1613 (MMV)
LA LUNA LA LUNA
TETUAN TABLAZO
BAM
BUCA
SIM
ITÍ
4.5% 20
5.5% 17
%Ro=0.3 % Ro=0.53
% Ro=0.47 % Ro=1.0Albian
Turonian
K
S1+S2
Distribución Geográfica Y Estratigráfica De Las Rocas Generadoras En Colombia
Distribución Geográfica Y Estratigráfica De Las Rocas Generadoras En Colombia
VMM CO LLAO
Esquema estratigráfico simplificado, en una sección NW-SE, mostrando la asociación entre intervalos
generadores y diferentes tipos de facies. (Esquema cronoestratigráfico basado en Rubio, 1997
y esquema estructural tomado de Linares (1999).
Turoniano
Tablazo Tibasosa Fomeque
La LunaChuruvita
Chipaque
Gacheta
Une
DuraLa Luna
Umir
Lisama GuaduasBarco
Cuervos
MiradorLa Paz
CarboneraMugrosa
Eoceno medio
Aptiano
Maastrichtiano
Plataforma marina
Marino deltáico
TiernaLabor
Facies arenosas
Facies calcáreas
Facies arcillosas
Discordancia
Intervalos generadores
Asociación intervalos generadores y tipos de facies
CONTENIDO
1. Introducción a la Geoquímica del Petróleo
2. Sistemas Petrolíferos. Definiciones básicas aplicaciones
3. Evaluación de rocas generadoras. Conceptos Básicos
4. Evaluación de la calidad, cantidad grado de madurez térmica de la materia orgánica.
5. Métodos de evaluación del potencial generador
6. Introducción al estudio de crudos
7. Clasificación del Petróleo. Parámetros geoquímicos empleados
8. Métodos de Caracterización de crudos
9. Aplicaciones de la evaluación de crudos
10. Alteraciones del petróleo . Procesos de biodegradación y predicción de la calidad de los crudos
11. Introducción al estudio de biomarcadores
12. Correlaciones crudo-crudo y crudo-roca
13. Familias de crudo. Evaluación y aplicaciones
PETRÓLEO
Mezcla de compuestos orgánicos, constituidos
principalmente por hidrógeno y carbón y encontrado en
la naturaleza en estado líquido, gaseoso o sólido;
incluye gases, bitúmen, crudo migrado y pirobitumen
(no incluye el kerógeno).
Peters & Moldowan (1996)
Introducción al estudio de crudos
El estudio de crudos en una provincia geológica permite obtener
información sobre los siguientes puntos:
• Evaluación de la calidad de los crudos (Gravedad API, % Saturados,
%S y minerales pesados)
• Estudio del ambiente de depósito de las rocas generadoras
• Grado de evolución térmica de las rocas generadoras
• Procesos de biodegradación en la cuenca
• Estudio de mezclas de hidrocarburos.
• Historia de llenado de las trampas.
• Correlaciones crudo-crudo para establecer familias
• Correlaciones crudo-roca para definir los Sistemas Petrolíferos
• Estudio de vías y dirección de migración
Introducción al estudio de crudos
CONDENSADOS GASESLÍQUIDOS
HIDROCARBUROS NO HIDROCARBUROS
AROMÁTICOS SATURADOS RESINAS Y ASFÁLTENOS
n-PARAFINAS ISOPARAFINAS CICLOPARAFINAS
COMPONENTES DEL PETRÓLEO
C4C5C6C7C8C9
C10
C1C2C3C4C5
(Supernaw, 1979)
Clasificación De Hidrocarburos
Clasificación De Hidrocarburos
14.711.8H
5.50.1S
87.182.2C
0.1-otros
1.50.1N
4.50.1O
Máximo (%)Mínimo (%)Elemento
Composición Elementar del Petróleo
Clasificación De Hidrocarburos
Clasificación De Los Hidrocarburos De Acuerdo Con El Tamaño Molecular
Clasificación De Hidrocarburos
(Hunt, 1996)
C5 - C7
C7 - C10
C11 - C13
C14 - C18
C20 - C50
Gasolina liviana120 ºC
Gasolina pesada190 ºC
Kerosén250 ºC
Diesel360 ºC
Lubricantes530 ºC
Residuo
Separación del petróleo de acuerdo con el tamaño de las moléculas por destilación. Las moléculas mas grandes van quedando en las cámaras inferiores y solo las mas pequeñas van subiendo. Solo la gasolina liviana es capaz de llegar hasta el tope.
Clasificación De Hidrocarburos
Tissot & Welte (1984)
Parafínico-Nafténico
Parafinas < 40% Naftenos < 40%
NafténicoNaftenos > Parafinas Naftenos > 40%
< 1%
ParafínicoParafinas > NaftenosParafinas > 40%
Saturates > 50%
<1%Aromático-Nafténico
Parafinas < 10% Naftenos > 25%
Aromático-Asfáltico
Parafinas < 10% Naftenos < 25%
> 1%
Aromático-Intermedio
Parafinas > 10%
Saturates < 50%
% STIPO DE CRUDO
COMPOSICIÓN
Caracterización Y Evaluación De Crudos
MUESTRA DE CRUDO
°API CROMATOGRAFIADE GASES (GC)
% SNi / V
CROMATOGRAFIALIQUIDA
ISOTOPOS DE C
SAT ARO NSO
ISOTOPOS DE C
CROMATOGRAFIA DEGASES/ESPECTROMETRIA
DE MASAS (GCMS, GCMSMS)
ISOTOPOS DE C
CROMATOGRAFIA DEGASES/ESPECTROMETRIA
DE MASAS (GCMS, GCMSMS)
FLUJOGRAMA ANALÍTICO TÍPICO
Gravedad API (°API)
Medida de la densidad de crudos definida por el
Instituto Americano del Petróleo (API).
°API = (141.5 / @16°C) - 131.5
Gravedad API del agua dulce = 10°API
> 45Condensado
< 25Crudo Pesado
25 -35Crudo Mediano
35 - 45Crudo Liviano
°APITIPO DE CRUDO
Caracterización Y Evaluación De Crudos
La gravedad API de los crudos refleja su composición y
es afectada por los siguientes factores:
1. Tipo de kerógeno de la roca madre.
Rocas marinas carbonáticas generan crudos con < API
2. Grado de evolución térmica de la roca madre o del reservorio.
La madurez de la roca madre incrementa el °API
Craqueo secundario lleva a aumento del °API
3. Procesos de alteración pos-expulsión
Biodegradación disminuye el API
Lavado por agua disminuye el API
Caracterización Y Evaluación De Crudos
Porcentaje de Azufre (%S)
Refleja la proporción de compuestos sulfurados en compuestos de
bajo, mediano y principalmente alto peso molecular. El porcentaje
de del azufre en los aceites es controlada por varios factores:
1. Tipo de kerógeno de la roca madre.
Rocas marinas carbonáticas generan crudos ricos en S
2. Grado de evolución térmica de la roca madre o del reservorio.
La madurez de la roca madre/crudo disminuye el %S
3. Procesos de alteración pos-expulsión
Biodegradación y lavado por agua incrementa el %S
Caracterización Y Evaluación De Crudos
Relación Ni/V
Refleja la proporción entre estos elementos en la roca
madre, la cual a su vez depende de las condiciones de Eh y
pH durante la deposición de la materia orgánica:
1. Ambientes marinos carbonáticos anóxicos
Bajos valores de Ni/V (en general <1)
2. Ambientes lacustre de agua dulce/salobra
Altos valores de Ni/V (en general >>1)
Caracterización Y Evaluación De Crudos
ANALISIS GLOBALES
Integración °API - %S - Ni/V
Caracterización Y Evaluación De Crudos
CRAQUEOMADUREZ
BIODEGRADACIONLAVADO
BIODEGRADACIÓNRM MAR. CARB.
BIODEGRADACIÓNRM MAR. CARB.
RM LACUSTREMAR. PROX.
* RM= Roca Madre
RM MARINAANOXICA
Cromatografía Líquida
Método de análisis que permite separar crudos y bitumenes en compuestos del tipo saturados, aromáticos y resinas+asfáltenos:
% Saturados: Fracción de hidrocarburos saturados separados durante la cromatografía líquida.
% Aromáticos: Fracción de hidrocarburos aromáticos separados durante la cromatografía líquida.
% Resinas+Asfáltenos (NSO): Fracción de hidrocarburos pesados separados durante la cromatografía líquida.
Caracterización Y Evaluación De Crudos
Caracterización Y Evaluación De Crudos
Los contenidos de saturados, aromáticos y compuestos NSO
refleja en parte la naturaleza de la materia orgánica de la roca
madre, pero principalmente el grado de madurez de crudo y la
intensidad de procesos de alteración pos-expulsión.
CROMATOGRAFIA LIQUIDA
Caracterización Y Evaluación De Crudos
Técnica analítica diseñada para separar compuestos de una muestra de
hidrocarburos. Una fase móvil (gas inerte) pasa a través de una columna
capilar (<1mm) que contiene una fase estacionaria (líquido de alto peso
molecular). La muestra de crudo en solución es inyectada y vaporizada
antes de pasar por la columna. Fluyendo junto con la fase móvil dentro de
la columna, los componentes individuales de la muestra se mueven a
través de la columna a diferentes velocidades dependiendo de su peso y
estructura molecular. Los diversos compuestos salen de la columna a
diferentes tiempos en función de su mayor o menor retención en la fase
estacionaria, y son medidos por un detector (FID o TCD). La respuesta del
detector es representada en una gráfica llamada cromatograma, donde
cada compuesto corresponde a un pico cuya área es proporcional a su
concentración en la muestra.
CROMATOGRAFIA DE GASES (GC)
Cromatograma (Cromatografía de gases)
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