LA PROSPECCION GEOQUIMICA EN LA BUSQUEDA DE PETROLEO Y GAS

NATURAL

1. INTRODUCCIÓN

La presencia de un yacimiento en el interior de la corteza terrestre induce unas

discontinuidades en las propiedades medias de la zona, que pueden manifestarse

en las capas próximas al suelo a modo de "señales" de la existencia del

yacimiento que las provoca. Estas señales se deben a que los sistemas naturales

no se hayan en equilibrio termodinámico por tratarse de sistemas abiertos

sometidos a gradientes de presión y temperatura. Son precisamente estos

gradientes los causantes de las movilizaciones de elementos y compuestos que, al

alcanzar sedimentos superficiales, condicionan la aparición de discontinuidades

geoquímicas.

El objetivo de la prospección geoquímica en superficie de petróleo y gas natural es

detectar propiedades o concentraciones anómalas -"señales"- de diversas

sustancias que, dispersas en el subsuelo, pudieran estar relacionadas con la

migración de hidrocarburos desde un depósito profundo hasta la superficie.

Según señala Link "la mayoría de los yacimientos gigantes existentes en el mundo

han sido encontrados mediante la identificación directa de macroescapes de

hidrocarburos en superficie". En términos parecidos se manifestaron años después

Dickey y Hunt.

La Prospección Geoquímica Orgánica en Superficie posee, como cualquier otra

disciplina científica, una serie de condicionantes que influyen directamente sobre

la repetibilidad y exactitud de las conclusiones que pudieran obtenerse. A este

respecto, Lasenev afirmó: "En su forma presente, la prospección geoquímica en

superficie puede ser usada satisfactoriamente en geosinclinales y, sobre todo, en

regiones sometidas a intensas perturbaciones tectónicas. En otro tipo de áreas, es

menos segura su aplicación".

Además de las estructuras geológicas, cabe citar otros factores que es necesario

considerar con vistas a la correcta interpretación de los datos medidos:

variaciones climáticas, vegetación, mineralogía, etc. Todos estos parámetros

serán estudiados, valorando su importancia en función del método de prospección

utilizado.

Por eso mismo, los depósitos que quedan por descubrir muestran cada vez menos

señales evidentes de su existencia, exigiendo, como contrapartida, una

depuración y perfeccionamiento de las técnicas prospectivas a utilizar.

2. PETRÓLEO Y GAS NATURAL

2.1. PETRÓLEO

La palabra petróleo proviene del latín "petroleum", que significa "aceite de piedra".

Es una mezcla de hidrocarburos que se encuentran en fase sólida, líquida

y gaseosa, que reciben su nombre por estar constituidos principalmente por

átomos de carbón e hidrógeno, que también incluyen en algunas de sus moléculas

porciones pequeñas de otros elementos como el nitrógeno, azufre, oxígeno y

algunos metales. su color varía entre ámbar y negro.

La definición de hidrocarburo se relaciona con el carbono y el hidrógeno (elemento

descubierto por CAVENDISH en 1781), un cuerpo simple, un gas, que participa en

la composición del agua. es catorce veces más liviano que el aire, inflamable y

arde con una llama pálida.

El petróleo es una sustancia combustible, líquida a temperatura y presión

normales.

Al lado de los hidrocarburos se encuentran también en los petróleos diferentes

componentes oxigenados, entre ellos ácidos nafténicos, y otros ácidos orgánicos,

fenoles, aldehídos y substancias asfálticas; las combinaciones que contienen

azufre existen siempre en pequeña cantidad. todos los petróleos, además,

contienen nitrógeno, y los más ricos en este elemento, son los que proceden de

california, que llegan a contener un 2% ; la mayor parte de este nitrógeno se

encuentra en forma de bases orgánicas.

PROPIEDADES

Son líquidos insolubles en agua y de menor densidad que ella. dicha densidad

está comprendida entre 0.75 y 0.95 g/ml.

Sus colores varían del amarillo pardusco hasta el negro.

Algunas variedades son extremadamente viscosas mientras que otras son

bastante fluidas.

Es habitual clasificar a los petróleos dentro de tres grandes tipos considerando sus

atributos específicos y los subproductos que suministran:

PETRÓLEOS ASFÁLTICOS

PETRÓLEOS PARAFÍNICOS PETRÓLEOS MIXTOS

Negros, viscosos y de elevada densidad: 0.95 g/ml. en la destilación primaria producen poca nafta y abundante fuel oíl, quedando asfalto como residuo.

Petróleos asfálticos se extraen del flanco sur del golfo de san Jorge (chubut y santa cruz).

De color claro, fluidos y de baja densidad: 0.75-0.85 g/ml. rinden más nafta que los asfálticos. Cuando se refina sus aceites lubricantes se separa parafina.

Mendoza y salta poseen yacimientos de petróleos parafínicos.

Tienen características y rendimientos comprendidos entre las otras dos variedades principales.

Aunque sin ser iguales entre sí, petróleos de comodoro rivadavia (chubut) y plaza huincul (neuquén) son de base mixta.

2.2. GAS NATURAL

El gas natural es un combustible que se obtiene de rocas porosas del interior de la

corteza terrestre y se encuentra mezclado con el petróleo crudo cerca de los

yacimientos. Como se trata de un gas, puede encontrarse sólo en yacimientos

separados. La manera más común en que se encuentra este combustible es

atrapado entre el petróleo y una capa rocosa impermeable. En condiciones de alta

presión se mezcla o disuelve aceite crudo.

El gas natural arrastra desde los yacimientos componentes indeseables como son:

el ácido sulfhidrico (H2S), bióxido de carbono (CO2) y agua en fase gaseosa, por lo

que se dice que el gas que se recibe es un gas húmedo, amargo e hidratado;

amargo por los componentes ácidos que contiene, húmedo por la presencia de

hidrocarburos líquidos e hidratado por la presencia de agua que arrastra desde

los yacimientos.

Existen diversas denominaciones que se le da al gas natural y por lo general se

asocia a los compuestos que forman parte de su composición. Por ejemplo

cuando en el gas natural hay H2S a nivel por encima de 4 ppm por cada pie cúbico

de gas se dice que es un gas “amargo” y cuando la composición desciende a

menos de 4 ppm se dice que es un gas “dulce”.

COMPONENTES

No existe una composición o mezcla que se pueda tomar para generalizar la

composición del gas natural. Cada gas tiene su propia composición, de hecho dos

pozos de un mismo yacimiento puede tener una composición diferente entre si.

También la composición del gas varia conforme el yacimiento va siendo explotado,

es por eso que se deberá hacer un análisis periódico al gas que es extraído, para

adecuar los equipos de explotación a la nueva composición y evitar problemas

operacionales.

Cuando el gas natural es extraído de los yacimientos presenta impurezas las

cuales hay que eliminar ya que pueden provocar daños al medio ambiente,

corrosión en equipos o disminuir el valor comercial del gas. Normalmente se

compone de hidrocarburos con muy bajo punto de ebullición. El Metano es el

principal constituyente de este combustible, con un punto de ebullición de -154°C,

el etano con un punto de ebullición de -89°C, puede estar presente en cantidades

de hasta 10%; el propano cuyo punto de ebullición es de hasta -42°C, representa

un 3%. El butano, pentano, hexano y octano también pueden estar presentes.

La composición de una mezcla de gas natural puede ser expresada tanto en

fracción mol, fracción volumen o fracción peso de sus componentes, aunque

también puede ser expresada en porciento mol, en porciento volumen o porciento

peso.

3. MIGRACIÓN, ACUMULACIÓN Y APLICACIÓN DEL PETRÓLEO

3.1. MIGRACIÓN Y ACUMULACIÓN DEL PETRÓLEO

tipos de migración

Se pueden diferenciar tres tipos de migración

3.1.1. MIGRACIÓN PRIMARIA

Se ubica próxima a la generación de hidrocarburos, es el movimiento del

hidrocarburo generado en la roca madre a nivel más poroso, ubicado a poca

distancia.

Un aspecto que es importante recordar es el diámetro molecular de los

hidrocarburos y el tamaño de los poros de las rocas. Los hidrocarburos que migran

van desde el metano con cuatro Angstroms (A) de diámetro molecular (el agua es

de 3.2 A) hasta compuestos más sólidos de tipo asfalto con diámetros que van de

50 a 1000 A de diámetro, los que a 2000 metros de profundidad aproximada

disminuye a menos de 50 A.

Por consiguiente, la movilidad de los hidrocarburos, líquidos o gaseosos y

otros gases que los acompañan, está controlada por su diámetro molecular,

además de sus diferencias de viscosidad, densidad, etc.

Por otra parte, el transporte se puede considerar ya sea como realizado en forma

de flujo homogéneo o bajo forma de difusión a partir de una "solución"

concentrada.

Es necesario además pensar en que las relaciones agua-petróleo se desplazan

en medios poroso invadidos por agua

3.1.1.1. MECANISMOS DE MIGRACIÓN PRIMARIA

a) COMO SOLUCIONES MOLECULARES

Las aguas intersticiales o liberadas durante la diagénesis juegan un rol

preponderante, especialmente a poca profundidad, puesto que los volúmenes

expulsados son bastante grandes. Por esta razón varios autores aceptan la

hipótesis de que los hidrocarburos arrastrados por este flujo (proto petróleo)

podrían terminar su maduración y transformación en el reservorio. Sin embargo,

jamás se ha encontrado este proto petróleo u otro estado intermedio.

Para poder explicar las reservas grandes de una cuenca, considerando la

solubilidad de los hidrocarburos en el agua, que es variable (1% el metano, 5 a

100 pmm para crudos, el benceno y tolueno son los más solubles), se requiere de

enormes volúmenes de agua expulsada o un incremento excesivo a la solubilidad

de los hidrocarburos, e incluso así no se explicaría la contradicción que se observa

en la distribución de los distintos hidrocarburos y la solubilidad. Así por ejemplo,

los hidrocarburos menos solubles (saturados) son los más abundantes, mientras

que los más solubles (benceno, tolueno, etc.) sólo se encuentran como trazas.

Otro ejemplo, es aquel que consta la variación en los reservorios vecinos a una

roca madre y su zona de transición. La roca madre se empobrece en solubles y

enriquece en asfaltos y resinas; el reservorio se hace más rico en saturados y más

pobre en compuestos polares en N,S y O. es decir habría una diferenciación de

tipo cromatográfica durante la migración.

Finalmente, algunos autores consideran la existencia de compuestos

solubilizadores, que podrían explicar la mayor solubilización de los hidrocarburos

en el agua.

b) COMO SOLUCIONES COLOIDALES O MISCELAS

Considerando la poca solubilidad de los hidrocarburos en el agua, se podría

pensar en su dispersión como soluciones coloidales o miscelas. Sin embargo, las

dimensiones de estos serian del mismo orden de tamaño o superiores a los poros

de las rocas, con lo cual esta hipótesis queda descartada; a esto se le debe

agregar la oposición de cargas eléctricas entre miscelas y la superficie de

los minerales arcillosos que hace a un mas difícil este proceso.

En el transporte bajo la forma de burbujas y gotas intervienen aspectos como el

diámetro de la mismas, las variaciones del diámetro de los poros

(estrangulamiento) y la presión capilar, ya que el movimiento de los fluidos es

posible si el diámetro de las gotas es inferior a los "estrangulamientos" o si existen

fuerzas capilares suficientes que permitan la deformación de las gotas para que

así puedan pasar, estas fuerzas podrían producirse durante la compactación

Las miscelas de hidrocarburos utilizan el agua como agente de transporte, en cuyo

caso la acción mecánica o físico química pueden ser de transcendental

importancia. Sin embargo, el agua es también un agente oxidante y por

consiguiente un factor de alteración o de biodegradación de los petróleos, es así

que su composición, precisamente en salinidad juega un papel considerable.

c) COMO FASES DE HIDROCARBUROS SEPARADOS O EN FASE DE

PETRÓLEO Y GAS INDIVIDUALIZADOS

Sólo después de la transformación del kerógeno en hidrocarburos, lo cual se

produce en la ventana del petróleo, se nota una desagregación y deformación de

sus micromoléculas, las más móviles van a ser desplazadas hacia zonas de

menor compactación, lo que explica la repartición de los productos orgánicos en

las rocas y el rendimiento de hidrocarburos en los esquistos bituminosos y en las

calizas.

Cuando hay saturación de petróleo en la roca madre, en estado de madurez, el

agua intersticial está fijada en las paredes de los poros, esto permite que el

petróleo se desplace bajo la acción de la presión "en fase constituida".

La observación de rocas maduras en el microscopio de fluorescencia, permite

apreciar vena de petróleo del orden de microne, lo cual confirma la hipótesis de

liberación de hidrocarburos en forma directa a partir del kerógeno.

En una segunda etapa, estos hidrocarburos en fisura deberían ser expelidos, ella

será producida por el incremento de presión que es favorecido por un aumento

de temperatura.

La permeablidad relativa del petróleo aumenta con su saturación luego de la

expulsión del agua, ello permite o facilita el desplazamiento favorable del mismo.

Por consiguiente, la salida de los fluidos en "fase constituida y continua".

d) ROCAS MADRE POBRES (COT menor a 1%)

En este caso la cantidad de agua en los poros, comparada con la de hidrocarburos

es importante. De esa manera grandes fuerzas capilares se oponen al paso de las

gotas del petróleo por medio de los poros humedecidos, debido a la tensión de la

interfase agua/petróleo. Para explicar la expulsión de las gotas de petróleo se han

planteado varias hipótesis tales como:

Un microfracturamiento de la roca generadora por presiones en su estructura,

debido a la expansión de la materia orgánica.

Una expansión térmica del agua presente en los poros.

Una absorción de componentes ricos en las superficies de los poros o una

retención de los hidrocarburos pesados en la superficie de las arcillas, facilitando

el paso de las gotas de petróleo.

Las rocas heterogéneas (intercalaciones de capas de limos) y fuerzas tectónicas

(fracturamientos) puede facilitar la expulsión de algunos hidrocarburos generados.

e) ROCAS MADRE MUY RICAS (COT mayor a 3%)

La expulsión desde una profundidad dada (2500-3000m), donde los poros de las

rocas están completamente saturados de hidrocarburos, se realizan mediante una

fase casi continua. Ello puede suceder de dos maneras:

Que el kerógeno forme una malla tridimensional con petróleo humedecido, a

través de la cual los hidrocarburos pueden migrar.

Qué cantidad de petróleo generado sea suficiente para mantener húmedos los

poros, ayudando de esa manera la expulsión del petróleo libre.

4. MARCO GEOLÓGICO DE LA MIGRACIÓN PRIMARIA

Está establecido que los hidrocarburos se originan en las zonas profundas de las

cuencas sedimentaros, luego que gran parte del agua inicial fue expulsada; la

génesis de los hidrocarburos líquidos se verifican entre 50-150°C de temperatura,

que corresponde a una compactación avanzada, osea que el agua intersticial ha

sido expulsada (88% a 500m de profundidad; 95% a 1500m; 98% a 2500m), una

arcilla entre 1500-4500m pierde el 11% de porosidad.

Se ha podido evidenciar que la fase de migración se ubica por debajo del pico de

mayor generación. La migración primaria está ademas influenciada por el flujo

osmótico, provocando tanto por la compactación, como por la diferencia de

salinidad entre las aguas de las lutitas y arenas. Por otra parte, las micro-fracturas

que afectan las arcillas y principalmente las calizas, son en parte formadas por el

aumento del volumen de los fluidos por efecto de la temperatura y por génesis de

los hidrocarburos.

La migración sería, por consiguiente, en distancias cortas del orden del metro

hasta decenas de metros. Variables lógicamente en función de las características

petrofísicas de las rocas. Los flujos de expulsión de los hidrocarburos se realizan

de una manera discontinua en el curso de la historia geológica de la cuenca, es

así que en la base a la curva geohistorica ubican el valor 650 como el momento de

expulsión.

ROL DEL AGUA CATAGÉNETICA

El agua de catagénesis es expulsada en forma continua y está relacionada a la

evacuación de las aguas de cristalización de arcillas, como es el caso de la

montmorillonita que pasa a interestratificados, liberando el agua en una proporción

del orden del 50% de su volumen.

MIGRACIÓN DEL GAS

La migración del gas obedece a reglas diferentes que el petróleo, en este caso el

paso en solución dentro del agua tendría un rol importante. La solubilidad del

metano por Ej., aumenta rápidamente con la presión, pero disminuye con la

salinidad del agua. A grandes profundidades los hidrocarburos gaseosos disueltos

en un acuífero pueden alcanzar valores muy elevados del orden de 5% peso.

La migración del gas también se produce por difusión; es decir, los hidrocarburos

migran con moléculas más pequeñas.

La figura nos muestra la fase inicial de la migración primaria y secundaria.

MIGRACIÓN SECUNDARIA

Se le define como el movimiento posterior de los hidrocarburos a través de rocas

favorables y capas portadoras porosas y permeables, a diferencia de la migración

primaria que es a través de rocas más densas.

Existen tres parámetros de control en este tipo de migración y la subsiguiente

formación de acumulaciones, ellos son:

La flotación del petróleo y gas en las rocas porosas saturadas de agua.

Las presiones capilares que determinan flujos multifases.

El flujo hidrodinámico de los fluidos, con su influencia modificadora

importante.

Es la concentración y acumulación del petróleo y el gas en el yacimiento. También

se conoce como Separación Gravitacional.

Existe una serie de mecanismos que contribuyen al proceso de migración

secundaria, como lo son la diferencia de densidad (flotabilidad) de los fluidos

presentes en el yacimiento y las fuerzas hidrodinámicas que arrastran partículas

de petróleo. El régimen y la dirección del movimiento de agua varían debido a

modificaciones continuas de presión de sobrecarga, erosión, deformaciones y

geoquímica. El movimiento de fluido probablemente seguirá cualquier vía

permeable disponible.

Las partículas microscópicas y submicroscópicas de hidrocarburos arrastradas por

el agua en movimiento viajaron con ella hasta que la estructura o la naturaleza de

las rocas les obstruyeran el paso o hasta que se separaran por cambios de

presión, de temperatura y de volumen de mezcla, momento en el cual se presume

que las partículas se unieron entre sí y se acumularon en partículas de mayor

tamaño hasta que se flotabilidad fuese efectiva.

La presión capilar es una de las fuerzas a considerar en el proceso de migración

secundaria, la magnitud de dichas fuerzas puede ser cuantificada mediante

valores de tensión superficial, tamaño de poros y la mojabilidad de la roca. El

requisito básico para que se produzca la migración de pequeñas acumulaciones

de petróleo en un yacimiento hidrófilo, es que la presión capilar de la interfase

petróleo/agua exceda la presión de desplazamiento de los poros de mayor

tamaño.

La distribución de equilibrio de gas, petróleo y agua en un yacimiento son el

resultado de su flotabilidad. Si en el yacimiento se logra una acumulación de

petróleo y gas suficiente para formar una fase continúa y desarrollar flotabilidad,

esta fuerza superará la resistencia capilar en los poros saturados de agua, el

petróleo y el gas se moverán hacia arriba a lo largo de la red de poros

interconectados de mayor tamaño recogiendo partículas dispersas de

hidrocarburos en su camino, aumentando su flotabilidad hasta llegar al punto mas

alto del yacimiento.

Cuando las partículas de petróleo y gas arrastrados por el agua llegan a una zona

anticlinal, las fuerzas gravitacionales tienden a impedir la continuación del

movimiento del agua al alcanzar la cresta del anticlinal. Este proceso conlleva a

que el petróleo y el gas son retenidos en la zona más alta de la estructura. Al

llegar los fluidos a la trampa se produce un nuevo movimiento de separación del

gas/petróleo/agua.

La situación es algo diferente en el caso de una trampa estratigráfica, en el cual la

permeabilidad decrece buzamiento arriba. el petróleo y el gas migran buzamiento

arriba por el fuerza de su flotabilidad hasta el punto donde dicha fuerza o la

presión capilar ya no pueden superar la presión de desplazamiento de las rocas

de granos m{as fino. Si el agua buzamiento abajo aumenta el efecto de la barrera.

Sin embarga si el agua fluye buzamiento arriba, la combinación de las

fuerzas hidrodinámica y la flotabilidad del petróleo y el gas es suficiente para que

estos entren en los poros pequeños y, en muchos caos migren a través de la zona

de barrera; en este caso solo resulta un yacimiento pequeño.

5. ACUMULACIÓN DEL PETRÓLEO

FALLAS Y FRACTURAS

 Las zonas de falla pueden actuar como conductos o como barreras para la

migración secundaria(especialmente la migración lateral, al interrumpirse la

continuidad lateral del carrierbed, ya que los espejos de falla son frecuentemente

impermeables). Las diaclasas, si permanecen abiertas, pueden ser vías efectivas

de la migración.

VÍAS DE DRENAJE DE LA MIGRACIÓN

 En ausencia de procesos hidrodinámicos, la fuerza conductora de la migración, es

la flotabilidad; En esas condiciones, el petróleo tiende a moverse en la dirección

de máxima pendiente, es decir, de forma perpendicular a los contornos

estructurales (en la dirección de buzamiento). Las líneas de migración dibujan

ángulos rectos con los contornos estructurales del techo del carrierbed

(ortocontornos). En general, cuando el flujo de petróleo encuentra una

zona deprimida, tiende a dispersarse, mientras que sise trata de una zona

elevada, tiende a concentrarse.

Las acumulaciones de petróleo y gas generalmente aparecen en estructuras altas

que son trampas eficaces, donde el movimiento es retardado por una disminución

de las capas permeables de la roca, en la cuales se reducen los tamaños de los

poros capilares impidiendo la continuación de dos o más fases.

TRAMPAS DE PETRÓLEO

Una trampa de petróleo es una estructura que presenta la roca almacén que

favorece la acumulación del petróleo y puede ser de tres tipos principalmente:

1. TRAMPA ESTRATIGRÁFICA

a. PRIMARIAS: relacionadas con la morfología del depósito y con procesos

acaecidos durante la sedimentación (interdigitaciones, acuñamientos, arrecifes,

cambios laterales de facies...)

b. SECUNDARIAS: relacionadas con procesos postsedimentarios (cambios

diagenéticos–caliza dolomía–, porosidades por disolución, discordancias...)

2. TRAMPA ESTRUCTURAL

Relacionadas con procesos tectónicos o diastrofismo (fallas, cabalgamientos,

antiformas...)

3. TRAMPAS MIXTAS

Se superponen causas estratigráficas y estructurales (como serían las intrusiones

diapíricas)

Más del 60% de las bolsas de petróleo que se están explotando en la actualidad

corresponden a trampas estructurales de tipo antiforme, y otra estructura

importante son las bolsas asociadas a procesos de diapirismo, pues a la hora de

hacer campañas de exploración, las masas diapíricas poco densas, son fácilmente

localizables por métodos geofísicos.

De esta manera la continuación o finalización de la migración secundaria, está

determinada por la relación entre la fuerza que origina el movimiento de las gotas

de hidrocarburos y las presiones capilares que resisten a ese movimiento.

Las distancias que pueden recorrer los líquidos y gases en una migración

secundaria están en el rango de 10 a 100 km y ocasionalmente hasta más.

MIGRACIÓN TERCIARIA O RE MIGRACIÓN.

Los eventos tectónicos tales como plegamientos, fallas o levantamientos pueden

causar una redistribución de los hidrocarburos acumulados, de esa manera se

inicia una fase adicional a la migración secundaria, si de ella resulta una nueva

acumulación se le denomina como remigración o migración terciaria.

6. INDICIOS SUPERFICIALES

Los indicios superficiales, halos geoquímicos o anomalías son las diferentes

propiedades químicas de gases, aguas, rocas y suelos que están relacionados en

su origen con depósitos petrolíferos cercanos, o que señalan condiciones

favorables a la existencia de los mismos.

Según cuál sea la vinculación con acumulaciones de hidrocarburos, algunos

autores han sugerido la conveniencia de clasificarlos en dos grandes grupos:

Indicios Directos e Indicios Indirectos.

LOS INDICIOS DIRECTOS

Son los provocados por la presencia en gases, aguas, rocas y suelos de

componentes dispersos del petróleo, ya sea como bitúmenes sólidos o líquidos, o

como hidrocarburos gaseosos.

los indicios directos se denominan "activos" o "vivos" si los productos visibles se

renuevan constantemente como consecuencia de una circulación activa

subterránea. De este tipo son las fuentes de petróleo o gas, los volcanes de lodo,

etc.

Por el contrario, se denominan "fósiles" o "muertos" si no hay renovación

permanente que compense las pérdidas por oxidación en superficie. Como

ejemplo de estos indicios, son de destacar las arenas asfálticas.

LOS INDICIOS INDIRECTOS

Se subdividen, a su vez, en dos tipos: Indicios Indirectos de tipo I e Indicios

Indirectos de tipo II.

LOS DEL TIPO I

Engloban a las características de gases, aguas, rocas y suelos que aparecen

como resultado de reacciones químicas de algunos constituyentes del petróleo

con el medio en que se encuentran. Dentro de esta clase de indicios indirectos se

INDICIOS SUPERFICIALES

INDICIOS DIRECTOS INDICIOS INDIRECTOS

INDICIOS ACTIVOS INDICIOS FOSILES

TIPO I TIPO II

COMPONENTES DISPERSOS DE PETROLEO/GAS

GEOQUIMICA ORGANICA EN SUPERFICIE

sitúan la presencia de sulfuro de hidrógeno en algunos gases, o de sodio en las

aguas.

LOS DEL TIPO II

Son aquellas características de aguas y gases que expresan condiciones

favorables para la existencia de depósitos sin que se detecten éstos de manera

directa. Un ejemplo pudiera ser la detección de cloruro de calcio en las aguas.

Sin embargo, hay que hacer constar que esta clasificación (Fig.3-3) es meramente

orientativa, toda vez que las fronteras entre los distintos tipos de indicios sobre

todo entre las subclases de los indirectos es, en ocasiones, muy poco

discriminante. Es, por citar un caso, lo que sucede con el sulfuro de hidrógeno,

que bien puede aceptarse como producto generado directamente desde el

depósito de petróleo o como resultado de la reacción entre el crudo y sulfatos.

CLASIFICACIÓN DE LOS INDICIOS SUPERFICIAL

Por todo lo expresado, es fácil deducir que uno de los mayores problemas en las

campañas geoquímicas es discriminar acertadamente entre anomalías debidas a

yacimientos y anomalías provocadas por otras causas ajenas a una acumulación

condiciones climáticas, contaminación industrial, etc.

En una última instancia, el prospector irá más allá en su interpretación de las

anomalías, pues, además de investigar su origen, decidirá si el depósito que las

ha producido es rentable económicamente o no.

Es también importante tener presente que el concepto de anomalía es relativo, ya

que por sí misma no tiene trascendencia. En efecto, sólo cuando los valores

medidos para un determinado elemento o propiedad sean mayores o menores que

el "fondo regional" será cuando hablemos de la existencia de una anomalía.

Como se puede ver la localización correcta de una anomalía no es tarea rutinaria,

sino que requiere un trabajo sistemático. Aun reconociendo que son numerosos

los enfoques que se dan con vistas al correcto reconocimiento de los halos

geoquímicos, conviene citar, aunque sólo sea a modo orientativo, que la escuela

geoquímica soviética tiene en cuenta una serie de parámetros en esta fase de la

prospección, como son, entre otros, la dimensión de los halos, el coeficiente de

contraste relación de un elemento o propiedad, en superficie al mismo elemento, o

propiedad, en profundidad-, el índice de zonalidad, el índice de variabilidad, etc.

Otro problema adicional, en base a la experiencia personal de los autores, es la

definición estadística de "valores mayores o menores que el fondo regional", pues,

al tratarse de medios difusos, todos los valores suelen seguir una distribución

normal, y sólo la consideración espacial (concentración espacial de los valores

mayores y/o menores) es la que va a permitir definir con rigor una anomalía.

7. PROSPECCIÓN GEOQUÍMICA ORGÁNICA EN SUPERFICIE

Una vez terminada la revisión de conceptos claves como migración e indicios

superficiales, llega el momento de abordar el estudio del significado de la

prospección geoquímica en superficie de hidrocarburos.

Desmenuzando este conjunto de términos podemos llegar fácilmente a

comprenderlos. Por una parte, "prospección" nos señala que estamos ante una

labor, o labores, encaminadas a buscar algo, que, este caso,gracias a la

especificación final, no es sino hidrocarburos.Pero hay aún más información.

Sabemos que la búsqueda de hidrocarburos -en definitiva, depósitos de petróleo y

gas- se realiza con métodos geoquímicos aplicadas en los estratos superficiales.

Por tanto, ya estamos en disposición de saber qué fines persigue este tipo de

exploración minera.

Además, podemos citar otras aplicaciones de este tipo de prospección, que, con

más detalle, analizaremos a lo largo de este trabajo (Ver Fig):

a) Contribuir al mejor conocimiento de los procesos de migración

b) Revelar si los indicios proceden de reservas de gas o petróleo.

c) Suministrar señales geoquímicas sobre prospecciones para discernir su

significado por comparación con datos similares procedentes de reservas

conocidas.

d) Ofrecer información de carácter cuantitativo para clasificar reservas.

e) Reducir gastos de exploración.

Como último apunte, cabe dividir a la geoquímica orgánica en superficie en

dos grandes grupos:

a) Prospección "onshore" terrestre

b) Prospección "offshore" marina.

OBJETIVOS DE LA PROSPECCIÓN GEOQUÍMICA EN SUPERFICIE DE

HIDROCARBURO

8. PROSPECCIÓN "ONSHORE"

8.1MÉTODOS GEOQUÍMICOS

A partir de ahora, vamos a realizar el estudio de la prospección geoquímica

orgánica en superficie desde la comprensión de los métodos geoquímicos, ya que,

aunque sólo sea por sentido práctico, consideramos más útil conocer éstos, ya

que, a la postre, van a ser los que nos ofrezcan la información requerida.

Sin embargo, con el ánimo de mantener una cierta unidad a esta revisión,

utilizaremos la siguiente terminología: Métodos Directos -orientados al estudio de

los indicios superficiales directos- y Métodos Indirectos -que buscan la detección y

estudio de los indicios indirectos-.(Ver Fig.)

MÉTODOS GEOQUÍMICOS DE PROSPECCIÓN

8.2MÉTODOS GEOQUÍMICOS DIRECTOS

Los Métodos Directos se basan en la detección de hidrocarburos gaseosos en

superficie. El primer investigador en llevar a cabo un estudio de esta índole fue

Sokolov. Este científico soviético enunció, alrededor de 1940, la posibilidad de que

la migración de hidrocarburos gaseosos desde depósitos de petróleo o gas

constituyera una ayuda inestimable de cara a la evaluación de zonas productivas.

Con el fin de constatar experimentalmente que sobre acumulaciones de petróleo o

gas el subsuelo contiene mayores concentraciones de hidrocarburos gaseosos

que sobre áreas no asociadas, diseñó un aparato que, por condensación a la

temperatura del nitrógeno líquido, separaba los gases en dos fracciones: metano

y resto de hidrocarburos.

Mientras todo esto sucedía en la URSS, también Laubmeyer en Alemania, y

Horvitz y Rosaire en Estados Unidos, unificaban esfuerzos en la misma dirección.

Son años de constante perfeccionamiento de los procedimientos de análisis y de

las técnicas de toma de muestras, que permiten definir teorías más completas

sobre el fenómeno de migración de hidrocarburos. Eran investigaciones ceñidas

en su gran mayoría al análisis de metano y de la cantidad de hidrocarburos

gaseosos presentes en el aire intersticial que llena los poros, mediante técnicas de

condensación, combustión y manometría.

El avance de las técnicas instrumentales durante los últimos años ha hecho

posible que la fiabilidad de los resultados haya crecido de manera importante,

hasta el punto de que hoy en día puede hablarse, en lo referente a métodos

directos en prospección geoquímica orgánica en superficie, de tres variantes:

a) Análisis de hidrocarburos ligeros.

a.1.) Análisis del gas que llena los poros del terreno.

a.2.) Análisis de gases absorbidos.

a.3.) Análisis de hidrocarburos disueltos en aguas subterráneas.

b) Análisis de hidrocarburos pesados.

c) Análisis isotópico del Carbono y Oxígeno.

8.2.1 ANÁLISIS DE HIDROCARBUROS LIGEROS

Los hidrocarburos ligeros son considerados como los mejores indicadores del

petróleo, además de estar presentes en todas las reservas petrolíferas, son lo

suficientemente volátiles como para migrar hasta superficie y ser detectados con

facilidad. Los hidrocarburos ligeros líquidos experimentan mayores dificultades

que los gaseosos en su tránsito desde el depósito hasta el subsuelo.

El metano, por lo general, no es admitido como un índice fiable, dado que su

origen puede ser muy variable: "biogénico" -procedente de la actividad bacteriana

de microorganismos en estratos superiores-; "termogénico"-procedente de la

maduración de la materia orgánica-', y "migrado" -procedente de depósitos

profundos de hidrocarburos.

Varios han sido los científicos que han ahondado en este tema con objeto de

alcanzar un mejor conocimiento del mismo. Así, se sabe que las bacterias

producen metano en condiciones anaerobias, con temperaturas entre 0 y 75° C, y

si hay suficiente materia orgánica metabolizable {T.O.C. > 0.5%), y con poros

suficientes para acoger a las bacterias.

8.2.2 ANÁLISIS DE HIDROCARBUROS PESADOS

El análisis de hidrocarburos pesados mediante técnicas geoquímicas en superficie

siempre ha supuesto grandes dificultades en campañas prospectivas, pues su

detección es complicada debido a la baja movilidad y volatilidad de sus moléculas.

Por ello, el nivel de concentraciones medidas solía situarse por debajo de los

límites de sensibilidad de los aparatos.

En los últimos años, el desarrollo de la espectrometría de masas ha permitido

afinar considerablemente los resultados de los análisis efectuados.

A principios de la década de los ochenta, el Departamento de Química y

Geoquímica de la Colorado School of Mines, en colaboración con PETREX

("Petroleum Exploration Inc.") diseñó un procedimiento que ha venido siendo

utilizado con cierto éxito en los últimos años. En esencia, se trata del empleo de

un alambre ferromagnético que lleva en uno de sus extremos una pastilla de

carbón vegetal activado, sujeto gracias a una plancha de cemento inorgánico. El

conjunto se introduce en una cápsula cilindrica de 2,5 x 15 cm , que, a su vez, se

entierra a unos 30 cm de profundidad. Transcurrido un tiempo estimado entre una

y tres semanas, se retira para su traslado al laboratorio, donde es estudiado por

espectrometría de masas. Se observa, tal como expresaron Klusman y Voorhees

(86M87), que los hidrocarburos son adsorbidos por el carbón vegetal. El espectro

resultante es una representación de la concer . ación de los componentes

retenidos.

De las investigaciones llevadas a cabo con este procedimiento, denominado "K-V

Fingerprint" por el hecho de que los espectros que se obtienen vienen a ser como

las "huellas dactilares" de cada reserva petrolífera, se dedujo que bien podía servir

para indicar la presencia de yacimientos en los estratos inferiores, así como para

distinguir hidrocarburos que hubieran ascendido a través de sistemas de fallas o

fracturas de aquellos otros que lo hubieran hecho a través de estratos no fallados.

Esto último quedó constatado al comprobar que los espectros muestran

componente más pesados en el caso de tratarse de áreas con fallas o fractura ,

Mediante el empleo de técnicas estadísticas se comparan los valores obtenidos,

de modo que se define el "índice de Similitud", que viene a ser el grado de

semejanza de los espectros de distintas áreas respecto de uno tomado como

referencia.

En cualquier caso, ésta es una técnica aún en desarrollo que necesita ser

perfeccionada más.

TÉCNICA DISEÑADA POR PETREX (86,87)

8.2.3 ANÁLISIS ISOTÓPICO DEL CARBONO Y DEL OXIGENO

La migración de hidrocarburos desde depósitos profundos de petróleo o gas

puede originar concentraciones anómalas, bien de esos mismos hidrocarburos o

de mineralizaciones inducidas por ellos, en sedimentos cercanos a la superficie.

Dichas anomalías han supuesto un importante bastión en la exploración

petrolífera.

En 1977,Stah1 propuso la determinación de los ratios isotópicos, preferentemente

del carbono y del oxígeno, en estratos superiores, como método auxiliar al análisis

de las composiciones de los hidrocarburos detectados.

Duchscherer, durante el desarrollo de su técnica " Δ C de carbonatos anómalos",

estudió el fenómeno por el que los hidrocarburos, al alcanzar la superficie, son

oxidados a dióxido de carbono. De esta manera, dedujo que el C02 resultante

reacciona con agua para dar lugar a iones hidrógeno carbonato que, a su vez, se

combinan con iones de calcio o magnesio, abundantes en la mayoría de los

suelos, para producir cementaciones en las rocas superficiales.

Estas cementaciones ocupan los espacios intergranulares, por lo que la porosidad

disminuye, al igual que el volumen de agua intersticial, de modo que la resistividad

eléctrica aumenta. Del análisis isotópico realizado, comprobó que dichos

cementos estaban enriquecidos en 12C respecto de 13C debido a reacciones de

intercambio entre la especie isotópicamente más ligera y la pesada.

Desde un punto de vista experimental, la composición isotópica del C02 se

determina por espectrometría de masas, definiéndose en partes por mil respecto

de un valor standard:

siendo el standard habitual un carbonato perteneciente al Cretácico Superior de

Carolina del Sur (EEUU), el "Pee Dee Formation Belemnite"(PDB).

Los valores de δ 13C negativos, referidos a un mismo patrón, indican predominio

de 12C respecto del standard, o dicho de otra manera, una disminución de aquél

respecto del 12C.

También puede suceder que se produzca una evaporación preferencial del H2180

en relación a H2180 ó H2

170 de las aguas intersticiales. Esta modificación Isotópica

del oxígeno es determinada por una expresión de evidente semejanza a la

anterior:

donde, en este caso, el standard habitual corresponde al SMOW{"Standard Mean

Ocean Water").

Por ello, los cementos ¡ntergranulares bien pudieran quedar enriquecidos en 180,

dado que, para una misma molécula, la volatilidad varía de forma directamente

proporcional con la disminución de la masa molecular, tendrán mayor aptitud para

evaporarse tanto el H2160 como el H2

170, de forma que permanecerá mayor

cantidad del isótopo más pesado del oxígeno.

Duchscherer considera interesante realizar prospecciones geoquímicas en

superficie simultaneando su técnica " Δ C" y el análisis isotópico. Dedujo, tras

aplicar esta metodología exploratoria,{Ver Fig.) que los valores de δ 13C se hacen

más negativos hacia las crestas de la formación, allí donde los índices " Δ C" son

mayores. Esto parece indicar una migración de hidrocarburos desde el depósito

hasta estas zonas.

Donovan describe cambios químicos y mineralógicos muy importantes en

afloramientos de arenas pérmicas que cubren el anticlinal "Cement", productor en

petróleo, en Oklahoma. Detectó yeso calcitizado, altamente deficiente en 13C (con

valores aproximados de δ 13CPDS = -35 %o ), cubriendo zonas productivas del

anticlinal, cerca de regiones donde la existencia de fallas augura posibles

migraciones de hidrocarburos. Algunos de los cementos carbonatados que cubren

dicho anticlinal son anormalmente ricos en 18O(δ 18OSMOW = 35 %o ), lo que

evidencia una evaporación inducida por hidrocarburos gaseosos migrados.

El mismo Donovan llevó a cabo campañas de análisis isotópico sobre el campo

petrolífero de Davenport, Oklahoma, así como en Boulder, Colorado. En las

areniscas de Davenport, midió valores de 13 δ CPDB incluidos en el rango que va

desde -5 a -11 %, Y entre 29 y 49 % para el 13 δ OSMOW

Comparados los valores con los determinados en el anticlinal "Cement", puede

deducirse que los de Davenport corresponden a isótopos más pesados, resultado

de que la filtración de hidrocarburos hacia la superficie ha sido más rápida, por lo

que ha habido menor oxidación biológica de hidrocarburos y mayor evaporación

de H2 160 en los estratos superiores.

8.3MÉTODOS INDIRECTOS

8.3.1 DETECCIÓN DE MINERALIZACIONES INDUCIDAS

Las aguas que se filtran a través de las trampas tienen un carácter reductor, tanto

por llevar en disolución hidrocarburos procedentes del depósito como por haber

estado sometidas a presiones y temperaturas elevadas que favorecen la pérdida

de oxígeno.

Al ascender hacia estratos superiores, entran en contacto con acuíferos

superficiales que, si contuvieran iones metálicos en solución, quedarían sometidos

a fenómenos de reducción, con lo que los iones reducidos precipitarían dando

lugar a concentraciones anormalmente altas respecto del "fondo regional".

Hasta ahora, el procedimiento usado en la detección y evaluación de las

mineralizaciones inducidas por depósitos de petróleo o gas se basa en la

inducción de corrientes eléctricas a través de conductores enterrados, mediante

ondas electromagnéticas producidas cerca o en la superficie del terreno.

De esta manera, se sabe que los sedimentos geoquímicamente alterados tienen

porosidades anómalas, debido a mineralizaciones secundarias, que se traducen

en una disminución del agua contenida en los mismos y en un aumento de la

resistividad eléctrica.

Contenido en yodo

Método de los carbonatos de disociación térmica prematura

Métodos hidroquímicos

Medida del potencial redox

Presencia de helio

Medida del radon

Métodos microbiologicos

Imágenes lanpsat y métodos de detección aéreos

Nitrógeno disuelto

Inducción electromagnética de muy baja frecuencia

Espectrometría remota por laser

9. IMPACTO AMBIENTAL DE LOS COMPLEJOS PETROQUIMICOS.

Los combustibles causan contaminación tanto al usarlos como al producirlos y

transportarlos. Uno de los problemas más estudiados en la actualidad es el que

surge de la inmensa cantidad de CO2 que estamos emitiendo a la atmósfera al

quemar los combustibles fósiles. Como estudiamos con detalle, este gas tiene un

importante efecto invernadero y se podría estar provocando un calentamiento

global de todo el planeta con cambios en el clima que podrían ser catastróficos.

Otro impacto negativo asociado a la quema de petróleo y gas natural es la lluvia

ácida, en este caso no tanto por la producción de óxidos de azufre, como en el

caso del carbón, sino sobre todo por la producción de óxidos de nitrógeno. Los

daños derivados de la producción y el transporte se producen sobre todo por los

vertidos de petróleo, accidentales o no, y por el trabajo en las refinerías.