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La Geoquímica Orgánica y el Ciclo de Vida de un Activo Petrolero
Especialidad: Ingeniería Geológica Página 1
LA GEOQUÍMICA ORGÁNICA Y EL CICLO DE
VIDA DE UN ACTIVO PETROLERO
ESPECIALIDAD: Ingeniería Geológica
Mario Alberto Guzmán Vega
Doctor en Ciencias
18 de marzo 2010

CONTENIDO
Página
Resumen Ejecutivo
1 Introducción
2 La Geoquímica Orgánica en la Exploración Petrolera
3 La Geoquímica Orgánica y el Desarrollo de Campos
4 La Geoquímica Orgánica y la Producción de hidrocarburos

RESUMEN EJECUTIVO
Durante su ciclo de vida un activo petrolero evoluciona a través de diferentes etapas
que incluyen: a) la fase exploratoria en sus diferentes escalas: cuenca, sistema
petrolero, play y prospecto, b) la fase de desarrollo, c) la fase de producción y d) la
fase de abandono.
La geoquímica orgánica petrolera ha sido empleada exitosamente en las fases
tempranas de desarrollo de los activos petroleros, durante la etapa de exploración. Sin
embargo, la geoquímica orgánica petrolera ha probado ser una herramienta útil en
todas las fases del ciclo de vida de un activo petrolero. En este trabajo se muestran
algunos ejemplos de aplicación en casos de estudio mexicanos.
El estudio geoquímico de aceites colectados en todas las cuencas sedimentarias de la
parte mexicana del Golfo de México han permitido distinguir cinco familias de aceites,
con biomarcadores diagnósticos que permiten inferir el ambientes de depósito de la
roca generadora de la cuál provienen. La familia de aceites asociada con rocas del
Tithoniano representa más del 80% del volumen producido en los yacimientos de las
Cuencas Sedimentarias Mexicanas del Golfo de México. Las rocas generadoras del
Oxfordiano y del Tithoniano en la Cuenca Tampico-Misantla han expulsado aceites con
características moleculares muy semejantes, lo que dificulta su identificación. Para
poderlas distinguir, se han empleado técnicas de mayor resolución molecular que
permiten su distinción y proporcionan claves para una refinación del modelo
sedimentario del Jurásico Superior en esta cuenca.
Las emanaciones de petróleo que se han analizado en las partes más profundas del
fondo marino del Golfo de México presentan características geoquímicas que permiten
su correlación con rocas generadoras del Tithoniano. En estudios de modelado de
cuencas es una práctica común determinar la cinética de la generación de
hidrocarburos de las rocas generadores de interés, utilizando muestras inmaduras
colectadas en las partes marginales de la cuenca, sin embargo en fases tempranas de
exploración, es frecuente no contar con este tipo de muestras. Se ha demostrado que
la cinética de asfaltenos de los aceites puede subsanar esta problemática, y que, en
conjunto con las historias térmicas y de sepultamiento de las áreas en prospección
permite determinar cuándo se llevó a cabo la generación de hidrocarburos.
El grado de madurez de la roca al momento de la expulsión, es el factor que más ha
influido en la gravedad API de los aceites en México y permite explicar la amplia gama
existente de esta propiedad. De esta manera, una importante cantidad de aceite
pesado en México ha sido generada en una etapa relativamente temprana de
generación.
La preservación de heterogeneidades en los fluidos de un yacimiento por la existencia
de barreras geológicas dentro de un yacimiento es el principio básico de la geoquímica
de yacimientos. La integración de esta información con información estructural del
campo petrolero, permite refinar los modelos estructurales establecidos en un
yacimiento determinado y definir la conectividad interna. En este trabajo se presenta
un ejemplo de aplicación de geoquímica de yacimientos aplicada en campos de la
Región Sur de México.
Finalmente se presenta otro ejemplo de aplicación de geoquímica de yacimientos de
la Región Marina, en donde fueron reconocidos diferentes subgrupos que podrían
constituir ―unidades de drenaje‖ inducidas por las diferentes plataformas de
producción. De ser este el caso, los resultados geoquímicos podrían constituir una
herramienta para monitorear la producción al interior de un campo.
Palabras clave: geoquímica orgánica, sistema petrolero, biomarcadores, , energías de
activación, conectividad, unidades de drenaje.

1 INTRODUCCIÓN
Los activos petroleros comienzan como una idea y una localización en un mapa.
Durante su ciclo de vida el activo evoluciona a través de diferentes etapas que
incluyen:
la fase exploratoria en sus diferentes escalas: cuenca, sistema petrolero, play y
prospecto,
la fase de desarrollo
la fase de producción y
la fase de abandono
Durante este ciclo de vida hay constantes cambios en los tipos de información que se
requieren para la toma de decisiones para la administración del activo.
De esta manera, para el administrador del activo, las preguntas que se hace
continuamente cambian. Por ejemplo, en las fases tempranas del ciclo de vida del
activo, el explorador necesita saber si la cuenca contiene cantidades económicamente
significativas de petróleo y gas, requiere conocer la distribución del gas y del aceite en
la cuenca y la calidad del aceite. En fases posteriores durante la producción inicial del
activo, la información requerida incluye localizar oportunidades no probadas, definir la
arquitectura interna y compartamentalización del yacimiento, ubicación de los
horizontes productores, funcionamiento adecuado de la infraestructura de producción.
En fases avanzadas de producción, el administrador del activo requiere saber si
técnicas de recuperación avanzada trabajan adecuadamente. A todo lo largo del ciclo
de vida del activo, es importante asegurarse que el ambiente está debidamente
preservado.
Muchas herramientas están disponibles para que los administradores de activos
puedan responder a estas preguntas. La geoquímica orgánica petrolera ha sido
empleada fundamentalmente en las fases tempranas durante la etapa de exploración.
Sin embargo, en numerosos estudios, la geoquímica orgánica petrolera ha probado ser
una herramienta útil en todas las fases del ciclo de vida de un activo petrolero. En este
trabajo se muestran algunos ejemplos de aplicación en problemas mexicanos con
énfasis en los que tienen relación con la exploración petrolera.
2 EXPLORACIÓN
2.1. Los sistemas petroleros y el riesgo exploratorio
Uno de los conceptos fundamentales en la exploración petrolera es el que se refiere al
Sistema Petrolero. Este concepto involucra los elementos esenciales de roca
generadora, roca almacén, roca sello y roca de cubierta o de sepultamiento, así como,
los procesos que causan la acumulación de petróleo en el subsuelo que son, la
formación de la trampa, la generación-migración y la preservación del petróleo
(Maggon and Dow, 1994; Fig.1).
El sistema petrolero es ideal en la concepción de los plays exploratorios y
fundamental en la evaluación del riesgo exploratorio. En esta evaluación se vuelve
crítico investigar tres variables básicas: la carga de hidrocarburos, la trampa y las
relaciones espacio-temporales entre ambas. La carga de hidrocarburos es la cantidad
de fluído (petróleo y gas) que ingresará a la trampa, siempre que esta ya se encuentre
formada para el tiempo de la migración. La trampa es un conjunto de rocas

sedimentarias que involucra rocas yacimiento y rocas sello. La relación espacio-
temporal es básica pues para que sea efectiva, debe implicar que la trampa haya sido
formada antes de que los pulsos de migración de hidrocarburos alcancen las rocas
yacimiento (Maggon and Dow, 1994).
Figura 1. El Sistema Petrolero. El Sistema Petrolero puede dividirse en dos
subsistemas, el subsistema de Generación-Expulsión y el Subsistema de Migración-
Trampa.
2.2. Sistemas petroleros y familias de aceite en el Golfo de México
Por definición, un sistema petrolero está relacionado con una sola roca generadora, y
por ende, con una sola familia de aceites. Utilizando técnicas geoquímicas como
cromatografía de gases, isótopos de carbono y biomarcadores, es posible correlacionar
aceites con las rocas generadoras asociadas, así como los aceites entre sí (Peters and
Moldowan, 1993). Estas correlaciones permiten determinar cuántas familias de aceite
ocurren en una determinada provincia productora y la variación existente en términos
de evolución térmica en cada familia.
El conocimiento actual en biomarcadores permite inferir con un alto grado de
certidumbre y únicamente del análisis de aceites, las condiciones paleoambientales y la
madurez de la roca generadora en el momento de la expulsión, y en ciertos casos, la
edad de la roca generadora (Peters and Moldowan, 1993).
Como ejemplo de la utilización de estas técnicas puede citarse, la caracterización
geoquímica e isotópica de una amplia selección de aceites en cuencas sedimentarias
de la parte mexicana del Golfo de México que ha permitido distinguir diferentes
familias de aceites (Dahl, et al., 1993; Guzmán and Mello, 1999; Guzmán et al., 2001;

Fig.2). Su distribución y características químicas parecen ser consecuencia de la
existencia de diferentes rocas generadoras, de variaciones internas de facies, de
diferentes condiciones de madurez al momento de la expulsión y de diferentes
fenómenos que afectaron a los aceites después de haberse llenado los yacimientos.
Cada familia puede correlacionarse con un sistema generador específico. Las familias
son: 1) Oxfordiana marina con una litología dominada por carbonatos, 2) Oxfordiana
marina con una litología dominada por carbonatos, 3) Tithoniana marina con una
litología dominada por calizas arcillosas-margas, (4) Cretácica marina con una litología
Figura 2. Las familias de aceite en las Cuencas Productoras de Mèxico y los ambientes
sedimentarios de las rocas generadoras que los expulsaron (Guzmàn-Vega et al. 2001)
dominada por una litología carbonato- evaporítica, y 5) Terciaria marina-deltaica con
una litología dominante de sedimentos siliciclásticos.
Las diferencias observadas en la composición isotópica y molecular a nivel de
biomarcadores en los aceites de la familia Tithoniana pueden interpretarse en términos
de variaciones de facies (Guzmán and Mello, 1999). La familia de los aceites
Tithonianos representan más del 80% de los aceites que se producen en las Cuencas
Sedimentarias Mexicanas del Golfo de México. Estos aceites se encuentran acumulados
en la planicie costera y costa afuera, a través de una gran parte de la columna
sedimentaria desde el Kimmerdigniano hasta el Plioceno, en yacimientos de naturaleza
calcárea y siliciclástica. La importancia volumétrica de la familia Tithoniana en la parte
mexicana del Golfo de México, es consistente con la hipótesis que considera que las
emanaciones de petróleo que se han analizado en las partes más profundas del fondo
marina del Golfo de México han sido expulsadas por una secuencia de roca generadora
calcáreo-arcillosa madura en los límites del Jurásico Superior-Cretácico Inferior
(Guzmán et al., 2001).

2.3. Sistemas petroleros del Jurásico Superior en el Golfo de México
En la Cuenca Tampico-Misantla se han reconocido dos rocas potencialmente
generadoras en el Jurásico Superior, las relacionadas con la Formación Santiago del
Oxfordiano y las relacionadas con la Formación Pimienta del Tithoniano (González y
Holguín, 1991). Los extractos de ambas rocas presentan características moleculares
muy parecidas que hacen difícil establecer correlaciones aceite-roca generadora
confiables (Fig. 3).
Figura 3. Caracterìsticas Moleculares de extractos orgánicos de muestras
representativas de rocas ricas en materia orgánica del Oxfordiano y del Tithoniano de
la Cuenca Tampico-Misantla.
Los C26 esteranos resultaron muy útiles para diferenciar los extractos orgánicos del
Jurásico Superior de la Cuenca de Tampico-Misantla, ya que los extractos del
Tithoniano presentan una marcada predominancia de 21-norcolestanos (Guzmán-Vega
and Moldowan, 1998) (Figura 4).
Figura 4. Distribuciòn tìpica de C26 esteranos en extractos orgánicos de muestras
representativas de rocas ricas en materia orgánica del Oxfordiano y del Tithoniano de
la Cuenca Tampico-Misantla (Guzmán-Vega and Moldowan, 1998).

Esta alta concentración de 21-norcolestano es una característica muy útil para
identificar aceites originados por el subsistema Tithoniano en el Golfo de México. Las
muestras del Oxfordiano presentan por otra parte, altos valores de diasteranos,
mientras que las muestras del Tithoniano presentan valores bajos (Guzmàn Vega et
al., 2001). Esto sugiere que el ambiente de depósito de las rocas del Oxfordiano
tuvieron un mayor aporte arcilloso y/o condiciones mas oxidantes que el ambiente de
depósito de las rocas del Tithoniano. Por otra parte, en muestras de aceite expulsadas
por rocas generadoras relacionadas con ambientes hipersalinos provenientes de
diferentes cuencas sedimentarias en el mundo, se han observado muy altas
concentraciones de 21-norcolestanos (Guzmán-Vega and Moldowan 1998; Fig.5).
Figura 5 Distribuciòn tìpica de C26 esteranos en extractos orgánicos de muestras
representativas de rocas ricas en materia orgánica depositadas en ambentes
hipersalinos en diferentes partes del mundo (Guzmán-Vega and Moldowan, 1998)..
Las características moleculares anteriores permiten proponer el siguiente modelo
paleoceanográfico (Guzmán-Vega et al. 1997, Fig. 6a y 6b): En la Cuenca Tampico-
Misantla, durante el Oxfordiano, al inicio de una transgresión marina comenzaron a
inundarse depresiones estructurales originadas durante la apertura del Golfo de
México, y comenzaron a desarrollarse ambientes carbonato-arcillosos de baja energía
(Aguilera, 1972; González y Holguín, 1991; Salvador, 1991). La materia orgánica
predominante fue marina, aunque existieron contribuciones importantes de material
terrestre debido a la cercanía de grandes áreas continentales circundantes (González y
Holguín, 1991). Las mayores cantidades de diasteranos y mayor cantidad de esteranos
en C29 en los extractos oxfordianos, sugiere que durante el Oxfordiano se desarrollaron
ambientes ricos en arcilla y/o relacionados con condiciones relativamente más
oxidantes que los ambientes del Tithoniano. Este mayor aporte de material arcilloso
pudo haber estado relacionado con un clima húmedo que permitió el desarrollo de un
balance positivo de agua fresca, es decir, donde la precipitación y el escurrimiento

fueron mayores a la evaporación (Hay, 1995). En un balance positivo de agua fresca,
los nutrientes son introducidos por corrientes que traen en suspensión importantes
aportes de material terrestre (arcillas y material orgánico tipo III). Las depresiones
estructurales del Oxfordiano dificultaron la circulación de la parte profunda de la
columna de agua y propiciaron el desarrollo de una estratificación de aguas
provocando condiciones anòxicas y la consecuente preservación de la materia orgánica
(Figura 6a).
Figura 6. Modelo oceanográfico del Juràsico Superior en la Cuenca Tampico-Misantla.
a) Oxfordiano: Alta precipitación y escorrentías, con baja evaporaciòn y alto aporte
de arcillas detríticas y de materia orgánica tipo III.
b) Tithonano: Alta evaporación, bajas escorrentías, creación de cuerpos de agua
caliente hipersalinas que se instalan en la base de la columna de agua, menor
aporte de arcillas detríticas y de material orgánico tipo III .
En contraste con las muestras del Oxfordiano, las características moleculares del
Tithoniano sugieren un menor aporte de material terrestre, y condiciones de mayor
salinidad. Durante el Tithoniano la cuenca fue casi completamente inundada y se
desarrollaron ambientes profundos de baja energía (Aguilera, 1972; González y
Holguín, 1991; Salvador, 1991). La asociación de radiolarios, amonitas y calpionélidos
sugiere que las rocas del Tithoniano de la cuenca Tampico-Misantla se depositaron en
condiciones abisales o incluso batiales (Pessagno, et al., 1987). Resulta difícil conciliar
un ambiente abisal con las condiciones hipersalinas que sugieren las características
moleculares de las rocas del Tithoniano. Se ha sugerido que cuerpos de agua calientes

y densas pueden formarse por evaporación en las partes marginales de las cuencas
profundas, y que estos cuerpos acuosos, y que estos cuerpos acuosos de alta densidad
pueden influir e instalarse en las partes profundas de las cuencas (Brass et al., 1982).
Este modelo requiere un balance negativo de agua fresca, es decir, donde la
precipitación y el escurrimiento sean menores a la evaporación (Hay, 1995). En un
balance negativo de agua fresca, el bajo escurrimiento lleva poco material terrestre al
sistema y en consecuencia se tienen menores aportes de arcillas continentales y de
materia ogánica tipo III (Figura 6b).
2.4. Predicción de la calidad de aceite en los yacimientos
El petróleo que se encuentra en los yacimientos está formado por hidrocarburos en su
mayoría parafinas, naftenos y aromáticos que pueden contener cantidades variables de
azufre, oxígeno y nitrógeno, así como, proporciones diversas de gas disuelto,
componentes metálicos, sales y agua en emulsión o libre (Tissot and Welte, 1984).
Esta variación de la composición del petróleo da por resultado, una gran variedad de
parámetros físicos como son el color, densidad, gravedad, viscosidad, capacidad
calorífica, entre otros (Hunt, 1996).
La gravedad API es un parámetro inversamente proporcional al peso específico de los
aceites, así al disminuir el peso específico de los mismos aumentará su gravedad API
(Figura 7). En general, la calidad del petróleo se define principalmente por la gravedad
API y por el contenido en azufre
Figura 7. Clasificación de aceite en función de su gravedad API. Esta clasificación es
propuesta por el American Petroleum Institute
Entre más grados API tenga un petróleo, y menor sea su contenido de azufre, mayor
será su calidad. Estas propiedades son utilizadas en el mercado para definir el precio
del petróleo. En algunas regiones del mundo, el descubrimiento de aceites de ―baja‖
calidad contra aceites de ―alta‖ calidad, puede condicionar la viabilidad económica de

los proyectos de explotación, esto es, particularmente cierto para proyectos localizados
en aguas profundas (Wehunt et al., 2003).
La gravedad API es un parámetro global y puede ser afectado por muchos factores,
los cuáles pueden actuar individualmente o de manera superpuesta. Entre los
principales factores que gobiernan la gravedad API destacan: el ambiente de depósito
de la roca generadora que dio origen al aceite, el grado de madurez de la roca
generadora al momento de la expulsión, el mecanismo de expulsión de la roca
generadora, los procesos de biodegradación y la historia de relleno de los yacimientos
(Figura 8).
Figura 8. Factores que afectan la composición final del aceite en un yacimiento
(modificado de Connan, 1984)
No obstante la complejidad de los factores antes citados, el análisis de la composición
molecular de los aceites puede permitir establecer la historia de los procesos que han
afectado la composición y densidad original de los hidrocarburos.
En ambientes anòxicos carbonatados pobres en arcilla, el azufre disponible se
incorpora a la materia orgánica constituyendo compuestos pesados de azufre,
incrementando el peso específico y disminuyendo la gravedad API. Ejemplos de estos
aceites se presentan en la mayoría de las cuencas costeras del Golfo de México.
Algunos aceites provenientes de materia orgánica de tipo II/III presentan evidencias
de fraccionamiento ligados a una expulsión en fase gaseosa de la roca generadora.
Dicho proceso puede originar aceites ligeros o condensados con alta gravedad API. En
la Cuenca de Macuspana es posible que esté fenómeno haya ocurrido.
El grado de madurez de la roca al momento de la expulsión, es sin duda, el factor
que mas influye en la gravedad API de los aceites. Con la madurez, los componentes
pesados de los aceites, compuestos NSO y los compuestos saturados y aromáticos se
craquean, disminuyendo el peso específico del aceite e incrementando su gravedad
API. Ejemplos de la influencia de la madurez puede ilustrarse con aceites de origen
tithoniano de la región de Reforma-Villahermosa y de la Cuenca de Tampico-Misantla.
La biodegradación es un proceso de degradación de los aceites por la acción de
bacterias aeróbicas. Este proceso reduce la gravedad API al remover selectivamente

compuestos saturados y aromáticos, incrementando relativamente la cantidad de
compuestos NSO y de asfaltenos que son mas pesados. Ejemplos de estos aceites se
encuentran en las cuencas del Sureste y de Tampico-Misantla.
La llegada de los hidrocarburos a un yacimiento dado pudo haberse llevado a cabo en
mas de un episodio de relleno, originándose mezcla que modifican la gravedad API de
los aceites. Ejemplos de aceites intensamente biodegradados que han sido mezclados
con aceites muy maduros y no biodegradados están presentes en el área de Reforma-
Villahermosa.
Todos los factores anteriores permiten explicar la amplia gama existente de la
gravedad API en los aceites de México. La comprensión de la historia evolutiva de los
aceites constituye un elemento de análisis que debe tomarse en cuenta en estudios de
exploración y de producción.
2.5. Origen de los Aceites Pesados en México
Los yacimientos de aceite pesado en México, se encuentran en las tres regiones
productoras de PEMEX: Norte, Sur y Marina, siendo esta última la que concentra más
del 90 por ciento de la producción de aceite pesado en el país. (PEMEX, 2006). Estos
yacimientos pueden ser relacionadas con tres de las familias de aceites reconocidas en
la Planicie Costera del Golfo de México y en áreas costaafuera del GOM: aceites
pesados provenientes de rocas generadoras del Tithoniano, aceites pesados
provenientes de rocas fuente del Cretácico y aceites pesados relacionados
genéticamente con rocas generadoras del Terciario.
Los principales factores que han controlado la composición y características químicas
y físicas de los aceites pesados en los yacimientos petroleros de México son la
biodegradación y el estado de la madurez de la roca generadora al momento de la
expulsión del aceite.
Los yacimientos de aceite pesado producidos por fenómenos de biodegradación se
encuentran en las Regiones Norte, Sur y Marina de PEMEX. Las características
cromatográficos típicas observadas en los aceites biodegradados de México son una
desaparición de n-alcanos y aromáticos y un incremento de compuestos polares que se
aprecia por en el incremento areal de la zona de compuestos no resueltos (UCM, por
sus siglas en inglés) (Fig. 2).Existen aceites biodegradados en cada una de las tres
familias de aceites descritas previamente, siendo la del Tithoniano la mas ampliamente
distribuida en yacimientos someros en las tres regiones productoras del país (Fig. 9).

Figura 9. Aceites biodegradados de las familias de aceite Tithoniana, Cretácica y
Terciaria. Obsérvese la pèrdida de hidrocarburos lineales y el levantamiento de la línea
base en el cromatograma ubicado a la izquierda de cada aceite. Obsérvese el
comportamiento bimodal en la distribución de n-alcanos del aceite “Cretácico”, que
sugiere al menos dos episodios de migración-relleno por hidrocarburos en el
yacimiento.
Los aceites biodegradados del Tithoniano que se encuentran en la Región Marina, se
encuentran en profundidades en donde con temperaturas alrededor de los 50°C. Por
debajo de los 80°C no hay aceites biodegradados (Maldonado R., 2001, Fig. 10).
Figura 10. Límite de Biodegradación observada en la Región Marina. Obsérvese que
por arriba de 80° C no hay evidencia de biodegradación en los aceites de la Región
Marina (Maldonado, 2001).

En algunos aceites biodegradados existen evidencias de una compleja historia de
relleno en el yacimiento. Esto es particularmente evidente en algunos aceites
biodegradados de la familia Cretácica en la Cuenca de Veracruz, en donde los datos
cromatográficos muestran evidencia de al menos dos episodios de migración-relleno
por hidrocarburos en el yacimiento, lo que se refleja en un perfil cromatográfico con
presencia de n-parafinas y una bien desarrollada zona de hidrocarburos no resueltos
(Fig. 9; Serrano-Bello, et al., 1996; ).
Aceites pesados relacionados con una generación/expulsion temprana están
presentes también en las tres regiones productores de PEMEX. Los yacimientos con
este tipo de aceite pesado han sido rellenados principalmente por aceites relacionados
con rocas generadoras del Tithoniano y tienen su mayor presencia en los yacimientos
ubicados en la Región Marina, en donde el yacimiento Cantarell es el mas importante
(Holguin, et al., 1994; Medrano et al., 1996; Romero, et al., 2001 y 2004).
Las rocas generadoras del Tithoniano contienen grandes cantidades de compuestos
orgánicos sulfurados y son la principal razón para la generación temprana de
hidrocarburos. Una comparación de los principales índices de madurez en series
naturales de kerógenos tithonianos y de aceites relacionados sugieren que la
generación de hidrocarburos en rocas generadoras del Tithoniano comienza y termina
alrededor de 0.5% y 0.9% respectivamente, con el pico de generación alrededor de
0.8% de Ro (Santamaría et al., 1995; Lucach et al., 1996, Santamaría y Romero,
1999, Clegg et al., 1999).
Un parámetro molecular que se emplea para la valoración de madurez en aceites y
rocas generadoras, es el que emplea la relación Ts/Ts+Tm en biomarcadores de la
familia de los terpanos (Peters y Moldowan, 1993). Este índice se ha encontrado
particularmente útil para definir la madurez de rocas y aceites del Tithoniano en
México (Lucach et al., 1996). Integrando la información de aceites relacionados con el
Tithoniano de diferentes regiones productoras de PEMEX, puede observarse que los
aceites presentan una gran variación de madurez debida a estados sucesivos de
generación/expulsión de hidrocarburos inducidos por el sepultamiento gradual de las
rocas generadoras del Tithoniano (Figura 11). De esta manera, una importante
cantidad de aceite pesado en México ha sido generada en una etapa relativamente
temprana de generación. Sin embargo, puede observarse que la biodegradación ha
afectado también algunos aceites pesados de la Región Norte y Sur expulsados en
fases tempranas.

Figura 11. Relación generalizada entre la Gravedad API y la madurez de los aceites
en México, utilizando el parámetro Ts/Ts+Tm. Hay una buena relación entre la
madurez de los aceites y la gravedad API, lo que sugiere que la gravedad API se
relaciona con el momento de la expulsión del aceite de la roca madre. Observese los
aceites del campo Cantarell con una relativa baja madurez, sugiriendo una expulsión
temprana. Se ubican en el diagrama, los aceites afectados por biodegradación o por
segregación/contaminación en el yacimiento.
2.6. Energías de activación de asfaltenos de aceites
En estudios de modelado de cuencas es una práctica común determinar la cinética de
la generación de hidrocarburos de las rocas generadores de interés, utilizando
muestras inmaduras colectadas en las partes marginales de la cuenca. La
extrapolación de esta cinética a las partes más profundas y calientes de la cuenca,
donde la generación de hidrocarburos se lleva a cabo, implica asumir que la cinética
determinada en las muestras inmaduras son representativas para toda la cuenca
(Ungerer and Pelet, 1987). Los productos de la generación de hidrocarburos, i.e.
petróleo, contienen, sin embargo, compuestos los cuáles pueden preservar información
concerniente a la cinética de reacción que guía a su formación. Se sabe desde hace
tiempo que los asfaltenos presentan similitudes estructurales al kerógeno del cual son
generados (Behar et al., 1984); los asfaltenos por lo tanto, contienen información

relativa a la composición del kerógeno, así como, de los productos que pueden
generarse de él. Análisis cinéticos de kerógenos de rocas generadoras y de asfaltenos
de aceites de diferente madurez térmica en la Sonda de Campeche revelaron las
relaciones esperadas entre los asfáltenos y su correspondiente roca generadora. La
figura 8 compara la cinética global determinada en una roca generadora inmadura con
la cinética optimizada de los asfaltenos del aceite. En todos los casos, los datos
cinéticos de los asfaltenos de aceites de madurez creciente fueron directamente
comparables a los datos cinéticos determinados en el kerógeno inmaduro y
esencialmente reflejó el nivel de energía que alcanzó la roca generadora al momento
de la generación de la fase líquida (DiPrimio et al., 200x; figura 12).
Figura 12 Distribución de energías de activación de un kerógeno de una roca
generadora (a) con la obtenida de los asfaltenos de un aceite (b). (DiPrimio et al, “xxx)
Por lo tanto, la cinética de asfaltenos puede ser usada en conjunto con las historias
de térmica y de sepultamiento de las áreas en prospección para determinar cuándo se
llevó a cabo la generación de la fase líquida en cocinas individuales. Adicionalmente los
asfaltenos también proporcionan información del calentamiento mínimo en el cuál
rocas generadoras específicas han sido sujetas, información que puede ser relevante
para la evaluación de la prospectividad en áreas marginalmente exploradas.
3 DESARROLLO
3.1. Definición de arquitectura interna de yacimientos:
Compartamentalización
La preservación de heterogeneidades en los fluidos de un yacimiento por la existencia
de barreras geológicas y la homogeneización de la composición molecular de los crudos
dentro de un yacimiento es el principio básico de la geoquímica de yacimientos
(Kauffman et al., 1990; figura 13). La integración de esta información con información

estructural del campo petrolero, permite refinar los modelos estructurales establecidos
en un yacimiento determinado. La determinación de la estructura interna es crítica en
programas de recuperación secundaria que se programen en yacimientos.
Figura 13 Detección de heterogeneidades en la composición de aceites: Aceites de un
mismo campo generalmente presentan cromatogramas muy similares. Las diferencias
se encuentran al realizar una cromatografía de mayor resolución. Aceites dentro de un
mismo compartimento presentan relaciones muy semejantes, por el contrario, aceites
ubicados en diferentes compartimentos presentan diferentes relaciones (Jarvie et
al.,2001)
Con el fin de determinar la conectividad y continuidad interna de horizontes
productores en campos en la Cuenca de Comalcalco de la Región Sur de México, se
llevó a cabo un estudio geoquímico de los fluidos hidrocarburos de estos campos
petroleros. La producción proviene de rocas almacenadoras carbonatadas fracturadas
en profundidades que van de los 3,500 a los 4,500 m.
Todos los aceites analizados presentan características moleculares que permiten
definir una sola fuente de generación de madurez similar, probablemente de rocas del
Tithoniano . Ninguno de los aceites presenta evidencias de biodegradación, por lo
tanto, los procesos de madurez han controlado en gran parte la gravedad API y el %
de azufre en las muestras de aceites analizadas.
En las muestras estudiadas pudieron observarse variaciones cromatografías en la
columna de aceite de los campos estudiados. Dichas diferencias pueden estar
relacionadas a variaciones en las condiciones de conectividad y comunicación interna
entre yacimientos y por ende, la existencia de posibles barreras de permeabilidad que
den origen a compartimentos almacenadores de aceite. Con base en estos resultados
puede proponerse una revisión del modelo estructural para los campos Cactus, Níspero
y Sitio Grande (Figura 14 a y b).

Figura 14 Composición cromatográfica, Grupos de aceites y nueva interpretación
estructural. A) Interpretación estructural previa al estudio geoquímico; b)
Reinterpretación estructural con los datos geoquímicos (Guzmán y Valencia, 2006).
4 PRODUCCIÓN
4.1. Definición de “células de drenaje”
En México existen yacimientos petroleros que han perdido ya una parte de la presión
natural que permite al petróleo fluir hacia la superficie. Una de las técnicas empleadas
en estos casos, y que busca solucionar este problema, consiste en presurizar
artificialmente los pozos, simulando previamente el comportamiento de los fluidos en
los yacimientos. Mientras mejor sea el conocimiento de las características geológicas y
petrofísicas del yacimiento, mejor y más efectiva será la simulación y la recuperación
artificial de hidrocarburos. Para el caso de estudio del yacimiento Cantarell se
emplearon técnicas geoquímicas para obtener información que contribuyera con el
conocimiento geológico de este yacimiento.
Los resultados de cromatografía de gases y de biomarcadores permiten concluir que
todos los aceites del Campo Cantarell tienen un origen común. Los resultados
geoquímicos de las muestras de aceite del bloque Akal presentan valores muy
similares, lo que sugiere que la mayor parte de la columna de aceite en este bloque
presenta una alta homogeneización.

Figura 15 Distribución geográfica de los subgrupos en que fueron separadas las
muestras de aceite del bloque Akal. Las líneas continuas y áreas coloreadas indican la
zona de los subgrupos, las líneas discontinuas indican la zona de influencia de cada
plataforma de producción Rosales et al., 2000).
La existencia de un amplio rango de temperaturas de fondo en los pozos productores
del bloque Akal, así como la alta homogeneidad de las propiedades geoquímicas
observada en la columna de aceite de este bloque, permite sugerir la existencia de
mecanismos de mezcla muy efectivos como aquellos relacionados con la convección.
A pesar de esta similitud en características cromatográficas globales, el análisis

detallado de cromatografía de gases del conjunto de muestras del bloque Akal permite
establecer diferencias sútiles pero consistentes que llevan a la identificación de 6
subgrupos al interior del bloque Akal (Rosales et al., 2000; Figura 15). Los subgrupos
cromatográficas A3 y A5 están limitados a la parte norte del bloque Akal mientras que
los subgrupos A1, A2, A4 y B están únicamente en la parte sur del bloque.
En la mayoría de las plataformas de producción del bloque Akal, coexisten uno o dos
subgrupos cromatográficos. La relación entre los subgrupos y las plataformas de
producción no está completamente entendida en este estudio. Sin embargo, se sugiere
en este trabajo que los diferentes subgrupos reconocidos podrían constituir ―unidades
de drenaje‖ inducidas por las diferentes plataformas de producción del campo Akal y
que afectan de manera sutil la composición general de la columna de aceite del bloque
Akal (Fig. 15). De ser este el caso, los resultados geoquímicos podrían constituir una
herramienta para monitorear la producción al interior de un campo.
5 CONCLUSIONES
La geoquímica orgánica ha mostrado su importancia como herramienta de análisis e
interpretación de la Geología Petrolera. Su aplicación extensiva en las etapas de
exploración son indudablemente su aportación más importante hasta el momento, con
el potencial necesario para realizar verdaderos estudios de ―Inversión Geoquímica‖, en
donde aún en ausencia de muestras de roca generadora, es posible sólo del estudio de
aceites deducir el tipo de materia orgánica, la mineralogía, tipo de ecosistema y
ambiente de depósito de la roca generadora, la edad y el momento exacto de la
generación del aceite.
Sin embargo, como se muestra con los ejemplos previos, desde hace varios años, la
geoquímica orgánica petrolera también se ha extendido al estudio y caracterización de
yacimientos. El avance del conocimiento de los yacimientos para su mejor producción,
deberá continuar recurriendo a la geoquímica orgánica para contribuir con estudios
detallados de la arquitectura interna, de la historia de relleno y de la evolución del
contacto agua-aceite-gas de los yacimientos.
Los constantes avances técnicos y científicos y la búsqueda de nuevos métodos
analíticos, en combinación con el resto de conocimientos de las diferentes ramas
científicas que se aplican a la exploración y producción de hidrocarburos, deberán
contribuir con el constante fortalecimiento de la geoquímica orgánica como
herramienta indispensable en la Geología del Petróleo.

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Paper 15281, 13 p. 2003.
7 AGRADECIMIENTOS
Agradezco al Instituto Mexicano del Petróleo y a Petróleos Mexicanos el apoyo brindado
para la realización de los trabajos que se citan en el texto. Particularmente, agradezco
a los Ingenieros José Carrillo Bravo y al Ing. Baldomero Carrasco Velázquez por su
interés decisivo en la aplicación de técnicas geoquímicas para la resolución de
problemas exploratorios. Particulermente, el Ingg. Carrasco bajo su administración dio
un impulso constante al Laboratorio de Geoquímica Orgánica del IMP.

8 BREVE CURRICULUM VITAE
Historia Laboral
Enero 2008 – Presente Coordinador del Programa de Administración del Conocimiento
y Propiedad Intelectual, Instituto Mexicano del Petróleo
Enero 2002 – 2007 Coordinador de Programa de Investigación y Desarrollo Tecnológico
(Gas, Ciencias de la Tierra y Exploración). Instituto Mexicano del Petróleo
Ene 2000 – Dic 2001 Ejecutivo de Competencias en Exploración Petrolera. Instituto
Mexicano del Petróleo
Enero 1997 – Dic 1999 Jefe de División Modelado Geológico. Instituto Mexicano del
Petróleo
Octubre 1991 – Dic 1994 Especialista de la División de Modelado Geológico. Instituto
Marzo 1984 – Jul 1985 Especialista de la División de Cuencas Sedimentarias. Instituto
Formación Académica
Ene 1995 – Dic 1996 Universidad de Stanford, Stanford, CA, USA Posdoctorado:
Tema: Biomarcadores indicadores de edad en muestras mexicanas de aceite y roca.
Los resultados de esta investigación proporcionaron biomarcadores diagnósticos para
la diferenciación de rocas generadoras del oxfordiano vs del Tithoniano, lo que permite
reconocer mezclas en los aceites de los yacimientos del Norte de México.
Ene 1987 – Dic 1991 Universidad de Pau, Pau, France , Doctorado con honores en
Análisis de Cuencas. Tema de Tesis Doctoral: Geodinámica de la Cuenca de Tampico-
Tuxpan, Este de México. Los resultados de la tesis permitieron establecer las diferentes
etapas de desarrollo de la Cuenca de Tampico-Misantla, estableciéndose por primera
vez un estudio formal de las rocas generadoras del Jurásico Superior en México y la
primera simulación númerica de los procesos de generación-migración usando los
simuladores del Instituto Francés del Petróleo.
Ene 1985 – Dic 1985 Universidad de Pau, Pau, France , DEA en Análisis de Cuencas
Tema de DEA: Facies evaporíticas de la Cuenca de Jaca, España.
Ene 1977 – Sep 1982 Instituto Politécnico Nacional (IPN), Licenciatura Ingeniero
Geólogo, Tema Tésis Licenciatura: Proveniencia de las Arenas de la Formación Las
Trancas, México.
Distinciones
Diploma Lázaro Cárdenas como mejor alumno de la carrera de Ingeniería Geológicala
ESIA (Ciencias de la Tierra)/IPN.
PREMIO IMP Primer Lugar. Por destacada participación que ha contribuido a
incrementar el patrimonio tecnológico del IMP.

1990 a 1996 Representante de México en el Comité Directivo de la Asociación
Latinoamericana de Geoquímica Orgánica (ALAGO).
RECONOCIMIENTO IMP. Por excelente labor a favor del desarrollo cientifico y
tecnológico nacional. Instituto Mexicano del Petróleo.
2001 Nombramiento Candidato Investigador Nacional (SNI).
2000 Editor Invitado: Número Especial del Boletín de la AMGP: Los Subsistemas
Generadores de México. Vol. 49.
2001 Presidente de la Delegación México de la Asociación Mexicana de Geólogos
Petroleros.
2010 Editor Asociado del Boletín de la AAPG (2006-2007).

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