El principal objetivo de la investigación en este caso fue investigar la geoquímica de los hidrocarburos. PRESIDENTE DEL COMITÉ ACADÉMICO DEL PROGRAMA DE DOCTORADO EN INGENIERÍA DE RECURSOS NATURALES (DIRENA).
RESUMEN
El principal objetivo de la investigación en este caso fue investigar la geoquímica de los hidrocarburos naturales y rocas sedimentarias en el llamado campo Amistad para determinar el origen de los gases estudiados. Se encontró que las rocas generadoras potenciales en la parte estratigráfica del campo Amistad eran inmaduras e incapaces de generar petróleo, con la excepción de la Formación Dos Bocas del Mioceno Temprano.
ABSTRACT
The main objective of this research work is to investigate the geochemistry of hydrocarbon fluids and sedimentary rocks in the Amistad field area in order to determine the origin of the studied wet gases. The results indicate a complex history of hydrocarbon loading with multiple charges of thermogenic gas and hydrocarbons generated from distal Dos Bocas deltaic source rocks, followed by biodegradation, leakage, and partial displacement by biogenic methane due to uplift of the Amistad structure.
INTRODUCCIÓN
Determinar el nivel de madurez térmica de los crudos muestreados en el Bloque Santa Elena y Bahía de Guayaquil. Determinar el nivel de biodegradación del petróleo crudo muestreado en el Bloque Santa Elena y Bahía de Guayaquil.
MARCO GEOLÓGICO
- Cretácico
- P aleógeno
- Neógeno
- Cuaternario
Esta unidad se superpone transitoriamente a la Formación Chanduy y de manera discordante subyace a la secuencia del Eoceno. La base de la formación es también un contacto de falla con la formación Seca (Dickinson y Suczek, 1979).
MARCO TEÓRICO
Diagrama de la evolución de la materia orgánica con profundidad y temperatura (adaptado de Peter y Moldowan (1993) tomado de Lorenzo y Morato, 2018). La cantidad de hidrocarburos saturados en el petróleo crudo depende de la materia orgánica que fue precursora del betún, y también de los procesos que atacan al betún. Esta fracción se utiliza para obtener información sobre la madurez térmica o litología de la roca madre (Tissot y Welte, 1984).
La biodegradación se refleja en valores de la relación 20S/(20S+20R) superiores a 0,55 debido a la eliminación selectiva del epímero 20R, que es el isómero biológico (Seifert y Moldowan, 1986). Se utilizan principalmente como indicadores de la evolución térmica de la materia orgánica generada por el petróleo crudo. Asimismo, los diamantoides superiores no se formarían de la misma manera, principalmente porque los hidrocarburos policíclicos superiores son difíciles de encontrar en la materia orgánica (Peters et al., 2005).
S1: indica la evaporación de los hidrocarburos que quedaron en los poros de la muestra de roca. El parámetro es útil para caracterizar la madurez de la materia orgánica en la roca (Rodríguez, 2008). Correlación entre petróleo crudo y roca generadora: Esta correlación se establece a partir de vínculos genéticos entre muestras de petróleo crudo y materia orgánica residual presente en la roca generadora.
MATERIALES Y MÉTODOS
Para la calibración se utilizó una lutita del Toarciano inferior de la cuenca de París. El fraccionamiento SARA se realizó en las muestras de petróleo crudo (y extractos de rocas), produciendo cuatro fracciones dependiendo de la polaridad de los compuestos. Luego los asfaltenos fueron lavados con n-heptano hasta obtener una solución incolora, que garantizó la separación total de los restos de la fracción malténica.
En este sentido, se utilizó un espectrómetro de masas de alta resolución 5975C Inert XL MSD acoplado a un cromatógrafo de gases GC 7890A System (Agilent), a su vez equipado con columnas (60 m × 0,25 mm × 0,1 mm) DB-5ms y DB. -1ms, respectivamente, para aromáticos y saturados, ambos de la marca Agilent. Todas las relaciones discutidas en los diferentes tipos de muestras se derivaron de la integración manual de las áreas de pico generadas en los fragmentogramas correspondientes utilizando el software “GCMS Solution” (Agilent). La determinación de las relaciones 13C/12C,D/H y 15N/14N para el cálculo de la desviación isotópica "δ" en cada caso se basó en los materiales de referencia V-PDB, SMOW y N-SVEC, respectivamente (Márquez et. otros, 2013).
La hidropirólisis de la fracción de asfaltenos (aproximadamente 50 mg) se realizó calentando cada muestra, junto con 10 mg de H2O2 al 30%, a una temperatura de 350ºC durante 72 horas en tubos de vidrio (PYREX) que previamente habían sido sellados y evacuados ( Summons et al et al., 2008).
RESULTADOS
Geoquímica de petróleos crudos en la Cuenca Progreso
- Resultados Rock-Eval
- Características geoquímicas de crudos y extractos 1. Propiedades geoquímicas generales
- Biodegradación en reservorios
- Facies generadoras y paleoambientes de depósito
- Familias de crudos
- Parámetros de madurez térmica
- Correlaciones geoquímicas 1. Correlaciones crudo-roca madre
- Aspectos geológicos
Todas las muestras de la Península de Santa Elena presentaron valores similares de δ13C en torno al -21‰, con diferencias no superiores al 1‰. Los altos valores isotópicos de los petróleos crudos de la Península de Santa Elena también sugieren un aporte de algas marinas (Chung et al., 1992). Los fragmentogramos m/z 191 de la mayoría de las muestras de petróleo crudo contienen 25-norhopano (Figs. 19a y 19c; las identificaciones de los picos se encuentran en el Anexo 1).
Los valores de la relación V/(Ni + V) en el rango (ver Tabla 1) indican que la mayoría de las muestras de petróleo crudo se originan a partir de materia orgánica mixta marina-terrígena (Lewan, 1984); mientras que el crudo del campo Aragón tiene V/Ni > 3, indicando un ambiente carbonatado (Galarraga et al., 2008). De hecho, el petróleo crudo marino post-Jurásico puede presentar proporciones de esterenos comunes C28/C29 superiores a 1 (Peters et al., 2005). La mayor parte del crudo analizado procedente de la Península de Santa Elena (excepto los de los campos Aragón, Santa Paula y Petrópolis) presentó valores en torno a 0,7, confirmando los niveles de madurez previos al pico de producción petrolera (%Rc2 ≈ 0,8%).
Con respecto a las correlaciones petróleo crudo-roca fuente para la mayoría de los petróleos crudos de la Península de Santa Elena, cabe señalar que dichos fluidos son mezclas de al menos dos pulsos.
Geoquímica de gases libres en la Cuenca Progreso 1. Potentiales rocas madres
- Características geoquímicas de muestras petroleras 1. Composición de muestras de gas
- Correlaciones crudo-crudo y condensado-roca madre
- Origen y acumulación de hidrocarburos en el área estudiada
- Compartimentación en la estructura Amistad
El gas biogénico puede identificarse por valores de la proporción de isótopos de carbono en el metano (δ13C1) inferiores a -55‰; mientras que los valores de δ13C1 para el gas termogénico suelen estar entre -20 y -55 ‰ (Dai, 1992). Los resultados indican que el gas del pozo Delfín B-17X corresponde a un craqueo primario en la ventana de petróleo (ver Fig. 28b). Por el contrario, el compuesto MCH se genera a partir de la lignina de plantas superiores (Hu et al., 2010).
Todos los condensados analizados se encuentran en la zona “sapropélica” (Fig. 31a); aunque los del campo Amistad muestran valores bajos de isoheptano y relación n-C7/MCH o parafinidad (Cuadro 17), lo que indica biodegradación (Thompson, 1987). Como se muestra en la Tabla 17, las muestras de condensado del campo Amistad muestran valores de relación pristano/fitano muy similares (aproximadamente 2) a los correspondientes al condensado del pozo Delfín B-17X; mientras que los extractos de rocas relacionados con la Formación Dos Bocas también muestran datos de Pr/Ph cercanos a 2 (Tabla 10), lo que indica sedimentación en un ambiente relativamente rico en oxígeno. Como era de esperarse, los condensados del campo Amistad con fraccionamiento evaporativo presentan valores reducidos en un 20% (aproximadamente 25) de la relación entre 1-más 2-metiladamantano y 3-más 4-metildiamantano, en comparación con la muestra B-17X y roca. extractos de la unidad Dos Bocas (Moldowan et al., 2015).
El efecto de esta mezcla es que el componente termogénico de la fase gaseosa resultante se diluye hasta tal punto que los gases del campo Amistad parecen ser de origen completamente bacteriogénico.
CONCLUSIONES
Con base en análisis de dos marcadores y diamantoides superiores, los petróleos crudos de los prospectos Albacora y Golfo de Guayaquil-1, así como el campo Zorritos, parecen estar correlacionados con la Formación Dos Bocas y/o su equivalente lateral, la Formación Heath de la subcuenca de Tumbes. De manera similar, la Formación Socorro sería la principal roca generadora de la mayor parte del petróleo crudo de la Península de Santa Elena. Más específicamente, respecto de este grupo de crudos provenientes de la Península de Santa Elena, se excluyen los provenientes del campo Aragón, ya que este campo estaría correlacionado con las formaciones San Eduardo y/o Clay Pebble Beds.
Respecto al crudo de la Península de Santa Elena, es difícil establecer correlaciones definitivas entre el crudo y la roca madre de la que procede, aunque principalmente parece que provienen de la mezcla de dos grandes cargamentos de petróleo. Los petróleos crudos del sur del Golfo de Guayaquil probablemente contenían una carga de petróleo fresco e inalterado de la lutita de la Formación Dos Bocas, de origen deltaico distal, que se sumaba a una carga de petróleo anterior muy probablemente de la Formación Socorro. La determinación del nivel de madurez térmica de los crudos muestreados en el Bloque Santa Elena y el Golfo de Guayaquil muestra que la riqueza de materia orgánica y la madurez térmica son bajas en la mayoría de las muestras de rocas a lo largo de todo el rango de edad. el área del Campo Amistad.
Los datos moleculares y los análisis de isótopos específicos de diamantoides inferiores (CSIA-D) indican una correlación geoquímica petróleo-roca entre estos hidrocarburos y muestras de rocas de la Formación Dos Bocas.
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ANEXOS
