l origen de Petróleo en el Medio Marino Todas las cifras están disponibles en el sitio web complementario de color (si corresponde). 26.1 INTRODUCCIÓN En las zonas de afloramiento costero, los sedimentos subyacentes están enriquecidas en materia orgánica debido de alta productividad biológica en las aguas superficiales y de aguas profundas relativamente poco profundas. Teniendo en cuenta las condiciones ambientales adecuadas, diagénesis y catagénesis puede convertir la materia orgánica sedimentaria de petróleo en escalas de tiempo de decenas de millones de año. Este proceso ha sido comparado con "cocina" de la geología "cocina." En general, la producción de petróleo es altamente ineficiente debido a la remineralización de los orgánica de carbono durante la respiración microbiana. Como se muestra en la Figura 25.1, la mayor parte de la sedimentaria de carbono está en forma de carbonato biogénico. Los seres humanos están volviendo rápidamente el depósito de carbón de petróleo a la atmósfera a través de la quema de combustibles fósiles. Esta perturbación de la corteza-océano-atmósfera ciclo del carbono es la fuente del gas (CO 2 ), Principal responsable de la antropogénico contribución al calentamiento global. Sin embargo, el petróleo sigue siendo la principal fuente de energía alimentando la economía mundial. Aunque la mayor parte de petróleo se utiliza para generar energía, principalmente para el transporte, es también una materia prima importante para la fabricación de productos petroquímicos utiliza en la creación de caucho sintético, fibras sintéticas, detergentes, medicamentos, y plásticos. Componentes de petróleo también sirven como aceites lubricantes y disolventes. Debido a estos usos valiosos, muchos han sugerido que estamos desperdiciando un recurso de materia prima valiosa al continuar para quemar para producir energía.

Un esfuerzo considerable continúa para ser dirigido a la determinación de cómo y dónde petróleo se ha formado. Como estamos agotando los depósitos fácilmente recuperables de petróleo, interés es cada vez más dirigido a localizar y recuperar el carbón y el gas natural. En este capítulo, se discuten las condiciones biogeoquímicos necesarios para la formación de grandes depósitos de petróleo. Debido a que estos requisitos son numerosos, la búsqueda de grandes depósitos de petróleo es similar a buscar una aguja en un pajar. Ya sea que tengamos encontrados y agotado todos los grandes embalses es un asunto de gran controversia. Petróleo prospección representa una de las aplicaciones más exitosas de la enfoque biomarcador molecular. Diez a 20% de los compuestos orgánicos en el petróleo crudo 1

2 CAPÍTULO 26 El origen de Petróleo en el medio marino se formaron directamente a partir de hidrocarburos sintetizados por los organismos. Así, cientos de biomarcadores están presentes en el petróleo, a pesar de que representan colectivamente menos de 2% de la masa total de carbono orgánico. Estos biomarcadores se utilizará para identificar: (1) la fuente de la materia orgánica en los depósitos de petróleo, (2) la condición ambiental ciones presentan durante la deposición de la materia orgánica, y (3) la naturaleza de la subsiguiente diagenéticos, catagenetic y transformaciones metagenetic. A pesar de cierta controversia todavía existe con respecto a la fuente del carbono orgánico en el petróleo, la presencia de biomarcadores proporciona una fuerte evidencia de un origen de gran parte biótica. Geoquímicos Petróleo utilizan el enfoque de biomarcadores moleculares y otros diversos tipos de datos para evaluar el potencial de producción de sedimentos en un esfuerzo por minimizar

la perforación de pozos exploratorios costosos. Este enfoque requiere el conocimiento de los tiempos y la ubicación de las condiciones pasadas en las que la producción de materia orgánica y preservación ción se vieron favorecidos. Este conocimiento, a su vez, se basa en la comprensión del papel de los organismos marinos en la producción y la destrucción de la materia orgánica y el papel de el sistema océano-atmósfera en el control de la circulación del agua ya que éste determina las tasas de O 2 y nutrientes. Dado que los procesos que conducen a la formación de grandes depósitos de petróleo ocurrieron hace decenas e incluso cientos de millones de años, entenderlos es verdaderamente un esfuerzo paleoceanográfica. En otras palabras, este cap- ter, en la descripción de la formación de petróleo en el medio marino, proporciona una síntesis y aplicación práctica de la mayoría de los temas previamente tratados en este texto. 26.2 ¿QUÉ ES EL PETRÓLEO? Petróleo se define operacionalmente como cualquier mezcla de hidrocarburos que se puede recuperar a través de una tubería de perforación. Se compone de una gran variedad de moléculas que varían en peso molecular a partir de metano (16 g / mol) a los asfaltenos (decenas de miles de g / mol). Los compuestos pueden estar presentes en forma de gases, líquidos, y condensados. El conden- sacia son hidrocarburos recuperados como gases o líquidos que en el cambio de refrigeración en líquidos o sólidos. La fase gaseosa incluye hidrocarburos de bajo peso molecular (≤ C 4 ). Estos gases naturales incluyen metano, etano, propano, y butano. La fase líquida que comúnmente se conoce como un aceite crudo. Aunque petróleo se compone principalmente de hidrocarburos, pequeñas cantidades de otras sustancias químicas. Estos incluyen (1) los gases,

tal como N 2 , CO 2 , H 2 S, y Él; (2) metales traza, particularmente V, Zn, Ni, y Hg; y (3) compuestos orgánicos que contienen N, S, y O. El líquido, o de petróleo crudo, porción de petróleo se transforma en forma comercial a través de destilación. Este proceso elimina las impurezas y permite la producción de diferentes frac- nes, como la gasolina, el queroseno y el aceite. Los intervalos de punto de ebullición de estas fracciones se dan en la Figura 26.1. Estas fracciones son mezclas de compuestos cuya estructura y el tamaño son similares, ya que estos factores determinan sus puntos de ebullición. Por ejemplo, la fracción de gasolina se compone de hidrocarburos que contienen de cuatro a 10 átomos de carbono. Las principales clases de hidrocarburos que se encuentran en el petróleo son las parafinas, isoparafinas, cicloparafinas, compuestos aromáticos y olefinas. Estructuras de ejemplo se proporcionan en Figura 26.2 como fórmulas del esqueleto en el que un átomo de carbono está presente en cada extremo o torcedura

Composición química de un aceite crudo Fuente:. Desde Hunt, JM (1996) Geoquímica Petróleo. y Geología, segunda edición, WH Freeman and Co., New York, p. 39. de una cadena y los átomos de hidrógeno no se muestran. Las parafinas (también llamado alcanos) son hidrocarburos de cadena lineal (no aromático). Debido a que no contienen ningún doble o triples enlaces, que también se clasifican como "hidrocarburos saturados". Estas moléculas contienen la mayor cantidad de átomos de hidrógeno posible dado su número de carbono átomos. Su estequiometría es por lo tanto C n H

2n +2 . Parafinas con más de 20 átomos de carbono son sólidos, llamados ceras de parafina. Las parafinas de alto peso molecular pueden contener como tantos como 80 átomos de carbono. Las isoparafinas tienen al menos una rama en su carbono cadena, lo que conduce a un aumento de la temperatura de ebullición. Las cicloparafinas, o naftenos, son anillos que contienen 5 o 6, 7 y, a veces, carbonos. Naftenos componen aproximadamente la mitad del petróleo crudo promedio. El alto peso molecular

4 CAPÍTULO 26 El origen de Petróleo en el medio marino (A) Las parafinas normales (Continuación) naftenos se componen de múltiples anillos fusionados. La estequiometría de la naftenos es C n H 2n , Lo que refleja un contenido de hidrógeno menor que en las parafinas alifáticas. Las olefinas son hidrocarburos que contienen uno o más dobles enlaces carbono-carbono. Ellos son insaturados y, por lo tanto, tienen una estequiometría de C n H 2n-2 . Muchas biomoléculas, tales como los terpenoides, son olefinas. Esta clase de compuestos es poco común en crudo aceite debido a su alta reactividad química. Durante la formación del petróleo, el dou- bonos bles tienden a reducirse por la incorporación de hidrógeno o átomos de azufre, generando de este modo ya sea parafinas o nonhydrocarbons, respectivamente, ambos de los cuales son termodinámicamente muy estable.

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26.2 ¿Qué es el petróleo? 5 (D) Naftenos (cicloparafinas) C 20 H 12 C 10 H 18 C 9 H 18 C 6 H 12 C 6 H 12 C 8 H 16 C 8 H 10 C 7 H 8 C 6 H 6 C

9 H 12 Ethylcylohexane 1,1,3-trimetil Decalin Metilciclopentano Benceno Tolueno Paraxileno 2-fenil-propano (Isopropilbenceno) 3,4-benzopireno Ciclohexano (vista lateral) (E) Aromáticos Ebullición punto, 728C 808C 1118C 1388C 1528C > 5008C 818C 1328C 1378C 1878C Trans forma, Ebullición punto, FIGURA 26.2 Las estructuras moleculares de (a) las parafinas, (b) parafinas ramificadas, (c) olefinas, (d) cicloparafinas, y (e) aromáticos Fuente:. Desde Hunt, JM (1996) Geoquímica y Geología del Petróleo, 2 ª edición, W.. H. Freeman y Co., Nueva York, p. 28 y 31. La fracción de punto de ebullición más alto de petróleo contiene hidrocarburos que tienden a tienen pesos moleculares altos y altos grados de insaturación. Ellos incluyen la Aromat-

ics y estructuras mixtas, como las napthenoaromatics. Los compuestos aromáticos son moléculas que contienen anillos de benceno y, por lo tanto, son altamente insaturado debido a que contienen múltiples dobles enlaces carbono-carbono. Su estequiometría es C n H 2n-6 . El más alto compuestos aromáticos de peso molecular se han fusionado y se denominan anillos aromáticos polinucleares hidrocarburos policíclicos (HAP). Estos compuestos tienden a ser muy carcinogénico. El residuo que queda al final del proceso de destilación se compone de muy hidrocarburos de alto peso molecular, llamados asfaltenos, y nonhydrocarbons, llamados asphaltics. Estos últimos contienen cantidades variables de cualquiera de oxígeno, nitrógeno o azufre. La

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6 CAPÍTULO 26 El origen de Petróleo en el medio marino Cuadro 26.1 Porcentaje de composición elemental del petróleo, asfalto y kerógeno. Gas Aceite Asfalto Carbón Kerógeno Carbono 76 84.5 84 83 79 Hidrógeno 24 13 10 5 6

Azufre 0 1.5 3 1 5 Nitrógeno 0 0.5 1 1 2 Oxígeno 0 0.5 2 10 8 100 100 100 100 100 Fuente: De Hunt, JM (1996) Geoquímica y Geología del Petróleo, 2 ª edición.. WH Freeman y Co., Nueva York, p. 24. estructuras de asfaltenos, suelen tener un montón de hexano fundido y anillos de benceno a lo largo de con cadenas laterales de parafina. El residuo de destilación puede variar desde resinosa de sólido a temperatura ambiente. Los residuos sólidos se denominan asfaltos y pueden ser un tanto licuado con calefacción. El término asfalto se utiliza también para describir el residuo sólido creado en un deposición geológica durante la formación del petróleo. La masa colectiva de orgánica importa representado por el petróleo y el asfalto en un depósito geológico se conoce como betún. Fracciones de petróleo comercialmente deseables son mezclas casi puros de hidrocarburos

bons y contienen poco azufre, nitrógeno y oxígeno. El azufre y el nitrógeno son indeseables debido a que su combustión genera ácido nítrico y sulfúrico, los cuales contribuyen a la lluvia ácida. Como se muestra en la Tabla 26.1, todas las fracciones de petróleo tienen una mucho mayor contenido de hidrógeno que el carbón. (El carbón es una roca altamente combustible que contenga más de 50% en peso de la materia orgánica de origen biogénico.) Esta diferencia refleja el químico- cal composición de sus materiales de base. Como se discute con más detalle en la siguiente sección, la materia de origen para el petróleo es la materia orgánica marina y acuática, mientras que el carbón se genera RELACIONADOS A partir de los restos de plantas terrestres. Estos materiales de base pueden ser identificados a partir biomarcadores moleculares únicas que se conservan en el petróleo y el carbón. Como con éter de petróleo, la carbones más deseables son los que tienen el más bajo de nitrógeno y azufre. Estos niveles son altamente dependientes de la historia de deposición y las condiciones de cocción y, por lo tanto, variar de un yacimiento a otro. 26.3 FUENTES Y biomarcadores CARBONO Alrededor del 10 al 20% de petróleo se compone de hidrocarburos o bien sintetizadas por organismos o generados a partir de la materia orgánica biogénica durante la diagénesis. El resto es formado a través de la catagénesis y metagénesis de la materia orgánica residual biogénico. (Una pequeña cantidad puede haberse formado abiogenically de CO 2 o metano). Por lo tanto, vivir

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26.3 Las fuentes de carbono y Biomarcadores 7 organismos son la fuente última de petróleo (y el carbón). Dado que las plantas producen más de la biomasa, que son la mayor fuente de materia orgánica a los suelos y sedimentos.

Sus biomoléculas son en su mayoría proteínas, carbohidratos y lípidos. Aunque el tipos de organismos presentes en la Tierra han evolucionado con el tiempo, el metabolismo fundamental vías parecen haber sido más bien constante, por lo que las biomoléculas de hoy en día similares a las que dio origen al petróleo y el carbón. Como se muestra en la Tabla 26.2, las biomoléculas con el más alto grado de química sim- ilarity al petróleo son los lípidos. Tienen un alto contenido de hidrógeno y son bajos en azufre, nitrógeno, y oxígeno. El contenido de lípidos de representante marina y terres- juicio biota se muestra en la Tabla 26.3. En comparación con las plantas vasculares terrestres y marinos plancton tienen alto contenido de lípidos. Otra diferencia notable es el alto porcentaje de lignina en las plantas terrestres, que está ausente en el plancton marino. Debido ligninas tienen baja contenido de hidrógeno, que generan el carbón, mientras que la materia orgánica derivada de animales acuáticos o plancton marino produce gas y petróleo. Como se discutió en el Capítulo 23.6.6, plantas vasculares utilizan lignina y la celulosa como materiales estructurales. Estas biomoléculas son relativamente estables y, por lo tanto, están bien conservados en suelos y sedimentos. Depósitos de petróleo normalmente contiene cientos de compuestos que pueden servir como biomarcadores. Algunos ejemplos se muestran en la Tabla 26.4. Aunque los biomarcadores COL- selectivamente componer una pequeña fracción de masa de los hidrocarburos de petróleo, que proporcionan información sobre el origen de la materia orgánica en el depósito, su ambiente deposicional ción, y su historia de migración de cocina y. Por ejemplo, los números impares de cadena corta (C 15 a C 21

Parafinas) son característicos de los organismos marinos, mientras que las plantas terrestres tienden a generar más cadenas impares (C 25 a C 37 ). Las cadenas más largas tienden ser ceras. Estos compuestos ayudan a las plantas de tierra de control de pérdidas de agua de sus hojas y proporcionar protección frente a daños mecánicos y parásito. Las cadenas más cortas son generalmente líquidos (grasas) y son utilizados por los organismos marinos para el almacenamiento de energía, insu- ción, y la flotabilidad. Las plantas tienden a generar hidrocarburos con un número impar de carbonos, mientras que las bacterias y organismos superiores, que no presentan esta selectividad. Otro Tabla 26.2 Composición química media de Bioquímicos como En comparación con petróleo. Composición Elemental en porcentaje en peso C H S N O Los hidratos de carbono 44 6 50 La lignina 63 5 0.1 0.3 31.6 Proteínas 53 7 1 17 22

Lípidos 76 12 12 Petróleo 85 13 1 0.5 0.5 Fuente: De Hunt, JM (1996) Geoquímica y Geología del Petróleo, 2 ª edición.. WH Freeman and Co., New York, p. 63.

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8 CAPÍTULO 26 El origen de Petróleo en el medio marino Tabla 26.3 Composición elemental de la materia viva. Sustancia Precent Peso de componentes principales Proteínas Los hidratos de carbono Lípidos La lignina Plantas Madera Spruce 1 66 4 29 Hojas del roble 6 52 5 37 Agujas de pino silvestre- 8 47 28 17 El fitoplancton 23

66 11 0 Las diatomeas 29 63 8 0 Esporas de Lycopodium 8 42 50 0 Animales El zooplancton (mixta) 60 22 18 0 Los copépodos 65 25 10 0 Ostras 55 33 12 0 Invertebrados superiores 70 20 10 0 Nota: base libre de cenizas en seco. Existe una gran variabilidad de las diferentes especies de cada organismo. Por ejemplo, Blumer et al. (1964) informaron de copépodos Calanus para contener 27-57% de lípidos. Variabilidad de lípidos se debe en parte a la disponibilidad de nutrientes y la salud de los organismos. Si el suministro de alimentos es limitado o se está desplazando durante

ción del crecimiento, el organismo aumentará sus lípidos. Por ejemplo, Chlorella crece en un ambiente favorable contiene 20% de lípidos, pero en un entorno desfavorable, 60% de lípidos (Blumer, M., MM Mullin, y DW Thomas. (1964). Pristano en el medio marino. Helgolander Wissenschaftliche Meeresuntersuchun- Gen 10: 187-200). Fuente: De Hunt, JM (1996) Geoquímica y Geología del Petróleo, 2 ª edición.. WH Freeman and Co., New York, p. 64. conjunto fácilmente identificable de biomarcadores son los productos de degradación de la clorofila. Como se ilustra en la Figura 26.3, diagénesis actúa para eliminar la cadena lateral fitilo. Bajo condiciones anóxicas la cadena lateral fitilo se libera como fitano y bajo oxic condi- ciones, como pristano. El átomo de magnesio central en el anillo de la porfirina se sustituye por metales, tales como V, Ni, Fe, Cu, o Mn. Estos metales están presentes en altas concentraciones en los sedimentos ricos en materia orgánica, ya que tienen altos factores de enriquecimiento (EF) en planctónica biomasa (Tabla 11.5). Los biomarcadores terpenoides más útiles son los esteroides, carotenoides, y hopanoides (Figuras 22.19 y 22.8f). Como se describe en el capítulo 22.4.3, algunos esteroides son únicos metabolitos, como fucosterol (algas pardas), dinosterol (dinoflagelados), sitosterol (Plantas superiores) y el estigmasterol (plantas terrestres). Los esteroides generan la degradación pro- tos que reflejan las condiciones redox en las que tuvieron lugar diagénesis. Estos productos de degradación son fácilmente identificables como estanoles, esterenos y esteranos. Los marcadores más utilizados son los hopanoides, con varios cientos de estos compuestos de haber sido aislados a partir de bacterias y sedimentos. Los hopanoides son altamente resistentes a la degradación y, por lo tanto, están bien conservados fósiles moleculares. Es también es cierto para el terpenoide de seis anillos, gammacerane (Figura 22.19c), que se cree que

ser sintetizados por las cianobacterias y protozoos. Incluso el contenido de azufre de la orgánica cuestión es diagnóstico de las condiciones redox diagenéticas como la reducción de los enlaces carbono-carbono dobles enlaces en olefinas por reacción con H 2 S produce productos únicos y estables.

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26.3 Las fuentes de carbono y Biomarcadores 9 Tabla 26.4 Marcadores biológicos como fuente e indicadores paleoambientales. Biomarcadores Rango C Indicación n-alcanos CPI> 5 C 9 -C 21 Marina, lacustre de origen algal, C 15 , C 17 , C 19 dominante C 25 -C 37 Terrestre fuente cera vegetal, C 27 , C 29 , C 31 dominante IPC <1 C

12 -C 24 Fuente bacteriana: oxic, anóxico, marinos, lacustre C 20 -C 32 Saline, medio ambiente anóxico: carbonatos, evaporitas Acíclicos isoprenoides Cabeza a la cola Pristano C 19 La clorofila,-tocoferol, oxic, subóxicas ambientes Fitano C 20 La clorofila, phytanylethers de metanógenos, anóxico, solución salina Frente a frente C 25 , C 30 , C 40 Archaebacteria, los lípidos de la pared celular bacteriana Botrycoccane C 34 Lacustre, salobres Sesquiterpenoides Cadalene, C 15 Las plantas terrestres eudesmano

Diterpenoides Abietano, pimarane, C 19 , C 20 Resinas de las plantas más altas kaurane, retene Terpanes tricíclicos C 19 -C 45 Productos diagenéticos de bacterias y algas los lípidos de la pared celular Terpanes tetracíclicos C 24 -C 27 La degradación de los triterpenoides pentacíclicos Hopanes C 27 -C 40 Bacteria Norhopanes C 27 -C 28 Marino anóxico 2 - y 3-methylhopanes C 28 -C 36 Las rocas carbonatadas Benzohopanoids C

32 -C 35 Ambientes carbonatados Hexahydrobenzohopenoids C 32 -C 35 Anóxico, carbonato-anhidrita Gammacerane C 30 Ambientes hipersalinos Oleananes, lupanes C 30 Plantas con flores del Cretácico Tardío y Terciario Bicadinane C 30 Resinas de árboles gimnospermas -Carotane C 40 Árido, hipersalina (Continuación)

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10 CAPÍTULO 26 El origen de Petróleo en el medio marino Tabla 26.4 (Continuación) Biomarcadores Rango C Indicación Esteranos C 19 -C 23 Organismos eucariotas, plantas, y animales

C 26 -C 30 24 - N-Propylsterane C 30 Limitado a los sedimentos marinos 4-Methylsteranes C 28 -C 30 Marina y lacustre dinoflagelados Dinosteranes C 30 Marina, Trías o menos Fuente: De Hunt, JM (1996) Geoquímica y Geología del Petróleo, 2 ª edición.. WH Freeman and Co., Nueva York, p. 107. N N N N N R R R Diagénesis Catagénesis La clorofila a DPEP Series etio Series Las porfirinas Phytol Pristano 1 1 1 1

R HO O O O O H 3 CO R R R R R R R R RR R R N N N N N N N Mg M M FIGURA 26.3 Diagénesis temprana de la clorofila. La pérdida de la cadena lateral fitilo puede ocurrir antes o después de la eliminación del átomo de magnesio central. R = H o un grupo alquilo, M = V, Ni, Fe, Cu o Mn Fuente:. Desde Hunt, JM (1996). Geoquímica y Geología del Petróleo, 2 ª edición. WH Freeman and Co., Nueva York, p. 81.

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26.4 ambiente de depósito

11 Por desgracia, estas reacciones sulfuración catagenetic son muy penetrante y conducen a la formación de petróleo "sucio" y el carbón. 26.4 ambiente de depósito La formación de petróleo a partir de materia orgánica marina requiere en primer lugar la creación de un cama origen. Camas fuente productiva tienen un alto contenido de carbono orgánico y se enriquecen en compuestos con altas relaciones H / C, como los lípidos. Camas fuente productivos fueron cre- ATED en entornos que apoyan la acumulación y el entierro de grandes cantidades de sedimentos ricos en materia orgánica. Esta productividad requerida alta plancton en las aguas superficiales con la mayor parte de la materia orgánica que se genera por diatomeas, dinoflagelados, y COC- colithophorids. La acumulación en los sedimentos fue mayor donde estaban profundidades superficial, O bottom-agua 2 Las concentraciones son bajas, y las tasas de cementerios eran altos. La profundidades someras asegurar un rápido viaje al fondo del mar, la reducción de la probabilidad de que el hundimiento detrítico POM se consumirá o mineralizadas. Cuando O bottom-agua 2 Las concentraciones son bajas, los microbios bentónicos son menos eficaces en la oxidación completa sed- carbono orgánico imentary a CO 2 . Esto también es promovida por el rápido entierro, que aísla la materia orgánica sedimentaria de las aguas del fondo y los bentos bioturbating. Para garantizar un alto contenido orgánico, las altas tasas de entierro tenían que ser una consecuencia de la rápida acumulación de sedimentos ricos en materia orgánica. Incluso en las condiciones más favorables, la mayor parte de la POM creado en las aguas superficiales se remineralizar antes del entierro. Por lo tanto, incluso los sedimentos marinos más ricos en materia orgánica han conservado sólo una pequeña fracción de

la producción suprayacente. El contenido de carbono orgánico de camas de origen que han generado gran petróleo depósitos oscila de 0,5 a 5%, con una media de 1,5%. Condiciones que promueven este alto un nivel de carbono orgánico se encuentran generalmente en aguas costeras por debajo de las zonas de surgencia o dentro de los mares marginales y fiordos donde alféizares restringir la circulación y conducir a permanentes o anoxia semipermanente. Por ejemplo, el contenido de materia orgánica de los sedimentos del Mar Negro es mayor que 15%, mientras que los sedimentos situados en entornos subóxicas son típicamente 1 a 3% OC. Áreas de surgencia costera modernos con altas tasas de deposición de materia orgánica cuestión se encuentran en Walvis Bay ya lo largo de la costa del Perú. En estos lugares, una permanente O 2 zona de mínimo (ZMO) está presente y se extiende hasta el fondo del mar (Figura 8.4). Durante interglaciares y períodos de fondo marino rápida propagación, el aumento del nivel del mar hace que la ZMO a migrar hacia la tierra, extendiéndose bajo-O 2 Condiciones sobre una amplia extensión de la plataforma continental (Figura 26.4). Por lo tanto, los períodos de transgresión han servido para promover la formación de depósitos de petróleo de gran tamaño. La mayoría de los yacimientos de petróleo económicamente útiles fueron depositados durante el Fanerozoico. Se cree que esto refleja la menor tasa de producción de carbono orgánico y el entierro en los eones anteriores. Otro problema es que el tiempo excesiva después del entierro puede conducir a la pérdida de petróleo a través de "cocción excesiva", que finalmente convierte el carbono al CO 2 y grafito. Como nota al margen, los ambientes depositacionales que condujeron al carbón

formación fueron los pantanos costeros situados cerca de las zonas de alta vegetación vascular. La

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12 CAPÍTULO 26 El origen de Petróleo en el medio marino Siluriano Jurásico Triásico Pérmico Devoniano Mioceno Oligoceno Eoceno 0 0 10 20 Las áreas de los continentes cubiertos por mar, 10 6 km 2 30 40 50 Nivel del mar Estante Pendiente Anóxico Anóxico Oxic Oxic Oxic Oxígeno mínimo capa Nivel del mar Oxígeno mínimo capa Estante

Pendiente Transgressive Regresivo N 1 N 2 P 3 P 1 K 1 J 2 T 3 T 1 P 1 C 1 D 2 S 2 O 3 O 1 C 2 C 3 C 1 P 2 K 2

J 3 J 1 T 2 P 2 C 3,2 D 3 D 1 S 1 O 2 23.7 66.4 97.5 144 208 245 Intervalos estratigráficos y su duración, 10 6 año Ciclo de Alpine Ciclo Hercínico Ciclo Caledonian 286 360 408 438 505 570 Cretáceo Ordovícico Cambriano Carbonífero FIGURA 26.4

Transgresiones y regresiones de los mares en los continentes durante el Fanerozoico. También se muestran son las zonas de ladera y las estanterías cubiertas por una ZMO durante los ciclos transgresivos y regresivos. Fuente:. Desde Hunt, JM (1996) Geoquímica y Geología del Petróleo, 2 ª edición, WH Freeman y Co., Nueva York, p. 122. tasa de entrada de materia orgánica fue lo suficientemente grande como para crear condiciones de anoxia que apoyo portado formación de lechos de turba. Después del entierro, las turbas se transformaron, a través de la diagénesis, catagénesis y metagenesis, en carbón. Por lo menos algunos depósitos de carbón se formaron como un como resultado de los bosques costeros que fueron "ahogados" en períodos de aumento del nivel del mar. 26.5 diagénesis La maduración es el proceso por el que las biomoléculas se convierten en petróleo. Como ilustra en la Figura 26.5, esto ocurre lo largo de decenas de millones de años como sedimentos primera someterse diagénesis, seguido por catagénesis. Durante este proceso de cocción, el original compuestos orgánicos se transforman en una mezcla mucho más compleja de hidrocarburos y asphaltics. Diagénesis se define como las reacciones químicas que se producen en el primer unos miles de años después del entierro a temperaturas de menos de 50 ◦ C. Como se ha descrito previamente En el capítulo 12, las reacciones más diagenéticos que comprenden materia orgánica están mediadas por

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26.5 Diagénesis 13 La lignina Proteínas Lípidos Inalterada moléculas Alteración Menor

retención esqueleto de carbono Fósiles geoquímicos La degradación microbiana Polimerización Condensación Los ácidos fúlvicos Los ácidos húmicos Humin Reciente sedimento Zona Principal de formación de aceite Kerógeno Térmico degradación Agrietamiento Agrietamiento De alto PM Petróleo crudo Suelte de atrapados moléculas HC Hidrocarburos bajo a medio MW Zona de formación de gas Residuo de carbono Metano 1 Los hidrocarburos ligeros Gas Metagénesis Diagénesis Catagénesis Los hidratos de carbono Vida organismos FIGURA 26.5 . El proceso de maduración de petróleo Fuente:. Desde Tissot, BP, y DH Welte (1978) Petróleo

Formación y Ocurrencia: un nuevo enfoque a la exploración de petróleo y gas, Springer-Verlag, p. 93. microbios. En condiciones anóxicas, que debería haber prevalecido en la orgánica rica en sedimentos, las reacciones diagenéticos dominantes son la desnitrificación (incluyendo el annamox vía), la reducción de sulfato y metanogénesis. Durante diagénesis, el oxígeno se elimina de la materia orgánica como el agua, como nitrógeno N 2 , Y azufre en forma de H 2 S. En la eliminación de O, N, y S, el contenido de hidrógeno de la sedimentaria materia orgánica se incrementa. Si el hierro está presente en el depósito, el H 2 S conduce a la precipitación- litación de la pirita. Sepultura a largo plazo convierte estos sulfuros de hierro en ironstones oolíticos, que son comunes en las pizarras. Este modo de eliminación de azufre mejora la económica valor del petróleo como de otro modo H 2 S, o de gas amargo, permanecerían en el depósito. Metanogénesis produce metano biogénico, que se denomina gas seco.

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14 CAPÍTULO 26 El origen de Petróleo en el medio marino Como los metabolismos anaerobios proceder, biopolímeros se degradan en biomonomers. Algunos de estos biomonomers se conservan junto con bajo peso molecular resistente biomoléculas. Algunos experimentan reacciones. Por ejemplo, las reacciones de los radicales libres-trans- formar algunas parafinas en isoparafinas. Algunos de los biomonomers polimerizar en compuestos de alto peso molecular complejos llamados geopoliméricos. Y otros se someten a reacciones de vulcanización en el que los átomos de azufre se incorporan en el hidrocarburo

estructuras, creando macromoléculas ricas en azufre que son extremadamente resistentes a más la degradación. La mezcla resultante de biopolímeros, biomonomers, y es geopolímeros llamado kerógeno. Si la materia orgánica marina o acuática es el material de origen, el resultado- ing kerógeno se denomina sapropel. Si los materiales de base es de las plantas terrestres, un de tipo húmico kerógeno se forma. Debido a las diferencias en la composición química de los sus orígenes moleculares, los kerógenos sapropélico tienden a tener un hidrógeno más alta contenido de los kerógenos húmicos. Algunas clases de compuestos que no se modifiquen sustancialmente durante la diagénesis y, por lo tanto, servir como fósiles moleculares. Otros biomarcadores se generan durante la diagénesis reacciones. Estos incluyen los productos de degradación de la clorofila (figura 26.3) y hopanoides con cadenas laterales más cortas que sus precursores microbianos. 26.6 catagénesis Y metagénesis A medida que pasa el tiempo, los sedimentos superficiales que se han sometido a la diagénesis ser más profundamente enterrados, debido a la continua acumulación de partículas en el lecho marino (Figura 12.6). Los sedimentos enterrados profundamente sufren reacciones químicas abióticas que tener lugar a temperaturas y presiones elevadas. Las reacciones que se producen entre 60 y 200 ◦ C se consideran catagenetic en la naturaleza. Metagénesis lleva a cabo en temperaturas superiores a los 200 ◦ C y se considera que es un tipo de muy bajo grado Metamor- fismo. Temperaturas sedimentos aumentan con la profundidad por debajo del fondo marino debido a la compactación ya que la fricción resultante se disipa en forma de calor. Parte del calor geotérmica

se suministra a través de la conducción desde el núcleo de calor generado por las reacciones nucleares de la Tierra. La compactación también comprime el depósito, transformándolo en una roca sedimentaria. Más depósitos kerógeno soportan también contienen arcilla y se transforman en rocas sedimentarias llamada pizarras negras. En los sedimentos marinos, el gradiente geotérmico es del orden de 15 a 50 ◦ C / km (Figura 25.3). Por lo tanto, las temperaturas superior a 60 ◦ C se alcanzan a profundidades que van desde 1 a 4 km. Cocinar a temperaturas de 60 a 150 ◦ C kerógeno transforma en asfalto (Petróleo + asfalto). Debido esquisto es porosa, el betún se encuentra disperso en la roca y en forma de capas intercaladas. Como se muestra en la Figura 26.6, la producción de petróleo se produce en el entierro profundidades de 3 a 5 km. Además entierro expone el betún a temperaturas superiores a 200 ◦ C, lo que favorece la conversión del carbono orgánico en CO 2 y grafito. Durante catagénesis, los compuestos orgánicos se someten a una variedad de degradación térmica reacciones que incluyen: (1) reducción de los dobles enlaces mediante la incorporación de hidrógeno o átomos de azufre, (2) reacciones de craqueo, y (3) reacciones de condensación. El efecto neto de

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26.6 catagénesis y metagénesis 15 20 a 50 C 20 C 50 a 150 C 150 C

Metagénesis 0% 50% 100% 0% 50% 100% Marina sedimentos FA HA 0.01 0.1 1 10 100 1000 Profundidad (m) 10000 CH AA Biopolímeros Bioquímico degradación Policondensación polimerización Insolubilización Geopolímeros Térmico agrietamiento Catagénesis Antracita carbón Metamorfismo Grafito Gas gas Humin o Protokerogen Aceite

Petróleo, De alta presión Temperatura y carbonización Nonmarine sedimentos Hasta aprox. Diagénesis Semidecomposed a descompuesto planta escombros Kerógeno Bitumenous carbón Lignito FA, HA Humin etcétera Residuo de carbono FIGURA 26.6 Una descripción general de los cambios que se producen en la materia orgánica durante la diagénesis, catagénesis y metamorfismo. Las abundancias relativas de las diversas formas de la materia orgánica se muestran en la x-eje. CH, clorofila, AA, aminoácidos, FA, ácidos fúlvicos, HA, ácidos húmicos Fuente:. Después de Tissot, B. P. y DH Welte (1978) Formación de Petróleo y Ocurrencia:. Un nuevo enfoque de Petróleo y Gas Exploración, 2 ª ed. Springer-Verlag, Heidelberg, Alemania, p. 70. estas reacciones es un tipo de desproporción molecular durante el cual el contenido de hidrógeno de la formación de petróleo se aumenta a expensas de la querógeno residual. Como se muestra en Figura 26.7, esto hace que la relación H / C elemental de querógeno a disminuir con el aumento grado de maduración. Se proporcionan ejemplos de las reacciones químicas que tienen lugar durante la maduración

en la figura 26.8. Estos incluyen reacciones de craqueo en el que los hidrocarburos de cadena corta son roto moléculas parentales más grandes. En el ejemplo mostrado en la Figura 26.8a, dos tipos de hidrocarburos se generan, uno que está saturado y el otro que es insaturado. Otro ejemplo de una reacción de desproporción se muestra en la Figura 26.8b en el que el H átomos necesarios para crear hidrocarburos saturados a través de reacciones de craqueo son suministrados por el kerógeno padres. Extracción de átomos de hidrógeno del kerógeno hace que se someten a la condensación reacciones en las que se forman los anillos. Además la eliminación de átomos de hidrógeno requiere que los anillos aromatizar. Esto hace que la relación elemental H / C del kerógeno disminuyendo a medida que la maduración

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16 CAPÍTULO 26 El origen de Petróleo en el medio marino 0.20 0.30 Atómica O / C 0 0.10 1.00 0.50 Atómica H / C 2.00 1.50 Los principales productos de kerógeno evolución CO 2 , H 2 O Inmaduro zona Principal zona de formación de aceite

Aceite Gas Yo II IIl D Iowa g e n e s es C un t un g e n e s yo s Zona de formación de gas Metag. Tintorería Mojado FIGURA 26.7 Esquema general de la evolución kerógeno como se representa mediante un diagrama van Krevelen. Tres tipos de kerógeno se muestran con el tipo I es de origen marino Fuente:. Desde Tissot, BP, y DH Welte (1984) Formación de Petróleo y Ocurrencia:. Un nuevo enfoque de Petróleo y Gas Exploración, 2 ª ed. Springer-Verlag, Heidelberg, Alemania, p. 216. procede como se hace la longitud de la cadena de los hidrocarburos saturados. Otras transformaciones característico de catagénesis incluyen la pérdida del predominio de carbono extraño en las parafinas

y la pérdida de las isoparafinas. Estas tendencias se ilustran en la figura 26.9. Al menos algunos de los átomos de H requeridos para la formación de hidrocarburos de petróleo bons se suministran por el agua. Los átomos de oxígeno de sobra contribuyen a la evolución de CO 2 (Figura 26.10). Las reacciones de maduración también suelen estar catalizadas por varios minerales, tales como las arcillas y ironstones. Se cree que la piedra caliza para jugar un papel importante en reacciones de maduración, ya que puede reaccionar con CO 2 y por lo tanto cambiar la posición de equi- reacciones Librium en favor de la producción de hidrocarburos de petróleo adicionales. Otro

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26.6 catagénesis y metagénesis 17 H H H H H C C C C H H H H H H H H H Otro productos Etileno Los radicales libres intermedios

n-hexano (A) 5008C n-butano C H C H H H C C C C C H H H H H H H H H H H C H H C C CC C C H H H H H H H

H H H H H / C de kerógeno 1.43 1.29 0.96 (B) 0.47 CH 4 1 1 1 FIGURA 26.8 Mecanismos de reacciones de craqueo en (a) parafinas y (b) kerógeno Fuente:. Después de Rashid, MA (1985). Geoquímica de compuestos marinos húmicos , Springer-Verlag, Heidelberg, Alemania, p. 206. Reproducido con permiso, y Hunt, JM (1996). Geoquímica y Geología del Petróleo , segundo edición, WH Freeman y Co., Nueva York, p. 208.

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18 CAPÍTULO 26 El origen de Petróleo en el medio marino n-alcanos Cicloalcanos Aromáticos C n H 2n212 0 15 25 35 15 Gas Aceite

Fósiles geoquímicos CH Bioquímica 4 Los hidrocarburos generados 25 35 15 Número C.atom Número C.atom CH 4 Número de timbre 25 35 33 30 20 13 33 30 20 13 33 30 20 13 % En cada tipo 2 4 6 0 2 4 6 0 2 4 6 0 1 2 3 4 Metag. Seque zona de gas Mojado zona de gas Catagénesis

Diagénesis Zona inmaduro Zona de Petróleo Profundidad (Km) FIGURA 26.9 Cantidades relativas de los hidrocarburos producidos en los sedimentos de grano fino. Las áreas bajo la curva son proporcionales a las masas como el carbono. Las profundidades son indicativos y pueden variar según el situación geológica real. El gas húmedo se compone de etano, butano y propano. Fuente : Desde Tissot, BP, y DH Welte (1984). Formación Petróleo y Ocurrencia : Un nuevo enfoque Petróleo y Gas Exploration , 2 ª ed. Springer-Verlag, p. 215. probables reacciones de maduración implican la oxidación de hidrocarburos de petróleo por el reducción de los metales traza encuentran en abundancia en los depósitos ricos en materia orgánica. Los tipos de hidrocarburos generados durante la maduración dependen de la química- ical composición de las biomoléculas de origen y las condiciones de cocción. Figura 26.6 ilustra que catagénesis de kerógenos sapropélico genera aceite, mientras que húmicos kero- gens se convierten en carbón. Ambos kerógenos producen gas, pero difieren en sus rendimientos y composición química. Como se muestra en la figura 26.10, kerógenos húmicos producen más coche- dióxido de carbono debido a que su fuente de carbono (materia orgánica terrestre) es más oxidado que la materia orgánica marina. Los kerógenos sapropélico generan metano más abióticos (Gas seco). Tenga en cuenta que el metano biogénico se produce a partir de ambas fuentes durante Diagene- sis, pero en rendimientos mucho más bajos que los generados durante catagénesis. Sapropeles Marinos tienden a generar más H 2 Se debe a que el agua de mar contiene una gran cantidad de sulfato, lo que permite la reducción del sulfato sedimentaria.

Condiciones de cocción también determinan la composición química de la maduración prod- ductos. Entierro lenta con bajos gradientes geotérmicos genera un conjunto diferente de petróleo hidrocarburos que hace el entierro rápido con altos gradientes. Las escalas de tiempo involucradas están en del orden de decenas de millones de años. Entierro en el umbral de profundidad de 1 km requerido para iniciar catagénesis tiene 10 millones Ÿ suponiendo que las tasas de sedimentación característico de mares marginales (10 cm por 1000 y). Como se muestra en la figura 26.11, el proceso de maduración

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26.6 catagénesis y metagénesis 19 Sapropélico fuente Húmicos fuente 20 (A) (B) 50 100 150 200 Metagénesis Rendimiento relativo del gas a partir de materia orgánica en los sedimentos de grano fino Catagénesis Diagénesis CH 4 CH 4 CO 2 CO 2 C

2 H 6 1 C 2 H 6 1 H 2 S CH 4 CH 4 392 302 212 122 68 Temperatura ( 8 F) Temperatura ( 8C) H 2 S N 2 N 2 FIGURA 26.10 Los rendimientos relativos de gases de la materia orgánica enterrados en sedimentos de grano fino como una función de temperatura: (a) Fuente de sapropélico y (b) fuente húmico. El C 2 H + 6

representa los gases de hidrocarburos castor que el metano y se refiere colectivamente como "gas húmedo". Desde Hunt, JM (1996). Geoquímica y Geología del Petróleo , 2 ª edición, WH Freeman and Co., New York, p. 187. puede tardar de 10 a varios cientos de millones de años. Excepciones a esto incluyen hidrocarburos de petróleo generado en los sedimentos relativamente recientes, como resultado de calefacción cerca de los límites de placas activas, como en los depósitos Besshi se encuentran en la Cuenca de Guaymas. Estos depósitos tienden a tener altos niveles de HAP y azufre. La figura 26.11 muestra que el tiempo requerido para la producción de petróleo y gas es más corto en temperaturas más altas. Este efecto es debido a las velocidades de reacción más rápidas. Hay un límite superior a esta mejora como muy altas temperaturas y presiones favorecen la conversión de los carbono orgánico en dióxido de carbono, metano, y el grafito. Así, los depósitos que tienen sido sometido a metagenesis y metamorfismo durante largos períodos es poco probable

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20 CAPÍTULO 26 El origen de Petróleo en el medio marino 1 cuenca del Amazonas, Brasil 2 cuenca de París, Francia 3 cuenca Aquitania, Francia 4 El área Aaiun, Río de Oro, África Occidental 5 cuencas Douala, Camerún 6 Taranaki cuenca costa afuera, Nueva Zelandia 7 cuenca Camargue, Francia 8 cuenca de Taranaki en alta mar, Nueva Zelandia 9 cuenca de Los Ángeles, California 10 cuenca Ventura, California 11 cuenca Aquitania, Francia 600

500 400 300 200 150 100 75 70 60 50 40 30 20 10 68 20 34 140 60 30 183 84 28 360 182 22 440 227 20 540 282 18 F C (1 / K) (10 4 ) 291 144 24 234

112 26 104 40 32 Temperatura Tiempo (10 6 y) 1 11 2 3 4 Aceite fase fuera Gas fase fuera No hay aceite Código Aceite Gas No hay gas 5 6 Principal aceite y gas zona 7 8 9 10 FIGURA 26.11 Dependencia temporal temperatura del petróleo génesis. Fuente : De Connan, J. (1974). Relación tiempo-temperatura en el aceite de génesis, la Asociación Americana de Geólogos del Petróleo Boletín , 58, 2516-2521, la Figura 3, p. 25.

a tener cantidades significativas de hidrocarburos de petróleo. Incluso a temperaturas más bajas y las presiones, la producción de petróleo eventualmente cesarán como la cama se convierte en fuente de empobrecido en carbono orgánico lábil. Depósitos de petróleo también pueden ser degradados por la exposición a la superficie del agua y O 2 . Esto puede suceder si el fracturamiento de la roca fuente permite infil- tración de agua oxigenada desde arriba. El proceso de degradación es bióticos e implica la oxidación de hidrocarburos por microbios aerobios y anaerobios. Por lo tanto la formación de grandes yacimientos de petróleo requiere de una, bed fuente aislado intacto. 26.7 Los hidratos de gas Al igual que en se describe en el capítulo 25.1.1, el metano puede acumularse en los sedimentos marinos en el forma de los hidratos de gas. Parte de este metano es de origen biótico, que surge de la diagénesis,

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26.8 Migración en un embalse 21 y algunos es abióticos, que se producen durante catagénesis y metagenesis. Otros gases hidratos se forman a partir de CO 2 , H 2 S, etano, propano, isobutano y. Los hidratos de gas son sólidos cristalinos en la que la estructura de hielo de agua está dis- distorsionado para formar jaulas que contienen las moléculas de gas. En los hidratos de metano, cada gas molécula está generalmente rodeado de seis a siete moléculas de agua. Los hidratos se forman en su- cientemente altas presiones en el sedimento si las temperaturas son menos de 20 ◦ C. La profundidad gama dentro de los sedimentos sobre las que los hidratos son estables depende de la longitud de

la columna de agua, el gradiente de temperatura en el sedimento, y la salinidad del agua intersticial (Figura 25.3). Por ejemplo, a 0 ◦ Hidratos de metano C son estables a una profundidad total (del agua columna de sedimentos +) superior a 300 m. A 20 ◦ C, profundidades totales deben exceder de 2.000 m. En los sedimentos, el gradiente geotérmico hace que el 20 ◦ Umbral C que se exceda 500 m por debajo del fondo marino, por lo que los hidratos de metano se limitan a los 500 m superiores del sedimento ción. A profundidades en el sedimento debajo de la zona de estabilidad de los hidratos de metano, los gases están presentes en forma libre. Los otros gases (CO 2 , H 2 S, etano, propano, isobutano y) formar hidratos a presiones más bajas y, por lo tanto, menor profundidad que el metano, pero su abundancias son mucho más baja que la del metano. El hidrato de metano típico contiene 40 m 3 de CH 4 (STP) por m 3 depositado valores tan altos como 160 que se informa. Por lo tanto, los hidratos de metano pueden representar colectivamente el mayor de los recursos de petróleo restante. La ubicación de estos depósitos de hidratos de gas se muestran en la figura 26.12. Se están realizando esfuerzos para desarrollar la tecnología para minar este depósito. Como se señaló en el Capítulo 25.5.5, el calentamiento de los sedimentos marinos y el permafrost de la tundra ártica podría llevar a la descomposición de los hidratos y la liberación de metano en los océanos y la atmósfera. Esto podría causar un positivo

retroalimentación aumentar el calentamiento global. Se cree que esta retroalimentación de haber desempeñado un papel en la últimos acontecimientos del calentamiento global durante el eón Fanerozoico. 26.8 MIGRACIÓN EN UN DEPÓSITO Durante la diagénesis y catagénesis, compactación lithifies la cama de origen en una fuente roca, por lo general un esquisto rico en materia orgánica o piedra caliza. La producción de los aumentos de petróleo la presión dentro de la roca debido a aceites y gases son menos densos que los sólidos y, por lo tanto, toman hasta más volumen. La sobrepresión fractura la cama de fuente, lo que permite la migración de la gas y petróleo en rocas permeables adyacentes. La mayoría de las fracturas son de 1 a 3 mm de diámetro. La migración se produce verticalmente y lateralmente a través de las fracturas y fallas hasta que un imper- se alcanza la barrera permeable. La migración también puede tener lugar a través de los poros de la rocas sedimentarias. Pero se trata de sólo una pequeña hidrocarburos (menos de 26 carbono átomos), debido a que los poros son generalmente menos de 10 nm de diámetro. Migración actúa para separar el petróleo de su asfalto, haciendo de este proceso crítico a la formación de depósitos económicamente atractivas de petróleo y gas. La migración se produce en dos etapas. La migración primaria se lleva a cabo dentro de la roca madre después de su presión fracturar. Por lo tanto, un requisito importante para una roca fuente productiva es que sea fácilmente fracturado. Durante la migración primaria, el gas y el aceite viajan juntos como una sola fase líquida debido a las altas presiones (generalmente superior a 270 atm) en la roca fuente.

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22 CAPÍTULO 26 El origen de Petróleo en el medio marino 408 208 08 220 8

240 8 260 8 280 8 808 608 2 160 8 2 180 82 140 82 120 82 100 82 80 82 60 82 40 82 20 8 0 8 20 8 40 8 60 8 80 8 100 8 120

8 140 8 160 8 180 8 608 808 408 208 08 2208 2408 2608 2808 2 160 8 2 180 82 140 82 120 82 100 82 80 82 60 82 40 82 20 8 0.018 0.027 Volumen ( 3 10 15 m

3 ) 0.036 0.045 0.056 0,06-0,18 0 0.009 0 8 20 8 40 8 60 8 80 8 100 8 120 8 140 8 160 8 180 8 FIGURA 26.12 Pr edicted distribución de metano hidratos en marina sedimentos. La total

masa de metano hidratos es estimado como 7.44 × 10 4 Gt. (Esta es un o der de magnitud superior de la estimar en Figur e 25.1.) Fuente : Después Klauda, J. B., y S. I. Sandler (2005). Global distribución de

metano hidrato en océano sedimento. Energía Y Combustibles 19, 459-470. (Ver compañero sitio web para color versión.)

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26.8 Migración en un embalse 23 La expulsión de la roca madre probablemente ocurre en pulsos en el que continua gen- ción del petróleo crea suficiente presión para abrir las fracturas y poros. Después de la se libera la presión por la migración, las fracturas y los poros estrechos. Una vez que el petróleo migra fuera de la roca madre, presiones decadencia, sobre todo si la migración es verti- cal. El movimiento del petróleo fuera de la roca madre y en una cama de depósito se denomina migración secundaria. limolitas, areniscas, pizarras, calizas fracturadas, tizas, dolomías y fracturadas o resistido rocas ígneas y metamórficas hacen buenas camas depósito debido a su alta porosidad. Durante la migración secundaria, el gas y el aceite separado con el gas que se desplaza por delante del aceite. Las tasas son del orden de centímetros por año. La migración lateral puede ocurrir más de un centenar de kilómetros y la migración vertical de más de miles de kilómetros. El más grande depósitos de petróleo son el resultado de la migración lateral, porque esto proporciona drenaje

de un mayor volumen de roca fuente que hace la migración vertical. Las vías de migración puede cambiar con el tiempo como reacciones químicas, tales como solución de la presión, recristalización, y la cementación, se puede alterar la permeabilidad. Si la migración continúa, el petróleo y el gas serán muy dispersas, produciendo depósitos de escaso valor económico. La mayoría de petróleo está presente en un estado tan dispersa (Aunque el valor económico es un objetivo en movimiento determinado en parte por la demanda del mercado). Si la migración de petróleo se encuentra con una barrera relativamente impermeable, el movimiento adicional se inhibe. La piscina del petróleo y el gas detrás de esta barrera, formando un depósito de concentrado. La parte de la capa reservorio donde las piscinas de petróleo que se llama una trampa . Petróleo migra lateralmente en trampas estratigráficas y verticalmente en trampas estructurales . Ejemplos se ilustran en la figura 26.13. En la mayoría de los casos, las diferencias en la permeabilidad entre las capas estratigráficas adyacentes inhibir la migración. Esto hace que el petróleo fluya dentro de las unidades geológicas. Para obtener petróleo para acumularse en una trampa, debe encontrarse con un roca sello o precinto . Los hidratos de gas hacen el mejor juntas debido a su baja permeabilidad. Evaporitas son el segundo mejor. Se encuentran profundamente sedimentos enterrados como pilares verticales llamados diapirs . Estos forman pilares de sal porque halita se deforma más fácilmente por la presión suprayacente que otras rocas sedimentarias. Por lo tanto, los pilares de sal de flujo a través de fracturas y fallas tanto como pasta de dientes exprimida de su tubo. Aunque no todos los diapirs han asociado depósitos de petróleo, su frecuentes co-ocurrencia refleja ambientes de depósito similares, es decir, las cuencas de aguas poco profundas con circulación restringida. A medida que el aceite se somete a la migración primaria y secundaria, puede continuar maduración. Si

que viaja en bastantes sedimentos superficiales, las temperaturas serán bastante bajas (<80 ◦ C) a permitir la degradación microbiana de tener lugar. Esto se ve comúnmente en las cuencas de antepaís, tales como las cuencas de los márgenes del Atlántico de África, América del Sur, Canadá y el Golfo de México. A medida que el petróleo migra hacia arriba, bacterias anaerobias degradan preferentemente los hidrocarburos de bajo peso molecular, dejando tras de aceites pesados. Estos aceites piscina en areniscas para formar las arenas bituminosas (Figura 26.14). Ellos representan la mayor reserva de petróleo en el planeta. La degradación es promovida por la presencia de agua y se produce a través escalas de tiempo de millones de años. Reacciones microbianas probables son anaeróbicas y son el hierro reducción, la metanogénesis y la reducción de sulfato. Debido a estas continua biótico y reacciones abióticas, así como el proceso de separación física en curso, cada migratoria

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24 CAPÍTULO 26 El origen de Petróleo en el medio marino (A) (B) (D) (C) Esquisto Arenisca Caliza Estratos ricos en petróleo Sal cúpula FIGURA 26.13 Los diferentes tipos posibles de (a-c) estratigráficos y (d) las trampas de aceite estructurales. Por simplicidad, la camas depósito se indican siempre como arenas. Fuente : De Ross, DA (1988). Introducción a

Oceanografía , 4 ª ed., Prentice Hall, Inc., Englewood Cliffs, NJ, p. 350. Correa orogénica Cuenca de antepaís Regional cerrar Reservorio principal en rompiendo en sótano Amplia gravemente arenas bituminosas degradados Sótano Aceites no degradado en los yacimientos más profundos Unidad que contiene roca madre 1 Unidad que contiene fuente rock 2 La migración de aceite instrucciones 50 kilometros 1 kilometro E Roded sección M un tu re z o n e fo r g un s M en ur e zo ne

para aceite Fo re lan db ASEM ent fil FIGURA 26.14 Un sistema idealizado cuenca antepaís petróleo con rocas de origen en los sedimentos de la plataforma, un regional extensa secuencia de areniscas reservorio y un sello regional amplia. Durante la migración en y a través de los lechos de depósito, los aceites son biodegradables y arenas de alquitrán se acumulan. Continuo biodegradación y las temperaturas más bajas en los depósitos superficiales aumentan la viscosidad del aceite, ayudando purgador. Fuente : De la cabeza, IM, D. Martin Jones, y SR Larter (2003). Biológico actividad en las profundidades del subsuelo y el origen de petróleo pesado. Naturaleza 426, 344-352. (Ver compañero página web de la versión color.)

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26.9 minerales de baja temperatura 25 vía crea una mezcla única de los hidrocarburos del petróleo que se mueve a lo largo de su flujo camino. La composición química de las mezclas se puede utilizar para rastrear las ubicaciones de los la cama de origen y la trampa. Esto también explica por qué cada depósito de petróleo tiene un único hidrocarburos "huella digital" (Figura 22.4). Si la trampa estratigráfica o roca de cubierta se rompe, por lo general como resultado de la actividad tectónica, petróleo puede salir del depósito. Algunas de estas fugas causan petróleo se filtre en el fondo del mar o hacia fuera en la tierra. La mayoría de los depósitos de fugas en cierta medida. Esto tiene demostrado ser útil ya que casi todas las regiones productoras de petróleo importantes fueron descubiertos como

filtraciones superficiales de petróleo o gas. Como se discutió en la Sección 28.6.6, una vez en el mar o en tierra, algunos de los derivados del petróleo se filtraba se evapora y algunos se somete a desgaste químico. Tanto como 40% de los recursos mundiales de petróleo se estima que se han perdido a filtraciones naturales. 26.9 ORES DE BAJA TEMPERATURA Petróleo tiende a tener altas concentraciones de metales traza como se muestra en la figura 26.15. Esto es problemático cuando se utiliza el petróleo como combustible porque quema moviliza 0001 Au Ag Minnesota U Georgia Pb Sn CD Como Zr Cr Al California Mo Sb Cu Ba Co Hg Ni Zn V 0001 0,01 0.1 1,0 10 100

1000 ppm 0,01 0.1 1,0 10 100 1000 ppm FIGURA 26.15 Los valores máximos reportados para los elementos seleccionados en el petróleo. Fuente : Desde Jones, P. (1975). Metales traza y otros elementos en crudo-una revisión de literatura. British Petroleum Co. Ltd, Sunbury, 40 pp

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26 CAPÍTULO 26 El origen de Petróleo en el medio marino los metales traza. Por otro lado, los enriquecimientos de metales traza en petróleo permiten la formación natural de los yacimientos metalíferos. Minerales de baja temperatura comúnmente asociado con lutitas negras incluyen los sulfuros [PbS (galena), ZnS (esfalerita), FeS (Pirita), CUFES 2 (Calcopirita) y NIS (millerite)], barita (BaSO 4 ) Y fluorita (CaF 2 ). Algunos de estos depósitos representan fuentes económicamente importantes de metales. Estos minerales metalíferos parecen formar a través de un conjunto de procesos similar a la que del petróleo: (1) los metales traza se movilizan de un depósito de origen, (2) la migración los transporta a un depósito adecuado, y (3) precipitación genera un mineral sólida fase. Petróleo y kerogeno desempeñan varias funciones importantes en la formación de estos minerales

cuerpos. En primer lugar, su materia orgánica representa una fuente de metales debido a un enriquecimiento natural por el plancton. En segundo lugar, los metales entregados a los sedimentos en sus formas en partículas oxidadas se convierten en las especies solubles bajo las condiciones reductoras creados durante la diagénesis de la materia orgánica. En tercer lugar, los compuestos orgánicos en petróleo y son querógeno agentes quelantes eficaces. Los metales que se unen con el líquido de petróleo pueden entonces ser transportados a través de la migración. Las interacciones entre la materia orgánica y metales traza que conducir a la formación de minerales metálicos de baja temperatura se ilustran en la figura 26.16. Kerógeno Petróleo líquidos Petróleo los gases Pb, Zn, Cu Brines Precipitación de minerales de mena Mineral depósito Mineral matriz Cu, Co, V Zn, Cu Degradación La mezcla física intercambio lon Catagénesis, Mineral disolución FIGURA 26.16 Vías geoquímicos en los que la materia orgánica participa en la formación de baja temperatura de mineral minerales. Fuente : Desde Gize, AP, y Manning DAC (1993). Aspectos de la orgánica

geoquímica y petrología de minerales metalíferos. En Geoquímica Orgánica: Principios y Aplicaciones , MH y Engel SA Macko, eds, pp 565-580, 561.

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26.10 prospección de Marine Petroleum 27 26.10 prospección de Marine Petroleum La larga serie de requisitos para la formación de grandes depósitos de petróleo es suma- mirse en la Tabla 26.5. Como esta lista sugiere, la formación del petróleo es una muy ineficiente proceso ya que la mayoría de la materia orgánica se pierde para la remineralización, la cocción excesiva, dispersión Sal, la degradación microbiana, o filtración. Por lo tanto, el petróleo es una parte relativamente pequeña geológica reservorio. Los campos "gigantes" son aún más raro, que comprende sólo el 1% del número total de campos productores. El más grande es el Campo Ghawar en Arabia Saudita, que tiene un estimado de reserva de petróleo recuperable de 66-100000000000 de barriles de petróleo. Aunque es raro, los campos gigantes contienen aproximadamente la mitad de las reservas conocidas. Las reservas probadas de petróleo y gas por país se muestran en la Tabla 26.6, junto con una estimación de las reservas mundiales totales. El mundo la demanda de petróleo es actualmente (2007) en el orden de 85 millones de barriles por día. Suponiendo que no hay crecimiento del consumo anual, que no es muy realista, que agotará la probada embalses dentro de 43 años. Por lo tanto, un esfuerzo considerable se gasta en la localización y explotación de nuevos grandes yacimientos de petróleo y gas. Geoquímicos juegan un papel importante en la prospección petrolera, porque son capaces para evaluar la deposición, la maduración, la migración y la historia de un campo de potencial datos geológicos, geofísicos y geoquímicos. Estas evaluaciones ayudan a identificar a los más probables sitios de grandes depósitos de petróleo; minimizando así la cantidad de costosa

perforación exploratoria así se requiera. Configuración marinos más probabilidades de tener grandes depósitos son antiguas cuencas marinas alféizar de la edad adecuada y la profundidad de enterramiento. Incluso con esta especificidad, prospección de petróleo es todavía un poco como buscar una aguja en un pajar, tales como 900 existen en todo el mundo las cuencas sedimentarias, de las cuales 600 tienen las demás condiciones requeridas para grandes depósitos de petróleo. De éstos, 160 son comercialmente en la actualidad productiva, 240 están parcialmente exploradas, y los restantes 200 (en su mayoría offshore) están aún sin explorar. Tabla 26.5 Requerimientos Esenciales para las perspectivas favorables del petróleo. 1. Una fuente suficiente de la materia orgánica adecuada 2. Condiciones favorables para la preservación de la materia orgánica rápido enterramiento o una reduciendo ambiente 3. Una manta adecuada de los sedimentos para producir las temperaturas necesarias para la conversión de la materia orgánica al petróleo líquido 4. Condiciones favorables para el movimiento del petróleo de las rocas de origen y la migración a las rocas del yacimiento porosas y permeables 5. Presencia de trampas de acumulación, ya sea estructural o estratigráfica 6. Rocas adecuadas tapa para evitar la pérdida de líquidos derivados del petróleo 7. El control del tiempo en el desarrollo de estos elementos esenciales para la acumulación y historia postaccumulation favorable para la preservación Fuente : De Hedberg, HD, JD Moody, y RM Hedberg (1979). Perspectivas de Petróleo de la mar profundo. Asociación Americana de Geólogos del Petróleo Boletín 63, 286-300, p. 288.

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28 CAPÍTULO 26 El origen de Petróleo en el medio marino Tabla 26.6 Reservas Probadas del Mundo de (a) Petróleo, (b) Gas Natural, y (c) Carbón. También se muestran son las distribuciones nacionales de estas reservas. (A) ACEITE

Posición País Reservas Probadas % (Aceite bbl) NA Mundo 1.349.000.000.000 NA 1 Arabia Saudita 262700000000 19% 2 Canadá 178900000000 13% 3 Irán 133300000000 10% 4 Irak 112500000000 8% 5 Emiratos Árabes Unidos 97800000000 7% 6 Kuwait 96500000000 7% 7 Venezuela 75590000000 6% 8 Rusia 69000000000 5%

9 Libia 40000000000 3% 10 Nigeria 36000000000 3% 11 México 33310000000 2% 12 Kazajstán 26000000000 2% 13 Angola 25000000000 2% 14 Estados Unidos 22450000000 2% 15 China 18260000000 1% 16 Katar 16000000000 1% 17 Brasil 15120000000 1% 18 Argelia 12460000000 1% 19

Noruega 9859000000 1% 20 Unión Europea 7294000000 1% (B) GAS NATURAL Posición País Reservas Probadas % (Barriles de petróleo equivalente) NA Mundo 1.123.552.123.552 NA 1 Rusia 306113256113 27% 2 Irán 171299871300 15% 3 Katar 165830115830 15% 4 Arabia Saudita 42110682111 4% 5 Emiratos Árabes Unidos 38648648649 3% 6 Estados Unidos 34446589447 3%

7 Argelia 29157014157 3% 8 Nigeria 28970398970 3% 9 Venezuela 26969111969 2% 10 Unión Europea 20952380952 2% 11 Irak 20045045045 2% 12 Kazajstán 19305019305 2% (Continuación)

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26.10 prospección de Marine Petroleum 29 Tabla 26.6 (Continuación) Posición País Reservas Probadas % (Barriles de petróleo equivalente) 13 Indonesia 16454311454 1% 14 Australia

16402831403 1% 15 China 16280566281 1% 16 Malasia 13667953668 1% 17 Noruega 13629343629 1% 18 Turkmenistán 12934362934 1% 19 Egipto 12226512227 1% 20 Uzbekistán 12065637066 1% 21 Países Bajos 11299871300 1% 22 Canadá 10765765766 1% 23 Kuwait 10115830116 1% 24 Libia 8500643501

1% 25 Ucrania 7213642214 1% (C) CARBÓN Posición País Reservas Probadas Reservas Probadas % (Toneladas) (Barriles de petróleo equivalente) NA Mundo 847488000000 4.315.933.491.072 NA 1 EE.UU. 242721000000 1.236.085.576.299 29% 2 Federación de Rusia 157010000000 799592109190 19% 3 China 114500000000 583104875500 14% 4 Australia 76600000000 390094615400 9% 5 India 56498000000

287722788262 7% 6 Sudáfrica 48000000000 244445712000 6% 7 Ucrania 33873000000 172502283387 4% 8 Kazajstán 31300000000 159398974700 4% 9 Serbia 13885000000 70711014815 2% 10 Polonia 7502000000 38204827738 1% 11 Brasil 7068000000 35994631092 1% 12 Colombia 6959000000 35439535621 1% 13 Alemania 6708000000 34161288252

1% 14 Canadá 6578000000 33499247782 1% 15 República Checa 4501000000 22921878119 1% 16 Indonesia 4328000000 22040855032 1% bbl = barriles de petróleo 1 tonelada de aceite = 7,3 bbl = 42 GJ 1 tonelada de carbón = 29,3 GJ Las estimaciones están alrededor del año 2002 a 2005, dependiendo del país. Fuente de las estimaciones: (ayc) EE.UU. gobierno federal ción (2007) 2007 CIA World Factbook - Actualizado Guide to the World, con perfiles de país, banderas, mapas, y Datos, https://www.cia.gov/cia/publications/factbook/rankorder/217Brank.txt y (b) del Consejo Mundial de la Energía (2007) 2007 Estudio de los Recursos Energéticos, http://www.worldenergy.org/documents/ser2007final versión 1.pdf línea.

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30 CAPÍTULO 26 El origen de Petróleo en el medio marino Otros lugares donde es probable que se encuentran grandes depósitos incluyen: (1) las plataformas antiguas (Plataforma continental) y (2) se hunde intracratónicas o depresiones. Dentro de una cuenca sedimentaria, numerosos campos pueden estar presentes. Cada campo puede ser con- considerado como un sistema petrolero independiente en el que todos los elementos requeridos enumerados En la tabla 26.5 se debe establecer como presente para justificar el costo de la perforación exploratoria.

Se ilustra un enfoque típico para la organización de esta información en la figura 26.17, que se llama un diagrama de eventos . Además de una lista de los elementos requeridos, que muestra el calendario de eventos importantes en la historia del campo. Esto es fundamental porque los eventos del sistema L TR J K Terciario Cenozoico Mesozoico 200 150 100 70 60 50 40 30 20 10 0 Q E M L E L Paleo Eoceno Olig. Mioceno PP Unidad de roca El tiempo geológico escala, Ma Petróleo los eventos del sistema Rock Fuente Seal roca

Embalse de roca Roca Overburden Formación Trampa Preservación Momento crítico Cretáceo Pal. Eoceno Olig. Mioceno P Q Mamá km 110 110 90 80 70 60 50 40 30 20 10 La B 0 0 1 2 3 4 5 Crítico momento Fase 1 Crítico momento Fase 2 Window Aceite

M / U Mioceno Baje Mioceno Eoceno Mito Juan Colon Cogollo Paleoceno La Luna fuente rock Generación Migración Acumulación FIGURA 26.17 Eventos Gráfico de un sistema petrolero ubicado en la Cuenca de Maracaibo, Venezuela. El crítico momento es el momento en que la mayor parte del petróleo en el sistema se está formando y acumulando en su . trap primaria Fuente : De Hunt, JM (1996). Geoquímica y Geología del Petróleo , 2 ª edición. WH Freeman and Co., New York, p. 594.

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26.10 prospección de Marine Petroleum 31 debe ocurrir en la secuencia correcta. Cartografía geofísica tridimensional es también se utiliza para definir las relaciones espaciales de los elementos esenciales. Otra herramienta importante es la construcción de un balance de masa para el sistema en el que se realizan estimaciones de la porcentaje de petróleo perdió a la dispersión y la filtración en comparación con el porcentaje presente en forma de acumulaciones de petróleo. Los dos predictores más importantes del tamaño de un depósito son el tamaño y la calidad de la cama de origen y su modo de atrapamiento. Las rocas generadoras más productivos son

los que aún conservan un carbono orgánico de alta y el contenido de hidrógeno y son relativamente gruesas. Las condiciones de atrapamiento más favorables implican la migración lateral en una roca del yacimiento con alta impedancia a la dispersión. Esto último requiere una buena trampa y roca sello (sello). Curiosamente, el 90% de las reservas de petróleo conocidas y estimadas se encuentran en sólo seis intervalos estratigráficos que la concentración en la era Mesozoica mediados y finales (Figura 26.18). La mayoría son derivados de los sedimentos que se depositaron durante marina transgresiones y que desde entonces se han litificado en pizarras negras. Las dos terceras partes son situada entre 0 a 45 ◦ latitud. La mayoría están atrapados en yacimientos carbonatados con evaporíticos sellos. No hay tendencias temporales sistemáticas están presentes en la deposición de las rocas generadoras. El episódica la naturaleza de la generación de petróleo sugiere que es impulsado por factores que favorecen la Carbonífero 0.2 1.0 9.0 Gas Aceite Superior Proterozoico Edad (Ma) 570 438 408 374 352 320 286 169 144

119 88.5 36.6 5.3 Cambriano Ordovícico Siluriano Media-baja Devoniano Devónico Superior- Tournaisiense Viséano- Serpujoviense Pennsylvania- Pérmico Inferior Pérmico Superior- Jurásico Medio Jurásico Superior Neocomiano Aptiano-Turoniano Coniaciano-Eoceno Oligoceno-Mioceno Plioceno- Cuaternario 0.3 8.0 0.4 8.0 1.2 2.6 2.8 12.5 25.0 29.0 Cretáceo FIGURA 26.18 Distribución estratigráfica de las rocas generadoras efectivas dada como un porcentaje del original del mundo reservas de petróleo generados por estas rocas. Fuente : Desde Hunt, JM (1996). Petróleo Geoquímica y Geología , 2 ª edición. WH Freeman and Co., New York, p. 621.

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32 CAPÍTULO 26 El origen de Petróleo en el medio marino conservación y maduración de la materia orgánica sedimentaria, es decir, la tectónica de placas y climático. Otra observación interesante es que el 80% de las reservas recuperables eran generado y atrapado dentro de los últimos 100 millones de años, aunque en muchos casos, depo- ción se produjo cientos de millones de años antes. Esto sugiere un retraso en la entrega de la cocina de hidrocarburos. Como se señaló anteriormente, la mayoría de los yacimientos de petróleo del mar se encuentran en el marginal mares. Estos sitios son conducentes a la formación de depósitos de petróleo considerables porque que se caracterizan por altas tasas de producción primaria, profundidades de agua de poca profundidad, y circulación restringida. Como resultado, los mares marginales tienen grandes flujos de POM y anóxica sed- iments. Ambos favorecen el entierro de grandes cantidades de materia orgánica a un ritmo rápido. Su muy cerca de la tierra garantiza un suministro de arena, que puede formar la piedra arenisca limpia reser- camas voir. Desde los mares marginales es probable que se han aislado de los océanos durante periodos de nivel del mar más bajo, tienden a tener diapirs. Pero la producción de un importante cantidad de petróleo también requiere que haya transcurrido el tiempo suficiente para el entierro, la maduración ción y la migración. En los Estados Unidos, los más grandes tales depósitos se producen en el Golfo de México. En 2006, un nuevo campo fue descubierto en el Golfo. Se cree que mantenga 3 a 15 miles de millones de barriles de petróleo, por lo que es uno de los campos "supergigantes" raras. Esta cantidad de aceite aumentaría las reservas probadas de petróleo de Estados Unidos hasta en un 50%. Este campo también es inusual, ya que que se encuentra a gran profundidad bajo el fondo del mar (7000 m), bajo una columna de agua de 2300 m.

Este hallazgo apoya la hipótesis de que muchos de los aún por descubrir, pero recuperable, petróleo puede encontrarse a grandes profundidades bajo el lecho marino. Llanuras abisales son sitios inverosímiles de grandes yacimientos de petróleo ya que carecen de una abundante fuente de POM y sus sedimentos son demasiado viejos. Los márgenes continentales que se encuentran fuera un mar marginal tampoco son prometedores. Debido al rápido movimiento actual, los sedimentos son más oxidante a estos sitios y, por lo tanto, no favorecen el enterramiento de la materia orgánica. Sin embargo, el gobierno de EE.UU. ha subdividido el fondo marino de la plataforma continental y vendió algunos contratos de arrendamiento de buscadores de petróleo. Pozos perforados de prueba a lo largo de la costa este tienen no producido cantidades sustanciales de petróleo. A finales de 1980, varios cisterna grande derrames ocurrieron en aguas costeras. Como resultado de la preocupación por el impacto ambiental del aumento de la perforación del océano, una moratoria de composición abierta sobre arrendamiento fue declarado por el gobierno federal en 1990. La crisis actual en la disponibilidad de petróleo ha llevado a una la reconsideración de esta moratoria. Las únicas excepciones a la naturaleza poco prometedor de la mayoría de las plataformas continentales son zonas situadas debajo de las zonas de surgencia costera. Por ejemplo, los pozos de petróleo del Sur- ern California están bombeando petróleo creado a partir de la materia orgánica sedimentaria que acumulada debajo de un área de surgencia antigua. Un depósito similar y muy grande es pensado para estar debajo de los Grandes Bancos. El afloramiento intenso que se produce actualmente en Este sitio es compatible con una de las pesquerías más grandes del mundo. Aunque esta área ha sido alquilado, ambientalistas y pescadores han detenido los intentos de perforar en este sitio. El uso de este tipo de evaluación de donde es probable que se encuentre, los EE.UU. de petróleo Geological Survey ha estimado recientemente descubiertas reservas de petróleo del mundo, que son

probabilidades de ser descubiertos entre 1995 y 2025 (Figura 26.19). Estas estimaciones son de nuevos recursos convencionales, es decir, los nuevos campos que se pueden explotar con la corriente tecno- logía implementada en el mismo margen de beneficio. Una cantidad sustancial de "sin descubrir" También se estiman los recursos que se encuentran en los campos existentes. La historia ha demostrado que la

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26.10 prospección de Marine Petroleum 33 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 BBOE Oil media Gas media 539 150 207 42 68 Total 324 Undiscovered Convencional Crecimiento de las reservas (Convencional) Restante Reservas Acumulativo Producción 649 778 Total 2659

Total 2249 859 612 551 770 La media NGL FIGURA 26.19 Estimación del mundo crecido dotación convencional de petróleo, gas y líquidos de gas natural medio (NGL) en miles de millones de barriles de petróleo equivalente (BBOE). Esto incluye la producción acumulativa, permaneciendo reservas, y, en acumulaciones convencionales, hacen estimaciones de crecimiento de las reservas y por descubrir recursos. Los datos de producción y de reserva son alrededor de enero de 1996. Las estimaciones de crecimiento y recursos no descubiertos son una previsión de 30 años de 1995 a 2025. Fuente : USGS Después Mundial de la Energía Equipo de Evaluación (2000). EE.UU. Servicio Geológico de Evaluación Mundial del Petróleo 2000: Descripción y los resultados. Servicio Geológico de EE.UU. Digital Data Series-DDS-60. tamaños de los campos existentes tienden a subestimarse, haciendo que se parecen "crecer" a medida que se cosechan. Esta reserva "crecimiento" es casi tan grande como las estimaciones de la nuevos recursos de campo por descubrir, y sugiere que el 75% del petróleo del mundo y el 55% de su gas ya descubiertos. A finales de 1995, 20% de aceite y el 7% del gas ya se había producido. Puede parecer que un lote se fue, pero los recursos restantes se encuentran en lugares más difíciles y son de menor pureza de las ya producido y, por lo tanto, será más difícil de cosechar. Los mayores volúmenes de descubrir petróleo convencional se cree que se encuentra en el Medio Oriente, el noreste de Green- Estante tierra, la Siberia Occidental y las zonas del Mar Caspio de la antigua Unión Soviética, y la Zonas de Níger y Congo delta de África. Los mayores volúmenes de gas sin descubrir son probable que se encuentre en la cuenca de Siberia Occidental, el Mar de Barents y el mar de Kara estantes de la

antigua Unión Soviética, el Medio Oriente y el Mar de Noruega. 1 1 En noviembre de 2007, la petrolera estatal de Brasil anunció que había descubierto un yacimiento de petróleo en alta mar en su campo Tupi, que contiene entre 5 y 8 mil millones de barriles de petróleo ligero recuperable. Esto haría debe satisfacer mundial de petróleo para el 16 y (con una tasa de consumo de alrededor del año 2007). Este depósito se encuentra 250 kilometros en alta mar en aguas profundas de 2 a 3 km y 5 a 7 kilometros por debajo del fondo del océano