••MateriaMateria orgorgáánicanica: : formaciformacióónn y y preservacipreservacióónn••GeneraciGeneracióónn de de PetrPetróóleoleo••EvaluaciEvaluacióónn de la de la RocaRoca GeneradoraGeneradora••ModeloModelo de de MaduraciMaduracióónn termaltermal

OrigenOrigen y y MaduraciMaduracióónn de la de la MateriaMateriaOrgOrgáánicanica en en laslas CuencasCuencas PetrolPetrolííferasferas

Lic. Néstor HirtzCát. de Geol. de Yacimientos Combustibles

Fac. de Ciencias NaturalesUniversidad Nac. de la Patagonia, S. J. Bosco

GeneraciGeneracióónn del del PetrPetróóleoleo

En la memoria de José y Ana Fuchs honramos a los esforzados

petroleros que afloraron el hidrocarburo en el Pozo Nº 2

Pozo Nº 2

Definición de Sistemas Petroleros

••Es un sistema Es un sistema fisicofisico--ququíímico mico dindináámico de generacimico de generacióón y n y

concentraciconcentracióón de petrn de petróóleo que leo que funciona en una escala de tiempo y funciona en una escala de tiempo y

espacio geolespacio geolóógico.gico.

••(G. (G. DemaisonDemaison))

EL SISTEMA PETROLERO

La Tierra es un gran Laboratorio natural

donde se desarrolla la vida y la materia

orgánica y el terreno que la contiene

evolucionan por la energía del sol y la energía interna del

planeta

Migración

Maduración

Generación

Reservorio

Sello

Trampa

Definición de Sistemas PetrolerosEs un sistema natural que Es un sistema natural que

engloba un volumen de engloba un volumen de roca generadora activa y roca generadora activa y todos los hidrocarburos todos los hidrocarburos

relacionados y que incluye relacionados y que incluye todos los elementos todos los elementos

geolgeolóógicos y procesos que gicos y procesos que son esenciales para que la son esenciales para que la

acumulaciacumulacióón del n del hidrocarburo exista.hidrocarburo exista.

((MagoonMagoon y y DowDow)

Leslie B. Magoon

)

La GENERACION Y ACUMULACION de HC en forma técnica y económicamente

explotable depende del funcionamiento apropiado y concatenado de seis

componentes del sistema:

Migración

Maduración

Trampa

Generación

Flujo térmico- Tiempo

Primaria

Secundaria

Reservorio

Sello

ESTRUCTURACION DEL SISTEMA PETROLERO

Geología -Geofísica-Geoquímica - Bioestratigrafía

TerminaciónIngeniería de reservorios

Producción

Geología de reservorios

SISTEMA PETROLERO

PROSPECCIÓN

DESARROLLO DEL RESERVORIO

SistemaSistema PetroleroPetrolero o (Petroleum System) o (Petroleum System)

HipHipóótesistesis de de trabajotrabajo sobresobre::

I. I. GeneraciGeneracióónn de de PetrPetróóleoleo..

II.II. MigraciMigracióónn..

III.III. EntrampamientoEntrampamiento..

IV.IV. AcumulaciAcumulacióónn en en ReservorioReservorio

BasadoBasado en en estudiosestudios geolgeolóógicosgicos –– geofgeofíísicossicos -- geoqugeoquíímicosmicos

Los Los ElementosElementos EscencialesEscenciales parapara tenertener unauna acumulaciacumulacióónn son:son:RocasRocas: : GeneradoraGeneradora, , SelloSello, , ReservorioReservorio y de y de CoberturaCobertura

Los Procesos para que la acumulaciLos Procesos para que la acumulacióón se cree y perdure:n se cree y perdure:

GeneraciGeneracióón, Migracin, Migracióón, Entrampamiento y Acumulacin, Entrampamiento y Acumulacióónn

Por tratarse de un Por tratarse de un SistemaSistema estos procesos deben actuar en estos procesos deben actuar en forma forma concatenada e interdependienteconcatenada e interdependiente en tiempo y espacio en tiempo y espacio para llegar desde la materia orgpara llegar desde la materia orgáánica hasta el reservorio.nica hasta el reservorio.

SistemaSistema PetroleroPetrolero: : ElementosElementos y y ProcesosProcesos

GenGenééticamenteticamente el el SistemaSistema PetroleroPetrolero comprendecomprende 3 3 factoresfactores::

•• CargaCarga: : SupercargadoSupercargado -- NormalmenteNormalmente CargadoCargado –– SubcargadoSubcargado•• SentidoSentido de de MigraciMigracióónn: Vertical : Vertical –– LateralLateral•• EstiloEstilo de de EntrampamientoEntrampamiento: Alta : Alta ImpedanciaImpedancia --Baja Baja ImpedanciaImpedancia

Petroleum System o Petroleum System o SistemaSistema PetroleroPetrolero::GuGuííaa de de elementoselementos queque lo lo componencomponen

1. 1. MapaMapa del del SistemaSistema PetroleroPetrolero2.2. Corte del Corte del SistemaSistema PetroleroPetrolero3.3. TablaTabla de de yacimientosyacimientos vinculadosvinculados gengenééticamenteticamente4.4. NombreNombre del del SistemaSistema PetroleroPetrolero..5.5. GrGrááficofico de de soterramientosoterramiento de la de la rocaroca madremadre6.6. CartaCarta resumenresumen de de eventoseventos7.7. TextoTexto resumenresumen

UbicaciUbicacióónn geogrgeográáficafica, , estructuraestructura, , estratigrafestratigrafííaa, , geoqugeoquíímicamicaEvoluciEvolucióónn tectosedimentariatectosedimentariaVolumenVolumen de de rocaroca activaactiva: : TipoTipo y y volvolúúmenmen de HC de HC expelidoexpelidoCaracterCaracteríísticassticas de MC, de MC, migracimigracióónn, , trampastrampas y y reservoriosreservorios

1. 1. MapaMapa

2. Corte2. Corte

SecciSeccióónn estratigrestratigrááficafica y y estructuralestructural ((edadedad, , evolevol.) en el CM..) en el CM.RocaRoca Madre, Madre, sellosello, , reservorioreservorio y y cubiertacubierta sedimentariasedimentaria..1.1.EspesorEspesor de de soterramientosoterramiento y y variacionesvariaciones porpor erosierosióónn, ,

subsidenciasubsidencia, etc. , etc. queque incideninciden en la en la maduracimaduracióónn ttéérmicarmica..2.2.VVííasas ((estratosestratos, , fallasfallas) de ) de ascensoascenso en la en la migracimigracióónn..3.3.LitologLitologííaa y y estructuraestructura parapara entrampamientoentrampamiento..4.4.CaracterCaracteríísticassticas y y ubicaciubicacióónn de de loslos reservoriosreservorios..

3. 3. TablaTabla de de yacimientosyacimientos vinculadosvinculados gengenééticamenteticamente

1. 1. ModeloModelo de de yacimientosyacimientos, , tamatamaññoo y y distribucidistribucióónn..2.2. ComplejidadComplejidad del del sistemasistema de de extracciextraccióónn porpor la la

cantidadcantidad y y caractercaracteríísticassticas de de loslos reservoriosreservorios3.3. PetrPetróóleoleo y gas y gas recuperadorecuperado en en todostodos loslos yacimyacim. .

= = eficienciaeficiencia de de generaccigeneraccióónn y y expulsiexpulsióónn..4. 4. RocaRoca reservorioreservorio queque dada el el nombrenombre al al SistemaSistema

PetrolPetrolííferofero (Petroleum System).(Petroleum System).4.4. NombreNombre del del SistemaSistema PetroleroPetrolero..

NombreNombre geolgeolóógicogico de la RM de la RM seguidoseguido del del nombrenombre de de la principal la principal rocaroca reservorioreservorio + + CertidumbreCertidumbre::ConocidoConocido (!) (!) HipotHipotééticotico (.) (.) EspeculativoEspeculativo: ( ): ( )

5.5. GrGrááficofico de de soterramientosoterramiento de la de la rocaroca madremadre

EspesorEspesor de de soterramientosoterramiento de la de la RocaRoca Madre y Madre y variacionesvariaciones porporerosierosióónn, , subsidenciasubsidencia, etc. a , etc. a travtravééss del del tiempotiempo, , queque incideninciden en en

forma forma acumulativaacumulativa en la en la maduracimaduracióónn ttéérmicarmica

MADURACION: tiempo y temperatura de cocción

Subsidencia tectónica

Erosión

Pozo

Hiatus

EjemploEjemplo de de EspesorEspesor de de soterramientosoterramiento de la de la RocaRoca Madre:Madre:VariacionesVariaciones de de tasatasa de de depositacidepositacióónn, , erosierosióónn y y subsidenciasubsidencia

Roca generadora

Roca reservorio

Roca sello

Roca de cobertura

Trampas

Gen.-Migrac-Acum.

Preservación

Duración

Momento crítico

Mesozoico Cenozoico

Jurásico Cretácico Terciario

Tardío Temprano Tardío PaLeo

Eoce-no

Oligo-ceno

Mio-ceno

P

150 100 50 0

Sistema Petrolífero: D-129 – Bajo Barreal (!)

Elementos y procesos

Tiempo

6. 6. CartaCarta resumenresumen de la de la CuencaCuenca del del GolfoGolfo S. JorgeS. JorgeEventosEventos principalesprincipales de de ElementosElementos y y ProcesosProcesos del del SistemaSistema PetroleroPetrolero ordenadosordenados en el en el tiempotiempo

A: Curva acumulativa de generación y expulsión

de HC en el tiempo.

B: Curva de expulsión de gas y petróleo que abarca inicio (O), pico

(P) y depleción (S) de la RM. El momento crítico,

CM, es seleccionado entre P y S

MOMENTO CRITICO

C M

CoberturaSelloReservorio

RM

MOMENTOS CRITICOS: PUEDEN EXISTIR VARIOS PULSOS DE EXPULSION

I. I. FormaciFormacióónn y y preservacipreservacióónn de la de la MateriaMateria OrgOrgáánicanica en la en la CuencaCuenca

..

II.II. GeneraciGeneracióónn de de PetrPetróóleoleo..

III.III. EvaluaciEvaluacióónn de la de la RocaRoca GeneradoraGeneradora..

IV.IV. ModeloModelo de de MaduraciMaduracióónn termaltermal..

V.V. MigraciMigracióónn primariaprimaria..

VI.VI. MigraciMigracióónn secundariasecundaria..

VII.VII. TrampasTrampas y y SellosSellos..

VIII.VIII. RocaRoca ReservorioReservorioEvo

luci

Evo

luci

óó n T

ect

n T

ect óó

nica

ni

ca -- E

stra

tigr

Est

ratig

r ááfic

afic

ade

la C

uenc

a Se

dim

enta

ria

de la

Cue

nca

Sedi

men

tari

a

DESARROLLO DEL SISTEMA PETROLERO

Anóxico

52

2

3

< 0.5

ALTO POTENCIAL DE PRESERVACIÓN:

Cuerpos de agua estratificados con fondos anóxicos (ambiente reductor), impidiendo la mezcla

de aguas y la renovación del contenido en oxígeno.

plancton sedimentación

mlO

/ l H

2O

ALTA PRODUCTIVIDAD ORGANICA: fitoplancton algal en mares y lagosSe produce en áreas con profundidades menores de 100 m. y aguas claras con

abundancia de nutrientes (fosfatos, nitratos)

ALTO POTENCIAL DE GENERACION Y PRESERVACION DE LA MATERIA ORGANICA EN LAGOS Y MARES

Solo una molécula de Carbono de cada millón se convierte en HC económicamente explotable. Solo se extrae un % de ello.

•Materia Orgánica con alto Potencial Generador de HC•Condiciones de sedimentación adecuadas:

•Sedimentos finos: lutitas y pelitas negras•Tasa de sedimentación y subsidencia adecuadas.•Tasa adecuada de Aporte de MO a los sedimentos. •Medio estable de baja energía para sedimentar

Potencial Oleogenético y Condiciones de Soterramiento

CARBONO ORGANICO TOTAL

GENERACION: POTENCIAL OLEOGENETICO:Cantidad y Calidad de la Materia Orgánica

El mayor potencial generador lo poseen las lutitas negras ricas en carbono orgánico total, TOC, que representa el 1

al 5% del sedimento.Se compone de:

EOM: Materia Orgánica Extraíble o Bitumen (<1% TOC)CC: Carbono Convertible del kerógenoCR: Carbono residual del kerógeno, estéril.

GAS/PETROLEO KEROGENO

EOM (MOS)CARBONO

CARBONOCONVERTIBLE

CARBONORESIDUAL

KEROGENO (CC)Es la fracción de MO insoluble en disolventes

orgánicos que queda tras la diagénesis.Se compone de fragmentos orgánicos diseminados, que se agrupan en unidades llamadas macerales: Vitrinita, Exinita,

Inertinita y Amorfinita (este último no es maceral “real”, sus componentes son amorfos. Son los más interesantes en la

formación de petróleo).

Según su origen y composición se puede dividir en cuatro tipos:•Tipo I - derivado de lípidos. •Tipo II - derivado mayormente de fuentes marinas•Tipo III - rico en vitrinita, y•Tipo IV - rico en inertinita; no produce HC.

BITUMEN (MOS)Fracción de MO soluble en disolventes orgánicos

Kerógeno Tipo IKerógeno de alta calidad, derivado del fitoplancton

lacustre. Se genera en lagos, albúsferas, estuarios: Cuenca del Golfo S. Jorge

Es excelente Roca Generadora, con muy alta relación H/C vs O/C. Mejor productor de petróleos ricos HC saturados.

Kerógeno Tipo II

Su origen es planctónico-marino, habitualmente acumulado en plataformas oceánicas (TST).Es mucho más frecuente

que el Tipo I.Presenta en general una buena calidad como Roca Madre o

Generadora. Alta relación H/C vs O/C.

Kerógeno Tipo IIIDeriva de vegetales superiores terrestres, habitualmente

acumulados en pantanos, deltas, valles de incisión y planicies costeras.El maceral más común es la VITRINITA.

M. O. leñosa: ( productora de gas).Baja relación H/C

Kerógeno Tipo IVEstá compuesto por restos de Materia Orgánica de

carácter residual, fuertemente oxidada. Muy baja relación H/C vs O/C. Es improductivo.

Diagrama de Van Krevelen: Vincula el tipo de Kerógeno (potencial de generación) con el Grado de Maduración termal (hidrocarburo

generado) en base a la relación Hidróg./ Carbono vs Oxíg./Carbono

O/C

H/CTipo I

Tipo II

Tipo III

Tipo IV

O/C

H/CTipo I

Tipo II

Tipo III

Tipo IV

Ro: 2,0

Ro: 1,2

Ro: 0,5

Peters, 1986

HI

OI

Otros autores: Tissot et al., 1974

Tipo I

Tipo IV

Tipo III

Tipo II Tipo II

Tipo I

Tipo III

H/C

O/C

OI y HI obtenidos de ensayos de

Pirólisis

Patrones Evolutivos del Kerógeno

*

* ***

+

+

++ •

•

• •

I: LagosAlbúsferasEstuarios

II: Marino (TST)

III: Canales abandonadosValles de insiciónPlanicies costeras

IV: M O detrítica, oxidadareciclada

•••••*

*****

H/C

O/C

Tissot et. al.

Cuenca Golfo S. Jorge (lacustre)Cuenca de París (L.Toarcian)Spitzbergen (Upper Paleoz.Trias)Sahara (Silurian)Cca. L. Mannville, Canadá

••••••

•

♦♦

♦

♦

♦

♦

0 10 20 30

1,50

1,00

0,50

0,25

EVOLUCION Y MADURACION DE LA MATERIA ORGANICA

la generación de HC depende de:

•tipo de Kerógeno•gradiente geotérmico local•historia de soterramiento (profundidad vstiempo)

El tiempo y la temperatura se complementan de modo que una cuenca joven y con alta temperatura y una antigua y con baja temperatura pueden generar

hidrocarburos, aunque la segunda habrá tardado mucho más tiempo que la primera.

ETAPAS DE MADURACION DE LA MATERIA ORGANICA

Al soterrarse, la materia orgánica incluida en las arcillas se transforma por varios procesos hasta

convertirse en Hidrocarburo.

Los procesos de maduración actúan en tres etapas progresivas:

•Diagénesis•Catagénesis•metagénesis

Modelo Cinético de Sweeney et al., 1987

Depósito Orgánico

CC: Kerógeno MOS: Bitumen

Petróleo Gas

Metano

Reservorio

Carbón

Sote

rram

ient

o y

C alent

amient

o pr

ogre

siv o

Diagénesis

Catagénesis

Metagénesis

Craqueo

Mig

raci

ón

Degradación Termal

Diagénesis (Etapa Inmadura)Alteración fisicoquímica y biológica de la Materia Orgánica desde la depositación del sedimento hasta alcanzar temperaturas entre 60°/80ºC y Ro< 0.6%: Descomposición de MO por acción de hongos y bacterias generando metano biogénico.El producto final es el Kerógeno.

Catagénesis (Etapa Madura)Grado de maduración mayor, con Crakeo del kerógeno a

temperaturas comprendidas 60º/80° a 150/200°.La Ventana de Generación de Petróleo va de 60º y Ro 0.6% comenzando con petróleos negros ricos en NSO, A los 100ºC se produce la máxima generación.y disminuyendo para finalizar con petróleos livianos y gas a los 150ºC y Ro1.35%.La Ventana de Gas Húmedo (metano etano propano) va desde los 150 a 200ºC y Ro 1.35 a 2

Petróleo pesado

Petróleo liviano

Metano Biogénico

Gas Húmedo

Gas Seco

Diagénesis

Catagénesis

Metagénesis

Tem

pera

tura

( C

)

60

100

150

200

315

Inm

adur

aZo

na d

e Pe

tróle

oG

asG

as se

co

Intensidad de Generación

Petróleo pesado

Petróleo liviano

Metano Biogénico

Gas Húmedo

Gas Seco

Diagénesis

Catagénesis

Metagénesis

Tem

pera

tura

( C

)

60

100

150

200

315

Inm

adur

aZo

na d

e Pe

tróle

oG

asG

as se

co

Intensidad de Generación

Metagénesis ( Etapa Senil)Cesa la generación de petróleo y gas húmedo y se pasa al Gas Seco de composición cada vez más simple por la progresiva alteración (crakeo térmico) del hidrocarburo generado previamente, hasta quedar Metano (> 98 %) y un residuo grafítico (a más de 200°) debido a la sobremaduración. Ro entre 2.0 y 4.0%.

Prof.

1000

3500

Evolución con la profundidad

Petróleos negros

Petróleos livianos

Petróleos pesadosy medianos

Carbon residual

Gas húmedo

Gas seco

La mayor parte del hidrocarburo se genera a expensas de la transformación del Kerógeno. Los tipos de kerógenos se definen en base a la relación entre el Indice Oxígeno (OI)

vs el Indice Hidrógeno (HI)= S2. 100/TOC.

Hidrocarburo Expelido

EOMCARBONO

CARBONOCONVERTIBLE

CARBONORESIDUAL

COT = Carbono Orgánico Total

EOMCARBO

NO

CARBONOCONVERTIBLE

CARBONOCONVERTIBLE

CARBONORESIDUAL

CARBONORESIDUAL

EOMCARBO

NO

MAD

UR

ACIO

N T

ERM

AL BITUMEN KEROGENO

S1 S2 S3

IV.IV. ModeloModelo de de MaduraciMaduracióónn termaltermal

PotencialPotencial generadorgenerador de la de la MateriaMateria OrgOrgáánicanica:• Cantidad• Tipo o “calidad”

El TOC o COT: Carbono Orgánico Total representa entre el 1 al 5% del peso del sedimento.

Se determina por Pirólisis y se compone del:

• EOM: Materia Orgánica Extraíble (S1, bitumen)

• CC: Carbono Convertible del kerógeno (S2)

• CR: Carbono residual del kerógeno, estéril (S3)

1er trim.2do trim.3er trim.Sector 4

CarbonoResidual

EOM

1er trim.2do trim.3er trim.Sector 4

CarbonoConvertible

CarbonoResidual

CarbonoConvertible

EOM

1er trim.2do trim.3er trim.Sector 4

CarbonoResidual

CarbonoConvertible

EOM

TIPOS DE KEROGENOS

TIPO ITIPO II TIPO III

petróleopetróleo/gasgas

=

El Tipo I tiene más de 70% de carbono convertibleEl Tipo II tiene entre 30 y 70% y El Tipo III menos del 30%

S1: Producido de HC de la MOS (soluble): BitumenS2:Derivado del Craking del Kerógeno: CCS3: CO2 liberado de los componentes del Kerógeno

Trampa de CO2

TDC

Pirolizador

Mezclador

S1 Tmax

Esquema General del Equipo de Pirólisis

He o N2

300° S2

F I D

S3

Destilación de Hidrocarburos con el Incremento de la Temperatura

Muestra Inmadura

Tmax

S1: indica los Hidrocarb.(bitumen)S2: indica el craking KerógenoS3: CO2, compon. del Kerógeno

IP= S1/(S1+S2)

HI= S2/TOC ≅ H/C (Van Kr.)

OI= S3/TOC ≅ O/C (Van Kr.)

Tmáx. ≅ fc (madurez y tipo MO)

S1

S2

Métodos de Estudio:c) Pirólisis

VENTANA DE HIDROCARBURO

IP ≅ 0,1 y Tmáx ≅ 435 a 445 ° C.IP ≅ 0,4 y Tmáx ≅ 470 ° C.

S1S2

0 200 400 600

Muestra Madura

PY= S1+S2 < 2 Pobre2 – 6 Reg. a Bueno> 6 Muy bueno

IP= S1/S1+S2

Tmax

Inmaduro

Final de zona degas seco

Zona dePetróleo

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5

0

1

2

3

0

1

2

3

1

23

45

Zona Inmadura

Temp: º C.

1

2

3

4

5Zona dePetróleo

1

23

45

440 450 460 470

Zona Inmadura

Zona Sobremadura

Zona Sobremadura

Zona dePetróleo

800 m.

1800 m.

2140 m.

2480 m.

2770 m.

Métodos de Estudio:Pirólisis

Cambios en S1 y S2 en la maduración y su incidencia en IP

y Tmax

Pico 1 con área S1 hasta 300 C:

• Bitumen

Pico 2 con área S2 relacionado con el

• Kerógeno

CARACTERIZACION DEL POTENCIAL OLEOGENETICO

OI HI TOC edad Potencial Ro/Tmax S1 y IP .

TOC= : > 2S1 : > 2S2 : > 10S2/S3 : > 5IP= S1/(S1+S2): 0.1 a 0.4HI=S2/TOC : > 300OI=S3/TOC : < 50Tmáx. :435 -470Ro : 0.6 a 1.4

Potencial de Generación

TOC(%)

S1 S2

Pobre 0.0 – 0.5 0.0 – 0.5 0.0 – 2.5

Medio 0.5 – 1.0 0.5 – 1.0 2.5 – 5.0

Bueno 1.0 – 2.0 1.0 – 2.0 5.0 – 10.0

Muy Bueno > 2.0 > 2.0 > 10.0

Tipo HI (mg HC/g Corg) S2/S3

Gas 0 – 150 0 – 3

Gas/Petr. 150 - 300 3 – 5

Petróleo > 300 > 5

INDICADORES DE POTENCIAL DE GENERACION

IP (S1/S1+S2) Tmáx. Ro

~ 0.1 ~ 430 - 440 ~ 0.6

~ 0.4 ~ 460 -470 ~ 1.4

Maduración

Tope Ventana Petróleo

Final de la V. de Petróleo

Peters, 1986

TOC/100(Wt%)

Densidad Fm(d, g/cm3)

Volumen de laUnidad (V, cm3)

Masa de TOC(M, g TOC)

x

HI previo a la generaciónHio, mg HC/g TOC

HI actualHia, mg HC/g TOC

HC generado por gramo de TOC(R, mg HC/g TOC)

Masa de TOC(M, g TOC)

10 -6 (kg/mg)

HC generado por gramo de TOC(R, mg HC/g TOC)

HC generado por Unidad(HCG, kg HC)

x =

- =

x x =

TR (Tasa de Transformación)Cantidad de HC generado por craqueo primario

Máxima cantidad que se puede generar=

EE (Eficiencia de expulsión)Cantidad de HC Expulsado

=Cantidad de HC generado

(Eficiencia de Generación) HGG:

GAE (Eficiencia de generación / acumulaciónHC Almacenado (in place, kg)

=HC generado (kg)

INDICADORES

> 10 Eficiente1-10 Moderado< 1 Ineficiente

RM conteniendo kerógeno Tipo I (Gen. oil) que ha madurado a través de la “ventana de oil” y “ventana de gas” hasta la sobremaduración.

Suponiendo que la trampa fuera capaz de almacenar el HC expelido en cada etapa la composición final esta determinada por la proporción de:

TrampaRM

a) Expulsión de petróleo eficiente b) Expulsión de petróleo ineficiente

Inmadura

Gen. PetróleoFinal de la

“Ventana de Petróleo”

Craqueo de oil_gas

Final de la“Ventana de Gas”

RM Trampa

RM RM

Petróleo (bajo GOR) expelido en la ventana de petróleo

Petróleo (alto GOR) expelido en la ventana de gas

Trampa TrampaSo

terr

amie

nto

y co

cina

mie

nto

Sobremaduración

Ejemplo de Generación y Migración: Cuenca de Amazonas

0246

Mapa de contorno estructural con borde

de basamento Precámbrico basado en sísmica y pozos

Corte AA´: rift asimétrico

VOLUMEN DE PETROLEO GENERADO Y EXPELIDO

Pozo BModelo de Generación y Migración: Cuenca de Amazonas

Modelo de Generación y Migración: Cuenca de Amazonas

RM: F. Barreirinha TOC: 5% S2:15 mg HC/g roca

HI: 300 mg HC/g TOC

Isopáquico de la F. Barreirinha: Gr en arcillas radioactivas

Pozo C

Pozo B

Pozo A

El Espesor y Volumen de la Roca Generadora

Qué obtengo?

No. Solo aquel que alcanzó la madurez termal adecuada

Todo el Volumen de RM generó HC?

PGI: Fracción de petróleo generado y PEE: Eficiencia de Expulsión

Pozo B Pozo CPozo A

Pozo B

Pozo APozo C

Marginal Eje de Cuenca Depocentro Cuenca

Tres eventos tecto-termales superpuestos

por subsidencia, dieron la Ea

HCG

HCG

HCG

EE

EE

Evolución de la Madurez Termal en el Tiempo

Corte AB

Los biomarcadores e indicadores geoquímicos dieron la relación de transformación a HC usada en el modelado

Modelo Cinético

Dirección de Migración

Zona de Falla

Modelo de Generación y Migración: Cuenca de Amazonas

Zona de Generación y Expulsión

Zona EstérilF. Barreirinha

Reconstrucción palinspática final Pérmico: Principal etapa de expulsión de petróleo: Relación RM activa y migración

Corte A - B

Area: 70.625 Km2

Espesor: 132 m.Densidad: 2.52 T/m3

S2o: 15 Kg HC/ Ton.Transf.:80 %Efic. Exp.EE:27%

A: 7.500 Km2

Espesor: 160 m.Dens: 2.52 T/m3

S2o: 15 Kg.Trans.: 95 %E Exp.EE:55%

HC Expelido:

1.13 x 1014 kg

1.88 x 1011 m3

+ =

CARACTERIZACION DE LAS ROCAS GENERADORAS Y RESERVORIOS- VINCULACIÓN ENTRE ELLAS

METODOS Y TÉCNICAS:• Pirólisis y cromatografía de gases (CG)

• Cromatografía de gases (CG) y Espectrometría de Masa (CG- MS).

• Biomarcadores

OBJETIVOS:

• Correlación petróleo – Roca Madre• Biodegradación y otros procesos (lixiviac. etc.)• Madurez térmica y potencial de generación

Correlaciones genéticas petróleo- petróleo y petróleo – roca generadora

Sistema Agrio - Troncoso

Sistema Agrio - Troncoso

Efecto de la Biodegradación en HC saturados

Fraccionamiento y alteración en la migración, carga y post- carga:• biodegradation• lavado por agua • adsorción sobre las superficies de minerales • precipitación de asfaltenos o ceras

Otros procesos:

No degradado Degradado

Identificacion de sp de palinomorfoscaracterísticos. Caracterización de la MO en:

inerte, generadora de gas o de petróleo, proporciones relativas y riqueza orgánica global

(simil a TOC). Su color, indica el grado de madurez mediante el Indice de Alteración Térmica.

Pronóstico de petróleo, MO amorfaPronóstico de gas (fitocástos)

Estudios palinológicos en laboratorio

Transición

Transición

Batten (1996): Color de las Esporas y Madurez Termal

1

2

3

4

5

6

7

• Subsistema de Generación• Subsistema de Migracíón• Subsistema de Trampa - Reservorio

DESARROLLO DEL SISTEMA PETROLERO

•Subsistema de Migracíón

•Subsistema de Generación

•Subsistema Trampa - Reservorio

Roca generadora

Expulsión arriba (Darcy)

Expulsión abajo (Darcy)

Carrier bed (Darcy)

• Migranción lenta e ineficiente (Darcy)

• Capa conductora eficiente (Flowpath)

• Falla, eficiente (Darcy o Flowpath)

• Filtración lenta e ineficiente (Darcy, Pc)

CAPCGP

Flowpath: FlotaciónDarcy: Conducción en medio poroso

MODELADO DEL SISTEMA PETROLEROSe aplican diferentes metodologías y estrategias en función de:

Objetivos, Tipo y complejidad de cuenca, disponibilidad de información, equipo, tecnología modelo (1,2,3D) de trabajo, tiempos…

Capas conductoras (Hidrodinámica areniscas)Sellos (mudstones y pelitas)Saturación de HC:Alta: Rojo – amartilloMedia – VerdeBaja - Azul

Migración vertical: Baja Migración lateral: AltaModelado Flowpath en capasModelado Darcy flow en escape y filtraciones

EvoluciEvolucióón Tectn Tectóónica nica ––EstratigrEstratigrááficafica de la Cuenca Sedimentariade la Cuenca Sedimentaria

Curva Tiempo soterramientoCurva Tiempo soterramiento

Prospección de la Cuenca: Modelo de Maduración

• Evolución Tectónica- Sedimentaria de la cuenca• Historia de Soterramiento- Acumulación sedimentos• Flujo de Calor durante la evolución de la cuenca:

• Condutividad Térmica de fluidos y rocas• Gradiente Térmico : fuentes y transporte

INTRACRATONICAANTEPAIS

MARGEN PASIVO

ANTEARCO

MARGEN TRANSCURRENTE

0 100 200 300

TasaTasa de de SubsidenciaSubsidencia segsegúúnn el el tipotipo de de CuencaCuencaMillones de Años

4

6

2

Mile

s de

Met

ros

Historia de Soterramiento- Acumulación sedimentos

Vías de migración y entrampamiento Yac. de Cca. Neuquina

∆ madurez = (∆ti)(2ri)

Barker, 1996

ModeloModelo fisicoqufisicoquíímicomico de de MaduraciMaduracióónn termaltermalMETODO DE LOPATIN: METODO DE LOPATIN: TTI : INDICE TIEMPO TEMPERATURA

Intervalo deTemperatura

Tiempo decocción interval

2 r Incrementoen TTI

TTIAcumulativo

100- 110 20 8 8.00 22.16

0

-700-900

-1100-1400

-1800

-2500-2800

-3200

-3600

0- 2 0 0

- 3 5 0

- 8 0 0 - 7 5 0 - 7 0 0

- 2 0 0 0

- 2 5 0 0

- 3 0 0 0

- 3 6 0 0

0

-850-1000

-1300

-1800

-3000-2800 -2800

-3600

-2000

-4000

-3500

-3000

-2500

-2000

-1500

-1000

-500

093 86 79 73 67 60 48 36 18 6

Curva de Soterramiento P1Curva de Soterramiento P2Curva de Soterramiento P3

Tiempo (mill. Años)

Prof

undi

dad

(m)

Formación D 129

Etapa TTI Ro IAT

Inicio de Generaciónde Petróleo 15 0.65 2.65Pico de Generación 75 1.00 2.90Final de la Generación 160 1.30 3.20

Reconstrucción del Modelo Tiempo - TemperaturaCuenca de Montana

Hagen and Surdam, 1984

Ventana de PetróleoTTI: 15 a 180

Submaduro

Sobremaduro

Tasa de Subsidencia + Energía Geotérmica

Modelado en Perfiles: 2-D

Transformación de MO en HC Volumen expelido

Generación de gas

Madurez tardía (p)

Madurez media (p)

Madurez temprana

Madurez térmica de la base de la Fm. P.D-129(-94 Ma). En el centro de Cca. Se generaba

gas antes de depositarse la Fm. Bajo Barreal

Distribución aproximada de los rangos de madurez establecidos por Ro:

1.31.0

0.7

Generación de gas

Madurez tardía (p)

Madurez media (p)

Madurez temprana

Madurez térmica del tope de la Fm. P.D-129(actual). El centro de Cca. se sobremaduró y las franjas de generación están en el borde.

Distribución aproximada de los rangos de madurez establecidos por Ro:

1.31.0

0.7