Síntesis: La geoquímica básica del petróleo para la evaluación de las rocas generadoras
Basado en: La geoquímica básica del petróleo para la evaluación de las rocas generadoras
De: McCarthy, K., Niemann, M., Palmowski, D., & Peters, K. (2011)
Todas las extensiones de petróleo o gas provienen de rocas generadoras, sin esta fuente todos los demás componentes y procesos necesarios para explotar una reserva productiva se vuelven irrelevantes; esta roca generadora puede definirse como cualquier roca de grano fino, rica en materia orgánica que puede generar petróleo dado una suficiente exposición al calor y a la presión, los cuales pueden ser caracterizados a partir de principios y técnicas geoquímicas.
Imagen 1. Sistema petrolífero convencional y no convencional (McCarthy, Niemann, Palmowski, & Peters, 2011).
En los sistemas petrolíferos convencionales [ver Imagen 1], la roca de carga sepulta a la roca generadora, hasta las profundidades en las que origina el petróleo. El petróleo generado térmicamente maduro es expulsado hacia una roca porosa y permeable, reservorio, migrando hasta un entrampado estructural o estratigráfico por debajo de un sello impermeable; sin embrago en sistemas no convencionales no se da la expulsión, migración y entrampamiento ya que la roca madre actúa también como reservorio y sello.
El proceso de generación empieza con la depositación de sedimentos ricos en contenido orgánico, estos sedimentos se cuecen lentamente a medida que aumenta la presión y temperatura en concordancia con la profundidad de sepultamiento, dadas las condiciones suficientes los sedimentos se litifican y la materia orgánica que contienen se convierte en kerógeno. El kerógeno puede clasificarse en cuatro tipos, basados en su procedencia y contenido de hidrógeno, carbono y oxígeno, cada uno posee una incidencia sobre el tipo de petróleo que se producirá [ver Imagen 2].
Imagen 2. Tipos de kerógeno (McCarthy et al., 2011).
El proceso de maduración puede dividirse en tres etapas [ver Imagen 3]. Inicialmente el sedimento es sometido a la etapa de diagénesis, que abarca todos los cambios naturales que tienen lugar desde el momento de depositación hasta justo antes del comienzo de alteraciones térmicas significativas; habitualmente a temperaturas inferiores de 50ºC, la materia orgánica se convierte gradualmente en kerógeno y en menores cantidades de bitúmen.
Imagen 3. Transformación térmica del kerógeno (McCarthy et al., 2011).
Con el incremento de la temperatura, la roca generadora madura y atraviesa la etapa de catagénesis, se genera el petróleo hasta alcanzar una temperatura entre 50ºC y 150ºC, lo que produce tanto aceite como gas; con un aumento adicional de temperatura la mayor parte del kerógeno se transforma en metano y residuo de carbono en la última etapa conocida como metagénesis.
Mediante el monitoreo de compuestos liberados durante un periodo de incremento constante de la temperatura, los geoquímicos pueden determinar la cantidad de petróleo generado respecto del potencial total de una roca, por otra parte, la temperatura correspondiente a la temperatura máxima de gas contribuye una indicación de la madurez de la roca generadora.
Los geocientíficos emplean múltiples técnicas para evaluar la capacidad de generación de hidrocarburos de las rocas generadoras, como las siguientes:
Dado que el potencial petrolífero o gasífero de una formación se relaciona con el contenido de carbono, esto hace que la medición del carbono orgánico total (TOC) sea una prioridad; los valores de TOC pueden obtenerse utilizando una técnica de combustión directa que requiere sólo 1g de muestra de roca, esta muestra es pulverizada y tratada para eliminar contaminantes, luego se combustiona a una temperatura de 1200ºC utilizando un horno de inducción de alta frecuencia, el carbono contenido se convierte de CO y CO2, las fracciones de carbono liberado se miden en un célula infrarroja, se convierte en TOC, y se registra como porcentaje en peso másico de la roca.
Esta prueba da una clasificación inicial para demostrar que existe suficiente contenido orgánico, sin embargo, la roca debe someterse a pruebas adicionales para establecer la calidad y madurez de la materia orgánica, la más común es la prueba de pirólisis, la reflectancia de la vitrinita y la cromatografía de gases.
La técnica de pirólisis programada consiste en someter 100mg de roca pulverizada a distintas temperaturas para registrar los hidrocarburos libres, generados y el CO2 del kerógeno para comprender la historia de la roca y el grado de madurez térmica que ya ha experimentado.
La reflectancia de la vitrinita (Ro) es una herramienta de diagnóstico clave, se mide mediante un microscopio provisto de una lente objetivo de inmersión en aceite y un fotómetro, las mediciones de la vitrinita se calibran en función de los estándares de reflectancia del vidrio o de los minerales, estas mediciones representan el porcentaje de luz reflejada en el aceite [ver Imagen 4].
Los valores de Ro deberían considerarse con otras mediciones para determinar con seguridad la madurez térmica, en algunos casos se comparan con el color de los pólenes antiguos y las esporas de las plantas, o con el color de unos dientes diminutos fosilizados, conocidos como conodontes.
Imagen 4. Vitrinita en carbón bituminoso (McCarthy et al., 2011).
Otro método de clasificación mide la composición y la concentración de los hidrocarburos livianos liberados de los recortes de perforación. Los recortes de formaciones finas, típicos de las rocas generadoras, pueden retener hidrocarburos incluso después de llegar a la superficie, lo que los convierte en muestras efectivas para la técnica de cromatografía en fase gaseosa, esta técnica evalúa el proceso de perforación y registra los picos individuales correspondientes al metano, etano, propano, isobutano y el butano normal.
