1_sistema petrolero
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••MateriaMateria orgorgáánicanica: : formaciformacióónn y y preservacipreservacióónn••GeneraciGeneracióónn de de PetrPetróóleoleo••EvaluaciEvaluacióónn de la de la RocaRoca GeneradoraGeneradora••ModeloModelo de de MaduraciMaduracióónn termaltermal
OrigenOrigen y y MaduraciMaduracióónn de la de la MateriaMateriaOrgOrgáánicanica en en laslas CuencasCuencas PetrolPetrolííferasferas
Lic. Néstor HirtzCát. de Geol. de Yacimientos Combustibles
Fac. de Ciencias NaturalesUniversidad Nac. de la Patagonia, S. J. Bosco
GeneraciGeneracióónn del del PetrPetróóleoleo
En la memoria de José y Ana Fuchs honramos a los esforzados
petroleros que afloraron el hidrocarburo en el Pozo Nº 2
Pozo Nº 2
Definición de Sistemas Petroleros
••Es un sistema Es un sistema fisicofisico--ququíímico mico dindináámico de generacimico de generacióón y n y
concentraciconcentracióón de petrn de petróóleo que leo que funciona en una escala de tiempo y funciona en una escala de tiempo y
espacio geolespacio geolóógico.gico.
••(G. (G. DemaisonDemaison))
EL SISTEMA PETROLERO
La Tierra es un gran Laboratorio natural
donde se desarrolla la vida y la materia
orgánica y el terreno que la contiene
evolucionan por la energía del sol y la energía interna del
planeta
Migración
Maduración
Generación
Reservorio
Sello
Trampa
Definición de Sistemas PetrolerosEs un sistema natural que Es un sistema natural que
engloba un volumen de engloba un volumen de roca generadora activa y roca generadora activa y todos los hidrocarburos todos los hidrocarburos
relacionados y que incluye relacionados y que incluye todos los elementos todos los elementos
geolgeolóógicos y procesos que gicos y procesos que son esenciales para que la son esenciales para que la
acumulaciacumulacióón del n del hidrocarburo exista.hidrocarburo exista.
((MagoonMagoon y y DowDow)
Leslie B. Magoon
)
La GENERACION Y ACUMULACION de HC en forma técnica y económicamente
explotable depende del funcionamiento apropiado y concatenado de seis
componentes del sistema:
Migración
Maduración
Trampa
Generación
Flujo térmico- Tiempo
Primaria
Secundaria
Reservorio
Sello
ESTRUCTURACION DEL SISTEMA PETROLERO
Geología -Geofísica-Geoquímica - Bioestratigrafía
TerminaciónIngeniería de reservorios
Producción
Geología de reservorios
SISTEMA PETROLERO
PROSPECCIÓN
DESARROLLO DEL RESERVORIO
SistemaSistema PetroleroPetrolero o (Petroleum System) o (Petroleum System)
HipHipóótesistesis de de trabajotrabajo sobresobre::
I. I. GeneraciGeneracióónn de de PetrPetróóleoleo..
II.II. MigraciMigracióónn..
III.III. EntrampamientoEntrampamiento..
IV.IV. AcumulaciAcumulacióónn en en ReservorioReservorio
BasadoBasado en en estudiosestudios geolgeolóógicosgicos –– geofgeofíísicossicos -- geoqugeoquíímicosmicos
Los Los ElementosElementos EscencialesEscenciales parapara tenertener unauna acumulaciacumulacióónn son:son:RocasRocas: : GeneradoraGeneradora, , SelloSello, , ReservorioReservorio y de y de CoberturaCobertura
Los Procesos para que la acumulaciLos Procesos para que la acumulacióón se cree y perdure:n se cree y perdure:
GeneraciGeneracióón, Migracin, Migracióón, Entrampamiento y Acumulacin, Entrampamiento y Acumulacióónn
Por tratarse de un Por tratarse de un SistemaSistema estos procesos deben actuar en estos procesos deben actuar en forma forma concatenada e interdependienteconcatenada e interdependiente en tiempo y espacio en tiempo y espacio para llegar desde la materia orgpara llegar desde la materia orgáánica hasta el reservorio.nica hasta el reservorio.
SistemaSistema PetroleroPetrolero: : ElementosElementos y y ProcesosProcesos
GenGenééticamenteticamente el el SistemaSistema PetroleroPetrolero comprendecomprende 3 3 factoresfactores::
•• CargaCarga: : SupercargadoSupercargado -- NormalmenteNormalmente CargadoCargado –– SubcargadoSubcargado•• SentidoSentido de de MigraciMigracióónn: Vertical : Vertical –– LateralLateral•• EstiloEstilo de de EntrampamientoEntrampamiento: Alta : Alta ImpedanciaImpedancia --Baja Baja ImpedanciaImpedancia
Petroleum System o Petroleum System o SistemaSistema PetroleroPetrolero::GuGuííaa de de elementoselementos queque lo lo componencomponen
1. 1. MapaMapa del del SistemaSistema PetroleroPetrolero2.2. Corte del Corte del SistemaSistema PetroleroPetrolero3.3. TablaTabla de de yacimientosyacimientos vinculadosvinculados gengenééticamenteticamente4.4. NombreNombre del del SistemaSistema PetroleroPetrolero..5.5. GrGrááficofico de de soterramientosoterramiento de la de la rocaroca madremadre6.6. CartaCarta resumenresumen de de eventoseventos7.7. TextoTexto resumenresumen
UbicaciUbicacióónn geogrgeográáficafica, , estructuraestructura, , estratigrafestratigrafííaa, , geoqugeoquíímicamicaEvoluciEvolucióónn tectosedimentariatectosedimentariaVolumenVolumen de de rocaroca activaactiva: : TipoTipo y y volvolúúmenmen de HC de HC expelidoexpelidoCaracterCaracteríísticassticas de MC, de MC, migracimigracióónn, , trampastrampas y y reservoriosreservorios
1. 1. MapaMapa
2. Corte2. Corte
SecciSeccióónn estratigrestratigrááficafica y y estructuralestructural ((edadedad, , evolevol.) en el CM..) en el CM.RocaRoca Madre, Madre, sellosello, , reservorioreservorio y y cubiertacubierta sedimentariasedimentaria..1.1.EspesorEspesor de de soterramientosoterramiento y y variacionesvariaciones porpor erosierosióónn, ,
subsidenciasubsidencia, etc. , etc. queque incideninciden en la en la maduracimaduracióónn ttéérmicarmica..2.2.VVííasas ((estratosestratos, , fallasfallas) de ) de ascensoascenso en la en la migracimigracióónn..3.3.LitologLitologííaa y y estructuraestructura parapara entrampamientoentrampamiento..4.4.CaracterCaracteríísticassticas y y ubicaciubicacióónn de de loslos reservoriosreservorios..
3. 3. TablaTabla de de yacimientosyacimientos vinculadosvinculados gengenééticamenteticamente
1. 1. ModeloModelo de de yacimientosyacimientos, , tamatamaññoo y y distribucidistribucióónn..2.2. ComplejidadComplejidad del del sistemasistema de de extracciextraccióónn porpor la la
cantidadcantidad y y caractercaracteríísticassticas de de loslos reservoriosreservorios3.3. PetrPetróóleoleo y gas y gas recuperadorecuperado en en todostodos loslos yacimyacim. .
= = eficienciaeficiencia de de generaccigeneraccióónn y y expulsiexpulsióónn..4. 4. RocaRoca reservorioreservorio queque dada el el nombrenombre al al SistemaSistema
PetrolPetrolííferofero (Petroleum System).(Petroleum System).4.4. NombreNombre del del SistemaSistema PetroleroPetrolero..
NombreNombre geolgeolóógicogico de la RM de la RM seguidoseguido del del nombrenombre de de la principal la principal rocaroca reservorioreservorio + + CertidumbreCertidumbre::ConocidoConocido (!) (!) HipotHipotééticotico (.) (.) EspeculativoEspeculativo: ( ): ( )
5.5. GrGrááficofico de de soterramientosoterramiento de la de la rocaroca madremadre
EspesorEspesor de de soterramientosoterramiento de la de la RocaRoca Madre y Madre y variacionesvariaciones porporerosierosióónn, , subsidenciasubsidencia, etc. a , etc. a travtravééss del del tiempotiempo, , queque incideninciden en en
forma forma acumulativaacumulativa en la en la maduracimaduracióónn ttéérmicarmica
MADURACION: tiempo y temperatura de cocción
Subsidencia tectónica
Erosión
Pozo
Hiatus
EjemploEjemplo de de EspesorEspesor de de soterramientosoterramiento de la de la RocaRoca Madre:Madre:VariacionesVariaciones de de tasatasa de de depositacidepositacióónn, , erosierosióónn y y subsidenciasubsidencia
Roca generadora
Roca reservorio
Roca sello
Roca de cobertura
Trampas
Gen.-Migrac-Acum.
Preservación
Duración
Momento crítico
Mesozoico Cenozoico
Jurásico Cretácico Terciario
Tardío Temprano Tardío PaLeo
Eoce-no
Oligo-ceno
Mio-ceno
P
150 100 50 0
Sistema Petrolífero: D-129 – Bajo Barreal (!)
Elementos y procesos
Tiempo
6. 6. CartaCarta resumenresumen de la de la CuencaCuenca del del GolfoGolfo S. JorgeS. JorgeEventosEventos principalesprincipales de de ElementosElementos y y ProcesosProcesos del del SistemaSistema PetroleroPetrolero ordenadosordenados en el en el tiempotiempo
A: Curva acumulativa de generación y expulsión
de HC en el tiempo.
B: Curva de expulsión de gas y petróleo que abarca inicio (O), pico
(P) y depleción (S) de la RM. El momento crítico,
CM, es seleccionado entre P y S
MOMENTO CRITICO
C M
CoberturaSelloReservorio
RM
MOMENTOS CRITICOS: PUEDEN EXISTIR VARIOS PULSOS DE EXPULSION
I. I. FormaciFormacióónn y y preservacipreservacióónn de la de la MateriaMateria OrgOrgáánicanica en la en la CuencaCuenca
..
II.II. GeneraciGeneracióónn de de PetrPetróóleoleo..
III.III. EvaluaciEvaluacióónn de la de la RocaRoca GeneradoraGeneradora..
IV.IV. ModeloModelo de de MaduraciMaduracióónn termaltermal..
V.V. MigraciMigracióónn primariaprimaria..
VI.VI. MigraciMigracióónn secundariasecundaria..
VII.VII. TrampasTrampas y y SellosSellos..
VIII.VIII. RocaRoca ReservorioReservorioEvo
luci
Evo
luci
óó n T
ect
n T
ect óó
nica
ni
ca -- E
stra
tigr
Est
ratig
r ááfic
afic
ade
la C
uenc
a Se
dim
enta
ria
de la
Cue
nca
Sedi
men
tari
a
DESARROLLO DEL SISTEMA PETROLERO
Anóxico
52
2
3
< 0.5
ALTO POTENCIAL DE PRESERVACIÓN:
Cuerpos de agua estratificados con fondos anóxicos (ambiente reductor), impidiendo la mezcla
de aguas y la renovación del contenido en oxígeno.
plancton sedimentación
mlO
/ l H
2O
ALTA PRODUCTIVIDAD ORGANICA: fitoplancton algal en mares y lagosSe produce en áreas con profundidades menores de 100 m. y aguas claras con
abundancia de nutrientes (fosfatos, nitratos)
ALTO POTENCIAL DE GENERACION Y PRESERVACION DE LA MATERIA ORGANICA EN LAGOS Y MARES
Solo una molécula de Carbono de cada millón se convierte en HC económicamente explotable. Solo se extrae un % de ello.
•Materia Orgánica con alto Potencial Generador de HC•Condiciones de sedimentación adecuadas:
•Sedimentos finos: lutitas y pelitas negras•Tasa de sedimentación y subsidencia adecuadas.•Tasa adecuada de Aporte de MO a los sedimentos. •Medio estable de baja energía para sedimentar
Potencial Oleogenético y Condiciones de Soterramiento
CARBONO ORGANICO TOTAL
GENERACION: POTENCIAL OLEOGENETICO:Cantidad y Calidad de la Materia Orgánica
El mayor potencial generador lo poseen las lutitas negras ricas en carbono orgánico total, TOC, que representa el 1
al 5% del sedimento.Se compone de:
EOM: Materia Orgánica Extraíble o Bitumen (<1% TOC)CC: Carbono Convertible del kerógenoCR: Carbono residual del kerógeno, estéril.
GAS/PETROLEO KEROGENO
EOM (MOS)CARBONO
CARBONOCONVERTIBLE
CARBONORESIDUAL
KEROGENO (CC)Es la fracción de MO insoluble en disolventes
orgánicos que queda tras la diagénesis.Se compone de fragmentos orgánicos diseminados, que se agrupan en unidades llamadas macerales: Vitrinita, Exinita,
Inertinita y Amorfinita (este último no es maceral “real”, sus componentes son amorfos. Son los más interesantes en la
formación de petróleo).
Según su origen y composición se puede dividir en cuatro tipos:•Tipo I - derivado de lípidos. •Tipo II - derivado mayormente de fuentes marinas•Tipo III - rico en vitrinita, y•Tipo IV - rico en inertinita; no produce HC.
BITUMEN (MOS)Fracción de MO soluble en disolventes orgánicos
Kerógeno Tipo IKerógeno de alta calidad, derivado del fitoplancton
lacustre. Se genera en lagos, albúsferas, estuarios: Cuenca del Golfo S. Jorge
Es excelente Roca Generadora, con muy alta relación H/C vs O/C. Mejor productor de petróleos ricos HC saturados.
Kerógeno Tipo II
Su origen es planctónico-marino, habitualmente acumulado en plataformas oceánicas (TST).Es mucho más frecuente
que el Tipo I.Presenta en general una buena calidad como Roca Madre o
Generadora. Alta relación H/C vs O/C.
Kerógeno Tipo IIIDeriva de vegetales superiores terrestres, habitualmente
acumulados en pantanos, deltas, valles de incisión y planicies costeras.El maceral más común es la VITRINITA.
M. O. leñosa: ( productora de gas).Baja relación H/C
Kerógeno Tipo IVEstá compuesto por restos de Materia Orgánica de
carácter residual, fuertemente oxidada. Muy baja relación H/C vs O/C. Es improductivo.
Diagrama de Van Krevelen: Vincula el tipo de Kerógeno (potencial de generación) con el Grado de Maduración termal (hidrocarburo
generado) en base a la relación Hidróg./ Carbono vs Oxíg./Carbono
O/C
H/CTipo I
Tipo II
Tipo III
Tipo IV
O/C
H/CTipo I
Tipo II
Tipo III
Tipo IV
Ro: 2,0
Ro: 1,2
Ro: 0,5
Peters, 1986
HI
OI
Otros autores: Tissot et al., 1974
Tipo I
Tipo IV
Tipo III
Tipo II Tipo II
Tipo I
Tipo III
H/C
O/C
OI y HI obtenidos de ensayos de
Pirólisis
Patrones Evolutivos del Kerógeno
*
* ***
+
+
++ •
•
• •
I: LagosAlbúsferasEstuarios
II: Marino (TST)
III: Canales abandonadosValles de insiciónPlanicies costeras
IV: M O detrítica, oxidadareciclada
•••••*
*****
H/C
O/C
Tissot et. al.
Cuenca Golfo S. Jorge (lacustre)Cuenca de París (L.Toarcian)Spitzbergen (Upper Paleoz.Trias)Sahara (Silurian)Cca. L. Mannville, Canadá
••••••
•
♦♦
♦
♦
♦
♦
0 10 20 30
1,50
1,00
0,50
0,25
EVOLUCION Y MADURACION DE LA MATERIA ORGANICA
la generación de HC depende de:
•tipo de Kerógeno•gradiente geotérmico local•historia de soterramiento (profundidad vstiempo)
El tiempo y la temperatura se complementan de modo que una cuenca joven y con alta temperatura y una antigua y con baja temperatura pueden generar
hidrocarburos, aunque la segunda habrá tardado mucho más tiempo que la primera.
ETAPAS DE MADURACION DE LA MATERIA ORGANICA
Al soterrarse, la materia orgánica incluida en las arcillas se transforma por varios procesos hasta
convertirse en Hidrocarburo.
Los procesos de maduración actúan en tres etapas progresivas:
•Diagénesis•Catagénesis•metagénesis
Modelo Cinético de Sweeney et al., 1987
Depósito Orgánico
CC: Kerógeno MOS: Bitumen
Petróleo Gas
Metano
Reservorio
Carbón
Sote
rram
ient
o y
C alent
amient
o pr
ogre
siv o
Diagénesis
Catagénesis
Metagénesis
Craqueo
Mig
raci
ón
Degradación Termal
Diagénesis (Etapa Inmadura)Alteración fisicoquímica y biológica de la Materia Orgánica desde la depositación del sedimento hasta alcanzar temperaturas entre 60°/80ºC y Ro< 0.6%: Descomposición de MO por acción de hongos y bacterias generando metano biogénico.El producto final es el Kerógeno.
Catagénesis (Etapa Madura)Grado de maduración mayor, con Crakeo del kerógeno a
temperaturas comprendidas 60º/80° a 150/200°.La Ventana de Generación de Petróleo va de 60º y Ro 0.6% comenzando con petróleos negros ricos en NSO, A los 100ºC se produce la máxima generación.y disminuyendo para finalizar con petróleos livianos y gas a los 150ºC y Ro1.35%.La Ventana de Gas Húmedo (metano etano propano) va desde los 150 a 200ºC y Ro 1.35 a 2
Petróleo pesado
Petróleo liviano
Metano Biogénico
Gas Húmedo
Gas Seco
Diagénesis
Catagénesis
Metagénesis
Tem
pera
tura
( C
)
60
100
150
200
315
Inm
adur
aZo
na d
e Pe
tróle
oG
asG
as se
co
Intensidad de Generación
Petróleo pesado
Petróleo liviano
Metano Biogénico
Gas Húmedo
Gas Seco
Diagénesis
Catagénesis
Metagénesis
Tem
pera
tura
( C
)
60
100
150
200
315
Inm
adur
aZo
na d
e Pe
tróle
oG
asG
as se
co
Intensidad de Generación
Metagénesis ( Etapa Senil)Cesa la generación de petróleo y gas húmedo y se pasa al Gas Seco de composición cada vez más simple por la progresiva alteración (crakeo térmico) del hidrocarburo generado previamente, hasta quedar Metano (> 98 %) y un residuo grafítico (a más de 200°) debido a la sobremaduración. Ro entre 2.0 y 4.0%.
Prof.
1000
3500
Evolución con la profundidad
Petróleos negros
Petróleos livianos
Petróleos pesadosy medianos
Carbon residual
Gas húmedo
Gas seco
La mayor parte del hidrocarburo se genera a expensas de la transformación del Kerógeno. Los tipos de kerógenos se definen en base a la relación entre el Indice Oxígeno (OI)
vs el Indice Hidrógeno (HI)= S2. 100/TOC.
Hidrocarburo Expelido
EOMCARBONO
CARBONOCONVERTIBLE
CARBONORESIDUAL
COT = Carbono Orgánico Total
EOMCARBO
NO
CARBONOCONVERTIBLE
CARBONOCONVERTIBLE
CARBONORESIDUAL
CARBONORESIDUAL
EOMCARBO
NO
MAD
UR
ACIO
N T
ERM
AL BITUMEN KEROGENO
S1 S2 S3
IV.IV. ModeloModelo de de MaduraciMaduracióónn termaltermal
PotencialPotencial generadorgenerador de la de la MateriaMateria OrgOrgáánicanica:• Cantidad• Tipo o “calidad”
El TOC o COT: Carbono Orgánico Total representa entre el 1 al 5% del peso del sedimento.
Se determina por Pirólisis y se compone del:
• EOM: Materia Orgánica Extraíble (S1, bitumen)
• CC: Carbono Convertible del kerógeno (S2)
• CR: Carbono residual del kerógeno, estéril (S3)
1er trim.2do trim.3er trim.Sector 4
CarbonoResidual
EOM
1er trim.2do trim.3er trim.Sector 4
CarbonoConvertible
CarbonoResidual
CarbonoConvertible
EOM
1er trim.2do trim.3er trim.Sector 4
CarbonoResidual
CarbonoConvertible
EOM
TIPOS DE KEROGENOS
TIPO ITIPO II TIPO III
petróleopetróleo/gasgas
=
El Tipo I tiene más de 70% de carbono convertibleEl Tipo II tiene entre 30 y 70% y El Tipo III menos del 30%
S1: Producido de HC de la MOS (soluble): BitumenS2:Derivado del Craking del Kerógeno: CCS3: CO2 liberado de los componentes del Kerógeno
Trampa de CO2
TDC
Pirolizador
Mezclador
S1 Tmax
Esquema General del Equipo de Pirólisis
He o N2
300° S2
F I D
S3
Destilación de Hidrocarburos con el Incremento de la Temperatura
Muestra Inmadura
Tmax
S1: indica los Hidrocarb.(bitumen)S2: indica el craking KerógenoS3: CO2, compon. del Kerógeno
IP= S1/(S1+S2)
HI= S2/TOC ≅ H/C (Van Kr.)
OI= S3/TOC ≅ O/C (Van Kr.)
Tmáx. ≅ fc (madurez y tipo MO)
S1
S2
Métodos de Estudio:c) Pirólisis
VENTANA DE HIDROCARBURO
IP ≅ 0,1 y Tmáx ≅ 435 a 445 ° C.IP ≅ 0,4 y Tmáx ≅ 470 ° C.
S1S2
0 200 400 600
Muestra Madura
PY= S1+S2 < 2 Pobre2 – 6 Reg. a Bueno> 6 Muy bueno
IP= S1/S1+S2
Tmax
Inmaduro
Final de zona degas seco
Zona dePetróleo
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5
0
1
2
3
0
1
2
3
1
23
45
Zona Inmadura
Temp: º C.
1
2
3
4
5Zona dePetróleo
1
23
45
440 450 460 470
Zona Inmadura
Zona Sobremadura
Zona Sobremadura
Zona dePetróleo
800 m.
1800 m.
2140 m.
2480 m.
2770 m.
Métodos de Estudio:Pirólisis
Cambios en S1 y S2 en la maduración y su incidencia en IP
y Tmax
Pico 1 con área S1 hasta 300 C:
• Bitumen
Pico 2 con área S2 relacionado con el
• Kerógeno
CARACTERIZACION DEL POTENCIAL OLEOGENETICO
OI HI TOC edad Potencial Ro/Tmax S1 y IP .
TOC= : > 2S1 : > 2S2 : > 10S2/S3 : > 5IP= S1/(S1+S2): 0.1 a 0.4HI=S2/TOC : > 300OI=S3/TOC : < 50Tmáx. :435 -470Ro : 0.6 a 1.4
Potencial de Generación
TOC(%)
S1 S2
Pobre 0.0 – 0.5 0.0 – 0.5 0.0 – 2.5
Medio 0.5 – 1.0 0.5 – 1.0 2.5 – 5.0
Bueno 1.0 – 2.0 1.0 – 2.0 5.0 – 10.0
Muy Bueno > 2.0 > 2.0 > 10.0
Tipo HI (mg HC/g Corg) S2/S3
Gas 0 – 150 0 – 3
Gas/Petr. 150 - 300 3 – 5
Petróleo > 300 > 5
INDICADORES DE POTENCIAL DE GENERACION
IP (S1/S1+S2) Tmáx. Ro
~ 0.1 ~ 430 - 440 ~ 0.6
~ 0.4 ~ 460 -470 ~ 1.4
Maduración
Tope Ventana Petróleo
Final de la V. de Petróleo
Peters, 1986
TOC/100(Wt%)
Densidad Fm(d, g/cm3)
Volumen de laUnidad (V, cm3)
Masa de TOC(M, g TOC)
x
HI previo a la generaciónHio, mg HC/g TOC
HI actualHia, mg HC/g TOC
HC generado por gramo de TOC(R, mg HC/g TOC)
Masa de TOC(M, g TOC)
10 -6 (kg/mg)
HC generado por gramo de TOC(R, mg HC/g TOC)
HC generado por Unidad(HCG, kg HC)
x =
- =
x x =
TR (Tasa de Transformación)Cantidad de HC generado por craqueo primario
Máxima cantidad que se puede generar=
EE (Eficiencia de expulsión)Cantidad de HC Expulsado
=Cantidad de HC generado
(Eficiencia de Generación) HGG:
GAE (Eficiencia de generación / acumulaciónHC Almacenado (in place, kg)
=HC generado (kg)
INDICADORES
> 10 Eficiente1-10 Moderado< 1 Ineficiente
RM conteniendo kerógeno Tipo I (Gen. oil) que ha madurado a través de la “ventana de oil” y “ventana de gas” hasta la sobremaduración.
Suponiendo que la trampa fuera capaz de almacenar el HC expelido en cada etapa la composición final esta determinada por la proporción de:
TrampaRM
a) Expulsión de petróleo eficiente b) Expulsión de petróleo ineficiente
Inmadura
Gen. PetróleoFinal de la
“Ventana de Petróleo”
Craqueo de oil_gas
Final de la“Ventana de Gas”
RM Trampa
RM RM
Petróleo (bajo GOR) expelido en la ventana de petróleo
Petróleo (alto GOR) expelido en la ventana de gas
Trampa TrampaSo
terr
amie
nto
y co
cina
mie
nto
Sobremaduración
Ejemplo de Generación y Migración: Cuenca de Amazonas
0246
Mapa de contorno estructural con borde
de basamento Precámbrico basado en sísmica y pozos
Corte AA´: rift asimétrico
VOLUMEN DE PETROLEO GENERADO Y EXPELIDO
Pozo BModelo de Generación y Migración: Cuenca de Amazonas
Modelo de Generación y Migración: Cuenca de Amazonas
RM: F. Barreirinha TOC: 5% S2:15 mg HC/g roca
HI: 300 mg HC/g TOC
Isopáquico de la F. Barreirinha: Gr en arcillas radioactivas
Pozo C
Pozo B
Pozo A
El Espesor y Volumen de la Roca Generadora
Qué obtengo?
No. Solo aquel que alcanzó la madurez termal adecuada
Todo el Volumen de RM generó HC?
PGI: Fracción de petróleo generado y PEE: Eficiencia de Expulsión
Pozo B Pozo CPozo A
Pozo B
Pozo APozo C
Marginal Eje de Cuenca Depocentro Cuenca
Tres eventos tecto-termales superpuestos
por subsidencia, dieron la Ea
HCG
HCG
HCG
EE
EE
Evolución de la Madurez Termal en el Tiempo
Corte AB
Los biomarcadores e indicadores geoquímicos dieron la relación de transformación a HC usada en el modelado
Modelo Cinético
Dirección de Migración
Zona de Falla
Modelo de Generación y Migración: Cuenca de Amazonas
Zona de Generación y Expulsión
Zona EstérilF. Barreirinha
Reconstrucción palinspática final Pérmico: Principal etapa de expulsión de petróleo: Relación RM activa y migración
Corte A - B
Area: 70.625 Km2
Espesor: 132 m.Densidad: 2.52 T/m3
S2o: 15 Kg HC/ Ton.Transf.:80 %Efic. Exp.EE:27%
A: 7.500 Km2
Espesor: 160 m.Dens: 2.52 T/m3
S2o: 15 Kg.Trans.: 95 %E Exp.EE:55%
HC Expelido:
1.13 x 1014 kg
1.88 x 1011 m3
+ =
CARACTERIZACION DE LAS ROCAS GENERADORAS Y RESERVORIOS- VINCULACIÓN ENTRE ELLAS
METODOS Y TÉCNICAS:• Pirólisis y cromatografía de gases (CG)
• Cromatografía de gases (CG) y Espectrometría de Masa (CG- MS).
• Biomarcadores
OBJETIVOS:
• Correlación petróleo – Roca Madre• Biodegradación y otros procesos (lixiviac. etc.)• Madurez térmica y potencial de generación
Correlaciones genéticas petróleo- petróleo y petróleo – roca generadora
Sistema Agrio - Troncoso
Sistema Agrio - Troncoso
Efecto de la Biodegradación en HC saturados
Fraccionamiento y alteración en la migración, carga y post- carga:• biodegradation• lavado por agua • adsorción sobre las superficies de minerales • precipitación de asfaltenos o ceras
Otros procesos:
No degradado Degradado
Identificacion de sp de palinomorfoscaracterísticos. Caracterización de la MO en:
inerte, generadora de gas o de petróleo, proporciones relativas y riqueza orgánica global
(simil a TOC). Su color, indica el grado de madurez mediante el Indice de Alteración Térmica.
Pronóstico de petróleo, MO amorfaPronóstico de gas (fitocástos)
Estudios palinológicos en laboratorio
Transición
Transición
Batten (1996): Color de las Esporas y Madurez Termal
1
2
3
4
5
6
7
• Subsistema de Generación• Subsistema de Migracíón• Subsistema de Trampa - Reservorio
DESARROLLO DEL SISTEMA PETROLERO
•Subsistema de Migracíón
•Subsistema de Generación
•Subsistema Trampa - Reservorio
Roca generadora
Expulsión arriba (Darcy)
Expulsión abajo (Darcy)
Carrier bed (Darcy)
• Migranción lenta e ineficiente (Darcy)
• Capa conductora eficiente (Flowpath)
• Falla, eficiente (Darcy o Flowpath)
• Filtración lenta e ineficiente (Darcy, Pc)
CAPCGP
Flowpath: FlotaciónDarcy: Conducción en medio poroso
MODELADO DEL SISTEMA PETROLEROSe aplican diferentes metodologías y estrategias en función de:
Objetivos, Tipo y complejidad de cuenca, disponibilidad de información, equipo, tecnología modelo (1,2,3D) de trabajo, tiempos…
Capas conductoras (Hidrodinámica areniscas)Sellos (mudstones y pelitas)Saturación de HC:Alta: Rojo – amartilloMedia – VerdeBaja - Azul
Migración vertical: Baja Migración lateral: AltaModelado Flowpath en capasModelado Darcy flow en escape y filtraciones
EvoluciEvolucióón Tectn Tectóónica nica ––EstratigrEstratigrááficafica de la Cuenca Sedimentariade la Cuenca Sedimentaria
Curva Tiempo soterramientoCurva Tiempo soterramiento
Prospección de la Cuenca: Modelo de Maduración
• Evolución Tectónica- Sedimentaria de la cuenca• Historia de Soterramiento- Acumulación sedimentos• Flujo de Calor durante la evolución de la cuenca:
• Condutividad Térmica de fluidos y rocas• Gradiente Térmico : fuentes y transporte
INTRACRATONICAANTEPAIS
MARGEN PASIVO
ANTEARCO
MARGEN TRANSCURRENTE
0 100 200 300
TasaTasa de de SubsidenciaSubsidencia segsegúúnn el el tipotipo de de CuencaCuencaMillones de Años
4
6
2
Mile
s de
Met
ros
Historia de Soterramiento- Acumulación sedimentos
Vías de migración y entrampamiento Yac. de Cca. Neuquina
∆ madurez = (∆ti)(2ri)
Barker, 1996
ModeloModelo fisicoqufisicoquíímicomico de de MaduraciMaduracióónn termaltermalMETODO DE LOPATIN: METODO DE LOPATIN: TTI : INDICE TIEMPO TEMPERATURA
Intervalo deTemperatura
Tiempo decocción interval
2 r Incrementoen TTI
TTIAcumulativo
100- 110 20 8 8.00 22.16
0
-700-900
-1100-1400
-1800
-2500-2800
-3200
-3600
0- 2 0 0
- 3 5 0
- 8 0 0 - 7 5 0 - 7 0 0
- 2 0 0 0
- 2 5 0 0
- 3 0 0 0
- 3 6 0 0
0
-850-1000
-1300
-1800
-3000-2800 -2800
-3600
-2000
-4000
-3500
-3000
-2500
-2000
-1500
-1000
-500
093 86 79 73 67 60 48 36 18 6
Curva de Soterramiento P1Curva de Soterramiento P2Curva de Soterramiento P3
Tiempo (mill. Años)
Prof
undi
dad
(m)
Formación D 129
Etapa TTI Ro IAT
Inicio de Generaciónde Petróleo 15 0.65 2.65Pico de Generación 75 1.00 2.90Final de la Generación 160 1.30 3.20
Reconstrucción del Modelo Tiempo - TemperaturaCuenca de Montana
Hagen and Surdam, 1984
Ventana de PetróleoTTI: 15 a 180
Submaduro
Sobremaduro
Tasa de Subsidencia + Energía Geotérmica
Modelado en Perfiles: 2-D
Transformación de MO en HC Volumen expelido
Generación de gas
Madurez tardía (p)
Madurez media (p)
Madurez temprana
Madurez térmica de la base de la Fm. P.D-129(-94 Ma). En el centro de Cca. Se generaba
gas antes de depositarse la Fm. Bajo Barreal
Distribución aproximada de los rangos de madurez establecidos por Ro:
1.31.0
0.7
Generación de gas
Madurez tardía (p)
Madurez media (p)
Madurez temprana
Madurez térmica del tope de la Fm. P.D-129(actual). El centro de Cca. se sobremaduró y las franjas de generación están en el borde.
Distribución aproximada de los rangos de madurez establecidos por Ro:
1.31.0
0.7