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La Geoquímica Orgánica y el Ciclo de Vida de un Activo Petrolero
Especialidad: Ingeniería Geológica Página 1
LA GEOQUÍMICA ORGÁNICA Y EL CICLO DE
VIDA DE UN ACTIVO PETROLERO
ESPECIALIDAD: Ingeniería Geológica
Mario Alberto Guzmán Vega Doctor en Ciencias
18 de marzo 2010
La Geoquímica Orgánica y el Ciclo de Vida de un Activo Petrolero
Especialidad: Ingeniería Geológica Página 2
CONTENIDO
Página
Resumen Ejecutivo
1 Introducción
2 La Geoquímica Orgánica en la Exploración Petrolera
3 La Geoquímica Orgánica y el Desarrollo de Campos
4 La Geoquímica Orgánica y la Producción de hidrocarburos
La Geoquímica Orgánica y el Ciclo de Vida de un Activo Petrolero
Especialidad: Ingeniería Geológica Página 3
RESUMEN EJECUTIVO
Durante su ciclo de vida un activo petrolero evoluciona a través de diferentes etapas
que incluyen: a) la fase exploratoria en sus diferentes escalas: cuenca, sistema
petrolero, play y prospecto, b) la fase de desarrollo, c) la fase de producción y d) la
fase de abandono.
La geoquímica orgánica petrolera ha sido empleada exitosamente en las fases
tempranas de desarrollo de los activos petroleros, durante la etapa de exploración. Sin
embargo, la geoquímica orgánica petrolera ha probado ser una herramienta útil en
todas las fases del ciclo de vida de un activo petrolero. En este trabajo se muestran
algunos ejemplos de aplicación en casos de estudio mexicanos.
El estudio geoquímico de aceites colectados en todas las cuencas sedimentarias de la
parte mexicana del Golfo de México han permitido distinguir cinco familias de aceites,
con biomarcadores diagnósticos que permiten inferir el ambientes de depósito de la
roca generadora de la cuál provienen. La familia de aceites asociada con rocas del
Tithoniano representa más del 80% del volumen producido en los yacimientos de las
Cuencas Sedimentarias Mexicanas del Golfo de México. Las rocas generadoras del
Oxfordiano y del Tithoniano en la Cuenca Tampico-Misantla han expulsado aceites con
características moleculares muy semejantes, lo que dificulta su identificación. Para
poderlas distinguir, se han empleado técnicas de mayor resolución molecular que
permiten su distinción y proporcionan claves para una refinación del modelo
sedimentario del Jurásico Superior en esta cuenca.
Las emanaciones de petróleo que se han analizado en las partes más profundas del
fondo marino del Golfo de México presentan características geoquímicas que permiten
su correlación con rocas generadoras del Tithoniano. En estudios de modelado de
cuencas es una práctica común determinar la cinética de la generación de
hidrocarburos de las rocas generadores de interés, utilizando muestras inmaduras
colectadas en las partes marginales de la cuenca, sin embargo en fases tempranas de
exploración, es frecuente no contar con este tipo de muestras. Se ha demostrado que
la cinética de asfaltenos de los aceites puede subsanar esta problemática, y que, en
conjunto con las historias térmicas y de sepultamiento de las áreas en prospección
permite determinar cuándo se llevó a cabo la generación de hidrocarburos.
El grado de madurez de la roca al momento de la expulsión, es el factor que más ha
influido en la gravedad API de los aceites en México y permite explicar la amplia gama
existente de esta propiedad. De esta manera, una importante cantidad de aceite
pesado en México ha sido generada en una etapa relativamente temprana de
generación.
La preservación de heterogeneidades en los fluidos de un yacimiento por la existencia
de barreras geológicas dentro de un yacimiento es el principio básico de la geoquímica
de yacimientos. La integración de esta información con información estructural del
campo petrolero, permite refinar los modelos estructurales establecidos en un
yacimiento determinado y definir la conectividad interna. En este trabajo se presenta
un ejemplo de aplicación de geoquímica de yacimientos aplicada en campos de la
Región Sur de México.
Finalmente se presenta otro ejemplo de aplicación de geoquímica de yacimientos de
la Región Marina, en donde fueron reconocidos diferentes subgrupos que podrían
constituir ―unidades de drenaje‖ inducidas por las diferentes plataformas de
producción. De ser este el caso, los resultados geoquímicos podrían constituir una
herramienta para monitorear la producción al interior de un campo.
Palabras clave: geoquímica orgánica, sistema petrolero, biomarcadores, , energías de
activación, conectividad, unidades de drenaje.
La Geoquímica Orgánica y el Ciclo de Vida de un Activo Petrolero
Especialidad: Ingeniería Geológica Página 4
1 INTRODUCCIÓN
Los activos petroleros comienzan como una idea y una localización en un mapa.
Durante su ciclo de vida el activo evoluciona a través de diferentes etapas que
incluyen:
la fase exploratoria en sus diferentes escalas: cuenca, sistema petrolero, play y
prospecto,
la fase de desarrollo
la fase de producción y la fase de abandono
Durante este ciclo de vida hay constantes cambios en los tipos de información que se
requieren para la toma de decisiones para la administración del activo.
De esta manera, para el administrador del activo, las preguntas que se hace
continuamente cambian. Por ejemplo, en las fases tempranas del ciclo de vida del
activo, el explorador necesita saber si la cuenca contiene cantidades económicamente
significativas de petróleo y gas, requiere conocer la distribución del gas y del aceite en
la cuenca y la calidad del aceite. En fases posteriores durante la producción inicial del
activo, la información requerida incluye localizar oportunidades no probadas, definir la
arquitectura interna y compartamentalización del yacimiento, ubicación de los
horizontes productores, funcionamiento adecuado de la infraestructura de producción.
En fases avanzadas de producción, el administrador del activo requiere saber si
técnicas de recuperación avanzada trabajan adecuadamente. A todo lo largo del ciclo
de vida del activo, es importante asegurarse que el ambiente está debidamente
preservado.
Muchas herramientas están disponibles para que los administradores de activos
puedan responder a estas preguntas. La geoquímica orgánica petrolera ha sido
empleada fundamentalmente en las fases tempranas durante la etapa de exploración.
Sin embargo, en numerosos estudios, la geoquímica orgánica petrolera ha probado ser
una herramienta útil en todas las fases del ciclo de vida de un activo petrolero. En este
trabajo se muestran algunos ejemplos de aplicación en problemas mexicanos con énfasis en los que tienen relación con la exploración petrolera.
2 EXPLORACIÓN
2.1. Los sistemas petroleros y el riesgo exploratorio
Uno de los conceptos fundamentales en la exploración petrolera es el que se refiere al
Sistema Petrolero. Este concepto involucra los elementos esenciales de roca
generadora, roca almacén, roca sello y roca de cubierta o de sepultamiento, así como,
los procesos que causan la acumulación de petróleo en el subsuelo que son, la
formación de la trampa, la generación-migración y la preservación del petróleo
(Maggon and Dow, 1994; Fig.1).
El sistema petrolero es ideal en la concepción de los plays exploratorios y
fundamental en la evaluación del riesgo exploratorio. En esta evaluación se vuelve
crítico investigar tres variables básicas: la carga de hidrocarburos, la trampa y las
relaciones espacio-temporales entre ambas. La carga de hidrocarburos es la cantidad
de fluído (petróleo y gas) que ingresará a la trampa, siempre que esta ya se encuentre
formada para el tiempo de la migración. La trampa es un conjunto de rocas
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sedimentarias que involucra rocas yacimiento y rocas sello. La relación espacio-
temporal es básica pues para que sea efectiva, debe implicar que la trampa haya sido
formada antes de que los pulsos de migración de hidrocarburos alcancen las rocas
yacimiento (Maggon and Dow, 1994).
Figura 1. El Sistema Petrolero. El Sistema Petrolero puede dividirse en dos
subsistemas, el subsistema de Generación-Expulsión y el Subsistema de Migración-
Trampa.
2.2. Sistemas petroleros y familias de aceite en el Golfo de México
Por definición, un sistema petrolero está relacionado con una sola roca generadora, y
por ende, con una sola familia de aceites. Utilizando técnicas geoquímicas como
cromatografía de gases, isótopos de carbono y biomarcadores, es posible correlacionar
aceites con las rocas generadoras asociadas, así como los aceites entre sí (Peters and
Moldowan, 1993). Estas correlaciones permiten determinar cuántas familias de aceite
ocurren en una determinada provincia productora y la variación existente en términos
de evolución térmica en cada familia.
El conocimiento actual en biomarcadores permite inferir con un alto grado de
certidumbre y únicamente del análisis de aceites, las condiciones paleoambientales y la
madurez de la roca generadora en el momento de la expulsión, y en ciertos casos, la
edad de la roca generadora (Peters and Moldowan, 1993).
Como ejemplo de la utilización de estas técnicas puede citarse, la caracterización
geoquímica e isotópica de una amplia selección de aceites en cuencas sedimentarias
de la parte mexicana del Golfo de México que ha permitido distinguir diferentes
familias de aceites (Dahl, et al., 1993; Guzmán and Mello, 1999; Guzmán et al., 2001;
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Fig.2). Su distribución y características químicas parecen ser consecuencia de la
existencia de diferentes rocas generadoras, de variaciones internas de facies, de
diferentes condiciones de madurez al momento de la expulsión y de diferentes
fenómenos que afectaron a los aceites después de haberse llenado los yacimientos.
Cada familia puede correlacionarse con un sistema generador específico. Las familias
son: 1) Oxfordiana marina con una litología dominada por carbonatos, 2) Oxfordiana
marina con una litología dominada por carbonatos, 3) Tithoniana marina con una litología dominada por calizas arcillosas-margas, (4) Cretácica marina con una litología
Figura 2. Las familias de aceite en las Cuencas Productoras de Mèxico y los ambientes sedimentarios de las rocas generadoras que los expulsaron (Guzmàn-Vega et al. 2001)
dominada por una litología carbonato- evaporítica, y 5) Terciaria marina-deltaica con una litología dominante de sedimentos siliciclásticos.
Las diferencias observadas en la composición isotópica y molecular a nivel de
biomarcadores en los aceites de la familia Tithoniana pueden interpretarse en términos
de variaciones de facies (Guzmán and Mello, 1999). La familia de los aceites
Tithonianos representan más del 80% de los aceites que se producen en las Cuencas
Sedimentarias Mexicanas del Golfo de México. Estos aceites se encuentran acumulados
en la planicie costera y costa afuera, a través de una gran parte de la columna
sedimentaria desde el Kimmerdigniano hasta el Plioceno, en yacimientos de naturaleza
calcárea y siliciclástica. La importancia volumétrica de la familia Tithoniana en la parte
mexicana del Golfo de México, es consistente con la hipótesis que considera que las
emanaciones de petróleo que se han analizado en las partes más profundas del fondo
marina del Golfo de México han sido expulsadas por una secuencia de roca generadora
calcáreo-arcillosa madura en los límites del Jurásico Superior-Cretácico Inferior
(Guzmán et al., 2001).
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2.3. Sistemas petroleros del Jurásico Superior en el Golfo de México
En la Cuenca Tampico-Misantla se han reconocido dos rocas potencialmente
generadoras en el Jurásico Superior, las relacionadas con la Formación Santiago del
Oxfordiano y las relacionadas con la Formación Pimienta del Tithoniano (González y
Holguín, 1991). Los extractos de ambas rocas presentan características moleculares
muy parecidas que hacen difícil establecer correlaciones aceite-roca generadora
confiables (Fig. 3).
Figura 3. Caracterìsticas Moleculares de extractos orgánicos de muestras
representativas de rocas ricas en materia orgánica del Oxfordiano y del Tithoniano de
la Cuenca Tampico-Misantla.
Los C26 esteranos resultaron muy útiles para diferenciar los extractos orgánicos del
Jurásico Superior de la Cuenca de Tampico-Misantla, ya que los extractos del
Tithoniano presentan una marcada predominancia de 21-norcolestanos (Guzmán-Vega
and Moldowan, 1998) (Figura 4).
Figura 4. Distribuciòn tìpica de C26 esteranos en extractos orgánicos de muestras
representativas de rocas ricas en materia orgánica del Oxfordiano y del Tithoniano de
la Cuenca Tampico-Misantla (Guzmán-Vega and Moldowan, 1998).
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Esta alta concentración de 21-norcolestano es una característica muy útil para
identificar aceites originados por el subsistema Tithoniano en el Golfo de México. Las
muestras del Oxfordiano presentan por otra parte, altos valores de diasteranos,
mientras que las muestras del Tithoniano presentan valores bajos (Guzmàn Vega et
al., 2001). Esto sugiere que el ambiente de depósito de las rocas del Oxfordiano
tuvieron un mayor aporte arcilloso y/o condiciones mas oxidantes que el ambiente de
depósito de las rocas del Tithoniano. Por otra parte, en muestras de aceite expulsadas
por rocas generadoras relacionadas con ambientes hipersalinos provenientes de
diferentes cuencas sedimentarias en el mundo, se han observado muy altas
concentraciones de 21-norcolestanos (Guzmán-Vega and Moldowan 1998; Fig.5).
Figura 5 Distribuciòn tìpica de C26 esteranos en extractos orgánicos de muestras
representativas de rocas ricas en materia orgánica depositadas en ambentes
hipersalinos en diferentes partes del mundo (Guzmán-Vega and Moldowan, 1998)..
Las características moleculares anteriores permiten proponer el siguiente modelo
paleoceanográfico (Guzmán-Vega et al. 1997, Fig. 6a y 6b): En la Cuenca Tampico-
Misantla, durante el Oxfordiano, al inicio de una transgresión marina comenzaron a
inundarse depresiones estructurales originadas durante la apertura del Golfo de
México, y comenzaron a desarrollarse ambientes carbonato-arcillosos de baja energía
(Aguilera, 1972; González y Holguín, 1991; Salvador, 1991). La materia orgánica
predominante fue marina, aunque existieron contribuciones importantes de material
terrestre debido a la cercanía de grandes áreas continentales circundantes (González y
Holguín, 1991). Las mayores cantidades de diasteranos y mayor cantidad de esteranos
en C29 en los extractos oxfordianos, sugiere que durante el Oxfordiano se desarrollaron
ambientes ricos en arcilla y/o relacionados con condiciones relativamente más
oxidantes que los ambientes del Tithoniano. Este mayor aporte de material arcilloso
pudo haber estado relacionado con un clima húmedo que permitió el desarrollo de un
balance positivo de agua fresca, es decir, donde la precipitación y el escurrimiento
