Geologia y Geoquimica de Hidrocarburos PDF

CONTENIDO

1. Introducción a la Geoquímica del Petróleo

2. Sistemas Petrolíferos. Definiciones básicas aplicaciones

3. Evaluación de rocas generadoras. Conceptos Básicos

4. Evaluación de la calidad, cantidad grado de madurez térmica de la materia orgánica.

5. Métodos de evaluación del potencial generador

6. Introducción al estudio de crudos

7. Clasificación del Petróleo. Parámetros geoquímicos empleados

8. Métodos de Caracterización de crudos

9. Aplicaciones de la evaluación de crudos

10. Alteraciones del petróleo . Procesos de biodegradación y predicción de la calidad de los crudos

11. Introducción al estudio de biomarcadores

12. Correlaciones crudo-crudo y crudo-roca

13. Familias de crudo. Evaluación y aplicaciones

SISTEMA PETROLÍFERO

Sistema Natural que abarca una zona de roca

fuente y todos los hidrocarburos (petróleo y gas)

generados por ella.

Magoon & Dow (1994)

LA EXISTENCIA DE UN SISTEMA PETROLÍFERO REQUIERE:

ELEMENTOS

Roca Madre Reservorio Roca Sello Trampa

PROCESOS

Generación Migración Formación de

Trampa Preservación

Sincronismo+

Balance de Masas Positivo

Sincronismo+

Balance de Masas Positivo

Además…

SISTEMA PETROLÍFERO

Es un método de ordenamiento, integración e

interpretación de la información geoquímica y

geológica con el propósito de entender la forma de

ocurrencia y distribución de las ocurrencias de petróleo

en un área o cuenca.

DENOMINACION DE LOS SISTEMAS PETROLIFEROS

El nombre de un sistema petrolífero incluye el nombre de la roca

fuente, seguida por el nombre del almacenador principal y el

símbolo que expresa el nivel de certidumbre:

Solo existen evidencias geológicas o geofísicas de la fuente( ? )Especulativo

No hay correlaciones, pero la evidencia geológica-geoquímica indica la fuente( . )Hipotético

Se han realizado correlaciones positivas crudo-roca( ! )Conocido

CRITERIOSIMBOLONIVEL DE CERTIDUMBRE

ETAPAS DE LA CARACTERIZACIÓN

DE UNSISTEMA PETROLÍFERO

! Registro y mapeo de todas las manifestaciones de petróleo y gas (campos,

manifestaciones no comerciales en pozos y superficie).

! Caracterización geoquímica del petróleo y correlación con la roca madre.

! Evaluación geoquímica y mapeo de la roca madre.

! Caracterización y mapeo de los otros elementos (reservorio, sello y trampa).

! Modelamiento de los procesos de generación y migración de petróleo.

! Mapeo de la zona de generación y realización de secciones entre esta y las

acumulaciones.

! Evaluación del sincronismo y del balance de masas.

! Denominación del Sistema Petrolífero, definición de su grado de certidumbre y

mapeo de su extensión geográfica.

está consituido por rocas generadoras y almacenadoras del Terciario

SP con 2000 MBPE (OIP) asociado, es muy importante en el sector de piedemonte yHernández et al 1997Carbonera-Mirador (.)

tituido por rocas generadoras del Santoniano y almacenadores del Eoceno

SP con 8100 MBPE (OIP) asociado, es el más importante en la cuenca y esta cons-Hernández et al 1997Gacheta-Mirador (.)

LLAO

constituido por rocas generadoras del Santoniano y almacenadores del Paleoceno

SP con 1400 MBPE (OIP) , es el mas importante en la cuenca y estáYurewicz 1998La Luna-Barco (!)

Esta consituido por intervalos generadores y almacenadores del Albiano.

SP con pocas reservas asociadas. Constituye una frontera exploratoria en la cuencaYurewicz1998Uribante (?)

CAT

Terciario, es el más importante de la cuenca y del país con 8400 MBPE de OIP

SP con rocas generadoras del Cenomaniano-Santoniano y almacenadores en elMora et al, 1997La Luna-Mugrosa (.)

de la cuenca. Se constituye en una importante frontera exploratoria en la cuenca.

SP con muy pocas reservas asociadas, sin embargo, ha sido probado a todo lo largo Mora et al 1996Grupo Calcáreo Basal (.)

VMM

trichtiano y el Terciario, es el más importante de la cuenca con 1200 MBPE de aceite-

SP con rocas generadoras del Cenamiano-Turoniano y almacenadores en el Maes-Córdoba 1999

La Luna-Monserrate (!)

y con 950 MBPE de aceite original in situ.

SP con rocas generadoras y almacenadoras en intervalos estratigráficos del AlbianoCórdoba 1998Tetúan-Caballos (!)

VSM

eoceno. El volumen de aceite original in situ es de aproximadamaente 220 MBPE

ca N del Maestrichtiano y en las formaciones Rumiyaco y Pepino del paleoceno y

SP con rocas generadoras en la Formación Villeta inferior y almacenadores en la Arenis-Cordoba et al 1997

Villeta (?)

original in situ

Es el SP más importante de la cuenca con aproximadamente 1271 MBPE de aceite

SP con rocas generadoras y almacenadoras en intervalos estratigráficos del AlbianoCórdoba et al 1997Villeta-Caballos (.)

PUT

CARACTERISTICAS GENERALESPROPUESTO PORSISTEMA PETROLIFEROCUENC

A

Ejemplos de SP propuestos en Colombia

CONTENIDO














Que Es Una Roca Generadora?

Cualquier roca queque tiene la capacidad de generar y expulsar

suficientes hidrocarburos para formar acumulaciones comerciales

de petróleo y/o gas (Hunt, 1996).

Rocas Generadoras /Definiciones Básicas

Que Es El Kerógeno?

Es la fracción remanente (insoluble) de la materia orgánica,

después que una muestra de roca pulverizada ha sido atacada

con solventes orgánicos (Peters y Cassa, 1994).

Que Es El Bitumen?

Es la fracción orgánica de un sedimento que es extraíble con

solventes orgánicos (Tissot y Welte, 1984).

Rocas Generadoras /Definiciones Básicas

Aromáticos

Saturados

Composición General De La MateriaOrgánica Diseminada En Una Roca Sedimentaria

RocaTotal

Materia Orgánica Total

Bitumen

Resinas yAsfáltenos

Moléculas pesadas que contienenH,C,O.N y S

Hidrocarburos que contienen solo H y C

Modificado de Tissot y Welte (1984)

Kerógeno(Insoluble)

Condiciones Ideales Para LaFormación De Rocas Generadoras Efectivas

• Alta Productividad Biológica dentro o hacia el sitio del depósito• Condiciones anóxicas en el ambiente de depósito• Tasas de sedimentación medias a bajas• Sedimentación preferencial de rocas de grano fino

De acuerdo con estas condiciones,

los ambientes mas favorables para la

presencia de rocas generadoras son:

LagosDeltas

Ambientes marinos de plataforma

Consideraciones Generales Sobre Las Rocas Generadoras

Una roca generadora esta definida como cualquier roca capaz de

generar y expulsar petróleo para formar acumulaciones de aceite y gas

(HUNT, 1996).

La capacidad general de una roca para generar petróleo o gas esta

controlada por tres factores principales; calidad, cantidad y grado de

evolución térmico de la materia orgánica (Tissot et al, 1984).

Los dos primeros factores a su vez están controlados por

características propias del ambiente de depósito como la

productividad biológica, el nivel de preservación, la tasa de

sedimentación de la materia orgánica y el tamaño de grano de los

sedimentos (Damaison et al, 1980).

A escala global en los ecosistemas marinos pueden identificarse

diferentes tendencias en la productividad biológica (Allen et al,

1990): la productividad primaria decrece desde la línea de costa

hacia las condiciones de mar abierto; latitudes medias y latitudes

ecuatoriales son mas productivas que latitudes tropicales y las

productividades mas bajas se presentan en las zonas polares y en

áreas tropicales áridas.

Por su parte en los ecosistemas continentales la productividad de las

plantas terrestres esta controlada básicamente por el clima. La

materia orgánica derivada de plantas esta constituida principalmente

por turba, la cual es incorporada a las corrientes de los ríos y

transportada hasta los lagos y las áreas marinas.



La productividad orgánica varía significativamente de ecosistemas continentales a marinos

Continentales

Plantas terrestres Algas

Marinos

Plantas terrestres y fitoplancton Fitoplancton

Deltáico Plataforma

Llanura Aluvial Lago


PRODUCCIÓN TOTAL

AMBIENTES

PRODUCTIVIDAD(ton / km2)

294 8332.500 7.927 6.429 20.000 2.798


Factores que controlan

la productividad:

! Temperatura

! Insolación

! Nutrientes

La preservación de la materia orgánica depositada en ecosistemas

continentales o marinos esta íntimamente ligada a las condiciones

de anoxía del ambiente. El término anóxico es frecuentemente

usado en el sentido de un ambiente “agotado en oxígeno” (Tissot

et al, 1984, Allen et al, 1990, Hunt, 1996,). En general los

condiciones anóxicas se desarrollan en aquellos ambientes donde

la demanda de oxígeno excede la oferta del mismo.


Ambientes Anóxicos Formadores de Rocas Madre

1. GRANDES LAGOS ANÓXICOSEjemplo: Lago Tanganika

Demaison & Moore (1980)

Lagos Profundos de clima húmedo y caliente.

Tanganika: profundidad máxima de ~1500m y

condiciones anóxicas desde los 50m de

profundidad.


2. CUENCAS MARINAS RESTRICTASEjemplo: Mar Negro

Presencia de barreras fisiográficas.

Balance hidrológico positivo (clima

húmedo).

Haloclina permanente (150-250m de

profundidad.





2. CUENCAS MARINAS RESTRINGIDASEjemplo: Mar Negro

Mayores concentraciones de materia orgánica coinciden con áreas anóxicas y no con áreas de alta bioproductividad.




3. Zonas de “Upwelling”Ejemplo: Margen W de Suramérica (Peru)

Alta productividad primaria

Demanda vs. suministro de oxígeno





4. DEPRESIONES RESTRINGIDAS EN MAR ABIERTOEjemplo: Cuenca de Orca (GOM)

Depresión de 400km2 y 2400m de profundidad formada por halocinesis.

Haloclina permanente y fondo anóxico.

5. OCEANOS ABIERTOS ANÓXICOSEjemplos: Mar de Oman, Áreas del Índico

Áreas ricas en nutrientes y/o con deficiencia de oxígeno controladas con condiciones particulares de corrientes oceánicas o climáticas.

Eventos Anóxicos Globales

OCEANIC ANOXIC EVENT (OAE)

Fases de deposición generalizada en diferentes partes del mundo

de shales negros ricos en materia orgánica.

Principales eventos: OAE 1a (Aptiano Temprano), OAE 1b (Albiano

Temprano), OAE 2 (Cenomaniano Tardío/Turoniano Temprano), OAE

3 (edad Coniaciano/Santoniano).

Periodos de intenso sea-floor spreading y vulcanismo, clima

caliente y homogéneo (mares ~10-15°C> hoy) y nivel de mar alto,

favoreciendo la implantación de condiciones anóxicas estables.

Productividad alta??



OAE 2 - Cenomaniano Tardío/Turoniano Temprano

La tasa de sedimentación puede influenciar la presencia de rocasgeneradoras de formas opuestas


Bajo condiciones óxicas, una alta tasa de sedimentación favorece la preservación de la materia orgánica, al reducir el tiempo durante el cual la materia orgánica esta expuesta a la degradación

1

Cuando estas tasas son muy elevadas, la materia orgánica empieza a ser

diluida en la gran cantidad de materia mineral y el resultado es una roca

de muy baja concentración de materia orgánica (Damaison et al, 1980).

12

2

Edad de las Rocas Madres vs. Reservas Mundiales de HC


0.2

1.0

9.0

0.3

8.0

0.4

8.0

1.2

25.0

2.6

29.0

2.8

12.5

0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0 30.0

Proterozoic

Cambrian-Ordovician

Silurian

Lower/Middle Devonian

Upper Devonian-Tournaisian

Viscan-Serpukhovian

Pennsylvanian-Lower Permian

Upper Permian-Middle Jurassic

Upper Jurassic

Neocomian

Aptian-Turonian

Coniacian-Eocene

Oligocene-Miocene

% Reservas por Edad de la Roca Madre

Diagénesis, CatagénesisY Metagénesis De La Materia Orgánica

DIAGÉNESIS: Proceso que ocurre en condiciones de poco enterramiento

(algunos cientos de metros) y bajas temperaturas (<50ºC). Durante este

proceso los sedimentos que originalmente tenían grandes cantidades de agua

tienden a alcanzar condiciones de equilibrio (Hunt, 1996).

Se destacan los siguientes procesos:

• Organismos aeróbicos consumen el oxígeno libre

• Organismos anaeróbicos reducen sulfatos para obtener el oxígeno que

requieren

• Se forman carbones bituminosos (si hay materia orgánica terrestre).

• Se genera metano como el hidrocarburo mas importante.

• En la fase tardía la materia orgánica produce CO2 y H2O

El final de esta fase corresponde a un %Ro aproximado de 0.5

CATAGÉNESIS: Proceso de alteración termal de la materia orgánica por enterramiento y calentamiento en el rango de 50 a 150 ºC y tomando varios millones de años (Tissot y Welte, 1984 Hunt, 1996 ) . Durante este tiempo la degradación termal del kerógeno genera hidrocarburos de acuerdo con la siguiente ecuación general:

Kerógeno -------> Bitumen -------> petróleo + gas + residuo

Esta fase varia entre valores de 0.5 y 2.0 %Ro

METAGÉNESIS: Es el ultimo estado de alteración térmica significativa de la

materia orgánica. Durante esta etapa la Generación de metano disminuye y

comienzan a formarse estructuras de grafito. La metagénesis ocurre en el

rango de temperatura de 200-250 ºC.



Tomado de HUNT (1996)

VIDA

Actividad bacterial y reacciones químicas a baja

temperatura

METAGENESIS

DIAGENESIS

50 °C

200 °C

250 °C

Kerógeno

BITUMEN

PETROLEO

GRAFITOMETANO

CATAGENESIS

Diagénesis,CatagénesisY MetagénesisDe La Materia Orgánica

DIA

GÉ

NE

SIS

CA

TE

GÉ

NE

SIS

ME

TA

GÉ

NE

SIS

LIGNINA-CARBOHIDRATOS-PROTEINAS-LIPIDOS

PolomerizaciónCondenzación

AcidosFúlvicos y Húmicos

KERÓGENO

CRAQUEO

ACEITE Y GAS

CARBONORESIDUAL

GAS HUMEDOACEITE LIVIANO

DEGRADACIÓNTÉRMICA

BIOMARCADORES

PEQUEÑOSCAMBIOS

CRAQUEO

Tissot & Welte, 1984

50º C

200º C

Tipos de Kerógeno

El Kerógeno Tipo I se refiere a aquel con un alto contenido inicial de hidrógeno. Este tipo de kerógeno tiene un predominio de lípidos debido principalmente a la acumulación selectiva de material algal. Es relativamente raro y es especialmente común en ambientes lacustres de agua dulce (estratificados) o hipersalinos.

Materia orgánica amorfa con colonias de Botryococcus (ambiente lacustrino) en muestras de la Formación Carbonera (Piedemonte LLAO) (Tomado de Giraldo, 2002)

Lagos

Tipos de Kerógeno

El Kerógeno Tipo II es el mas frecuente en muchas rocas generadoras del mundo. En general posee altos contenidos de hidrógenos y bajos contenidos de oxígeno. Este tipo de Kerógeno normalmente se relaciona con sedimentos marinos donde ocurre la mezcla de materia orgánica derivada de fitoplancton, zooplancton y bacterias.

Materia orgánica amorfa en muestras del Grupo Villeta, Quebrada Calambé-VSM.(Tomado de Giraldo, 2002)

Plataforma marina

Materia orgánica leñosa y amorfa en la muestras de la Formación Carbonera (sector de Tauramena) (Tomado de Giraldo,2002)

El Kerógeno Tipo III se refiere a aquel que posee un bajo contenido inicial de hidrógeno y alto contenido de oxígeno. Este tipo de Kerógeno normalmente se asocia a materia orgánica derivada de platas continentales (superiores) y es comparativamente el menos favorable para la Generación de depetróleo.

Tipos de Kerógeno

Marino Deltáico

Tipos de Kerógeno

Cambios Composicionales de la Diagénesis a la Metagénesis

Perdida Promedia de COT: TIPO I = 79%; TIPO II = 62%; TIPO III = 34%

Tipos de Kerógeno

Productos Generados

Tipos de Kerógeno

Además de los tres tipos "clásicos" de kerógeno,

otros han sido propuestos

• Tipo IV: es un kerógeno que presenta contenidos muy bajos de hidrógeno,

siendo compuesto predominantemente por inertinita con poco a ningún potencial

generador. Este tipo de kerógeno es resultado de la oxidación/retrabajamento de

otros kerógenos.

• Tipo II-S: se relaciona con sedimentos marinos carbonáticos donde la

ocurrencia de sulfato-reducción asociada a la deficiencia de hierro resulta en un

exceso de S que acaba incorporándose al kerógeno (relación S/C>0,04).

• Tipo I-S: esta relacionado a depósitos lacustre hipersalinos donde la

asociación de intensa sulfato-reducción con una deficiencia de hierro resulta en

un exceso de S que también acaba incorporándose al kerógeno.

Evaluación De Rocas Generadoras

DETERMINACIÓN E INTERPRETACIÓN DEL CARBONO ORGANICO TOTAL: El

carbono orgánico total describe la cantidad de carbono orgánico en una muestra

de roca e incluye tanto el Kerógeno como el bitumen.

Roca Total

Materia Orgánica Total

Kerógeno(Insoluble)

Bitúmen

El porcentaje de carbono orgánico total no es por si solo un indicador del potencial

de una roca ya que es frecuente encontrar en algunas secuencias deltaicas del

Terciarias, valores de % COT superiores al 5% con muy poca capacidad de

generación de hidrocarburos debido a que la materia orgánica es predominante

Tipo III.

Una vez obtenidos los datos de % COT, normalmente se utilizan para construir con

ellos perfiles geoquímicos y mapas de distribución de riqueza orgánica.

Rocas generadoras con valores de % COT menores de 2.0 % se consideran rocas

con bajo potencial generador (Lewan, 1996), mientras que rocas con valores

superiores a 2% se consideran rocas con bueno a excelente potencial

generador.


PIROLISIS ROCK EVAL: Procedimiento analítico que permite

rápidamente y a partir de una pequeña cantidad de muestra de roca

evaluar, diferentes tipos de materia orgánica, grado de evolución

térmico y potencial generador de petróleo. Una descripción detallada

del procedimiento analítico esta en Tissot (1978).

De forma simplificada puede describirse el método de la siguiente

forma: una muestra de roca es calentada en un horno en atmósfera

inerte, a una rata aproximada de 25ºC/min hasta alcanzar 550 ºC.

Paralelamente, los productos que se obtienen durante el proceso van

siendo medidos.



PICO S1: Corresponde a la

medida de los hidrocarburos

libres que pueden ser

volatilizados fuera de la roca

a temperaturas menores de

200 ºC , sin craquear el

Kerógeno (mg HC/g roca). S1

se incrementa con madurez

térmica a expensas de S2.


PICO S2: Corresponde a los

hidrocarburos producidos

durante el calentamiento por

craqueo del Kerógeno (mg

HC/g roca) y representa el

potencial actual de una roca

para generar petróleo. Esta es

una medida mas realista del

potencial generador de una

roca que el % COT, ya que el

primero incluye carbón que

puede no tener potencial

generador.


PICO S3: Corresponde a una

medida del CO2 producido

durante la pirólisis (mg CO2/g

roca).

POTENCIAL GENETICO

(S1+S2): Es una medida del

potencial genético o de la

cantidad total de

hidrocarburos que pueden ser

generados por una roca.

INDICE DE PRODUCCION (IP=S1/S1+S2 ): Es una medida del avance de la generación en una roca generadora. Para rocas de grano fino, normalmente aumenta con la profundidad en la medida en que los compuestos del Kerógeno (S2) son convertidos en HC libres (S1).

En rocas saturadas de hidrocarburos (almacenadores) se observan valores de PI anómalamente altas respecto de las rocas de grano fino adyacentes. Para valores de Tmax < 445 ºC y Tmax en el rango de 435 º-445 ºC , valores de IP mayores de 0.2 y 0.3 respectivamente son anómalos.


TEMPERATURA MÁXIMA (Tmax):Corresponde a la temperatura del horno (ºC) en el momento de la generación máxima durante el análisis (S2). Se considera una medida de la madurez térmica del Kerógeno y normalmente esta controlada por el tipo de materia orgánica. En general rocas generadoras inmaduras presentan valores de Tmax < 435 º C, rocas en estado de madurez temprano valores entre 435 º- 445 ºC, rocas en pico de Generación entre 445 º- 450 ºC, rocas en el final de la ventana de aceite 450 º- 470 ºC y rocas sobremaduras > 470 ºC.


INDICE DE HIDRÓGENO[IH =(S2/COT)x100, mgHC/gCOT].Es un indicador de la cantidad de hidrógeno disponible en el Kerógeno. Altos valores del IH indican alto potencial generador para hidrocarburos líquidos.

INDICE DE OXÍGENO[IO =(S3/COT)x100, mg CO2/gCOT].Es un indicador de la cantidad de oxígeno presente en el Kerógeno. En general rocas con altos valores de IO y bajos de IH tienen poco potencial de hidrocarburos líquidos.


ÍNDICE DE POTENCIAL GENERADOR

(Source Potential Index, SPI)


No. PROF. TOC Tmax S1 S2 S1+S2 S3 OI HI TPI

217 3885 0.87218 3870 0.74219 3840 1.16 429 0.4 3.49 3.89 0.35 30 301 0.1220 3810 1.42 432 0.68 5.38 6.06 0.36 25 379 0.11221 3780 0.80222 3750 0.76233 3420 1.48234 3390 1.84 427 0.64 8.94 9.58 0.47 26 489 0.07235 3360 2.11 427 0.83 11.62 12.45 0.46 22 551 0.07236 3330 1.87 428 0.64 9.79 10.43 0.45 24 524 0.06237 3300 2.29 427 0.85 13.44 14.29 0.42 18 587 0.06238 3270 1.77 426 0.99 9.58 10.57 0.42 24 541 0.09239 3240 1.44 428 0.57 7.04 7.61 0.34 24 489 0.07240 3210 1.09 428 0.4 4.34 4.74 0.32 30 402 0.08241 3180 1.11253 2820 0.74254 2040 1.86 427 1.32 10.01 11.33 0.5 27 538 0.12256 1980 1.17 422 1.65 5.22 6.87 0.5 43 446 0.24258 1920 2.46 422 0.87 13.13 14 0.69 28 536 0.06259 1890 2.24 424 0.72 11.64 12.36 0.58 26 520 0.06290 360 0.68291 330 0.93

Evaluación De Rocas GeneradorasDatos Basicos Obtenidos De La Pirólisis Rock-eval

POTENCIAL COT S1 S2DE PETROLEO % peso mgHC/g roca mgHC/g roca

Pobre 0-0.5 0.05 0-2.5Favorable 0.5-1 0.5-1 2.5-5Bueno 1.0 - 2.0 1.0 - 2.1 5.0 - 10Muy Bueno 2.0 - 4.0 2.0 - 4.0 10.0- 20.0Excelente > 4 >4 > 20

Evaluación De Rocas GeneradorasParámetros De Evaluación De Datos De Pirólisis

Durante la última mitad de los 90’s, diferentes investigadores (Lewan, 1996) han propuesto que el límite necesario para tener rocas generadoras efectivas es mucho mayor al propuesto hasta ahora. De acuerdo con estos autores, rocas sedimentarias con COT< 2 %, no logran alcanzar niveles de expulsión significativos, razón por la cual no son realmente rocas generadoras.

Evaluación De Rocas GeneradorasPerfil Geoquìmico

STA

GE TOC

% weig ht

TO TA LOR G A N ICCA RBO N

0 5

PO ORFA IRGO O D

< 0.5:

> 2

TmaxºC

PY R O LY S ISTE M PE RA TU RE

600350

S1

G A S + O IL

50

INM A TUR EO ILGAS

< 435:

> 470

S2m g HC /g rock

R E S IDUA L SO URC EPO TE NTIA L

100

HIm g HC /

STA

GE TOC

% weig ht

TO TA LOR G A N ICCA RBO N

0 5

PO ORFA IRGO O D

< 0.5:

> 2

TmaxºC

PY R O LY S ISTE M PE RA TU RE

600350

S1

G A S + O IL

50

INM A TUR EO ILGAS

< 435:

> 470

S2m g HC /g rock

R E S IDUA L SO URC EPO TE NTIA L

100

HIm g HC /g TO C

HY D R OG E NIN DE X

10000

PO ORFA IRG OOD

< 2:

> 5

TY P E I IITY P E IITY P E I

< 300:

> 700

g TO C

HY D R OG E NIN DE X

10000

PO ORFA IRG OOD

< 2:

> 5

TY P E I IITY P E IITY P E I

< 300:

> 700

m g HC /g rockm g HC /g rock

Figura. Perfil Geoquímico. Pozo Infantas - 1613. Provincia Valle Medio del Magdalena.Figura. Perfil Geoquímico. Pozo Infantas - 1613. Provincia Valle Medio del Magdalena.

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

13000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

13000

LaLuna

Simití

GCB

Mioceno Medio

Eoceno MedioMioceno Medio

Formación Honda


Evaluación De Rocas GeneradorasDiagrama De Van Krevelen

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

0 30 60 90 120 150

Indice de Oxigeno (mg CO2/g COT)

Ind

ice

de

Hid

róg

en

o (

mg

HC

/gC

OT

)LaLuna

Bambuca

Tetuan

Caballos

I

II

III

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

400 410 420 430 440 450 460 470

T max (C)

Ind

ice

de

Hid

róg

en

o (

mg

HC

/gC

OT

)LaLuna

Bambuca

Tetuan

Caballos

Inmaduro Ventana de Aceite

Evaluación De Rocas GeneradorasMadurez Térmica

Cretáceo Valle Superior del Magdalena

0

10

20

30

40

50

60

0 2 4 6 8 10

%COT

S2

(m

g/g

)LaLuna

Bambuca

Tetuan

Caballos

ExcelenteBueno

Evaluación De Rocas GeneradorasPotencial Generador

Cretáceo Valle Superior del Magdalena

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

0 100 200 300 400

INDICE DE OXIGENO (mg CO2 / g TOC)

IND

ICE

DE

HID

RO

GE

NO

(m

g H

C /

g T

O

UPPERIRO

MIDDLEIRO

LOWERIRO

I

II

III 0,00

30,00

60,00

90,00

120,00

150,00

0 5 10 15 20 25

% COT

S1

+ S

2

UPPERIRO

MIDDLEIRO

LOWERIRO


Eoceno /Subcuenca del Atrato-Formación Iro

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

0 100 200 300 400

INDICE DE OXIGENO (mg CO2 / g TOC)

IND

ICE

DE

HID

RO

GE

NO

(m

g H

C /

g T

O

UPPERIRO

MIDDLEIRO

LOWERIRO

I

II

III

0

4

8

12

16

20

0 1 2 3 4 5

% COT

S2

UPPERIRO

MIDDLEIRO

LOWERIRO

Kerógeno II

Kerógeno III



240

420

75 60 45100

0

50

100150

200250

300350

400

450

ES

PE

SO

R (

pie

s)

VSM

TETUAN

VMM LA

LUNA

UPPER IRO 1UPPER IRO 2 MIDDLE IRO LOWER IRO

ESPESOR NETO

2,5

3,9

13,1413,9

3,85,8

0

2

4

6

8

10

12

14

% C

OT

VSM TETUAN VMM LA

LUNA


% COT

10,512,6

6561,3

19,228,4

0

10

20

30

40

50

60

70

VSM TETUAN VMM LA

LUNA


S1+S2

556

443

560 598

439423

0

100

200

300

400

500

600

700

VSM

TETUAN

VMM LA

LUNA


IH



0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

0 50 100 150

IN D IC E D E OX IGEN O ( mg C O2 / g TOC )

La Luna (Q.B)

Bambuca (Q.B)

Tetuan (Q.B)

Caballos (Q.B)

La Luna (B.A)

Bambuca (B.A)

Tetuan (B.A)

El Ocal

II

III

I

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0 3 6 9 12 15

% TOC

S1+S

2

La Luna (Q.B)

Bambuca (Q.B)

Tetuan (Q.B)

Caballos (Q.B)

La Luna (B.A)

Bambuca (B.A)

Tetuan (B.A)

El Ocal (B.A)

Excelente

Bueno

Pobre

Evaluación De Rocas GeneradorasMadurez Térmica Vs. Potencial Generador

Variación en el contenido de materia orgánica, el contenido de hidrógeno y el potencial petrolero total en una misma sección cronoestratigráfica ubicada en dos posiciones diferentes en la cuenca VSM y con niveles de madurez térmica diferentes. Mientras las muestras de la localidad QB, están inmaduras y reflejan el potencial original de las rocas, las muestras de la localidad BA, tienen una madurez mayor (entre inicio de la zona de expulsión y el pico de expulsión) y sus características originales están disminuidas por el proceso de transformación de la materia orgánica en hidrocarburos.


0

5

10

15

20

25

30

0 2 4 6 8 10 12 14

% TOCS

1+

S2

Olini

La Luna

Bambuca

Tetuan

Caballos

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0 20 40 60 80 100 120 140

IO (mg CO2 / g TOC)

IH (

mg

HC

/ g

TO

C)

Olini

La Luna

Bambuca

Tetuan

Caballos

I

II

III

Rocas Generadoras Agotadas

(Tmax promedio > 450 C)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0 20 40 60 80 100 120 140

IO (mg CO2 / g TOC)

IH (

mg

HC

/ g

TO

C)

LaLuna

Bambuca

Tetuan

Caballos

I

II

III

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

400 430 460 490 520 550 580

Tmax (C)

IH (

mg

HC

/ g

TO

C)

LaLuna

Bambuca

Tetuan

Caballos

Inmaduro

Sobremaduro

Ventanade

Aceite

Caracterización geoquímica de una sección estratigráfica con rocas generadoras agotadas


Evaluación De Rocas GeneradorasCinética de la Transformación del Kerógeno en Petróleo

El tipo de Kerógeno puede ser definido usando por métodos de microscopia óptica. Estos métodos ayudan a la identificación de los diferentes tipos de Kerógeno y de posibles mezclas de diferentes fuentes orgánicas. Diferentes métodos existen para realizar la identificación , sin embargo el mas utilizado es el estudio bajo luz reflejada de secciones delgadas de muestras de roca total.

En general se reconocen por lo menos tres tipos de macérales principales: liptinita, vitrinita e inertinita. La liptinita puede ser algal (Kerógeno Tipo I) o amorfa (Kerógeno Tipo II), mientras la vitrinita (kerógeno Tipo III), puede tener estructura de plantas o incluso de fragmentos de carbón.

Evaluación De Rocas GeneradorasAnálisis Visual Del Kerógeno


Observación al microscopio bajo luz transmitida y

fluorescencia de secciones delgadas con concentrados de

kerógeno aislado de la matriz mineral por acidificación.

Con este tipo de análisis se puede caracterizar:

• el tipo y origen de la materia orgánica

• el grado de madurez por medio de la fluorescencia,

el Índice de Coloración de Esporas (ICE) o el Índice de

Alteración térmica (IAT).


Tipos de Materia Orgánica identificados:

SIN ESTRUCTURA

• Materia Orgánica Amorfa

CON ESTRUCTURA

• Palinomorfos: Esporomorfos (polen, esporas); Fitoplancton (Acritarcos, Dinoflagelados, Tasmanaceas, Botriococos) y Zoomorfos (Escolecodontes, Foraminíferos, Quitinozoarios)

• Fitoclastos: Hongos y Macrofitas (Cutículas, Tejidos de corteza, Madera, Madera oxidada)

• Zooclastos: Fragmentos de Graptolites y Artropodos y Frag. de Bivalvos y Ostracodos

MATERIA ORGÁNICA AMORFA (MOA)


ESPOROMORFOS

Esporas

Polen


FITOPLANCTON

Tasmanaceas

AcritarcosDinoflagelados

Botriococos


ESPOROMORFOS

Esporas

Polen


ZOOMORFOS

Escolecodontes

Quitinozoarios

Foraminíferos


HONGOS


FRAGMENTOS DE MACROFITAS

Oxidados

Tejidos decorteza

Cutículas


MADERA – FRAGMENTOS LEÑOSOS


I C E

Índice De

Coloración De

Esporas


La reflectancia de la vitrinita (maceral) es una técnica, derivada de los estudios del carbón, para evaluar el grado de evolución térmico de una roca . Hasta ahora este es el método mas ampliamente usado para estudiar la madurez térmica de las rocas. La vitrinita en general va cambiando su reflectividad en la medida que aumenta la madurez.

En general para kerógenos de Tipo II se reconoce que rocas inmaduras poseen valores de Ro entre 0.2-0.6, rocas en la parte temprana de la ventana de aceite entre 0.6-0.65, rocas en pico de Generación entre 0.65-0.9, rocas en la parte final dela ventana de aceite entre 0.9-1.35 y rocas sobremaduras > 1.35 .

Evaluación De Rocas GeneradorasReflectancia De La Vitrinita

En la petrografía orgánica plugs de carbones o rocas madre

(roca total o concentrados de kerógeno) son analizados bajo

luz reflectada y fluorescencia.

Con esta técnica también es posible caracterizar los

diferentes tipos de materia orgánica y reconocer los

diferentes macerales (componentes orgánicos de los

carbones o kerógenos; equivalente a los minerales en la

petrografía convencional).

Evaluación De Rocas GeneradorasPetrografía Orgánica

MACERALES IDENTIFICADOS EN LA PETROGRAFÍA ORGÁNICA


La petrografía orgánica también es usada para la determinación de

la reflectancia de la vitrinita (%Ro), uno de los parámetros más

usados en la definición del grado de madurez de la materia

orgánica de las rocas madres.

En kerógenos de Tipo II :

• entre 0.20 y 0.60%Ro = zona inmadura

• entre 0.60 y 1.00%Ro = zona madura (ventana de aceite)

• entre 1.00 y 1.35%Ro = zona madura (ventana regresiva de aceite)

• entre 1.35 y 2.00%Ro = zona sobremadura (ventana de gas húmedo)

• > 2.00%Ro = zona sobremadura (ventana de gas seco)


REFLECTANCIA DE LA VITRINITA (%Ro)


Evaluación De Rocas GeneradorasAnálisis Visual Del Kerógeno y Petrografía Orgánica

N/A = No aplicable.ND = No determinada.

* = Insuficientes lecturas para una determinacion de la reflectanciaconfiable.T = Trazas

Inertinita: Materia orgánica altamente oxidada y/o retrabajada.

AM:Materia orgánica amorfa - FL: Con flourescencia y NFL: Sin Flouerescencia; Liptinita: Incluye cutículas, polen, esporas, resinas etc; Vitrinita: Materia orgánica leñosa.

F. Simiti.Bitumen. Las esporas estan muy oscuras indicando madurez alta y/o oxidación.

T5T957740-70

F. Simiti. Bitumen. Las esporas estan muy oscuras indicando madurez alta y/o oxidación.

T5T957500-530

F. Simiti. % de bitumen alto. Lasespopras se encuentran muyoscuras indicando madurez y/ooxidación. El aporte terrestre es unpoco alto.

0,06200,99

2T40T607320-350

F. Simiti. Poco bitumen. Se observan trazas de esporas muyoscuras, indicando madurez y/ooxidación?

T5T957140-170

F. Simiti. Trazas de esporas.T5T956960-90

F. Simiti. Poco bitumen.T5T956780-810

F. La Luna. Poco bitumen.0,052*0,93

4TTT1006540-570

F. La Luna.Poco Bitumen.0,0385*1TTT1006180-210

F. La Luna.Muy poco bitumen.TTT1005940-70

F. La Luna. No se observa alto % de bitumen.

TTT1005760-90

Inertinita

Vitrinita

Liptinita

AM.NFL

AM.FL

ConsideracionesRecupera

cionVitrinita

Desviacion

Estandar

#LecturaRo

Ro%

Recuperación

materiaorgánica

Composición del kerogenoTipo Muestra

Profundidad

N/A = No aplicable.ND = No determinada.

* = Insuficientes lecturas para una determinacion de la reflectanciaconfiable.T = Trazas

Inertinita: Materia orgánica altamente oxidada y/o retrabajada.

AM:Materia orgánica amorfa - FL: Con flourescencia y NFL: Sin Flouerescencia; Liptinita: Incluye cutículas, polen, esporas, resinas etc; Vitrinita: Materia orgánica leñosa.

F. Simiti.Bitumen. Las esporas estan muy oscuras indicando madurez alta y/o oxidación.

T5T957740-70

F. Simiti. Bitumen. Las esporas estan muy oscuras indicando madurez alta y/o oxidación.

T5T957500-530

F. Simiti. % de bitumen alto. Lasespopras se encuentran muyoscuras indicando madurez y/ooxidación. El aporte terrestre es unpoco alto.

0,06200,99

2T40T607320-350

F. Simiti. Poco bitumen. Se observan trazas de esporas muyoscuras, indicando madurez y/ooxidación?

T5T957140-170

F. Simiti. Trazas de esporas.T5T956960-90

F. Simiti. Poco bitumen.T5T956780-810

F. La Luna. Poco bitumen.0,052*0,93

4TTT1006540-570

F. La Luna.Poco Bitumen.0,0385*1TTT1006180-210

F. La Luna.Muy poco bitumen.TTT1005940-70

F. La Luna. No se observa alto % de bitumen.

TTT1005760-90

Inertinita

Vitrinita

Liptinita

AM.NFL

AM.FL

ConsideracionesRecupera

cionVitrinita

Desviacion

Estandar

#LecturaRo

Ro%

Recuperación

materiaorgánica

Composición del kerogenoTipo Muestra

Profundidad

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

120000.10 1.00 10.00

% R o

Ro

Perfil de Ro vs. Profundidad para el

pozo X-1.

Aunque solo se tienen valores de %

Ro para los primeros 4000’ ,

asumiendo una historia térmica

simple, es posible proyectar el perfil

e identificar la profundidad a la cual

se ubicarían en el área el inicio de la

ventana de aceite (% Ro = 0.7) y

de la ventana de gas (% Ro = 1.2).


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

130000.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2

% R o

TERCIARIO

SIMITI

TABLAZO

ROSABLANCA

Perfil de Ro vs. Profundidad del pozo Bosques-2 (VMM).

Se observan dos gradientes térmicos diferentes, uno para el Terciario y otro para el Cretáceo.La diferencia tan marcada en los dos gradientes es consecuencia de la erosión del Eoceno medio, la cual eliminó buena parte del Cretáceo Superior y del Terciario Inferior (Cenomaniano al Paleoceno).


4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

110000.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2

% R o

LA LUNA

SIM ITI

PAJA

ROSABLANCA

Perfil de Ro vs. Profundidad del pozoInfantas -1613 (VMM).

Se observan dos gradientes térmicos diferentes, uno para el intervalo Barremiano-Cenomaniano Tardío y otro para el Turoniano Temprano-Santoniano.

La diferencia de gradientes puede estar asociada con la historia de flujo de calor desde el basamento durante el final de la fase rift en el Neocomiano Tardío. Este flujo de calor fue muy importante para las rocas depositadas durante los 50 m.a.siguientes al pico de calor (tiempo teórico de disipación de un 70% del calor inicial).


VSM / PUT / LLAO

VMM / CO

1.00 10.00

log % Ro

0

2000

6000

10000

14000

180000.10

Dept

h( ft)

1.00 10.00

log % Ro

1.00 10.00

log % Ro

0

2000

6000

10000

14000

180000.10

Dept

h( ft)

0

2000

6000

10000

14000

180000.10

Dept

h( ft)


Perfiles de % Ro vs. Profundidad con datos de diferentes cuencas colombianas

Valores altos a profundidades muy bajas

Valores bajos a profundidades muy altas

El apilamiento tectónico ha sido propuesto por diversos autores

como sobrecarga importante para aumentar los procesos de

madurez térmica (George et al, 1997), sinembargo en el

piedemonte del PUT (Pozo X-1) y de los LLAO (Pozo X-2) existen

varios ejemplos que demuestran que la sobrecarga asociada a

fallas de cabalgamiento no ha aumentado el nivel de madurez

térmica de las rocas ubicadas en el bloque hundido.

Evaluación De Rocas GeneradorasReflectancia De La Vitrinita/Apilamiento Tectónico

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

0.1 1 10

Log % Ro

Pro

fun

did

ad

(p

ies

) CREBLOLEVANTADO

TERBLOHUNDIDO

Falla de Guaicaramo

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

0.1 1 10

Log % Ro

Pro

fun

did

ad

(p

ies

)

CREBLOLEVANTADO

CREBLOHUNDIDO

Pozo X-1 Pozo X-2

Evaluación De Rocas GeneradorasReflectancia De La Vitrinita/Apilamiento Tectónico

Pozo Piedemonte Andino, Caracterización Geoquímica

GuaicaramoFault

Chipaque

Une

Fomeque

Barco

Cuervos

Carbonera

Falla de Guaicaramo

Pozo Piedemonte Andino, Caracterización Geoquímica

Distribución Geográfica Y Predicción De Rocas Generadoras En Suramerica

Aptian-Albian (about 105 Ma) paleogeographic map.

Distribución Geográfica Y Predicción De Rocas Generadoras En Suramerica

Cenomanian-Santonian (about 90 Ma) paleogeographic map.

Corrrelación geoquímica del cretáceo en las cuencas VSM y VMM

500 Km

NILO- INFANTAS-

LA LUNA LA LUNA

CALIZA DETETUAN TABLAZO

BAM

BUCA

SIM

ITÍ

4.5% 20

5.5% 17

500 Km

% TOC

NILO-1 (UMV) INFANTAS-1613 (MMV)

LA LUNA LA LUNA

TETUAN TABLAZO

BAM

BUCA

SIM

ITÍ

4.5% 20

5.5% 17

%Ro=0.3 % Ro=0.53

% Ro=0.47 % Ro=1.0Albian

Turonian

K

S1+S2

Distribución Geográfica Y Estratigráfica De Las Rocas Generadoras En Colombia

Distribución Geográfica Y Estratigráfica De Las Rocas Generadoras En Colombia

VMM CO LLAO

Esquema estratigráfico simplificado, en una sección NW-SE, mostrando la asociación entre intervalos

generadores y diferentes tipos de facies. (Esquema cronoestratigráfico basado en Rubio, 1997

y esquema estructural tomado de Linares (1999).

Turoniano

Tablazo Tibasosa Fomeque

La LunaChuruvita

Chipaque

Gacheta

Une

DuraLa Luna

Umir

Lisama GuaduasBarco

Cuervos

MiradorLa Paz

CarboneraMugrosa

Eoceno medio

Aptiano

Maastrichtiano

Plataforma marina

Marino deltáico

TiernaLabor

Facies arenosas

Facies calcáreas

Facies arcillosas

Discordancia

Intervalos generadores

Asociación intervalos generadores y tipos de facies

CONTENIDO














PETRÓLEO

Mezcla de compuestos orgánicos, constituidos

principalmente por hidrógeno y carbón y encontrado en

la naturaleza en estado líquido, gaseoso o sólido;

incluye gases, bitúmen, crudo migrado y pirobitumen

(no incluye el kerógeno).

Peters & Moldowan (1996)

Introducción al estudio de crudos

El estudio de crudos en una provincia geológica permite obtener

información sobre los siguientes puntos:

• Evaluación de la calidad de los crudos (Gravedad API, % Saturados,

%S y minerales pesados)

• Estudio del ambiente de depósito de las rocas generadoras

• Grado de evolución térmica de las rocas generadoras

• Procesos de biodegradación en la cuenca

• Estudio de mezclas de hidrocarburos.

• Historia de llenado de las trampas.

• Correlaciones crudo-crudo para establecer familias

• Correlaciones crudo-roca para definir los Sistemas Petrolíferos

• Estudio de vías y dirección de migración

Introducción al estudio de crudos

CONDENSADOS GASESLÍQUIDOS

HIDROCARBUROS NO HIDROCARBUROS

AROMÁTICOS SATURADOS RESINAS Y ASFÁLTENOS

n-PARAFINAS ISOPARAFINAS CICLOPARAFINAS

COMPONENTES DEL PETRÓLEO

C4C5C6C7C8C9

C10

C1C2C3C4C5

(Supernaw, 1979)

Clasificación De Hidrocarburos


14.711.8H

5.50.1S

87.182.2C

0.1-otros

1.50.1N

4.50.1O

Máximo (%)Mínimo (%)Elemento

Composición Elementar del Petróleo

Clasificación De Los Hidrocarburos De Acuerdo Con El Tamaño Molecular


(Hunt, 1996)

C5 - C7

C7 - C10

C11 - C13

C14 - C18

C20 - C50

Gasolina liviana120 ºC

Gasolina pesada190 ºC

Kerosén250 ºC

Diesel360 ºC

Lubricantes530 ºC

Residuo

Separación del petróleo de acuerdo con el tamaño de las moléculas por destilación. Las moléculas mas grandes van quedando en las cámaras inferiores y solo las mas pequeñas van subiendo. Solo la gasolina liviana es capaz de llegar hasta el tope.


Tissot & Welte (1984)

Parafínico-Nafténico

Parafinas < 40% Naftenos < 40%

NafténicoNaftenos > Parafinas Naftenos > 40%

< 1%

ParafínicoParafinas > NaftenosParafinas > 40%

Saturates > 50%

<1%Aromático-Nafténico

Parafinas < 10% Naftenos > 25%

Aromático-Asfáltico

Parafinas < 10% Naftenos < 25%

> 1%

Aromático-Intermedio

Parafinas > 10%

Saturates < 50%

% STIPO DE CRUDO

COMPOSICIÓN

Caracterización Y Evaluación De Crudos

MUESTRA DE CRUDO

°API CROMATOGRAFIADE GASES (GC)

% SNi / V

CROMATOGRAFIALIQUIDA

ISOTOPOS DE C

SAT ARO NSO

ISOTOPOS DE C

CROMATOGRAFIA DEGASES/ESPECTROMETRIA

DE MASAS (GCMS, GCMSMS)

ISOTOPOS DE C

CROMATOGRAFIA DEGASES/ESPECTROMETRIA

DE MASAS (GCMS, GCMSMS)

FLUJOGRAMA ANALÍTICO TÍPICO

Gravedad API (°API)

Medida de la densidad de crudos definida por el

Instituto Americano del Petróleo (API).

°API = (141.5 / @16°C) - 131.5

Gravedad API del agua dulce = 10°API

> 45Condensado

< 25Crudo Pesado

25 -35Crudo Mediano

35 - 45Crudo Liviano

°APITIPO DE CRUDO


La gravedad API de los crudos refleja su composición y

es afectada por los siguientes factores:

1. Tipo de kerógeno de la roca madre.

Rocas marinas carbonáticas generan crudos con < API

2. Grado de evolución térmica de la roca madre o del reservorio.

La madurez de la roca madre incrementa el °API

Craqueo secundario lleva a aumento del °API

3. Procesos de alteración pos-expulsión

Biodegradación disminuye el API

Lavado por agua disminuye el API


Porcentaje de Azufre (%S)

Refleja la proporción de compuestos sulfurados en compuestos de

bajo, mediano y principalmente alto peso molecular. El porcentaje

de del azufre en los aceites es controlada por varios factores:

1. Tipo de kerógeno de la roca madre.

Rocas marinas carbonáticas generan crudos ricos en S

2. Grado de evolución térmica de la roca madre o del reservorio.

La madurez de la roca madre/crudo disminuye el %S

3. Procesos de alteración pos-expulsión

Biodegradación y lavado por agua incrementa el %S


Relación Ni/V

Refleja la proporción entre estos elementos en la roca

madre, la cual a su vez depende de las condiciones de Eh y

pH durante la deposición de la materia orgánica:

1. Ambientes marinos carbonáticos anóxicos

Bajos valores de Ni/V (en general <1)

2. Ambientes lacustre de agua dulce/salobra

Altos valores de Ni/V (en general >>1)


ANALISIS GLOBALES

Integración °API - %S - Ni/V


CRAQUEOMADUREZ

BIODEGRADACIONLAVADO

BIODEGRADACIÓNRM MAR. CARB.

BIODEGRADACIÓNRM MAR. CARB.

RM LACUSTREMAR. PROX.

* RM= Roca Madre

RM MARINAANOXICA

Cromatografía Líquida

Método de análisis que permite separar crudos y bitumenes en compuestos del tipo saturados, aromáticos y resinas+asfáltenos:

% Saturados: Fracción de hidrocarburos saturados separados durante la cromatografía líquida.

% Aromáticos: Fracción de hidrocarburos aromáticos separados durante la cromatografía líquida.

% Resinas+Asfáltenos (NSO): Fracción de hidrocarburos pesados separados durante la cromatografía líquida.



Los contenidos de saturados, aromáticos y compuestos NSO

refleja en parte la naturaleza de la materia orgánica de la roca

madre, pero principalmente el grado de madurez de crudo y la

intensidad de procesos de alteración pos-expulsión.

CROMATOGRAFIA LIQUIDA


Técnica analítica diseñada para separar compuestos de una muestra de

hidrocarburos. Una fase móvil (gas inerte) pasa a través de una columna

capilar (<1mm) que contiene una fase estacionaria (líquido de alto peso

molecular). La muestra de crudo en solución es inyectada y vaporizada

antes de pasar por la columna. Fluyendo junto con la fase móvil dentro de

la columna, los componentes individuales de la muestra se mueven a

través de la columna a diferentes velocidades dependiendo de su peso y

estructura molecular. Los diversos compuestos salen de la columna a

diferentes tiempos en función de su mayor o menor retención en la fase

estacionaria, y son medidos por un detector (FID o TCD). La respuesta del

detector es representada en una gráfica llamada cromatograma, donde

cada compuesto corresponde a un pico cuya área es proporcional a su

concentración en la muestra.

CROMATOGRAFIA DE GASES (GC)

Cromatograma (Cromatografía de gases)

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