Origen

135

10. ORIGEN DE LOS HIDROCARBUROS En el siglo XIX, se creía que el petróleo tenía un origen magmático y que migraba a lo largo de fallas. Hoy en día las evidencias indican que el petróleo es de origen orgánico. El proceso se inicia con la fotosíntesis así; Plantas = 6CO2 + 12 H2O = Luz = C6 H12 O6 + 6 H2O + 6 CO2 La glucosa, C6 H12 O6, es la materia prima para la síntesis de polisacáridos mas complejos y otros compuestos orgánicos. A su vez la fotosíntesis es una parte del complejo ciclo del carbono, el cual se muestra en la siguiente figura.

Figura. 10-1. Ciclo del Carbono. Tomado de Curso, Maraven. 1991.

Origen

136

La materia orgánica se acumula en ambientes de aguas tranquila, o sea en ambientes de baja energía, en rocas de grano fino tipo lutitas (shales) y lodos. Estos ambientes son océanos, lagos o pantanos principalmente. (Maraen, 1991) Toda la materia orgánica del océano se forma originalmente a través de la fotosíntesis y su principal producto es el fitoplancton ( plantas microscópicas). El segundo factor importante es la tasa de aporte de nutrientes para la zona fótica, especialmente fosfatos y nitratos. Se requiere una alta productividad y una alta preservación, la cual ocurre en las siguientes situaciones:

- Tasa de depositación rápida.

- Cuerpos de agua pobres en oxigeno con fondos anóxicos. La acción de las bacterias ocurre entre los 30 – 60 cms superiores del sedimento.

- También se favorece por la estratificación por densidad de las aguas;

como el caso del agua de río entrando a un lago, laguna o mar, donde el agua menos densa y fresca flota sobre el agua del mar, lo cual hace que el oxigeno no pueda circular a capas superiores.

10-1 Diagénesis de la Materia Orgánica. Hay tres estados importantes en el enterramiento y evolución de la materia orgánica a hidrocarburos : Diagénesis, Catagénesis y Metagénesis. La diagénesis se inicia tan pronto el sedimento es enterrado y se considera que incluye todos los cambios hasta la generación de hidrocarburos. Los lodos recién depositados son inconsolidados y pueden contener mas del 80 % de agua en sus poros, perdiendo gran parte de su porosidad a partir de los 500 metros de profundidad y cualquier contenido de materia orgánica dentro de estas lutitas es sometida a cambios complejos. El punto de inicio de estos cambios son los cuatro grupos principales de compuestos orgánicos o biopolímeros, que son sintetizados por plantas y animales:

Origen

137

- Carbohidratos = en plantas y animales

- Proteínas = principalmente en animales

- Lignina = cadenas de carbonos aromáticos, que ocurren en plantas superiores.

- Lípidos = ocurren en plantas y animales.

Durante la diagénesis temprana, los biopolímeros complejos son rotos y transformados en moléculas pequeñas llamadas geomonómeros. El mas activo de los geomonómeros reaccionará espontáneamente con cada uno de los otros y polimeriza produciendo geopolímeros, que son complejos estables o sea resistentes a la biodegradaión. El producto final de la diagénesis de la materia orgánica es el Kerógeno; que se define como la materia orgánica en las rocas sedimentarias que es insoluble en solventes orgánicos. Al microscopio el kerógeno se presenta como fragmentos orgánicos diseminados. Parte de este material es estructurado, por lo cual pueden ser reconocidos como fragmentos de tejidos de plantas, esporas, algas, etc. Estos fragmentos derivados de plantas pueden ser agrupados en unidades biológicas denominadas macerales. Hay tres grupos de macerales importantes; vitrinitas, exinitas e inertinitas, que presentan las siguientes características:

- Vitrinitas = generalmente es dominante, siendo el principal componente del carbón. Se deriva de tejidos leñosos de plantas terrestres superiores, puede encontrarse en ambientes marinos y no marinos.

- Exinita = en su mayoría se derivan de algas, esporas y polen. Su

presencia indica ambientes marinos someros o lacustres.

- Inertitnita = proviene de varias fuentes oxidadas antes de ser depositadas y recicladas.

- Otros = existen compuestos amorfos como la Amorfinita y aunque no

son verdaderos macerales, pueden madurar y generar petróleo a temperaturas mas bajas que otros macerales.

Origen

138

10-2. Hidrocarburos y tipo de Kerogeno. Los tipos de macerales y partículas amorfas presentes en el kerógeno, afectan su capacidad para generar hidrocarburos y determinan el tipo de petróleo generado de acuerdo al siguiente gráfico, ver figura 10-2.

Figura 10-2. Tipos de petróleos generados de kerógeno, basados en análisis de luz reflejada. Tomado de Maraven, 1991. Los kerógenos precursores del petróleo pueden dividirse en los siguientes grupos:

- Kerógeno tipo I o Kerógeno algal. Genera hidrocarburos saturados.

- Kerógeno tipo II o kerógeno mixto. Genera petróleos nafténicos y aromáticos y mas gas que el tipo I.

- Kerógeno tipo III. Genera principalmente gas seco y algunos petróleos

parafínicos, derivados de los amorfos y de la exinita presentes.

- Kerógeno tipo IV. Prácticamente no genera hidrocarburos y es muy raro.

Origen

139

10-3. Cambios Químicos con la Maduración del Kerógeno. En la diagénesis cada tipo de kerógeno tiene su propia química. Esta variabilidad química de los tipos de kerógenos inmaduros y los cambios que ocurren hasta generar petróleo, se pueden presentar como gráficos de relación H / C vs O / C, conocido como el diagrama de Van Krevelen. Ver figura 10-3. Figura 10-3. Diagrama de Van Krevelen. Tomado de F.K. North, 1990 Si estos kerógenos son calentados, pueden alcanzar el segundo estado en la evolución de la materia orgánica o catagénesis; que es la etapa en que el petróleo y el gas son generados del kerógeno. Ver figur 10-4. En la etapa de la metagénesis, la generación de petróleo y gas termina, aunque una considerable cantidad de gas metano puede generarse por alteración termal del crudo previamente generado. El kerógeno residual de este estado llega a formar carbón puro o grafito. 10-4. Profundidad, Temperatura y Tiempo en la formación de los hidrocarburos. Las profundidades a las cuales se inicia la generación de hidrocarburos dependen de:

- Gradiente geotermal local. - Tipo de Kerógeno - Historia de soterramiento

Origen

140

Figura 10-4. Principales etapas de evolución del kerógeno y los productos generados. Tomado de F.K. North, 1990 A una profundidad promedio de 1 – 2 Km, tal como se observa en la figura 10-5, se inicia la diagénesis hasta una profundidad máxima de 2 – 3 Km, donde se encuentra la llamada ventana de generación de petróleo. La catagénesis tardía se inicia a profundidades entre 3 – 3.5 Km y corresponde a la zona de generación de gas húmedo y seco. La metagénesis se inicia a profundidades mayores de 4 Km, allí la roca madre está sobre madura o sobre cocinada y solo es posible que genere metano a partir de hidrocarburos previamente formados. Waples,1981. La relación con la temperatura de generación, se puede apreciar en el mismo gráfico, en el cual se plantea una temperatura hasta de 60 °C para la etapa de diagénesis o zona inmadura, entre 60 – 175 ° C para la ventana de generación de petróleo y una temperatura entre 175 – 225 ° C para la formación de gas húmedo, las cuales corresponden a la etapa de catagénesis y de 225 – 315 ° C para la etapa de metagénesis o zona de generación de gas seco. Ver figura 10-5.

Origen

141

Figura10-5 Generación de Petróleo vs Temperatura. Tomado de Maraven, 1991. Con respecto al tiempo, en la figura 10-6, se muestran las temperaturas de formación actuales graficadas contra la edad de diversas rocas madres, indicando que en rocas antiguas la temperatura es menor. Figura 10-6. Gráfico de Temperatura vs Tiempo de generación de gas y petróleo. Tomado de Maraven, 1991

Origen

142

En la figura 10-7, se compara la profundidad y la temperatura de inicio de la ventana de generación de petróleo para rocas madres de diferentes edades, indicando que esta temperatura es mayor a medida que la roca es mas joven. Figura 10-7 Profundidad y temperatura al inicio de la zona de formación de petróleo. Tomado de Maraven, 1991 De la anterior información de pueden establecer los siguientes aspectos de interés.

- El tiempo puede compensar a la temperatura y viceversa.

- El efecto de la temperatura es exponencial, mientras que el tiempo es lineal, de aquí que la temperatura sea mas importante en la maduración.

- Las rocas madres del paleozoico que nunca han sido calentadas por

encima de 50 ° c, no generaran petróleo sin importar el tiempo.

- En rocas madres jóvenes el tiempo es insignificante, cuando se presentan gradientes geotermales altos.

- La roca madre puede permanecer a profundidades muy someras a

temperaturas bajas por un largo período, antes de ser enterradas a suficiente profundidad para generar hidrocarburos.

Existen gráficos que relacionan la temperatura vs la refractancia de la vitrinita, para conocer el estado de generación. Esto se puede observar en la figura 10-8.

Origen

143

Figura10-8. Gráfico de Temperatura vs Refractancia de Vitrinita. Tomado de Maraven, 1991. Debido a que es importante determinar en un área cuando la materia orgánica ha sido calentada lo suficiente para producir hidrocarburos, se mencionan los siguientes métodos para saberlo: El primer método consiste en utilizar los gráficos de profundidad vs generación de hidrocarburos, vistos anteriormente. Otro método consiste en extraer las parafinas normales de sedimentos recientes, estas tienen en su mayoría números impares de átomos de carbono, siendo el C29 el mas abundante. Dado que el fraccionamiento normal rompe las cadenas largas en dos o mas cortas, si se presenta una fuerte preferencia de carbones impares en las parafinas normales extraídas de un sedimento, se presume que el kerógeno no fue calentado lo suficiente para generar hidrocarburos El método utilizado actualmente es el propuesto por Waples (1980), quien modificó el método de Lopatin (1971), tomando tanto el tiempo y la temperatura, como una cantidad para evaluar la roca fuente. Propuso el índice de maduración tiempo – temperatura, llamado TTI. La idea se basa en que el petróleo empieza a ser generado desde TTI de 15 hasta TTI de 75 y el final de la generación es de 160 TTI. Las líneas de TTI se utilizan en gráficos de enterramiento de la roca fuente, para de esta manera evaluar la época de la ventana de generación de hidrocarburos. Ver figura 10-9.

Origen

144

Figura 10-9 Gráfico historia de enterramiento de una roca fuente. Tomado de P. Dickey, 1986. Otros métodos para saber cuando las rocas han sido calentadas demasiado son; Se extrae el kerógeno por disolución de arcillas y sílice, con ácido fluorhídrico y el kerógeno remanente se estudia químicamente o al microscopio así:

- Químicamente: si ha sido sobrecalentado será alto en C y bajo en H

- Microscópicamente: será negro y opaco, en lugar de color naranja. 10-5. Técnicas de análisis geoquímicos de la materia orgánica. La evaluación y la caracterización de la roca fuente, se lleva a cabo mediante análisis de parámetros de cantidad, calidad y madurez de la materia orgánica, se la siguiente manera: La cantidad de materia orgánica, se evalúa con el carbono orgánico total (TOC), que es el porcentaje en peso de carbono orgánico en una roca. La manera de interpretar su contenido se presenta en la siguiente tabla:

Origen

145

% de TOC INTERPRETACION < 0.50 POBRE 0.50 – 1.0 REGULAR 1.0 – 2.0 BUENO 2.0 – 4.0 MUY BUENO > 4.0 EXCELENTE Relación entre la materia orgánica extractable y su potencial generador: Materia Orgánica Potencial Generador Extractable en ppm < 300 POBRE 300 – 1.000 REGULAR 1.000 – 2.000 BUENO > 2.000 EXCELENTE Técnica de columna cromatográfica o análisis SARA: consiste en la separación de la materia orgánica extractable en sus fracciones de Aromáticos, Saturados, Asfaltenos y Resinas. (SARA) Relación entre el Kerógeno y el potencial generador.

RELACION H / C POTENCIAL GENERADOR > 1.2 EXCELENTE GENERADOR DE ACEITE 1.2 – 1.0 BUENO – REGULAR. GEN. DE ACEITE

1.0 – 0.8 MODESTO. GENERADOR DE ACEITE < 0.8 GENERA POCA CANTIDAD DE GAS

Origen

146

La determinación del grado de evolución termal de la materia orgánica, se puede evaluar de acuerdo a la temperatura máxima (Tmax), obtenida mediante análisis de Rock – Eval y de la refractancia de la vitrinita en porcentaje ( % Ro) así; T max INTERPRETACION < 435 ° C INMADURO 435 – 465 ° C GENERACION DE PETROLEO > 465 ° C GENERACION DE GAS % de Ro INTERPRETACION < 0.50 INMADURO 0.5 – 1.2 MADURO > 1.2 SOBREMADURO La calidad de la materia orgánica se puede evaluar mediante el índice de hidrógeno (HI), obtenido a partir de análisis de pirólisis. La manera de evaluarlo es la siguiente: HI INTERPRETACION > 700 KER. TIPO I GENERADOR DE ACEITE 300 – 600 KER. TIPO II GENERADOR DE GAS Y ACEITE < 300 KER. TIPO III GENERADOR DE GAS Finalmente como información adicional y a manera de resumen se anexan dos gráficos; una tabla de rangos de maduración, figura 10-10 y una guía de madurez termal, color de las esporas. Figura 10 – 11.

Origen

147

Figura 10-10. Tabla de Rangos de Maduración. Tomado de F,K. North, 1990

Origen

148

Figura 10-11. Guía de Madurez Termal. Tomado de F,K. North, 1990