23. Capitulo III
Roca madre Almacén y cobertura
3.1.- En los hidrocarburos
Las rocas madre está estrechamente ligado
al problema del origen de los hidrocarburos, y
esto depende también de la Geoquímica.
La presencia de una facies-madre
generadora de hidrocarburos es indispensable
para la formación de yacimientos en una
cuenca sedimentaria.
El petróleo o el gas, han podido formarse
directamente en las rocas porosas donde se
descubren actualmente
24. En los Hidrocarburos
La materia orgánica es un constituyente
normal de las rocas sedimentarias.
Es probable, que solo los sedimentos muy
ricos en materia orgánica, hayan sido
capaces de convertirse en rocas-madre
Estos sedimentos cuyo origen fue las rocas
organógenas, depositadas en medios donde
no solamente existía una vida abundante,
sino donde la mayor parte de la materia
orgánica sedimentada quedó protegida de
las acciones oxidantes y transformada en
hidrocarburos, se clasifican en :
25. En los Hidrocarburos
1. Sedimentos marinos ricos en plancton
2. Sedimentos deltaicos, ricos en plancton y
restos vegetales
3. Localmente, sedimentos continentales, ricos
en lignito.
4. Más raramente, ciertos sedimentos lacustres
En cualquier caso, se trata de rocas de textura
fina, formada en medio reductor es decir, en
condiciones muy precisas de batimetría y
salinidad. Esto no significa, que todas las rocas
que contengan una proporción importante de
materia orgánica, hayan jugado el papel de roca-madre
26. En los Hidrocarburos
Pueden muy bien , no haber producido jamás
una gota de petróleo, ya sea porque la materia
orgánica no se transformó en hidrocarburos
libres, o bien porque la evolución del sedimento
no permitió a los hidrocarburos desplazarse
hacia horizontes-almacén.
La primera condición necesaria para la formación
de una roca-madre, corresponde a la
Geoquímica.
27. En los Hidrocarburos
La segunda condición, corresponde a la
Geología regional que determinará en función de
la historia de la cuenca sedimentaria, si las
rocas-madre posibles desde el punto de vista
Geoquímico, se han encontrado en condiciones
favorables para ceder sus fluídos a las
formaciones-almacén.
En la práctica se limita a una determinación de
las rocas-madre basada en la observación de
sus características petrológicas. Se considera
como roca-madre probable, toda roca:
28. En los Hidrocarburos
1. De textura fina, que favoreció en el
momento de la sedimentación, el
enterramiento y la protección de la
materia orgánica
2. Deposita en medio reductor, marino o no.
Este medio, está atestiguado por la
presencia frecuente de minerales
sulfurosos.
3. De color oscuro, gris a marrón, debido a
la presencia de una proporción todavía
importante de materia orgánica residual
29. En los Hidrocarburos
Los caracteres petrográficos, permiten así
determinar las posibles rocas-madres de una
serie, pero ellas no habrán jugado realmente
su papel, más que si se encuentran en la
cuenca en posición favorable, para liberar su
petróleo a un almacén
El estudio de los sedimentos que han
originado hidrocarburos, es uno de los más
complejos de la Geología petrolífera. Está
estrechamente ligado a problemas:
30. En los Hidrocarburos
1. Geoquímicos, concernientes a la naturaleza y
evolución de la materia orgánica, que se deben
replantear después del análisis de lo que queda
en la roca-madre supuesta.
2. Sedimentológicos, referentes al medio y
condiciones de depósito de los sedimentos
organógenos.
3. Paleogeológicos, que precisan porque vías y en
que épocas de la historia de la cuenca, han
emigrado los hidrocarburos formados, desde la
roca-madre hacia los lugares de acumulación
4. Físicos, que estudian las posibilidades de
circulación de los fluidos en medios diversos
31. ELEMENTOS PARA LA
GENERACIÓN
DE HIDROCARBUROS
Materia orgánica
Roca almacén de la materia orgánica: roca madre,
roca generadora o roca fuente.
Maduración térmica: temperatura y presión
32. MATERIA ORGÁNICA
La materia orgánica depositada en los sedimentos esta
formada primariamente por macromoléculas provenientes de
los organismos vivos: carbohidratos, proteínas, lípidos,
lignina y subgrupos como ceras, resinas, pigmentos, etc. a
las que se puede llamar genéricamente biopolímeros.
33. CONDICIÓN DE LA MATERIA
ORGÁNICA
Cantidad
Calidad y tipo
Madurez y evolución
34. ROCA GENERADORA
Es aquella roca que presenta un rico contenido de
materia orgánica, la cual, al alcanzar una temperatura
y presión apropiadas pone en libertad una
determinada cantidad de hidrocarburos (sólidos,
líquidos y gaseosos), suficientes como para formar
acumulaciones comerciales.
La totalidad de la materia orgánica en estas rocas se
encuentra casi exclusivamente en dos formas:
80 % como bitumen insoluble (kerogen).
20 % como bitumen soluble en S2C (materia
orgánica soluble).
35. ROCA GENERADORA
% = Porcentaje de generación de petróleo mundiales (Fuente: Klemme, 1980)
36. POTENCIAL ROCA GENERADORA
Aquella roca que teniendo la capacidad de generar
hidrocarburos (petróleo o gas), todavía no lo ha generado
debido a su insuficiente madurez térmica.
38. PROCESO DE LA MATERIA
ORGÁNICA EN LA GENERACIÓN
DE HIDROCARBUROS
Producción de materia orgánica
Acumulación de materia orgánica
Preservación y maduración de la materia
orgánica
40. DISTRIBUCIÓN DEL
CARBONO EN LA SUPERFICIE
DE LA TIERRA
En la corteza terrestre el carbono se presenta en tres formas:
Como carbono elemental en rocas ígneas.
Como carbono reducido principalmente en la materia
orgánica transformada a través del tiempo geológico.
Como carbono oxidado en los carbonatos.
La cantidad total de carbono es de aproximadamente 9x10^22 g.
Los sedimentos continentales y oceánicos contienen 1,20x10^22
g. de carbono orgánico y 6,4x10^22 g. de carbono como
carbonatos.
Hay aproximadamente tres veces más carbono orgánico en las
pelitas (arcillas y limolitas) que en rocas carbonáticas y arenas.
41. EL CARBONO EN
LOS
HIDROCARBUROS El carbono que forma parte del petróleo y gas en los
reservorios totaliza la cantidad de 1x10^18 g. o sea cerca del
0,01 % del carbono que se encuentra en las rocas
sedimentarias.
Una acumulación importante de carbono lo constituye el
petróleo disperso en los sedimentos. Se estimó un valor de
166x10^18 g. de carbono en pelitas y carbonatos, que junto
con los 16x10^18 g. promediado para las arenas y 21x10^18
g. diseminados en los sedimentos marinos constituyen
alrededor de 200x10^18 g. de carbono total
correspondientes al petróleo no reservoriado, que
representa el 1,7 % del carbono orgánico contenido en los
sedimentos.
42. ¿CUAL ES LA FUENTE
DEL CARBONO
ACUMULADO? La vida en la tierra depende prácticamente de la fotosíntesis:
Las plantas toman de la atmosfera el dióxido de carbono
(CO2) que necesitan para su desarrollo.
Evolucionan hasta morir o son consumidas por herbívoros,
los que a su vez son consumidos por carnívoros y estos,
por otros carnívoros.
Finalmente, los residuos orgánicos alimentan a la fauna
bentónica.
La cadena de la vida cesaría si no existieran los eslabones que
cierran el ciclo. El CO2 atmosférico se consumiría y la
fotosíntesis no sería posible.
La restitución del CO2 se realiza por variados caminos:
La respiración de los animales y plantas
El ataque bacteriano y la oxidación natural de los
organismos que mueren
El consumo de los combustibles fósiles por el hombre
reciclan carbono en la naturaleza
43. Cont.
La restitución del CO2 se realiza por variados caminos:
La respiración de los animales y plantas.
El ataque bacteriano y la oxidación natural de los
organismos que mueren.
El consumo de los combustibles fósiles por el hombre
reciclan carbono en la naturaleza.
Este ciclo no es 100% eficiente. Una pequeña cantidad
(menos del 1 % escapándose del ciclo) ha sido preservada
en ambientes donde la oxidación no ha ocurrido, y a través
del tiempo geológico se ha convertido en grandes
cantidades de material orgánico fósil parte del cual se ha
acumulado como carbón, petróleo y gas. La mayoría sin
embargo, se encuentra finamente diseminado en rocas
sedimentarias y nunca se concentrará lo suficiente como
para ser económicamente recuperable.
44. CICLO DEL CARBONO
GAS
CARBONICO
FOTOSINTESIS:
PLANTAS Y
BACTERIAS
MATERIA ORGANICA EN
SUELOS Y SEDIMENTOS
ALTAMENTE ALTERADOS
ANIMALES
PETROLEO
Y GAS
PLANTAS, ANIMALES Y
BACTERIAS MUERTAS
MATERIA ORGANICA
FIJADA EN ROCAS
SEDIMENTARIAS,
NO CARBON Y NO KEROGENO
MATERIA ORGANICA EN
SEDIMENTOS METAMORFOSEADOS
PRINCIPALMENTE METRANTACITA
Y GRAFITO
CICLO I CICLO II
50. CUENCAS OXIGENADAS
Los procesos oxidantes son de mayor significancia e
importancia en la producción de materia orgánica .
La provisión de oxigeno en el agua se lleva a cabo a través de
dos procesos físicos:
Movimientos descendentes de aguas saturadas en oxigeno
correspondientes a niveles de superficie
Movimientos ascendentes de aguas frías y densas, ricas en
oxigeno (Damaison y Moore op. cit.).
Los factores que controlan la oxigenación de las aguas son: la
salinidad, temperatura y densidad (Demaison y Moore op. cit.).
53. FORMACIÓN DE AMBIENTES ANÓXICOS
CONSUMO > SUMINISTRO DE O2
Consumo de O2:
• Alta productividad primaria (blooms de algas, upwelling).
Suministro de O2:
• Estratificación de columna de agua (termo- o picnoclina).
• Eficiencia/frecuencia de circulación de la columna de agua.
• Temperatura y salinidad del agua.
57. FORMACIÓN DE AMBIENTES
ANÓXICOS
Balance Hidrológico Negativo
Nutrientes van para afuera del
lago/mar
Agua trae oxigeno de afuera
Mar Rojo, Mediterráneo
Balance Hidrológico Negativo
Entrada de agua dulce por la
superficie y de salada por el fondo.
Haloclina permanente.
Mar Negro, Mar Báltico
Demaison & Moore (1980)
59. AMBIENTES FORMADORES DE
AMBIENTES ANÓXICOS
1. Grandes Lagos Anóxicos
2. Cuencas Marinas Restrictas
3. Áreas de Upwelling
4. Depresiones Restrictas en Mar Abierto
5. Océanos Abiertos Anóxicos
Demaison & Moore (1980)
60. AMBIENTES FORMADORES DE
AMBIENTES ANÓXICOS
1. GRANDES LAGOS ANÓXICOS
Ejemplo: Lago Tanganika
Lagos Profundos de clima húmedo y caliente.
Tanganika: profundidad máxima de ~1500 m y condiciones
anóxicas desde los 50m de profundidad.
Demaison & Moore (1980)
62. AMBIENTES FORMADORES
DE AMBIENTES ANÓXICOS
2. CUENCAS MARINAS RESTRICTAS
Ejemplo: Mar Negro
Mayores concentraciones de materia orgánica coinciden con áreas
anóxicas y no con áreas de alta bioproductividad.
63. AMBIENTES
FORMADORES DE
AMBIENTES ANÓXICOS
3. AREAS DE UPWELLING
Corriente de Benguela (SW Africa)
Demaison & Moore (1980 )
66. AMBIENTES PRODUCTORES
Lagos: normalmente en un contexto tectónico activo y en zonas
ecuatoriales, donde la estratificación de las aguas (por salinidad
o densidad) impida la mezcla de las aguas superficiales y
profundas.
Deltas: la roca madre son las lutitas del prodelta, con materia
orgánica procedente de vegetales transportados por los ríos y
materia orgánica de fito- y zooplancton.
Cuencas marinas semicerradas con un balance positivo (mayor
entrada de agua dulce que de agua salada), y con un modelo de
circulación estuarino.
Cuencas marinas abiertas, en zonas de upwelling, donde se
produce una zona de mínimo oxígeno.
En plataformas y cuencas profundas en periodos de máxima
trasgresión.
68. ALTERACIÓN DE LA
MATERIA ORGÁNICA
1. En la presencia de Oxígeno
Las bacterias aeróbicas usan el O2 para procesar la materia
orgánica:
CH2O + O2 → CO2 + H2O
2. En la ausencia de Oxígeno
Para procesar la materia orgánica, las bacterias anaeróbicas
usan:
El SO4 2- (Sulfato-reducción)
2CH2O + SO4 → H2S + 2HCO3
El O de la misma materia orgánica (Fermentación)
2CH2O → CH4 + CO2
70. DIAGÉNESIS DE LA
M.O.
Es el proceso de alteración biológica, física y química el cual
tiene lugar en los sedimentos recién depositados.
La actividad microbiana es uno de los principales agentes de
transformación. Degradación biogénica
La temperatura no juega un rol importante, sin embargo esta se
puede acotar en un rango que va desde la temperatura de
superficie hasta los 50ºC.
Con el soterramiento progresivo, ligazones heteroatómicas y
grupos funcionales son eliminados; dióxido de carbono, agua y
algunos componentes pesados como N, S y O, son liberados.
Al final de la diagénesis, la materia orgánica consiste,
principalmente, en kerógeno
En términos de exploración de petróleo, las rocas madres son
consideradas inmaduras en este estadio.
71. CATAGÉNESIS DE LA
M.O.
Proceso durante el cual la materia orgánica es alterada por efecto
del incremento de temperatura. Degradación termogénica.
A medida que la temperatura aumenta durante el soterramiento se
produce la ruptura térmica y termocatalítica de la materia orgánica
dispersa de los sedimentos. Primero se elimina gran parte de los
heteroátomos en forma de productos volátiles (dióxido de carbono,
sulfhídrico, nitrógeno) y sucesivamente se forman hidrocarburos
cada vez mas livianos, convirtiéndose los sólidos en líquidos y los
líquidos en gases. Queda como residuo una sustancia
progresivamente mas rica en carbono y cuya estructura y
constitución tiende a asemejarse al grafito normal.
Estimativamente, la cata génesis se produce entre los 50º y los 200º
C. Es la etapa en la cual se origina la mayor parte de los
hidrocarburos que constituyen el petróleo y el gas.
Asimismo se forma el petróleo en primer lugar y en seguida los
gases
En este periodo corresponde al estadio principal de formación de
petróleo y también el estadio principal de formación de gas húmedo.
72. METAGÉNESIS DE LA
M.O.
Corresponde a la última etapa de alteración de la materia orgánica
donde por metamorfismo se llega a los productos finales de la
evolución de la materia orgánica.
Se alcanza a grandes profundidades y a temperaturas entre los 200º
a 250º C.
La relación H/C en el kerógeno disminuye de (» 0,4).
Los grupos C=O son ausentes en el kerógeno.
El grupo funcional mas abundante corresponde a los hidrocarburos
aromáticos.
Durante esta etapa solo ocurre la generación de gas seco,
principalmente CH4.
En este estadio las rocas generadoras son consideradas súper
maduras o seniles.
Este ultimo estadio de evolución de la materia orgánica comienza
mas temprano (reflectancia de la vitrinita de aproximadamente de 2
%) que el metamorfismo de la fase mineral (reflectancia de la
vitrinita de cerca de 4 %, corresponde al comienzo de las facies de
esquistos verdes).
74. ¿QUE ES EL KERÓGENO?
Producto complejo cuya estructura, aun hoy mal conocida,
comprende macromoléculas nafteno-aromáticas
conteniendo heteroátomos (oxigeno, azufre, nitrógeno).
Es de alto peso molecular, insoluble en agua y en los
principales solventes y resistente a la degradación
bacteriana. Por el contrario, es susceptible a la
degradación térmica.
75. FORMACIÓN DEL KERÓGENO
Durante la diagénesis, la materia orgánica que ha
“sobrevivido” a los organismos predadores, es atacada por
microbios que usan enzimas, convirtiendo los biopolímeros
en unidades mas sencillas: los biomonómeros.
A la vez que los biopolímeros y los biomonómeros se van
convirtiendo en moléculas más simples comienza un proceso
que es competitivo con esta degradación y que da origen a
los geopolímeros, precursores del kerógeno.
Muchas de las moléculas presentes son químicamente
inestables, lo que provoca que se produzcan una serie de
reacciones inespecíficas a baja temperatura. De estas resulta
la formación del kerógeno.
76. FORMACIÓN DEL KERÓGENO
El Kerógeno se forma en dos etapas sucesivas: a)
polimerización y b) reordenamiento.
La polimerización involucra la formación de geopolímeros a
partir de los biomonómeros. Comienza poco después que el
organismo muere y se completa en un tiempo geológico corto,
probablemente dentro de unos pocos cientos o miles de años.
El reordenamiento comienza cuando los primeros
geopolímeros se han formado y continúan mientras existe el
kerógeno.
77. MECANISMO DE GENERACIÓN Y
DESTRUCCIÓN DE LOS
HIDROCARBUROS
RESTOS ORGANICOS
KEROGEN
DEGRADACION TERMAL MIGRACION
PETROLEO Y GAS
METANO
RESERVORIO DE
PETROLEO
BITUMEN
INICIAL
CARBON
DIAGENESIS
CRACKING
CATAGENESIS
METAGENESIS
PROGRESIVO ENTERRAMIENTO Y CALENTAMIENTO
78. MECHANISM OF PETROLEUM GENERATION AND DESTRUCTION
(modified from Tissot and Welte, 1984)
Organic Debris
Kerogen
Carbon
Initial Bitumen
Oil and Gas
Methane
Oil Reservoir
Thermal Degradation Migration
Cracking
Diagenesis
Catagenesis
Metagenesis
Progressive Burial and Heating
79. PORCENTAJE DE KEROGEN Y BITUMEN
EN LAS LUTITAS
ROCA MADRE
MINERALES
KEROGEN BIT.
INSOLUBLE
Aislado por disolución de la
Materia Mineral en ácidos
TIPO TIPO TIPO
TIPO
I II, IIS III
IV
MATERIA
ORGANICA (Poco
%)
SOLUBLE
Separación por Cromatografía
STAS AROM NSOs
ASPH
(El contenido de Hidrógeno decrece )
Caracterizado por color, reflextividad,
composición química, pirolisis
Análisis por Nitrógeno Materiales
GC, GCMS sulfuro y
complejos oxígeno
REMANENTES EN
LA ROCA MADRE
PARTES EMIGRANTES
HACIA EL
RESERVORIO
80. REDISTRIBUCION DEL HIDROGENO DURANTE LA
MADURACION DE LA MATERIA ORGANICA
MATERIA
ORGANICA
ORIGINAL
KEROGEN
METAN
O
KEROGEN
MADURO
GRAFITO
PETROLE
O CRUDO
PIERDE HIDROGENO GANA HIDROGENO
81. TIPOS DE KEROGEN, SU ORIGEN
MEDIO
AMBIENTE
TIPO DE
KEROGEN
KEROGEN
FORM/MACERAL ORIGEN
Acuático
Terrestre
I
II
III
IV
Alginita
Kerogen
Amorfo
Exnita
Vitrinita
Inertinita
PETROLEO
Gas y algo de Petróleo
Principalmente
el Gas
Nada
Cuerpos de Alga
Restos de pequeñas
estructuras de origen algal
Pequeñas estructuras de material
planktónico, principalmente
de origen marino
Cubiertas de esporas y polen,
Cutícula de hojas y plantas
herbáceas
Fragmentos y pequeñas estruc-turas
de plantas fibrosas y le-ñosas,
materia húmeda coloidal
Restos leñosos reciclados y
oxidados
POTENCIAL DE
HIDROCARBURO
Y
POTENCIAL HIDROCARBURIFERO
83. GENERACION: PROFUNDIDAD-TEMPERATURA
0
1
2
3
4
5
6
Intensidad de Generación
metano
biogénico
petróleo
gas húmedo
metano
Profundidad promedio ( km)
60
Intensidad de Generación
metano
biogénico
petróleo
gas húmedo
metano
Temperatura (°C)
100
175
225
315
Este kerógeno requiere de determinadas condiciones de presión y temperatura
para su generación. Estas condiciones se cumplen en lo que se da en llamar “la
ventana de petróleo”. Ésta es una zona que se extiende entre 1 y 6 km de
profundidad, y temperaturas entre 60 y 320 °C. De acuerdo a la combinación de
presión y temperatura, se formará petróleo, gas húmedo (con alto porcentaje de
líquido) o gas seco.
86. TIPOS DE MATERIA ORGANICA:
KEROGEN
Principal trayecto de carbón húmico (después
Durand et al,1976)
Límte del campo de Kerogen
Evolución de los princiaples tipos de Kerogen
TIPO I : Lacustre
TIPO II : Marino
TIPO III:
Terrestre
88. KEROGEN TIPO I
Contienen muchas cadenas alifáticas (acíclicas) y pocos núcleos
aromáticos.
La razón H/C es normalmente muy alta respecto a la razón O/C.
El potencial para la generación de petróleo y gas es también
elevado.
Se deriva principalmente de materia orgánica depositada en
ambientes lacustres (materia algal con contenido de 10 a 70 % de
lípidos) y de materia orgánica enriquecida de lípidos por acción
microbiana.
89. KEROGEN TIPO II
Contiene mayor número de anillos aromáticos y nafténicos.
La razón H/C y el potencial de generación de petróleo y gas son más
bajos que los observados en el Kerógeno tipo I, aunque todavía son
bastante significativos.
Relacionado con materia orgánica marina depositada en ambientes
reductores con un contenido de azufre medio a alto, además de polen,
esporas y cutículas de vegetales superiores.
a ambientes marinos reductores derivan de materiales planctónicos y
otros materiales retrabajados mas o menos extensivamente por
microorganismos residentes en los sedimentos (Demaison y Moore,
1980).
Presenta u alto potencial de generación de gas y petróleo dependiendo
esto de la evolución térmica en la cual se hallen.
90. VITRINITE REFLECTANCE (R0)%
PETROLEO
PETROLEO INCIPIENTE GENERADO
MAX. PETROLEO GENERADO
GAS
HUMEDO
GAS
SECO
MAX. GAS SECO
GENERADO
SUELO DE
PETROLEO
SUELO DE
GAS HUMEDO
SUELO DE
GAS SECO
PESO % DE CORBONO EN KEROGEN
INDICE DE COLORIDO DE ESPORAS (SCI)
PIROLISIS Tmax (C0)
430
450
465
65
70
75
80
85
90
95
1
2
3
4
56
789
10
.2
.3
.4
.5
.6
..78
.9
1.0
1.2
1.3
2.0
3.0
4.0
COMPARACION DE VARIAS
TECNICAS DE MADUREZ
COMUNMENTE USADAS
96. CATAGENESIS DE LA MATERIA
Roca Fuente Petróleo
Calizas
Lutitas
El proceso ocurre a:
T. entre 60 y 150
ºC y Presiones de
300 a 1500 bar
ORGANICA
97. CATAGENESIS DE LA MATERIA
ORGANICA
Kerógeno: Bitumen:
Materia orgánica insoluble en la roca fuente.
Materia orgánica generada por la roca
fuente a partir del kerógeno. Fracción
de la materia orgánica en la roca fuente
soluble en solventes orgánicos.
Kerógeno
(Tipos I, II, III) Bitumen Crudo + Gas
98. TIPOS DE KEROGENO
Tipo I. H/C alto (» 1,5 o mayor) y O/C bajo (< 0,1): Alta proporción de material
lipídico, cadenas alifáticas. Materia orgánica proveniente de algas.
Tipo II. Fuente mas común de crudos. H/C alto y O/C bajo: Compuestos
aromáticos y enlaces heteroatómicos. Grupos cetona, ácidos carboxílicos,
nafténicos (abundantes) y cadenas alifáticas de longitud moderada. Materia
orgánica depositada en sedimentos marinos (mezcla de zoo, fitoplanton y
bacterias).
Tipo II-S. S/C > 0,04: Asociado a la incorporación de S a la materia orgánica
durante la diagénesis (ambientes sulfato-reductores).
Tipo III. H/C baja (<1,0) y O/C alta (0,2 a 0,3). Alta proporción de compuestos
aromáticos, grupos cetonas y ácidos carboxílicos. Materia orgánica de origen
terrestre.
Tipo IV. H/C baja (» 0,25): Abundancia de compuestos aromáticos y grupos
funcionales con oxigeno, ausencia de cadenas alifáticas. Materia orgánica
retrabajada y altamente oxidada
99.
100. FRACCIONES CONSTITUYENTES
BITUMEN EN LA ROCA FUENTE, PETRÓLEO EN EL YACIMIENTO
Hidrocarburos saturados: n-alcanos, ramificados (parafinas), cíclicos
(naftenos).
Hidrocarburos aromáticos:
hidrocarburos aromáticos cicloalcano aromáticos
(naftenoaromáticos) y compuestos con azufre,
los mas comunes son derivados del
benzotiofeno.
Resinas
Asfaltenos
101. Disminución en las relaciones H/C y O/C en el kerógeno
La catagénesis corresponde a la etapa en la cual el kerógeno en la roca fuente genera el
121. Permeabilidad
La permeabilidad, es la capacidad de una roca de dejar
circular fluidos. Se mide en Darcys
Q= volumen de fluido de viscosidad
S= superficie de sección de la muestra
dp= diferencia de presión entre las dos caras
dx= espesor de la muestra
K= coeficiente de permeabilidad característico de la
roca
122.
123. Relaciones entre porosidad y
permeabilidad
Para el ingeniero de petróleo, la permeabilidad
tiene una importancia más grande que la
porosidad. Se ha visto a menudo, rocas porosas
impregnadas de petróleo, incapaces de producir
por falta de permeabilidad
Para un mismo valor de permeabilidad, 1md
por ejemplo, la porosidad varia entre 6
y15% se nota solamente una tendencia
general hacia un aumento de la
permeabilidad cuando aumenta la porosidad
124.
125. Medidas de la porosidad y
permeabilidad
2. Medidas indirectas, se hacen a partir de
los diagramas físicos registrados en los
sondeos (diagramas eléctricos, nucleares,
sónicos)
Proporcionan una idea más completa de las
características del conjunto de la
formación, basándose no solamente en una
muestra, sino en un volumen más o menos
importante de la roca alrededor del agujero
del sondeo. Para un almacén dado es
indispensable una comprobación por
comparación con las medidas del
laboratorio, a fin de ajustar las
interpretaciones
126. Apreciación y medidas
aproximadas
Es útil hacerse una idea de las porosidades y
permeabilidades de las rocas
Se basan en el examen de la textura de la
roca, naturaleza, dimensiones y densidad de
los poros. Son varios los factores:
1. La velocidad de perforación, cuyo aumento
rápido, significa a menudo, la entrada en una
formación poco consolidada y porosa.
2. Las perdidas de lodo, que muestran la
presencia de un terreno muy permeable cuya
presión de capa es inferior a la de la columna
de lodo
127. Apreciación y medidas
aproximadas
3. Las variaciones de volumen y salinidad del
lodo, que son resultado a menudo de la
llegada de agua dulce o salada, que circula
por un terreno muy permeable
4. La mala recuperación de los ripios, que
puede ser debida, a que la formación es
poco coherente o está fisurada, y por tanto,
es probablemente porosa o permeable
128. Otras características de los
almacenes
La porosidad y la permeabilidad, son dos de
las características principales de los
almacenes. Son también las dos únicas que
debe estudiar el Geólogo, porque dependen
estrechamente de la litología, del modo de
sedimentación y la historia geológica de la
cuenca
Puede estudiar las variaciones y en cierto
modo, prever el sentido de su evolución, y
orientar la prospección hacia las zonas más
favorables
129. Tipos de roca- Almacén, su
petrografia
Rocas detríticas, arenas y areniscas, que
representan el 61% de los campos y contendrían
el 59% de las reservas mundiales
Rocas calcáreas, calizas y dolomías, menos
abundantes y quizás menos exploradas, que
representarían el 32% de los campos y tendrían
el 40% de las reservas mundiales
Las rocas almacén que no pertenecen a estas
dos categorías se encuentran en el 6.3% de los
campos y totalizan el 0.8% de las reservas
mundiales. Son principalmente evaporitas
(domos de sal), arcillas silicificadas y rocas
volcánicas y metamórficas
130. Las rocas detríticas, arenas y
areniscas
Las rocas detríticas o clásticas, son el resultado
de la acumulación de elementos arrancados a
rocas preexistentes por la erosión,
sedimentados “in situ” o transportados a
distintas variables por agentes diversos,
cementados o no después de su deposición.
Separándose en función de la naturaleza
mineralógica de los elementos, su tamaño y su
forma; posición, compactación y abundancia de
cemento que lo englobe.
Las rocas detríticas están definidas por la
posición de sus granos y escala de sus tamaños
132. Las rocas detríticas, arenas y
areniscas
El componente mineralógico dominante
siempre es el cuarzo que representa en
general las 2/3 de la roca, acompañada de
minerales accesorios tales como feldespatos,
micas, minerales arcillosos, calcita, minerales
pesados como glauconita, pirita.
Los factores litológicos que juegan un papel
importante sobre las características del
almacén son:
1. Granulometría (tamaño, clasificación, forma de
granos).
2. Mineralogía ( presencia de arcilla o cemento)
133. Forma de los granos (angularidad y
redondeamiento)
Se admite que la porosidad es tanto más
elevada cuanto más angulosa sean los granos
134. El cemento en las areniscas
Gran parte de los almacenes detríticos están
constituidos por areniscas en la que los granos
de cuarzo están unidos y/o trabados por un
cemento mas o menos abundante.
En el caso de las areniscas el cemento puede
ser:
1. Siliceo, constituido a menudo de granos de
cuarzo el cual podría ser por:
Deposición de la sílice en solución, contenida
en aguas artesianas que han circulado por la
roca
135. El cemento en las areniscas
Deposición a partir de aguas cautivas,
expulsadas en el momento de la diagénesis de
las arcillas vecinas.
Por disolución parcial de los granos de cuarzo
en los puntos de contacto debido a la presión
de las capas suprayacentes
Descomposición de feldespatos, presentes en
las areniscas y liberación de la sílice con la
formación de caolines
136. El cemento en las areniscas
2. Carbonatado, Constituido por calcita y
dolomita, cuyo origen generalmente se da por
medio de la precipitación de aguas
carbonatadas y/o circulación de estas,
también se da por disolución de fósiles
3. Arcilloso, finamente divididos y repartidos
entre los granos de cuarzo los cuales sirven
de unión entre los granos
4. Otros minerales, pueden aparecer y
cementar los granos de cuarzo, baritina,
anhidrita, pirita
137. Compactación
Es una fase que se da bajo el peso de los
sedimentos más jóvenes, es definida como
una perdida de porosidad
La deposición de arenas en un medio
agitado alcanza en la práctica muy
rápidamente su ordenación más compacta y
necesitarían presiones elevadas para que su
porosidad se redujera
Los mejores productoras son de una forma
general, las arenas de grano fino, bien
clasificadas, limpias desprovistas de arcillas
y no cementadas
138. 3.3.2 Las rocas Carbonatadas-
Calizas y Dolomías
Comprenden todas las rocas sedimentarias
constituidas en su mayor parte por
minerales carbonatados entre los cuales son
la calcita y dolomita, su origen puede darse
por:
1. Precipitación química “ in situ” debida a
condiciones de tº, p de C02 , concentración
de calcio, agitación de agua ( calizas finas,
ooliticas, dolomías)
2. Precipitación bioquímica, formadas por
acumulación de esqueletos de organismos
constructores, dando lugar a la formación
de calizas biohermales, bioclásticas,
coquinas.
139. 3.3.2 Las rocas Carbonatadas-
Calizas y Dolomías
3. Destrucción de calizas pre-existentes sea
cual sea su origen y sedimentación de los
fragmentos (calcarenitas, brechas
calcáreas)
4. Modificaciones mineralógicas, con la
sedimentación o por la circulación de aguas
cargadas con iones de Mg.
5. Por fenómenos de disolución y precipitación
durante la diagénesis y posterior a ella
140. a) Porosidad y Permeabilidad
primaria
En este caso es posible distinguir diferentes
tipos de poros en las rocas calcáreas:
1. Huecos entre las partículas detríticas
(calcarenitas, calizas ooliticas, lumaquelas)
2. Poros entre los cristales según los planos de
clivaje ( calizas cristalinas)
3. Huecos a lo largo de los planos de
estratificación
4. Poros en la estructura de los esqueletos de los
invertebrados o tejidos de algas fósiles
La mayor porosidad aparecen en las coquinas a
calizas coquinoides, calizas ooliticas
141. b) Porosidad y Permeabilidad
secundaria
Los poros que confieren a las rocas
carbonatadas las características secundarias
de permeabilidad y porosidad, hacen que a
menudo estas sean excelentes rocas
almacén estas se agrupan en tres
categorías:
1. Aberturas y huecos de disolución
relacionados con la circulación de aguas
2. Huecos intergranulares producidos por
modificaciones mineralógicas
3. Fracturas o fisuras, sea cual sea su origen.
Estos tres tipos de huecos pueden coexistir
en un almacén, dando lugar a :
142. b) Porosidad y Permeabilidad
secundaria
Almacenes producidos por fenómenos
de disolución de calizas, el fenómeno de
disolución juega un papel muy importante
en la formación de almacenes productivos,
el cual se ajusta a menudo a la fisuración
preexistente y no es raro encontrar
cavernas en los yacimientos. La solubilidad
de CO3Ca, es prácticamente nula en el agua
marina, ya saturada de carbonatos; es muy
pequeña en el agua pura; pero por el
contrario es notablemente más importante
en el agua dulce cargada de CO2
143. b) Porosidad y Permeabilidad secundaria
Almacenes producidos por fenómenos de
disolución de calizas, solo esta última,
parece poder realizar una acción suficiente
para crear los huecos de gran tamaño
observados en los almacenes calcáreos
El origen del gas carbónico disuelto en el agua
es múltiple:
Lavado de la atmósfera por la lluvia
Descomposición de materia orgánica en
presencia de oxígeno
Respiración de raíces vegetales
Reacciones de ácidos orgánicos con los
carbonatos.
144. b) Porosidad y Permeabilidad
secundaria
Almacenes formados por modificaciones
mineralógicas, son esencialmente los almacenes
dolomíticos. Las dolomías son rocas, con un mínimo
de dolomita del 50% y se distinguen tres tipos:
Dolomía primaria de precipitación química, con
posición estratigráfica bien definida, porosidad nula.
Dolomía diagenética, que es el resultado de la
transformación de la calcita en dolomita, antes de la
consolidación total de sedimento. De grano fino y
porosidad pequeña
Dolomía epigenética, resultado de la transformación
de una caliza ya litificada. Aparecen asociadas
frecuentemente con fracturas
145. b) Porosidad y Permeabilidad
secundaria
Almacenes debido a la fisuración o
fracturación, una gran parte de las calizas
productoras, deben sus caracteres de
almacén a la fisuración y pueden
encontrarse, en todas las rocas compactas.
Se puede aplicar a dos categorías
principales de rocas almacén:
Rocas que poseen una porosidad
intergranular con fisuración simultanea; la
porosidad de matriz varía de 0 – 11% y
permeabilidad nula. En este caso la
producción se debe únicamente a las fisuras
146. b) Porosidad y Permeabilidad
secundaria
Almacenes debido a la fisuración o
fracturación
Las rocas que poseen una porosidad
intergranular conveniente donde la
fracturación produjo solamente la
permeabilidad necesaria para una
producción rentable. Este es el caso de
Dukhan Qatar, donde se ha
comprobado que las fisuras juegan un
papel real.
147. Naturaleza de las fisuras
Las fisuras transforman el conjunto de un
horizonte almacén en un aglomerado de
bloques sólidos. El tamaño de los bloques,
depende de la densidad de las fisuras. Puede
ser:
Efectivas, abiertas y con separación neta
entre los labios
Potenciales, los dos labios están en contacto
sin dejar hueco entre ellos, pero pueden ser
separadas por un procedimiento de
fracturación
Cubiertas parcialmente por depósitos
secundarios
148.
149. Origen de las fracturas y fisuras
Pliegues: La fracturación aparece
principalmente en las crestas anticlinales
Fallas: Aunque existen todas las etapas
intermedias entre fisuras y fallas, el papel de
las fallas en la formación de los almacenes
es muy variable. En la fig.3.5 las fallas han
creado un almacén explotable en Fms.
Impermeables en la fig.3.4 el petróleo esta
acumulado en las arenas de Eutaw, pero
donde se obtiene una producción accesoria,
de la creta de Selma, en el contacto de la
falla
150.
151. Origen de las fracturas y fisuras
Existen yacimientos que producen a partir
de almacenes fracturados en regiones que
no han sido sometidas a grandes
deformaciones tectónicas, existen otros
factores de fracturación:
La descompresión jugaría su papel
principal en la fracturación de las rocas
metamórficas del zócalo, que fueron
sometidas a presiones considerables en
ciertos periodos de su historia. Si los
movimientos epirogénicos produjeran una
descompresión, estas rocas podrían
fisurarse
152.
153.
154. Origen de las fracturas y fisuras
Figuración contemporánea, con el final
de la diagénesis bajo el efecto de la
compactación las rocas de textura fina
expulsan gran parte de su agua de
inhibición y podría producir fracturas
155. Identificación y reconocimiento de
los almacenes fisurados
La fracturación de las rocas, es un
elemento importante de las rocas almacén,
hay que identificarlo durante la
perforación:
1. Las perdidas del lodo durante la
perforación, son un indicio neto de la
porosidad-permeabilidad. Las perdidas son
más importantes y rápidas cuanto más
abiertas y más numerosas sean las fisuras.
Si las fisuras son muy finas, las pérdidas
pueden no producirse
156. Identificación y reconocimiento de
los almacenes fisurados
2. Las fisuras están tapizadas e incluso
rellenas por cristales de calcita, dolomita o
cuarzo. Son reconocibles en los ripios
3. En una roca muy fisurada la recuperación
de ripios de sondeo es muy escasa
4. Si las recuperaciones son buenas las
fisuras pueden observarse directamente
sobre las muestras
5. La productividad de los almacenes
fisurados es más elevada que los que
presentan solamente una porosidad de
matriz
157. Otros tipos de roca almacén
1. cap-rock de los domos de sal La, es un
complejo petrográfico que se encuentra en
la parte superior de algunos domos de sal.
No todos los domos poseen “ cap-rock”,
pero cuando está bien desarrollado pasa los
100 m petrográficamente está compuesta
de carbonatos (calizas y dolomías) y
sulfatos (anhidrita y yeso). En la “cap-rock”
más completas se llega a distinguir tres
zonas sucesivas:
En la base, la zona de anhidrita, que pasa
progresivamente a la sal del domo.
158. Otros tipos de roca almacén
cap-rock de los domos de sal
En el techo, la zona de la calcita, separada a
menudo de los sedimentos que cubren la
“cap-rock”, por un complejo brechoide.
Entre las dos, una zona de transición, donde
se encuentran o bien la calcita y anhidrita, o
bien minerales diversos, azufre, baritina,
sulfatos.
Se admita que la “cap-rock”, es el residuo de
la disolución de los elementos menos
solubles que la sal, arrastrados por ella
durante la ascensión del domo y lavados por
las aguas subterráneas, fenómeno que esta
favorecido, por la intensa fracturación que
acompaña al emplazamiento del domo.
159. Otros tipos de roca almacén
2. Las rocas silíceas, Diferentes rocas
silíceas, no detríticas (silexitas, opalitas,
chers), forman a veces almacenes
explotables
3. Las rocas metamórficas, Se conoce un
cierto número de yacimientos en rocas
metamórficas fracturadas o cubiertas por
sedimentos discordantes ej. Venezuela,
Kansas y Marruecos
160. Otros tipos de roca almacén
4. Las rocas volcánicas, Algunos
yacimientos producen a partir de rocas
volcánicas, son probablemente resultado
de efusiones volcánicas submarinas ej
Yacimientos de gas en el estado de
Washington que produce a partir de
varias coladas de basalto intercaladas en
arcillas.
165. 3.4 Las rocas de Cobertura
Tipos de rocas de cobertura, una buena
roca de cobertura, deberá estar desprovista
de fracturas y por tanto deberá ser
resistente a la fracturación y como
consecuencia plástica. Esta característica de
impermeabilidad y plasticidad, se
encuentran en diferentes tipos de rocas:
arcillas, carbonatos y evaporitas
166. 3.4 Las rocas de Cobertura
Las arcillas, o las que contienen un alto %
de minerales arcillosos, constituyen la
cobertura de la mayor parte de los
yacimientos explotados, en particular en las
series detríticas El tamaño de los minerales
arcillosos es siempre inferior a 0.005mm y
el tamaño de los poros, es aun más
pequeño
167. 3.4 Las rocas de Cobertura
Las arcillas, además su forma general hojosa,
permite una ordenación más compacta,
disponiéndose los elementos, unos en relación a
los otros. Si la regularidad de la textura y la
ordenación se rompe por otros elementos
(cuarzo, calcita), la impermeabilidad y
plasticidad disminuyen y la calidad de la
cobertura es menor.
168. 3.4 Las rocas de Cobertura
Las margas, que son arcillas con una proporción
de 35 a 65% de calcita, son en general menos
estancas que las arcillas puras y son más
sensibles a la fracturación. La Montmorillonita
que reacciona ante el agua inflándose, asegura
una estanqueidad mejor que la Caolinita, que es
en general más grande y absorbe una cantidad
de agua menor
169. 3.4 Las rocas de Cobertura
Las rocas carbonatadas, constituyen
mas a menudo almacenes cubiertos
por rocas diferentes. Las coberturas de
los almacenes esta formada por
calizas. Muy a menudo, se trata de
calizas mas o menos arcillosas y
margas
Algunos yacimientos, mucho mas
raros, están cubiertos por calizas finas
compactas
170. 3.4 Las rocas de Cobertura
Las evaporitas, y mas
particularmente la anhidrita, son
rocas de cobertura, asociadas
comúnmente con los almacenes
carbonatados. Por se textura
cristalina compacta y su plasticidad,
las evaporitas ofrecen en general,
una estanqueidad perfecta, tanto al
agua como a los hidrocarburos
171. Potencial de las coberturas
En la regiones de tectonica tranquila, es
suficiente un delgado espesor de roca
impermeable, para asegurar una buena
cobertura. En algunos lugares el almacén
se ha debido contener, no sin cierta
quietud, con un nivel arcilloso, de 7m de
espesor.
En el campo de Qatar, los diferentes
horizontes productivos están cubiertos y
separados unos de otros, por niveles de
anhidrita. Entre los almacenes 3y 4, una
capa de solo 19m de potencia, asegura
una separación excelente