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Predicción de la Calidad de los Aceitesen la Sonda de Campeche, MéxicoDemetrio Santamaría Orozco(1) y Brian Horsfield(2)

Las rocas generadoras del Tithoniano de la Sonda de Campeche del Sur del Golfo de México, son la fuente más importante de hidrocarburos que carga a los yacimientos del Cretácico-Superior. La madurez de su materia orgánica es el principal

factor que controla la calidad de los aceites, la cual aumenta del noreste hacia el suroeste; y esto se ve reflejado en los aceites crudos derivados. Los cambios son manifestados, tanto a nivel molecular como de las propiedades del petróleo (gravedad del API, relación gas-aceite, etc.).

Resumen

Abstract

Boletín de la Asociación Mexicana de Geólogos Petroleros, A.C.Julio 2010, Volumen 55, No. 1, pp. 22-39

The Tithonian source rocks from the Sonda de Campeche in the Southern Gulf of Mexico are the largest hydrocarbon source that charged Upper Cretaceous reservoirs. The organic matter maturity is the main factor controlling the oil quality, which

increases from northeast to southwest and this is reflected in the derived crude oils. The changes are manifested both at molecular scale and in terms of the oil properties (API gravity, gas-oil ratio, etc.).

This paper presents the results of a study aimed at: 1) The simulation of the maturity of organic matter in source rocks, through pyrolysis coupled to a gas chromatographer and 2) The prediction of the oil quality before drilling a well in this area.

We have utilized this natural laboratory to have a broad overview on the prediction of the oil composition and physico-chemical properties. First a mass balance calculation of the oil generation was performed using a series of nine naturally mature source rocks. The input data were obtained from pyrolysis-gas chromatograms. Yields and compositions were determined to define the characteristics of the oil at each maturity stage. A correction was done due to the loss of carbon associated with the expulsion; the acumulative changes in the oil composition were calculated as a function of the transformation ratio. A second data

Este artículo presenta los resultados de un estudio que tuvo como objetivo: 1) simular la madurez de la materia orgánica contenida en las rocas generadoras a través de la pirólisis acoplada a un cromatógrafo de gases y 2) predecir la calidad del aceite antes de perforar un pozo en esta zona.

Hemos usado este laboratorio natural para tener un amplio panorama sobre la predicción de la composición del petróleo y sus propiedades físico-químicas. En primer lugar se hizo un balance de masas de la generación del petróleo usando una serie de 9 rocas generadoras naturalmente maduradas. Los datos de entrada utilizados fueron obtenidos de los cromatogramas de gas de la pirólisis. Se determinaron rendimientos y composiciones para definir las características de los petróleos en cada fase de madurez. Se hizo una corrección por pérdida del carbono asociado a la expulsión, posteriormente se calcularon los cambios acumulativos en la composición de petróleo basados en la relación de transformación. En segundo lugar, a la muestra menos madura se le realizó la pirólisis micro-scale sealed vessel en sistema cerrado para simular y predecir las composiciones del petróleo en 7 pasos. Finalmente, fueron comparados los 2 conjuntos de datos.

Una correlación excelente se observó entre las predicciones de la composición química obtenida de los aceites en el laboratorio y los calculados por el modelo de balance de masas. Los resultados de la pirólisis son consistentes también con las tendencias de la relación gas-aceite regionales, debido a ello se infiere que las trampas parecen haber sido llenadas por una carga instantánea más que por un llenado acumulativo.

Correo electrónico: dsantama@imp.mx1) Instituto Mexicano del Petróleo, Eje Central Lázaro Cárdenas Norte 152, Col. San Bartolo Atepehuacan, 07730 México, D.F.

2) Geoforschungszentrum Postdam

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Predicción de la Calidad de los Aceitesen la Sonda de Campeche, MéxicoDemetrio Santamaría Orozco(1) y Brian Horsfield(2)

set was generated by performing. Pyrolysis MSSV in closed system to the least mature sample in order to simulate and predict the oil compositions in seven steps. Finally the 2 data sets were compared.

INTRODUCCIÓN

En la exploración petrolera actual ya no es suficiente saber si hay petróleo en alguna región determinada,

sino que además se requieren estimaciones de su cantidad y calidad, factores determinantes en el valor económico de venta. Ahora es muy importante, antes de iniciar las actividades de exploración en zonas de frontera, tener los elementos de juicio necesarios para invertir y, más aún antes de comenzar la explotación de un campo recién descubierto. Esto repercute en toda la cadena de valor de la industria petrolera; por ejemplo, para planear el tipo de instalaciones superficiales que se ocuparán, el tipo de tuberías, el manejo y transporte del crudo, así como el destilado y la refinación. En el Golfo de México, la estimación de la calidad del petróleo permite reducir el riesgo de un pozo antes de ser perforado, lo cual ahorra una importante cantidad de dinero y, en el caso de hallar algún nuevo yacimiento ayuda a determinar si es comercialmente viable antes de ser explotado. La calidad del petróleo está inicialmente controla-da por las características de la roca generadora, después por el comportamiento de fase de su sistema de transpor-te y finalmente, por las alteraciones que puedan ocurrir dentro del yacimiento. La calidad del petróleo está defi-nida por varios factores, tales como: cantidad de metales o de otras substancias (como el azufre), la gravedad API, el nivel de viscosidad, número de acidez, grado de preci-pitación de ceras y asfaltenos, entre otros (Davis, 2004, y Katz y Robison, 2004). Todo ello determina el precio de venta del petróleo que hoy en día es muy alto en un mer-cado tan competitivo como el que se disputan los países productores y consumidores de este combustible. La Relación Gas-Aceite (RGA) es otro de los fac-tores que controlan, tanto los costos de exploración como los de la producción del petróleo. La RGA in-situ está fuertemente gobernada por 4 factores:

El comportamiento de la fase en los sistemas transportadores.La facies de la materia orgánica contenida en la roca generadora.La madurez de la roca generadora y del aceite expulsado en el área del drene yEl tiempo geológico transcurrido.

La predicción del comportamiento de la fase flui-da y de la composición del petróleo, antes de perforar un pozo, ha ganado más atención recientemente en el mode-lado cinético y en la exploración de petróleo (Horsfiled, 1997; Santamaría y Horsfield, 2004; Dieckmann et al., 2000 y 2004; Keym y Dieckmann, 2006; di Primio y Hors-field, 2006; Behar et al., 2008; Stainforth, 2009 y Lehne et al., 2009). Esto, debido a que el modelado de presión-volumen-temperatura (PVT) ha mejorado sustancialmente las aplicaciones del modelado de cuencas. Estos modelos requieren datos de entrada detallados para valorar la com-posición de petróleo expulsado desde una roca generado-ra (di Primio, 2002), así como de datos de la RGA. Las investigaciones de generación y expulsión para determinar la composición original del petróleo em-plean las técnicas de pirólisis en sistemas abierto y cerra-do, los resultados son usados para calcular los paráme-tros cinéticos, los que permiten la extrapolación de las proporciones de generación a las condiciones geológicas. La desventaja de utilizar pirólisis en sistema cerrado, es que hasta el momento la diferencia entre los productos primarios y secundarios se establece usando sólo la re-lación estequiométrica en general y se asume como un craqueo continuo (Dieckmann et al., 1998). Por otro lado, complementario a la predicción de la calidad del petróleo se hace una estimación burda de la cantidad de petróleo por generar o generado de una roca generadora, de ahí se parte para saber qué cantidad pudo ser acumulada en un yacimiento. Esa cantidad pue-de ser estimada por registros geofísicos de pozos, datos geoquímicos, métodos de extrapolación de la madurez y el grado de saturación de los fluidos, tanto en la roca ge-neradora como en la roca almacén (Passey et al., 1990, y Carpentier et al., 1991). La Sonda de Campeche es actualmente la pro-vincia más productiva de hidrocarburos de México, pues produce más de 1.5 millones de barriles de aceite crudo al día. La exploración en zonas de frontera cercana a esta región ha sido acentuada por PEMEX que ahora busca nuevos yacimientos de aceite crudo en tirantes de agua mayores en el Golfo de México.

Objetivo

Revisar el efecto de la madurez sobre la materia or-gánica de las rocas generadoras y cómo afecta en

1)

2)

3)

4)

An excellent correlation was observed between the predictions of the chemical composition of the oils obtained in the laboratory and that calculated by the mass balance model. The pyrolysis results are also consistent with trends in regional gas-oil ratio, because it is inferred that the traps appear to have been filled by an instantaneous charge rather than acumulative filling.

PrediccióndelaCalidaddelosAceitesenlaSondadeCampeche,México

24

USA

GOLFO DEMEXICO

MEXICO

OCEANO PACIFICO

N

C O M A L C A L C O

C U E N C A D E

C U E N C A D E

M A C U S P A N A

PILAR DE AKAL

C A M P E C H E

LAGUNADE

TÉRMINOS

Dos Bocas

Allende

C i u d a dd e l C a r m e n

RIOSAN

PEDRO

Y SAN PABLOT A B A S C O

C A M P E C H E

FronteraLAGUNA DE PAN

GUATEMALA

LEYENDA

Fallas

Yacimientode aceiteYacimientode gasPozo connúcleoPozo conanálisis PVT

Sonda de

Campec

heKm

0 10 20

C

A

BD

FE

H

I

KJ

A 1

5 6

7

89

101112

1314

15

17

23

4

16

7 1

1´

2´

2

las características generales del petróleo original. Estimar cuantitativamente los productos generados en algún mo-mento de su evolución para distinguir entre una carga acu-mulativa y una instantánea. Comparar los resultados de la RGA obtenidos en laboratorio con aquéllos de un sistema naturalmente madurado, y de esta forma calibrar los mo-delos de generación. Identificar las zonas más interesantes para una futura exploración en la Sonda de Campeche. In-corporar los hallazgos al sistema petrolero para apoyar una estrategia del desarrollo en caso de descubrirse un nuevo yacimiento y enfocar este tipo de predicción de la calidad del petróleo a todo México.

Enfoque

Este artículo pretende demostrar cómo pueden prede-cirse las composiciones del petróleo original utilizando

métodos de laboratorio de pirólisis en sistemas abierto y cerrado, al madurar artificialmente una roca inmadura, y calibrar estos resultados, tanto con una unidad litoes-tratigráfica naturalmente madurada como con sus aceites derivados. Los componentes de gas formado vs aceite for-mado son monitoreados. El cálculo de balance de masas es derivado de la relación de transformación de la materia

orgánica que ocurre en distintos estados de madurez, dis-tinguiendo la carga instantánea de la acumulada.

Métodos y Muestras

Este estudio retoma la técnica de pirólisis del sistema cerrado (micro-scale sealed vessel o MSSV, Horsfield

et al., 1989) usando un conjunto de datos obtenidos a partir de una muestra del Tithoniano. La estimación de los productos primarios y secundarios, así como la de-terminación consecutiva de la cinética de la composición se realizó calculando las curvas de generación simultá-neamente. También fueron utilizados otros métodos de pirólisis en sistema abierto. Uno, el Rock-Eval (Espitalié et al., 1977), y el otro con acoplamiento a un cromatógrafo de gases y a un detector de ionización de flama. Este úl-timo en 2 variantes; la primera consiste de un sólo paso similar al descrito por Horsfield y Düppenbecker (1991), mientras que la segunda consiste de multipasos parecido al definido por di Primio y Horsfield (1996). Para calcular el espesor neto generador fue utiliza-do el Método D log R aplicado originalmente por Passey (1990), pero fue modificado y empleado en varios pozos donde se contaba con datos de COT medidos en laborato-

rio para hacer la calibración. A los resultados obtenidos se les aplicó el Método SPI de De-maison y Huizinga (1991). Para este estudio un total de 24 muestras fueron colec-tadas, 9 núcleos de roca y 15 aceites crudos tomadas de 24 pozos, algunos exploratorios y otros productores. Las mues-tras de roca corresponden a la unidad estratigráfica del Ti-thoniano, y los aceites fueron colectados de diferentes nive-les estratigráficos, en su ma-yoría pertenecientes al Cretá-cico Superior. La localización de los pozos se muestra en la figura 1.

Figura 1.- Localización del área de estudio mostrando las mues-tras y los datos de campo (vertablas).

Demetrio Santamaría Orozco et al.

1)

2)

3)

25PrediccióndelaCalidaddelosAceitesenlaSondadeCampeche,México

Marco Geológico

Los principales elementos que interactuaron en esta región fueron el proto-Golfo de México, la paleo-Pla-

taforma de Yucatán y el proto-Continente antigua Sierra de Chiapas. La columna estratigráfica cubre un intervalo desde el Jurásico hasta el Reciente (Fig. 2). Los ambientes sedimentarios de las unidades es-tratigráficas fueron variantes sabkhas (Calloviano), barras costeras oolíticas (Oxfordiano), bancos de arena (Kim-meridgiano), plataforma interna restringida (Tithoniano), plataforma interna abierta (Cretácico), brechas de impac-to y sedimentarias (límite entre el Cretácico y el Terciario, K/T), sistemas deltaicos (Paleoceno-Eoceno), sistemas turbidíticos (Oligoceno-Mioceno) y abanicos submarinos (Plio-Pleistoceno). El tipo de sedimentación puede dividirse a grosso modo en 3:

Sedimentos principalmente de sulfatos y haluros del Jurásico Medio.Sedimentos principalmente carbonatados del Ju-rásico Superior al Cretácico ySedimentos principalmente siliciclásticos o terrí-genos del Terciario al Reciente.

La paleogeografía varió de una plataforma tipo rampa (en el Mesozoico) con altos y bajos estructura-les (en el Cenozoico) donde se desarrollaron elementos como el Pilar de Akal y las cuencas de Comalcalco y Ma-cuspana (Ángeles-Aquino, 2004).

plataforma marina tipo rampa, las cuales sufrieron un in-tenso fracturamiento que incrementó considerablemente su permeabilidad (>20 %), además de formar grandes es-pesores de brechas calcáreas producto de un gran impacto del cuerpo extraterrestre (meteorito o cometa) que ocurrió en el límite K/T (Grajales et al., 2000). Los espesores de estas brechas varían de 40 a 350 m, pero todo el espesor de las rocas del Cretácico Superior supera los 650 m. La migración se llevó a cabo en el Terciario, pero tuvo sus variaciones espacio-temporales. Primero, al saturarse en fluidos la roca generadora la expulsión se produjo por presión diferencial. La migración prima-ria ocurrió por capilaridad pasando los fluidos a través de los poros a zonas aledañas a las rocas generadoras. Después, la migración secundaria sucedió por verdade-ras vías abiertas a lo largo de las fallas y zonas permea-bles hasta los yacimientos e incluso perdiéndose algunos fluidos por fuga hacia la superficie del lecho marino. En la Sonda de Campeche, la migración ocurrió primero en el SW (probablemente durante el Oligoceno) en la parte central quizás fue durante el Mioceno y, después en el NE durante el Plioceno y Reciente. Directamente proporcio-nal es la madurez, ya que las rocas generadoras del Titho-niano del SW son mucho más maduras que aquéllas de la región NE donde algunas aún no entran a la ventana de generación del petróleo. Las trampas se formaron en el Terciario como consecuencia de la deformación chiapaneca, por lo mis-mo la mayoría de las trampas son de tipo estructural aun-que las hay también de tipo estratigráfico y combinado. Deformaciones compresivas con componentes de cizalla aunadas al diapirismo salino provocaron la mayoría de las trampas (Pacheco, 2002). La deformación de la sal fue muy importante en la formación de trampas mixtas (anticlinal con falla). El sello lo constituyen, tanto sedimentos terríge-nos de grano fino del Terciario como las mismas fallas cuando están cerradas. El sistema petrolero de la Sonda de Campeche es de tipo super-cargado de alta impedancia y verticalmente drenado (Fig. 5).

Subsistema Generador

La unidad litoestratigráfica del Tithoniano en la Sonda de Campeche es un laboratorio natural de madura-

ción donde las facies sedimentarias y orgánicas tienen muy poca variación. La materia orgánica contenida en ellas es tipo algáceo-sapropélico, órgano-facies conoci-da como tipo 3a. El kerógeno contenido en las rocas es de tipo II-S, el cual ha experimentado un incremento demadurez desde el noreste hacia el suroeste (Santamaría et al., 1995) como lo demuestra la variación de la Re-

Sistema Petrolero

El principal sistema petrolero de esta región es Jurásico Superior (Tithoniano)-Cretácico Superior, el cual fue

formado durante la apertura del Golfo de México (Fig. 2). Las rocas generadoras del “Tithoniano” están cons-tituidas de calizas margosas, en partes dolomitizadas, y lutitas negras, las cuales se han dividido en 7 ciclos de depositación. En éstos, los ciclos 2 y 6 tienen los más altos contenidos de materia orgánica (>1% de COT). Los sedimentos fueron depositados en medios ambien-tes calurosos de plataforma marina con alta evaporación en condiciones anóxicas. Los espesores de esta unidad varían de 50 a 450 m con un promedio de 200 m (Fig. 3), y de éstos solamente entre 70 y 90 m tienen un rico potencial generador (Fig. 4) (Santamaría et al., 1997). Al cubicar una superficie aproximada de 15,000 km2 por 70 m de espesor y por 1% de COT da un gran valor del índi-ce del potencial generador SPI (por sus siglas en inglés). Las rocas almacén son calizas y dolomías del Cre-tácico Superior que fueron depositadas en ambientes de

1)

2)

3)

26

Figura2.-ColumnaestratigráficadelaSondadeCampechemostrandoelsistemapetroleroTithoniano-CretácicoSuperior

Demetrio Santamaría Orozco et al.

27

LAGUNADE

TÉRMINOS

Ciudad del Carmen

C A M P E C H E

Curva de ISOPACAdel Tithoniano

Pozo100 Espesores

50

50

100

100

150 200

300

300

200

400

400

N

10 20 Km0

I

II

III

C

BD

A

GF

I

H

KJ

E

Leyenda

Dos Bocas

Allende

T A B A S C O

Frontera151

II Depocentro

Figura3.-IsopacasdelaunidadderocasdelTithoniano

PrediccióndelaCalidaddelosAceitesenlaSondadeCampeche,México

28

(ohm-m)

( seg/ft)

0 20 400

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Datos de Laboratorio

}Línea baseIntervalo de

log R

Núcleo

P R

0.02 0.2 2 20

240 190 140 90 40

200

(P) Porosidad

(R) Resistividad COT (%)

log R= log (R/R )+ 0.02 x ( t- t )10 línea base línea base

Pozo A

Rr 0.35 %LOM = 6

12

Pozo J

0.2 2 20(R) Resistividad (ohm-m)

200 2000

4090190 140240(P) Porosidad (µseg/ft)

COT (%)0 5 10

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

20

0

}Intervalo deLínea Base

Núcleo

log R

PR

COT=( log R) x 10 (2.297-0.1688 x LOM)

R r 1.29 %LOM = 11

Figura4.-EstimacióndelespesornetogeneradorusandoregistrosdepozoaplicandoelMétodoDlogRdePassey,1990.

Figura5.-SeccionesestructuralesesquemáticasdelaSondadeCampechemostrandolatendenciademadurezyelsistemapetrolero.

LEYEND

Plio-Pleistoceno

Mioceno Superior

Mioceno Medio

Mioceno Inferior

Paleógeno

Cretácico

Jurásico

Sal

Basamento

Pozo

NE2'

SW2

E S C A LA 20 Km

20 Km

Pozo 17 Pozo S Poz o H Poz o Ñ Poz o I Poz o EGraben de Kutz

Poz o F

P I L A R de A K A L

5Km

Pozo U Pozo T Pozo G

Plataformade YucatánP I L A R de A K A LCuenca de Comalcalco SE

1'NW1

5Km

Pp

Ms

Mm

Mi

K

Pa

J

S

Ba

Pp

Ms

Mm

PpMs

Mm

Pp

Ms

Mm MiPa

BaBaBa

JS

JK

SJ

K PaMi PaKKMi

S

Sección geológica esquematizada de la Sonda de Campeche (Modificado de CHEVRON, 1993)

1.4 1.1 1.0 0.9 0.8 0.7 0.5

0.7

0.6 0.6

Rm (%) de lasRocas generadoras

2-2'

1-1'

PpMs

Mi

Ba

PpMs

Mi

Ba

S

J KPa

S

K

JK

D. Santamaria

Golfo de México(Sonda de Campeche)

. del Tithoniano

Cuenca de Macuspana

Pozo R

Demetrio Santamaría Orozco et al.

29flectancia de la Vitrinita de 0.35 a 1.29% Ro (Fig. 6). Lo mismo es confirmado por más de 15 parámetros de ma-

0.3

0.3

0.30.4

0.4

0.50.6

0.7

?

?

Ciudad del Carmen

C

A

BD

FEG

? N

0 10 20 KmLAGUNA

DETÉRMINOS

Dos Bocas

Allende C A M P E C H E

Frontera LAGUNA DE PAN

T A B A S C O

Y SANPABLO

RIOSAN

PEDRO

?

?

?

?

0.7 Valores de Reflectancia de VitrinitaDatos de Pemex y ChevronMadurez de la Reflectanciade la Vitrinita

Datos de este estudio

L E Y E N D A

0.8

0.80.8

0.9

0.9

0.9

0.9

0.9

0.9

1.0

1.0

1.0

1.21.3

H

I

K J

durez (Santamaría y Horsfield, 2001). En la tabla 1 se presentan algunos de estos parámetros.

Figura6.-ReflectanciadelaVitrinitadelasrocasgeneradorasdelTithoniano.LatendenciademadurezesincrementadadeNEhaciaelSW.

B(a)Cz/ Ts/ Pozo %Ro Tmax IH B(a)Cz+B(c)Cz (Ts+Tm) 4-MDR MDR’ C3BTI A 0.35 405.00 750.00 0.44 0.01 0.72 0.30 1.08 B 0.36 415.00 678.00 0.45 0.17 1.09 0.46 1.18 C 0.49 435.00 512.00 0.45 0.06 1.85 0.54 1.43 D 0.57 434.00 414.00 0.50 0.23 1.12 0.58 2.66 E 0.65 433.00 337.00 0.50 0.21 2.18 0.58 2.86 F 0.71 429.00 390.00 0.46 0.53 1.88 0.63 2.82 H 0.81 436.00 336.00 0.54 0.61 2.04 0.70 4.34 I 0.91 436.00 101.00 0.65 0.81 2.28 0.82 4.28 JI 1.09 452.00 82.00 0.67 n.d. 2.26 0.97 5.42 K 1.29 469.00 42.00 0.65 n.d. 4.01 n.d. n.d.

Tabla1.-Datosde8parámetrosdemadurezde9rocasgeneradorasdelTithoniano(lalocalizacióndelospozossemuestraenlafigura1).

La misma tendencia de madurez se presenta en los aceites crudos asociados.

PrediccióndelaCalidaddelosAceitesenlaSondadeCampeche,México

30RESULTADOS

Composición Total del Petróleo

Un amplio rango de gravedad en los aceites crudos, con aumento de noreste a suroeste, variando desde

10 hasta 47°API. Contrario a este incremento, el conteni-do de azufre disminuye de 4.5 a 0.02% en la misma di-rección. La figura 7 muestra una gráfica entre la gravedad API vs contenido de azufre. Para obtener la composición primaria del petró-leo generado por las rocas generadoras del Tithoniano se analizaron por pirólisis acoplada a un cromatógrafo de

0

0.5

1.01.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

4.5

0 10 20 30 40 50

Gravedad °API

Con

teni

do d

e S

%

gases (PyCG) los concentrados de kerógeno de 9 mues-tras de la secuencia del Tithoniano, las cuales cubren todo el rango de maduración de la ventana de aceite. La Relación Gas-Aceite (RGA) de estos concentrados fue determinada a partir de los pirolizados entre el rango C1-C5 y el C6+ (Horsfield, 1997) después de la sustracción del blanco. Esta RGA es expresada en kg/kg. Las RGA variaron de 0.10 a 0.44 kg/kg (tabla 2). La RGA acumu-lada está basada en el total de los productos restantes más o menos constantes y por debajo de una Relación de Transformación (RT) cercana a 0.8, arriba de la cual la RGA se incrementa considerablemente, debido posi-blemente a un craqueo secundario.

Figura7.-GravedadAPIvscontenidodeazufredelosaceitescrudosderivadosdelasrocasgeneradorasdelTithonianoyalma-cenadosenrocasdelCretácicoSuperiorenlaSondadeCampeche.

Tabla2.-DatosdePirólisisporCromatografíadeGases(PyCG)de9rocasgeneradorasdelTithoniano(lalocalizacióndelospozossemuestraenlafigura1).

Total 595.75 564.18 511.38 304.36 174.29 241.65 64.63 81.91 16.77 C1-5 57.17 74.92 67.05 60.47 40.58 52.74 13.59 27.67 7.29 C6-14 164.95 155.18 140.77 103.10 66.97 78.61 26.76 25.60 4.69 C15+ 373.63 334.07 303.56 140.79 66.74 110.29 24.28 28.65 4.79 C6+ (total) 538.59 489.26 444.33 243.89 133.71 188.90 51.04 54.25 9.48 RGA* 0.09 0.13 0.13 0.19 0.23 0.21 0.27 0.33 0.43 TR** 0.00 0.23 0.39 0.56 0.77 0.77 0.95 0.96 0.98

Pozo A B C D F H I J K

mgHC/g TOC E41495 E41502 E41525 E41449 E41459 E41488 E41440 E41500 E41509

* Relación Gas-Aceite** Relación de Transformación

Demetrio Santamaría Orozco et al.

31 La muestra menos madura (Pozo Chac Mool-1) fue analizada por diferentes métodos de pirólisis. El de Rock Eval alcanzó un rendimiento de 664 mg HC/g COT en un rango de temperatura de 300 a 600°C con incre-mentos de 25°C/min. Mientras que la pirólisis acoplada a un cromatógrafo de gases (PyCG) en un sólo paso, en el mismo rango de temperaturas, pero con incremento de 40°C/min alcanzó un rendimiento de 596 mg HC/g COT. La Pirólisis acoplada a Cromatografía de Gases y a Es-pectrómetro de Masas (PyCG-EM) en 5 pasos, en el mis-mo rango alcanzó una producción total de 552 mg HC/g COT, y finalmente, la pirólisis MSSV en un rango de tem-

al-C5

al-C6

al-C7

al-C8

al-C9

al-C10

al-C11

al-C12

al-C13

al-C14

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al-C17

Prist-1-eno

C9-M-T

C8-M-TC6-M-T DM-BT

EM-BT

M-BT2.MN

1.MN

C5-M-T

C4-M-T

C4-T

C3-B

TM-T

C3-T

C3-M-T

C10-M-T

C11-M-T

C12-M-T

al-C18

al-C19

al-C20

al-C21

al-C22

ak-C6

ak-C7

2-M-T

3-M-T

T

Tol

2,5-DM-T

M,P-X

T = TiofenoB = Benzeno

M = MetilDM = DimetilTM = Trimetil

BT = BenzotiofenoS = EstirolN = Naftaleno

E = Etil

X = Xileno

B

E-B 2,4DM-T

O-X

S

E-T

ak-C8

ak-C9

ak-C10

ak-C11

ak-C12

ak-C13

ak-C14

ak-C15

ak-C16

ak-C17

ak-C18

ak-C19

ak-C20

ak-C21

ak-C22

Al-ak-C 23

al-ak-C 24

al-ak-C 25

al-ak-C 26

al-ak-C 27

al-ak-C 28

al-ak-C 29

al-ak-C 30

ak-C5

Tiempo de Retención

Instensidad

.n-alcanosNalquil tiofenosalquil benzenos

Leyenda

Concentrado de kerógeno muestra E-41502(ver tabla 2)

peratura de 300 a 450°C sólo alcanzó una producción de 514 mg HC/g COT entre los productos y los residuos. Estas diferencias son debidas a las condiciones de labo-ratorio y del método empleado, al equipo y a la pérdida o retención de algunos compuestos durante la medición. Sin embargo, los cromatogramas obtenidos por los 3 úl-timos métodos son muy similares. La traza es dominada por compuestos alifáticos de n-alcanos/n-alquenos dobles seguido por alquil-benzenos, alquil-naftalenos, alquil-tio-fenos e isoprenoides, así como una notable ‘‘joroba’’ de compuestos no resueltos (Fig. 8). Los resultados y una descripción detallada se muestran en las tablas 3, 4 y 5.

Tabla3.-ComposicióngeneralobtenidaporpirólisisacopladaauncromatógrafodegasesenunsólopasodelamuestraderocageneradoradelTithonianomenosmadura.

Figura8.-TrazasdelacromatografíadegasesdeunconcentradodekerógenoobtenidodelamuestramenosmaduradelaseriedelTithoniano(muestra41502),verTabla2.

Rango de Rendimiento Porcentaje Productos RGA Temperatura mgHC/gCOT kg/kg

300-600°C 596 100 0.11 Fue dominado por compuestos alifáticos principalmente dobles n-alcanos/alquenos seguido por alquil-benzenos y alquil-naftalenos, alquil-tiofenos e isoprenoides, además de una gran ‘‘joroba’’ de compuestos no resueltos.

PrediccióndelaCalidaddelosAceitesenlaSondadeCampeche,México

32 Los resultados de PyCG-EM pueden ser compa-rados con aquéllos obtenidos de la serie naturalmente madurada, analizada de un sólo paso PyCG, para ver si en el laboratorio natural el craqueo es primario, por me-dio del cual los sustitutos son simplemente craqueados (o se parten y se separan) sin otro mecanismo significante, como por ejemplo cuando ocurre la aromatización. Los cambios de composición observados durante la PyCG-EM se asemejan ampliamente a los descritos en la serie de madurez: en bajas temperaturas son ricos en compuestos orgánicos de azufre y en altas temperaturas los productos son más parafínicos.

Tabla4.-ComposicióngeneraldelaPyCGobtenidadelamuestramenosmaduradelTithonianoen5pasosconocidotambiéncomométodoenmultipasos.

La generación del volumen de petróleo, hidrocar-buros líquidos y gaseosos a partir de la transformación de la materia orgánica de las rocas generadoras del Titho-niano en la Sonda de Campeche se simuló calentando un kerógeno inmaduro en un sistema cerrado (pirólisis MSSV) con una tasa de calentamiento de 0.7°K/min. Utilizando el modelo cinético establecido de reacciones paralelas (Schaefer et al., 1990), se probó si la tempera-tura y las predicciones de la composición en condiciones geológicas naturales, al comparar los resultados de labo-

ratorio con los obtenidos en la serie del Tithoniano, que varía su madurez en forma natural y se ve expresado en los petróleos almacenados. La evaluación de la generación de hidrocarburos de las rocas generadoras del Tithoniano demostró que la generación del petróleo ocurre a partir de una madurez equivalente a 0.45% Ro. Las energías de activación varían de 54 a 74 kcal/mol con factores de frecuencia que varían de 2.7 E+15 a 7.7 E+21. La envolvente original no cubre a las otras envolventes, quizás debido a una generación temprana, ya que los compuestos orgánicos de azufre con enlaces S-C son más lábiles que los enlaces C-C.

A diferencia de los métodos de PyCG en sistema abierto, inicialmente los compuestos formados son libres al reaccionar con otros volátiles o fases refractarias en el sistema, y al craqueo continuo de moléculas pequeñas en elevadas temperaturas. Por encima del 80% de la con-versión los productos pirolizados por el MSSV son, en su mayoría, primarios. Las composiciones se asemejan ampliamente a las descritas en la serie naturalmente ma-durada, en que a bajas temperaturas los pirolizados son ricos en compuestos orgánicos de azufre, mientras que

300-375°C 22 0.16

375-400ºC 20 0.18

400-425ºC 24 0.27

425-450ºC 21 0.42

450-600ºC 13 1.70

Rango de Rendimiento Porcentaje Productos RGA Temperatura mgHC/gCOT kg/kg

Altas cantidades de gases del C1-C4, dominado por compuestos alifáticos principalmente dobles n-alca-nos/alquenos seguido de alquil-tiofenos, alquil benzo-tiofenos y alquil-benzenos.

Altas cantidades de gases del C1-C4, máxima gene-ración de C15+, así como compuestos dobles de n-alcanos/alquenos seguido de alquil-naftalenos e iso-prenoides.

Dominio en el rango de C1-C4, medio en la fracción C6+, compuestos dobles n-alcanos/n-alquenos en el rango de C2 al C14.

Bajosrendimientosen 75°

Dominio en el rango de C1-C4, medio en la fracción C6+.

Dominio en el rango de C1-C4, y drástico decremento en la fracción C6+.

Altosrendimientosen 25°

Los más altosrendimientosen 25°

Altosrendimientosen 25°

Muy bajosrendimientosen 150°

Demetrio Santamaría Orozco et al.

33

Tabla5.-Composicióngeneraldelpetróleogeneradoapartirdelcalentamientode7muestrasdelamismamadurezdelTitho-niano.LapirólisisMSSVseusóenlamuestramenosmadura.

conforme se incrementa la temperatura los compuestos obtenidos se vuelven más parafínicos. En el caso del volumen de los hidrocarburos líqui-dos y gaseosos, según Dieckmann et al. (2000), los cálculos cinéticos pueden considerarse realistas porque sus rendi-mientos máximos son independientes de la tasa de ca-lentamiento de laboratorio. Sin embargo, estos autores mencionan que los contenidos de parafinas, aromáticos y compuestos de azufre obtenidos de una secuencia ma-rina de Canadá sí muestran una marcada dependencia de la tasa de calentamiento. Lo que significa que la ex-trapolación a tasas de calentamiento geológico puede no

ser tan confiable para las predicciones de la composición y del volumen de productos naturales en el petróleo del sistema Tithoniano-Paleoceno que muestra un gran au-mento de parafinidad y aromaticidad como consecuen-cia del incremento de la madurez. En contraste, según Dieckmann et al. (2000), la ‘’joroba’’ disminuye con tasas de calentamiento decreciente, una tendencia que es dependiente de las bajas cantidades de compuestos no resueltos en productos naturales en alta madurez. Por ello, los cambios de composición son dependientes de la tasa de calentamiento, de aquí que los modelos cinéticos deban ser calibrados con datos reales.

300°C 13+355 3 0.07

320°C 49+325 4 0.06

340°C 112+286 10 0.09

360°C 206+223 20 0.13

380°C 287+195 32 0.21

400°C 360+146 59 0.27

450°C 489+25

S all 514 83 0.45

Domina los rendimientos de n-alcanos del rango C1-C4, los altos rendimientos individuales se observan en los gases, el metano, seguido por el etano y butano, meta-para-xileno, y los alcanos del rango de C5 a C7. Ya no se presentan n-alquenos

Domina los rendimientos de n-alcanos del rango C1-C4, sólo en los primeros 2 pasos los tiofenos y 2 metil-tiofeno dominan sobre otros compuestos de C5+, hay ausencia de n-alquenos.

Domina los rendimientos de n-alcanos del rango C1-C4, rendi-mientos medios de alquil-tiofenos (T), aparece una serie de C7-T hasta C12-T también aparecen los alquil-benzotiofenos y alquil-benzenos, hay ausencia de n-alquenos.

Domina los rendimientos de n-alcanos del rango C1-C4, alquil-tiofenos (T), de la serie de C7-T hasta C12-T, alquil-benzotiofe-nos y alquil-benzenos, hay ausencia de n-alquenos.

Domina los rendimientos de n-alcanos del rango C1-C4, seguido de los alcanos (n-C6 a n-C14), isoprenoides, la serie de alquil-tiofenos, disminución de benzotiofenos y alquil-benzenos, hay ausencia de n-alquenos.

Domina los rendimientos de n-alcanos del rango C1-C4, seguido de los alcanos (n-C6 a n-C14), isoprenoides, la serie de alquil-tiofenos, disminución de benzotiofenos y alquil-benzenos.

Domina los rendimientos de n-alcanos del rango C1-C4, seguido de los alcanos (n-C6 a n-C14), máxima generación de C15+, casi desaparece la serie de alquil-tiofenos y los isoprenoides, disminu-ción de alquil-naftalenos.

Temperatura Producción Porcentaje Productos RGA en 72 horas mgHC/gTOC respecto kg/kg a un paso

PrediccióndelaCalidaddelosAceitesenlaSondadeCampeche,México

34 Los componentes individuales resueltos en los pirolizados se correlacionan ampliamente con la compo-sición del petróleo. En el diagrama ternario de Horsfield (1989) se compara la composición de los pirolizados de la serie naturalmente madurada con la obtenida mediante el experimento en multipasos (Fig. 9). Se muestra también los valores de la Relación de Transformación (RT) de las muestras individuales. La composición de los pirolizados, en sus primeras etapas, indica que se trata de un petróleo principalmente parafínico-nafténico-aromático bajo en ceras. Se comprueba además que es generado por rocas marinas de condiciones anóxicas. Las últimas fases de

C-C

(%)

15

C(%

)

15+

C -C (%)6 14

100 60 20

20

40

60

80

80

60

20

0

0

80 40

0

Secuencia natural de rocas generadorasPyGC en multipasos para simular unamaduración artificial

Leyenda

Deltaico

Lacustrinorico en S

Lacustrino

Marinoanóxico

Marinorestringido

Marinorico en S

Terrestre

Aceite Parafínico Alto en Ceras

Gas y Condensado

Aceite Parafínico Bajo en CerasAceite Parafínico Nafténico Aromático Bajo en CerasAceite Parafínico Nafténico Aromático Alto en Ceras

Figura10.-Diagramaternariomostrandoaceitesricosenazufregeneradoporrocasgeneradorasbasadoendatosdepirólisis.ModificadodediPrimioyHorsfield,1996(versimbologíaenlafigura9).

Figura9.-Diagramaternariomostrandolaprediccióndeltipodeaceitegeneradoporrocasgeneradorasbasadoendatosdepirólisis.ModificadodeHorsfield,1989.

madurez generan pirolizados predominantemente com-puestos por hidrocarburos ligeros y caen en el campo de gas y condensado. También se utilizó el diagrama ternario propuesto por di Primio y Horsfield (1996), aunque en éste la reso-lución fue pobre por los caóticos rendimientos de 2,5 di-metil-tiofeno (DMT) y meta-paraxileno (MPX). No obs-tante, siempre cayeron en el campo de kerógenos ricos en azufre (Fig. 10). Una tendencia general de decremento de azufre e incremento de aromaticidad también es ob-servada al incrementarse la madurez en ambos conjuntos de datos.

C-C

(%)

15

C(%

)

15+

C -C (%)6 14

100 60 20

20

40

60

80

80

60

20

0

0

80 40

0

Deltaico

Lacustrinorico en S

Lacustrino

Marinoanóxico

Marinorestringido

Marinorico en S

Terrestre

Demetrio Santamaría Orozco et al.

35RGA Instantánea

Los datos de campo muestran que las RGA naturales se incrementan en el área de estudio de noreste a

suroeste de 45 m3/m3 en el campo 1 a 543 m3/m3 en el campo 17 (tabla 6).

Aplicando los resultados de la pirólisis a las ten-dencias regionales de la RGA se infiere que las trampas fueron aparentemente llenadas por cargas instantáneas más que por cargas acumulativas. La RGA de los com-puestos resueltos, así como de los productos generados, incluyendo a la ‘‘joroba’’ no resuelta de los pirolizados generados en todos los experimentos muestra que la ten-dencia es muy similar en todos, así como también en las RGA obtenidas en los campos productores. Por lo tanto, es una función de la madurez. Esto apoya lo notado por Santamaría et al. (1998) que proponen vías de migración verticales en asociación con una sincronía tardía con la formación de trampas.

UnidadesMétricas

UnidadesMétricas

(Masa)

Unidades enYacimientosde aceite(Volumen) (Volumen)

10 100 1000 10000

50 500 5000 50000

0.01 0.1 1 10

10 100 1000 1000010 100 1000 10000

50 500 5000 50000

0.01 0.1 1 10

10 100 1000 10000

Scf/bbl

Sm3/Sm 310 100 1000 10000

50 500 5000 50000

0.01 0.1 1 10

10 100 1000 1000010 100 1000 10000

50 500 5000 50000

0.01 0.1 1 10

10 100 1000 10000

kg/kg

/

3 3

Reservas, Económicas

Producción, Laboratorio

Conversión de unidades de RGA

La figura 11 muestra una conversión aproximada entre los factores aquí obtenidos y los usados en la in-dustria petrolera, tanto en unidades volumétricas (m3/m3) como en las unidades clásicas empleadas en los campos petroleros (scf/bbl).

Los pirolizados en un paso PyCG para las rocas generadoras con incremento natural de madurez mostra-ron un enriquecimiento en la fracción de gas (Fig. 12). Los valores se incrementaron de 0.10 a 0.44 kg/kg para un nivel de madurez equivalente a 1.29% Ro. Aquí tuvo lugar una conversión de 96% RT. Los pirolizados de multipasos PyCG-EM tienen bajas RGA (< 0.2 kg/kg) para bajos niveles de tempera-tura, pero cuando se incrementa el estrés termal alcanzan valores superiores a 0.5 kg/kg. La formación de gases pa-rece ser progresivamente concentrada en la naturaleza y en el laboratorio. La neo-formación de compuestos de gas vía reacciones de aromatización (Shenk and Hors-field, 1998) no fue significativa.

Figura11.-DiferentesformasdeexpresarlaRelaciónGas-Aceite

Tabla6.-RelaciónGasAceite(RGA)medidasabocadepozoyanalizadasporestudiosdePVTen17camposdelaSondadeCampecheexpresadasenm3/m3.

No. de Campo 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

RGA m3/m3 45 87 111 72 89 64 92 97 181 126 184 142 210 399 365 404 543

No. de Campo 1 2 9 3 5 6 7 11 8 10 4 12 13 14 15 16 17

PrediccióndelaCalidaddelosAceitesenlaSondadeCampeche,México

36

Los valores obtenidos de las RGA aparentemente son obtenidos por cargas instantáneas, que es todo el po-tencial petrolero remanente en la muestra, el cual puede ser alcanzado en altos niveles de madurez.

RGA Acumulado

Muchos de los campos petroleros en el mundo son abastecidos en forma acumulativa y no instantánea.

La evaluación de la RGA acumulativa por pirólisis debe ser llevada a cabo en sistema cerrado. Alternativamen-te puede adoptarse un balance de masas de los datos de la pirólisis en sistema abierto. Santamaría y Horsfield (2003) ya han aplicado esto en la Sonda de Campeche, y mostraron una buena correspondencia entre los 2 en-foques, siendo tan lejana como el craqueo primario esté en cuestión. En el modelo de composición, los rendimientos o producciones de los compuestos individuales, las clases de compuestos o los rangos de ebullición colectados por la PyCG son mostrados como una función de la Relación de Transformación (RT). La RT es calculada a partir del Índice de Hidrógeno de la pirólisis por Rock-Eval.

RT = [1200 * (IHo –IHx) ] [ IHo * (1200 - IHx) ]

RGA Multi-pasos

RGA MSSV

RGA en un paso dela serie maduradaRGA de un balancede masas

0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

% Ro

0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0RT

Kg/

kgo

m/m3

3

Figura12.-CurvasdeRGAobtenidaspordiferentesmétodosdepirólisisusandolosdatosdeunarocainmaduracalentadaartificialmenteydeunaseriederocasgeneradorasnaturalmentemadurada.

Donde: IHo = Índice de Hidrógeno de la muestra me-nos madura. IHx = Índice de Hidrógeno de la muestra ma-dura. 1200 = Representa el recíproco (1,000 veces) de 0.83 de la proporción asumida de carbono en los pro-ductos de la pirólisis Rock-Eval.

La concentración inicial de cada componente de aceite o gas Ni es dada por:

Ni = [Nx * (1200 – IHo) ] / (1200 – IHx)

Y el rendimiento acumulado es dado por la sustracción de Ni a partir de que la muestra menos madura sea No. Las RGA obtenidas por el método de balance de masas son menores a 0.1 kg/kg a lo largo de todo el rango de madurez. Éstas no son acordes con las observadas al sur del Campo 8 (Fig. 13). Las RGA acumuladas a partir de MSSV son bajas para el volumen de craqueo primario (con excepción de valores altos para RT < 10%), y los altos valores (> 0.37 kg/kg) están asociados a un craqueo secundario en con-versiones de 95% RT. La tendencia general de la MSSV es muy similar a la observada en los yacimientos petroleros.

Demetrio Santamaría Orozco et al.

37

DISCUSIÓN

Causas de la variabilidad de la RGA en la Sonda de Campeche

Modelo 1.- Llenado de los yacimientos por una carga acumulativa a través de una maduración progresiva y el craqueo primario de la roca generadora.

En el extremo noreste de la Sonda de Campeche las RGA están ligadas a lo acumulado, ya que a partir del cálculo del balance de masas por pirólisis MSSV éstas son muy similares a aquéllas de los yacimientos de petróleo, lo que significa que el craqueo primario ocurre en la roca in situ y esto tiene importancia sobre el escaso transporte de los fluidos. Mientras que hacia el suroeste a partir del Campo 8 las RGA naturales son más altas que las calcula-das por el balance de masas, ya sea por un fraccionamien-to (el comportamiento de la PVT durante la migración y el entrampamiento selectivo de partes de petróleo cargado) o por craqueo secundario (en el yacimiento o desde la roca in-situ) jugando un papel relevante.

m3/m3

0

100

200

300

400

500

600

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1011 121314151617

Pozos Productores (ver figuras 1 y 6)

0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4%RoAprox.

Tendencia d

e Madurez

Figura 13.- Relación Gas-Aceite del sistema natural paravarioscampos productoresdelaSondade Campeche.

Modelo 2.- Craqueo secundario con efectos importantes en el suroeste.

El craqueo secundario en los yacimientos es muy poco frecuente debido a que esto ocurre cuando la madu-rez alcanza el equivalente a 2% Rm (Schenk et al., 1997). No obstante, el craqueo secundario comienza en la roca generadora a menores valores de madurez (Dieckmann et al., 1998), pero sólo podría ser significativamente alte-rada la RGA en el yacimiento si la eficiencia de expulsión fue baja. Para una eficiencia alta una tardía carga de gas podría no significativamente alterar la RGA acumulada. Altos rendimientos del extracto (Santamaría et al., 1998) manifiestan la posibilidad del inicio de craqueo secunda-rio.

Modelo 3.- Efectos importantes de fraccionamiento físico.

La pirólisis en un paso de la serie naturalmente madurada revela que el petróleo es rico en gas (RGA = 0.77 kg/kg) y que puede ser generado a partir del keróge-

PrediccióndelaCalidaddelosAceitesenlaSondadeCampeche,México

38no con alta madurez por reacciones de craqueo primario. Esta última etapa de contribución es pequeña si conside-ramos todo el potencial de generación de la roca gene-radora. Las tendencias regionales de las RGA medidas en campo podrían ser consistentes con los resultados de la pirólisis, si la formación de trampas ocurriera duran-te el Mioceno con los petróleos inmaduros en el noreste comenzando a entramparse sincrónicamente con los pe-tróleos de alta madurez en el suroeste. De acuerdo a este modelo, petróleos de baja madurez podrían haberse per-dido, ya sea por disipación o por falla en el sello durante el Oligoceno. Los parámetros moleculares son consisten-tes con este modelo (Santamaría et al., 1998).

trar una serie madurada naturalmente y tener una mues-tra inmadura para simular su madurez artificialmente. Aquí se ha demostrado convincentemente la pre-dicción de la calidad del aceite usando a la Sonda de Campeche como un laboratorio natural para la calibra-ción y en un futuro esto podría utilizarse como caso de estudio para hacer otras calibraciones en México.

CONCLUSIONES

La composición original del petróleo en la Sonda de Campeche es una función del tipo de materia orgáni-

ca originalmente depositada y de la madurez alcanzada por las rocas generadoras. Por lo tanto, el craqueo prima-rio es el principal control de la composición del petróleo en el noreste de la zona de estudio. El primer petróleo generado tiende a ser pesado con grandes cantidades de azufre, poca cantidad de gas natural (≈ 10%) y rico en compuestos órgano-sulfuros, ceras y asfaltenos. Sin em-bargo, en zonas más maduras, como la parte suroeste, puede haber diferentes posibilidades. La primera opción viable es que el craqueo secundario del aceite aún no sea expulsado en la roca generadora. La segunda es que la actual acumulación consiste de un petróleo tardío. En esta región los aceites son ligeros con poca cantidad de azufre, altas cantidades de compuestos aromáticos, gas natural (≈ 45%) y condensado. Las zonas con mayor interés para futuras explo-raciones cercanas a la zona de estudio son aquéllas que muestren RGA superiores a 100 m3/m3 en tirantes de aguas más profundas de 200 m. Esto es al oeste de los campos 4, 9 y 11. Sin embargo, si hay ausencia de tram-pas quizás estos aceites se perdieron por fugas hasta la superficie del piso marino. El modelado de cuencas requiere de nuevos mo-delos de generación de hidrocarburos y de modelos de PVT que incluyan la RGA, los cuales a su vez necesitan de modelos cinéticos multicomponentes y de la composi-ción del petróleo primario. Estos últimos pueden ser ob-tenidos por una combinación de métodos de pirólisis. En la Sonda de Campeche parece ser que las trampas fueron llenadas por una carga instantánea más que de manera acumulativa. La pirólisis MSSV provee la mejor opción para evaluar la composición del petróleo primario en muchas cuencas sedimentarias; las condiciones son: presentar una sola facies orgánica de las rocas generadoras, mos-

AGRADECIMIENTOS

Este trabajo no hubiera sido posible sin el apoyo de los ingenieros Adán Oviedo Pérez y José Antonio Escale-

ra Alcocer, subdirectores en su momento de Exploración de PEMEX Exploración-Producción (PEP). Agradecemos también a las autoridades del Instituto Mexicano del Pe-tróleo (IMP), México, por todas las facilidades otorgadas para utilizar los datos geológicos y geoquímicos base de este trabajo. En especial a la Ing. María de Jesús Sauce-do García del IMP quien nos apoyó con análisis de PVT, y al Sr. Frank Leisner del Centro de Investigaciones de Juelich, Alemania, quien realizó los análisis de pirólisis en sistema abierto y cerrado. Finalmente, al Dr. Juan Rogelio Román Ramos y al examinador anónimo por sus revisio-nes respectivas.

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Recibido: 21 de enero de 2010. Recibido corregido: 22 de febrero de 2010.Aceptado: 29 de marzo de 2010.

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