EVALUACIÓN DEL POTENCIAL PETROLERO DE UNA
CUENCA
Una
de las tareas más tempranas en la etapa de exploración, es identificar las
posibles unidades de roca madre y evaluar su potencial, presente y pasado para
generar hidrocarburos.
Esta
información complementa la que obtengamos del mapeo de superficie, acerca de la
posible presencia de un sistema petrolero.
La
evaluación de la roca generadora consiste en el análisis de la Materia Orgánica
presente en esa roca por los métodos visuales y geoquímicos.
En
su mayor parte, la materia orgánica en una roca sedimentaria consiste en
kerogeno, bitumen y bacterias anaeróbicas.
El
kerogeno engloba un conjunto de moléculas orgánicas de alto peso molecular y
largas cadenas denominadas polímeros, los cuales se caracterizan por ser
insolubles en solventes orgánicos. Asociado al kerogeno suele haber bitumen, el
cual si es soluble en solventes orgánicos
1) Se reconocen cuatro tipos de
kerogeno, en función del origen vegetal o animal de la materia orgánica que lo
compone y de su grado de oxidación subaérea. Estos tipos son:
a) ALGUINITA:
compuesto por material de origen algal y por bacterias
b) EXINITA: compuesto
por polen, esporas, cutículas de hojas
c) VITRINITA:
compuestos por fragmentos de tallos y troncos
d) INERTINITA: también
derivado de la lignina y la celulosa pero que fue muy oxidada antes de su
soterramiento
Esta
clasificación se basa principalmente en las características visuales de la
materia orgánica y da lugar a dos parámetros útiles para la evaluación del
potencial oleo genético de una roca.
Estos
parámetros son:
a) El índice de alteración térmica por
efecto del aumento del calor con el soterramiento, los granos de polen y
esporas gradualmente cambian de color, de amarrillentos a marrones y negro. El
IAT es una representación numérica de este cambio de color, con un rango que va
desde 2,0 a 4,0 en el intervalo de interés para la geología del Petróleo.
El
IAT mayor indica una mayor maduración
b) La reflectancia de vitrinita: Ro mide la
reflectancia de la luz incidente, en la superficie pulida de granos carbonosos.
El examen de los fragmentos del kerogeno bajo la luz reflejada permite definir
los tipos del mismo en orden creciente de su reflectancia. La reflectancia de
la vitrinita es el indicador de la madurez de la roca más ampliamente utilizado
c) Se mide de 50 a 100 gramos por corte y se
obtiene un Ro promedio. Para interés petrolero los valores típicos de Ro varían
entre 2,0 y 5,0
Un
Ro mayor indica una mayor maduración de la materia orgánica
2) Otro método de caracterizar el
kerogeno es por su composición química. En particular el contenido relativo de
carbono, oxigeno e hidrógeno ha resultado útil, como se puede apreciar en el
diagrama de van krevelen. Este diagrama muestra esquemáticamente las
trayectorias de maduración que siguen los distintos tipos de kerogeno. Nótese
que para un grado de maduración extrema, es decir muy altas temperaturas y
largos tiempos de exposición, como se da en un ambiente metamórfico, los cuatro
tipos de kerogeno confluyen en un material casi enteramente compuesto por carbono
(grafito).
El
valor del Carbono Orgánico Total (COT)
presente en el kerogeno y el bitumen de una muestra es un parámetro muy
importante para la evaluación.
Los
valores de COT en las rocas madres son en general muy bajos. Un contenido de
0,5 % de COT se acepta en general como contenido mínimo para una lutita,
estando el valor mínimo para los carbonatos por debajo de ese contenido.
Un instrumente comúnmente empleado en el análisis químico de la materia orgánica es el Pirolisis Rock Eval. El método se basa en detectar de modo selectivo los compuestos hidrogenados y oxigenados generados por pirolisis de una muestra, en una atmosfera inerte de helio.
La
muestra se trata inicialmente con ácido clorhídrico para eliminar el contenido
de carbonatos
La
pirolisis se realiza en un intervalo de temperaturas que evita la liberación de
compuestos oxigenados desde la materia mineral, especialmente la liberación de
del CO2 a partir de los carbonatos. Mediante este método se obtiene: tipo de
kerogeno, grado de maduración y potencial petrolífero
Unos
100 gramos de muestra molida (potencial roca madre) se colocan en un horno a
250°C de temperatura y atmósfera inerte (sin O). La temperatura se eleva a
550°C y se registra la evolución en la generación y la cantidad de productos de
hidrocarburos en función del tiempo mediante un detector de ionización de
llamas. Mediante este procedimiento se detectan tres picos conocidos como S1,
S2 y S3 que se expresan en miligramos por gramos de muestra original o
kilogramo por tonelada.
El
pico S1 representa los hidrocarburos generados a baja temperatura (por debajo
de 330°C ) y son los hidrocarburos libres o ya formados ( Bitumen )
hidrocarburos que realmente existían en la roca antes de la pirolisis
El
pico S2 se produce a altas temperaturas por descomposición térmica o pirolisis
del
Kerogeno,
indicando esta temperatura del pico S2 la madurez de la roca madre dando
bitumen nuevo denominado hidrocarburo residual potencial y representa la
capacidad generadora remanente de la roca.
El
pico S3 registra los compuestos oxigenados volátiles, estos se detectan en otro
detector diferente, de conductividad térmica, generando así el pico S3 producto
de la combustión a 1000°C.
