ESTADISTICA RESUELTO SAN JUAN SOLUCIONARIO CORRECTO.pdf
Metodo Geoquimico de Exploracion Petrolera
1. Borboa Acevedo Víctor Rubén
Francisco Cruz Gabriel
Hernández Parrilla Luis Daniel
Ochoa Ortega Luis Ángel
Rosas Cruz Ángel de Jesús
Santiago Cruz José Armando
2.
3. La geoquímica es una ciencia joven, que sencillamente se encarga
del estudio del comportamiento en la tierra de los elementos
constituyentes de la naturaleza que nos rodea
4. ¿DE QUE SE OCUPA EL GEOQUIMICO?
El geoquímico se convierte, por consiguiente, en un “buscador-
explorador”, indica aquellos lugares de la corteza terrestre, orienta
a los geólogos en la búsqueda de formaciones rocosas recientes y
predice el fracaso si se intenta buscar en aquellos lugares donde no
existen condiciones propicias para su concentración.
5.
6. Exploración es el término usado en la industria
petrolera para designar la búsqueda de petróleo o
gas. Es la fase anterior al descubrimiento. Para
comprobar la existencia de hidrocarburos se debe
recurrir a la perforación de pozos exploratorios.
7. El principal objetivo de un programa de
exploración geoquímica es establecer la presencia
y distribución de hidrocarburos en el área y, sobre
todo, lo más importante es determinar la
probable carga de hidrocarburos de prospecto. En
programas de reconocimiento o regionales, la
presencia de micro o macro afloramientos de
hidrocarburos proveen una evidencia directa de la
generación de hidrocarburos.
8. El objetivo de la evaluación de rocas generadoras
es el de determinar la presencia de hidrocarburos
en una cuenca sedimentaria. La evaluación de las
rocas generadoras nos ayuda a predecir:
La presencia de petróleo o gas en las trampas
La cantidad de petróleo acumulado en la cuenca
Zonas de generación de los petróleos y sus
relaciones hacia las trampas de una cuenca
sedimentaria
9. Los métodos geoquímicos emplean procedimientos
químicos en el laboratorio con el propósito de
determinar la presencia o ausencia de
hidrocarburos en las rocas, y se detectan
emanaciones de aceite, de gas,
impregnaciones de petróleo y depósitos naturales
de parafinas. Estos métodos también ayudan a
determinar el periodo geológico en el cual se
originaron los hidrocarburos.
10. NOMENCLATURA DE LOS SISTEMAS
PETROLEROS
El nombre de los sistemas petroleros incluye la roca
generadora seguido por el nombre de la roca
almacenadora mas importante de la cuenca y por el
símbolo que expresa la certeza de tal sistema petrolero,
en nivel de certeza indica la confianza con la cual
definimos que una roca generadora activa ah
producido hidrocarburos acumulados en la cuenca
11. Estos niveles pueden ser identificados en tres
niveles de certeza que son:
Un sistema petrolero conocido (!)
Un sistema petrolero hipotético (. )
El sistema petrolero especulativo ( ? )
12. ROCASGENERADORAS
Una roca generadora de petróleo es una roca
sedimentaria que puede generar acumulaciones
comerciales de petróleo. Una roca para ser
considerada como generadora debe tener un
mínimo de las siguientes características:
Cantidad de materia orgánica
Calidad de la materia orgánica
Suficiente maduración termal
13. En la imagen puede observarse la roca generadora de hidrocarburos llamada
formación Vaca Muerta aflorando en la superficie.
15. CANTIDADDE MATERIA ORGANICA
La cantidad y tipo de materia orgánica preservada
en rocas sedimentarias esta controlada por
procesos geológicos y geoquímicos tales como la
productividad primaria de materia orgánica, nivel
anoxia y procesos sedimentarios de depositación
en la cuenca. La materia orgánica logra
preservarse en mayores cantidades y calidades en
ambientes anoxicos de depositacion, las biofacies
se encuentran definidas por la cantidad de
oxigeno disuelto en el agua
16.
17. Y SE CLASIFICAN COMO:
Ambiente aeróbico: Es aquel donde la columna
esta saturada de oxigeno con concentraciones de
8-2 ml de O / 1L de H2O
Ambiente disaerobico: cuando contiene entre 2-
0.2 ml de O / 1L de H2O
Casi anaeróbica: cuando tiene de 0.2-0
Anaeróbico: 0
18. Carbono Orgánico Total (COT % )
El carbón orgánico total se mide en porcentaje del peso
de la roca e indica la riqueza orgánica
El COT de los sedimentos consiste en tres componentes:
Carbono Orgánico Extraíble
Carbono Orgánico Convertible
Carbono Residual (residual carbón)
*El carbono orgánico convertible y residual juntos
forman el KEROGENO de la roca
19. Carbono Orgánico Extraíble
(Extractable Organic Matter EOM):
Es la parte de la materia orgánica que se ha transformado
en aceite y gas. Esta parte se encuentra impregnando la
roca y es también conocido como bitumen o betún.
20. Carbono Orgánico Convertible
(Convertible Organic Carbon):
Es la parte orgánica de la roca que se convertirá en aceite
y gas cuando se le aplique una mayor temperatura.
Esta parte es el potencial residual petrolero de la roca
Carbono Residual (residual carbón)
Es la forma concentrada del carbón que no
genera ningún derivado del petróleo
21. Un valor de COT de 0.5% en peso es una buena
medida para identificar una roca generadora, este
valor revela la cantidad de materia orgánica
presente en la roca, pero no su potencial el cual
depende del tipo de materia orgánica, su madurez
termal y su volumen, de acuerdo a su contenido
de materia orgánica se clasifican de esta manera:
VALORES PARA LA CLASIFICACION DE ROCAS
GENERADORAS
23. CALIDAD DE LA MATERIA ORGANICA
La calidad de la materia orgánica se refiere a la
capacidad de la materia orgánica para evolucionar
en productos petroleros ya sean líquidos,
gaseosos o ambos
La materia orgánica preservada en sedimentos es de
dos tipos:
Autóctonos
Aloctonos.
24. MATERIAL AUTOCTONO
Es formado y depositado en el mismo ambiente y
puede ser de origen marino y/o lacustre. Este
materia se deriva principalmente de fitoplancton,
zooplancton y biomasa bacterial
MATERIAL ALOCTONO
Es materia orgánica que se ha originado en un medio
ambiente determinado y es después transportado por
ríos, viento o gravedad hacia un ambiente
sedimentario donde se integra en los sedimentos. Su
origen es básicamente terrestre y se compone de
fracciones de plantas superiores y materia orgánica
retrabajada
25. CLASIFICACION MACERAL DE LA MATERIA
ORGANICA
La industria del carbón ha clasificado la materia
orgánica de acuerdo a sus componentes orgánicos
macérales:
El grupo manceral de la Alginita o liptinita como
algunas veces es llamado para referirse a su
composición lapida, esta básicamente compuesta
por materia orgánica algacea.
El grupo maceral de la Exinita esta formado por
secreciones de plantas superiores ( por ejemplo
resinas) y órganos vegetales reproductores ( por
ejemplo esporas y polen )
26. Los macerales de Vitrinita son partículas de la
materia orgánica que estuvieron compuestos
originalmente de material ligno-celulosico y
fueron partes de corteza vegetal
La Inertinita o material carbonoso esta
caracterizada por su composición lignitico-
aromatica
La materia orgánica se asila de la materia
inorgánica de las rocas sedimentarias para
exponer sus constituyentes estructurados
(vitrinita) y la materia orgánica no estructurados
(mancerales amorfos)
27. PARAMETROSDE CALIDAD DE LA MATERIA
ORGANICA:Pirolisis Rock-Eval
La medición mas rápida y mas utilizada para la
evaluacion de la calidad de la materia organica en
las rocas generadora es el metodo pirolisis,
denominado ROCK-EVAL. Este metodo de
medicion aplica temperaturas en incrementos
constantes a una muestra muy pequeña de roca.
Los vapores emanados de las rocas como resultado
de su descomposicion termica son detectados y
medidos por dos detectores:
Detector de flama
Detector de condutividad termica
28. El analisis de pirolisis ROCK-EVAL nos proporciona los
siguientes parametros basicos:
S1- El area bajo esta curva es proporcional a la cantidad
de materia organica “libre”. Sus unidades son
miligramos de hidrocarburos por grano de roca (mg
HC/gr roca)
S2- Esta parametro representa la cantidad de productos
del petroleo que evolucionan durante la degradacion
termal del kerogeno su unidades son las mismas
S3- El area bajo esta curva representa la cantidad de CO2
liberado de la materia organica
Tmax- La temperatura a la cual el pico S2 alcanza su
maxima concentracion, este parametro se usa como
parametro de madurez de la roca generadora
29. Indice de Hidrogeno (HI) – Corresponde a la cantidad de
compuestos organicos de la curva S2 con respecto a el
contenido de carbon organico de la muestra
Indice de Oxigeno (OI) – Es la cantidad de CO2 en
relacion a el contenido de carbono organico de la roca;
estos parametros ayudan a evaluar el potencial
petrolero de las rocas con los siguientes limites:
POTENCIA
GENERADOR
TOC (%) S1 S2
Pobre 0-05 0-0.5 0.3.5
Moderado 0.5-1.0 0.5-1.0 2.5-5.0
Bueno 1.0-2.0 1.0-2.0 5.0-10
Muy Bueno >2.0 >2.0 >10
30. Un diagrama del tipo Van Krevelen usa las proporciones
de la compocicion elemental de (H/C y O/C) de la
materia organica para definir diferencias quimicas
entre kerogenos.
Las proporciones de HI y OC de muestras organicas
graficadas en un diagrama de Van Krevelen define a la
materia organica como tipos I, II, III y IV kerogenos.
32. POTENCIAL GENERADORDE LAROCA
GENERADORA
La tenica pirolisis Rock-Eval proporciona varios
parametros apropiados para la evaluacion de la
calidad de la materia organica en rocas. Los HC
libres ya que existen en la muestra (S1) mas los
hidrocarburos que pueden ser generados por el
kerogeno con un incremento de temperatura (S2)
representan el potencial generador de la roca.
Este pontencial generador (S1+S2) puede
expresarse en kilogramos por tonelada de roca o
en partes por millon (ppm) y ayuda a la
clasificacion de rocas generadoras
33. S1+S2 (Potencial generador) Interpretacion
<2 kg/T (2000 ppm) No es roca generadora. Algun
potencial de gas
2 a 6 kg/T (2000 a 6000 ppm) Roca generadora moderada
6 kg/T a 12 kg/T Buena roca generadora
>12 kg/T Muy buena roca generadora
34. Como el tipo de hidrocarburo que una roca puede
generar depende de el contenido de hidrogeno de
su materia organica, el indice del hidrogeno (HI)
es un parametro util para determinar el carácter
generador de una roca
PRODUCTO HI (mi HC/g Corg) S2/S3
Gas 0-150 0-3
Gas y aceite 150-300 3-5
Aceite 300+ 5+
35. MADURACION TERMAL DE LA MATERIA
ORGANICA
La materia organica sedimentaria sigue una ruta de
evolucion termo-quimica cuando se expone a un
incremento de temperatura. Tal incremento de
temperatura es el resultado de la profundidad de
enterramiento de los sedimentos, el gradiente
geotermico local o regional, el tiempo de
calentamiento hasta cierta medida a procesos
cataliticos y de presion y estos son los factores que
permiten ciertos cambias fisico-quimicos
36. Tales cambios se han definido en varios estados de
evolucion geoquimicos llamados:
Diagenesis
Catagenesis
Metagenesis
37. DIAGENESIS
Es el estado de madurez de la materia organica que
comprende todos los procesos que ocurren en el
ambiente de deposito de los sedimentos y en
profundidades someras de enterramiento. Estos
procesos llevan a la transformacion en biopolimeros a
geopolimeros y finalmente a la deformacion del
kerogeno
38. CATAGENESIS
Es el estado geoquímico de madurez en el cual el
keroseno se convierte debido a su degradación termal
en bitumen o betún o componentes de petrolero. Esta
es la zona principal de la formación de hidrocarburos,
también conocido como la “ventana del petróleo”
debido a sus limitaciones con el tiempo y temperatura
dentro de una cuenca
Etapa temprana de generación del petróleo
Etapa principal de generación del petróleo
Etapa tardía de generación del petróleo
39. ETAPA TEMPRANA DE
GENERACION DEL PETROLEO
Esta marcado con la presencia de hidrocarburos
generados del kerogeno, llamados hidrocarburos
catageneticos y son usualmente detectados por
pirolisis
40. ETAPA DE GENERACION DEL
PETROLEO
Esta marcado con la presencia de hidrocarburos del
kerogeno, llamados hidrocarburos catageneticos y son
usualmente detectados por pirolisis, este estado
generalmente empieza a un nivel de madurez
equivalente a 0.5%. En este estado la bituminisacion y
migracion intraformacional sucede en la roca
generadora
41. ETAPA PRICIPAL DE GENERACION
DEL PETROLEO
Con incremento en la madurez, la roca generadora
alcanza esta estapa. Este nivel esta definido por la
presencia de suficiente petroleo o bitumen dentro de
una roca generadora como para desarrollar la
migracion primaria y secundaria de hidrocarburos
42. ETAPA TARDIA DE GENERACION
DEL PETROLEO
Se indica aproximadamente a la madurez termal
equivalente al 1%. En este estado tanto el kerogeno
residual como el bitumen que no puedo migrar fuera
de la roca generadora son descompuestos en
hidrocarburos de mas bajo peso molecular
43. METAGENESIS
Es la ultima etapa terminal de la materia organuca en los
sedimentos y se localiza a grandes presiones y
temperaturas dentro de una cuenca sedimentaria. Esta
madurez termal tiene un limite cerca de una
reflectancia de la vitrinita y termina antes de la etapa
metamorfica de las rocas. Gases tales como CO2, H2S y
pricipalmente el CH4 son los productos finales
liberados de la materia organica
44. MODELADO DE LA MADUREZ TERMAL DE LA MATERIA
ORGANICA
La generacion de compuestos de petroleo a partir de la
degradacion del kerogeno es un proceso de tiempo y
temperatura, para determinar los rangos de
carbonizacion de la materia organica en una cuenca.
El indice termal de temperatura (Thermal-Temperature
Index- TTI) indica el nivel de madurez
45. a) El trabajo de campo, empleado primeramente en
el muestreo.
b) Laboratorio.
c) La dirección técnica responsable para la toma de
decisiones sobre el personal, decisiones técnicas y de
operación, así como la interpretación de resultados.
