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LA PROSPECCION GEOQUIMICA EN LA BUSQUEDA DE PETROLEO Y GAS
NATURAL
1. INTRODUCCIÓN
La presencia de un yacimiento en el interior de la corteza terrestre induce unas
discontinuidades en las propiedades medias de la zona, que pueden manifestarse
en las capas próximas al suelo a modo de "señales" de la existencia del
yacimiento que las provoca. Estas señales se deben a que los sistemas naturales
no se hayan en equilibrio termodinámico por tratarse de sistemas abiertos
sometidos a gradientes de presión y temperatura. Son precisamente estos
gradientes los causantes de las movilizaciones de elementos y compuestos que, al
alcanzar sedimentos superficiales, condicionan la aparición de discontinuidades
geoquímicas.
El objetivo de la prospección geoquímica en superficie de petróleo y gas natural es
detectar propiedades o concentraciones anómalas -"señales"- de diversas
sustancias que, dispersas en el subsuelo, pudieran estar relacionadas con la
migración de hidrocarburos desde un depósito profundo hasta la superficie.
Según señala Link "la mayoría de los yacimientos gigantes existentes en el mundo
han sido encontrados mediante la identificación directa de macroescapes de
hidrocarburos en superficie". En términos parecidos se manifestaron años después
Dickey y Hunt.
La Prospección Geoquímica Orgánica en Superficie posee, como cualquier otra
disciplina científica, una serie de condicionantes que influyen directamente sobre
la repetibilidad y exactitud de las conclusiones que pudieran obtenerse. A este
respecto, Lasenev afirmó: "En su forma presente, la prospección geoquímica en
superficie puede ser usada satisfactoriamente en geosinclinales y, sobre todo, en
regiones sometidas a intensas perturbaciones tectónicas. En otro tipo de áreas, es
menos segura su aplicación".
Además de las estructuras geológicas, cabe citar otros factores que es necesario
considerar con vistas a la correcta interpretación de los datos medidos:
variaciones climáticas, vegetación, mineralogía, etc. Todos estos parámetros
serán estudiados, valorando su importancia en función del método de prospección
utilizado.
Por eso mismo, los depósitos que quedan por descubrir muestran cada vez menos
señales evidentes de su existencia, exigiendo, como contrapartida, una
depuración y perfeccionamiento de las técnicas prospectivas a utilizar.
2. PETRÓLEO Y GAS NATURAL
2.1. PETRÓLEO
La palabra petróleo proviene del latín "petroleum", que significa "aceite de piedra".
Es una mezcla de hidrocarburos que se encuentran en fase sólida, líquida
y gaseosa, que reciben su nombre por estar constituidos principalmente por
átomos de carbón e hidrógeno, que también incluyen en algunas de sus moléculas
porciones pequeñas de otros elementos como el nitrógeno, azufre, oxígeno y
algunos metales. su color varía entre ámbar y negro.
La definición de hidrocarburo se relaciona con el carbono y el hidrógeno (elemento
descubierto por CAVENDISH en 1781), un cuerpo simple, un gas, que participa en
la composición del agua. es catorce veces más liviano que el aire, inflamable y
arde con una llama pálida.
El petróleo es una sustancia combustible, líquida a temperatura y presión
normales.
Al lado de los hidrocarburos se encuentran también en los petróleos diferentes
componentes oxigenados, entre ellos ácidos nafténicos, y otros ácidos orgánicos,
fenoles, aldehídos y substancias asfálticas; las combinaciones que contienen
azufre existen siempre en pequeña cantidad. todos los petróleos, además,
contienen nitrógeno, y los más ricos en este elemento, son los que proceden de
california, que llegan a contener un 2% ; la mayor parte de este nitrógeno se
encuentra en forma de bases orgánicas.
PROPIEDADES
Son líquidos insolubles en agua y de menor densidad que ella. dicha densidad
está comprendida entre 0.75 y 0.95 g/ml.
Sus colores varían del amarillo pardusco hasta el negro.
Algunas variedades son extremadamente viscosas mientras que otras son
bastante fluidas.
Es habitual clasificar a los petróleos dentro de tres grandes tipos considerando sus
atributos específicos y los subproductos que suministran:
PETRÓLEOS ASFÁLTICOS
PETRÓLEOS PARAFÍNICOS PETRÓLEOS MIXTOS
Negros, viscosos y de elevada densidad: 0.95 g/ml. en la destilación primaria producen poca nafta y abundante fuel oíl, quedando asfalto como residuo.
Petróleos asfálticos se extraen del flanco sur del golfo de san Jorge (chubut y santa cruz).
De color claro, fluidos y de baja densidad: 0.75-0.85 g/ml. rinden más nafta que los asfálticos. Cuando se refina sus aceites lubricantes se separa parafina.
Mendoza y salta poseen yacimientos de petróleos parafínicos.
Tienen características y rendimientos comprendidos entre las otras dos variedades principales.
Aunque sin ser iguales entre sí, petróleos de comodoro rivadavia (chubut) y plaza huincul (neuquén) son de base mixta.
2.2. GAS NATURAL
El gas natural es un combustible que se obtiene de rocas porosas del interior de la
corteza terrestre y se encuentra mezclado con el petróleo crudo cerca de los
yacimientos. Como se trata de un gas, puede encontrarse sólo en yacimientos
separados. La manera más común en que se encuentra este combustible es
atrapado entre el petróleo y una capa rocosa impermeable. En condiciones de alta
presión se mezcla o disuelve aceite crudo.
El gas natural arrastra desde los yacimientos componentes indeseables como son:
el ácido sulfhidrico (H2S), bióxido de carbono (CO2) y agua en fase gaseosa, por lo
que se dice que el gas que se recibe es un gas húmedo, amargo e hidratado;
amargo por los componentes ácidos que contiene, húmedo por la presencia de
hidrocarburos líquidos e hidratado por la presencia de agua que arrastra desde
los yacimientos.
Existen diversas denominaciones que se le da al gas natural y por lo general se
asocia a los compuestos que forman parte de su composición. Por ejemplo
cuando en el gas natural hay H2S a nivel por encima de 4 ppm por cada pie cúbico
de gas se dice que es un gas “amargo” y cuando la composición desciende a
menos de 4 ppm se dice que es un gas “dulce”.
COMPONENTES
No existe una composición o mezcla que se pueda tomar para generalizar la
composición del gas natural. Cada gas tiene su propia composición, de hecho dos
pozos de un mismo yacimiento puede tener una composición diferente entre si.
También la composición del gas varia conforme el yacimiento va siendo explotado,
es por eso que se deberá hacer un análisis periódico al gas que es extraído, para
adecuar los equipos de explotación a la nueva composición y evitar problemas
operacionales.
Cuando el gas natural es extraído de los yacimientos presenta impurezas las
cuales hay que eliminar ya que pueden provocar daños al medio ambiente,
corrosión en equipos o disminuir el valor comercial del gas. Normalmente se
compone de hidrocarburos con muy bajo punto de ebullición. El Metano es el
principal constituyente de este combustible, con un punto de ebullición de -154°C,
el etano con un punto de ebullición de -89°C, puede estar presente en cantidades
de hasta 10%; el propano cuyo punto de ebullición es de hasta -42°C, representa
un 3%. El butano, pentano, hexano y octano también pueden estar presentes.
La composición de una mezcla de gas natural puede ser expresada tanto en
fracción mol, fracción volumen o fracción peso de sus componentes, aunque
también puede ser expresada en porciento mol, en porciento volumen o porciento
peso.
3. MIGRACIÓN, ACUMULACIÓN Y APLICACIÓN DEL PETRÓLEO
3.1. MIGRACIÓN Y ACUMULACIÓN DEL PETRÓLEO
tipos de migración
Se pueden diferenciar tres tipos de migración
3.1.1. MIGRACIÓN PRIMARIA
Se ubica próxima a la generación de hidrocarburos, es el movimiento del
hidrocarburo generado en la roca madre a nivel más poroso, ubicado a poca
distancia.
Un aspecto que es importante recordar es el diámetro molecular de los
hidrocarburos y el tamaño de los poros de las rocas. Los hidrocarburos que migran
van desde el metano con cuatro Angstroms (A) de diámetro molecular (el agua es
de 3.2 A) hasta compuestos más sólidos de tipo asfalto con diámetros que van de
50 a 1000 A de diámetro, los que a 2000 metros de profundidad aproximada
disminuye a menos de 50 A.
Por consiguiente, la movilidad de los hidrocarburos, líquidos o gaseosos y
otros gases que los acompañan, está controlada por su diámetro molecular,
además de sus diferencias de viscosidad, densidad, etc.
Por otra parte, el transporte se puede considerar ya sea como realizado en forma
de flujo homogéneo o bajo forma de difusión a partir de una "solución"
concentrada.
Es necesario además pensar en que las relaciones agua-petróleo se desplazan
en medios poroso invadidos por agua
3.1.1.1. MECANISMOS DE MIGRACIÓN PRIMARIA
a) COMO SOLUCIONES MOLECULARES
Las aguas intersticiales o liberadas durante la diagénesis juegan un rol
preponderante, especialmente a poca profundidad, puesto que los volúmenes
expulsados son bastante grandes. Por esta razón varios autores aceptan la
hipótesis de que los hidrocarburos arrastrados por este flujo (proto petróleo)
podrían terminar su maduración y transformación en el reservorio. Sin embargo,
jamás se ha encontrado este proto petróleo u otro estado intermedio.
Para poder explicar las reservas grandes de una cuenca, considerando la
solubilidad de los hidrocarburos en el agua, que es variable (1% el metano, 5 a
100 pmm para crudos, el benceno y tolueno son los más solubles), se requiere de
enormes volúmenes de agua expulsada o un incremento excesivo a la solubilidad
de los hidrocarburos, e incluso así no se explicaría la contradicción que se observa
en la distribución de los distintos hidrocarburos y la solubilidad. Así por ejemplo,
los hidrocarburos menos solubles (saturados) son los más abundantes, mientras
que los más solubles (benceno, tolueno, etc.) sólo se encuentran como trazas.
Otro ejemplo, es aquel que consta la variación en los reservorios vecinos a una
roca madre y su zona de transición. La roca madre se empobrece en solubles y
enriquece en asfaltos y resinas; el reservorio se hace más rico en saturados y más
pobre en compuestos polares en N,S y O. es decir habría una diferenciación de
tipo cromatográfica durante la migración.
Finalmente, algunos autores consideran la existencia de compuestos
solubilizadores, que podrían explicar la mayor solubilización de los hidrocarburos
en el agua.
b) COMO SOLUCIONES COLOIDALES O MISCELAS
Considerando la poca solubilidad de los hidrocarburos en el agua, se podría
pensar en su dispersión como soluciones coloidales o miscelas. Sin embargo, las
dimensiones de estos serian del mismo orden de tamaño o superiores a los poros
de las rocas, con lo cual esta hipótesis queda descartada; a esto se le debe
agregar la oposición de cargas eléctricas entre miscelas y la superficie de
los minerales arcillosos que hace a un mas difícil este proceso.
En el transporte bajo la forma de burbujas y gotas intervienen aspectos como el
diámetro de la mismas, las variaciones del diámetro de los poros
(estrangulamiento) y la presión capilar, ya que el movimiento de los fluidos es
posible si el diámetro de las gotas es inferior a los "estrangulamientos" o si existen
fuerzas capilares suficientes que permitan la deformación de las gotas para que
así puedan pasar, estas fuerzas podrían producirse durante la compactación
Las miscelas de hidrocarburos utilizan el agua como agente de transporte, en cuyo
caso la acción mecánica o físico química pueden ser de transcendental
importancia. Sin embargo, el agua es también un agente oxidante y por
consiguiente un factor de alteración o de biodegradación de los petróleos, es así
que su composición, precisamente en salinidad juega un papel considerable.
c) COMO FASES DE HIDROCARBUROS SEPARADOS O EN FASE DE
PETRÓLEO Y GAS INDIVIDUALIZADOS
Sólo después de la transformación del kerógeno en hidrocarburos, lo cual se
produce en la ventana del petróleo, se nota una desagregación y deformación de
sus micromoléculas, las más móviles van a ser desplazadas hacia zonas de
menor compactación, lo que explica la repartición de los productos orgánicos en
las rocas y el rendimiento de hidrocarburos en los esquistos bituminosos y en las
calizas.
Cuando hay saturación de petróleo en la roca madre, en estado de madurez, el
agua intersticial está fijada en las paredes de los poros, esto permite que el
petróleo se desplace bajo la acción de la presión "en fase constituida".
La observación de rocas maduras en el microscopio de fluorescencia, permite
apreciar vena de petróleo del orden de microne, lo cual confirma la hipótesis de
liberación de hidrocarburos en forma directa a partir del kerógeno.
En una segunda etapa, estos hidrocarburos en fisura deberían ser expelidos, ella
será producida por el incremento de presión que es favorecido por un aumento
de temperatura.
La permeablidad relativa del petróleo aumenta con su saturación luego de la
expulsión del agua, ello permite o facilita el desplazamiento favorable del mismo.
Por consiguiente, la salida de los fluidos en "fase constituida y continua".
d) ROCAS MADRE POBRES (COT menor a 1%)
En este caso la cantidad de agua en los poros, comparada con la de hidrocarburos
es importante. De esa manera grandes fuerzas capilares se oponen al paso de las
gotas del petróleo por medio de los poros humedecidos, debido a la tensión de la
interfase agua/petróleo. Para explicar la expulsión de las gotas de petróleo se han
planteado varias hipótesis tales como:
Un microfracturamiento de la roca generadora por presiones en su estructura,
debido a la expansión de la materia orgánica.
Una expansión térmica del agua presente en los poros.
Una absorción de componentes ricos en las superficies de los poros o una
retención de los hidrocarburos pesados en la superficie de las arcillas, facilitando
el paso de las gotas de petróleo.
Las rocas heterogéneas (intercalaciones de capas de limos) y fuerzas tectónicas
(fracturamientos) puede facilitar la expulsión de algunos hidrocarburos generados.
e) ROCAS MADRE MUY RICAS (COT mayor a 3%)
La expulsión desde una profundidad dada (2500-3000m), donde los poros de las
rocas están completamente saturados de hidrocarburos, se realizan mediante una
fase casi continua. Ello puede suceder de dos maneras:
Que el kerógeno forme una malla tridimensional con petróleo humedecido, a
través de la cual los hidrocarburos pueden migrar.
Qué cantidad de petróleo generado sea suficiente para mantener húmedos los
poros, ayudando de esa manera la expulsión del petróleo libre.
4. MARCO GEOLÓGICO DE LA MIGRACIÓN PRIMARIA
Está establecido que los hidrocarburos se originan en las zonas profundas de las
cuencas sedimentaros, luego que gran parte del agua inicial fue expulsada; la
génesis de los hidrocarburos líquidos se verifican entre 50-150°C de temperatura,
que corresponde a una compactación avanzada, osea que el agua intersticial ha
sido expulsada (88% a 500m de profundidad; 95% a 1500m; 98% a 2500m), una
arcilla entre 1500-4500m pierde el 11% de porosidad.
Se ha podido evidenciar que la fase de migración se ubica por debajo del pico de
mayor generación. La migración primaria está ademas influenciada por el flujo
osmótico, provocando tanto por la compactación, como por la diferencia de
salinidad entre las aguas de las lutitas y arenas. Por otra parte, las micro-fracturas
que afectan las arcillas y principalmente las calizas, son en parte formadas por el
aumento del volumen de los fluidos por efecto de la temperatura y por génesis de
los hidrocarburos.
La migración sería, por consiguiente, en distancias cortas del orden del metro
hasta decenas de metros. Variables lógicamente en función de las características
petrofísicas de las rocas. Los flujos de expulsión de los hidrocarburos se realizan
de una manera discontinua en el curso de la historia geológica de la cuenca, es
así que en la base a la curva geohistorica ubican el valor 650 como el momento de
expulsión.
ROL DEL AGUA CATAGÉNETICA
El agua de catagénesis es expulsada en forma continua y está relacionada a la
evacuación de las aguas de cristalización de arcillas, como es el caso de la
montmorillonita que pasa a interestratificados, liberando el agua en una proporción
del orden del 50% de su volumen.
MIGRACIÓN DEL GAS
La migración del gas obedece a reglas diferentes que el petróleo, en este caso el
paso en solución dentro del agua tendría un rol importante. La solubilidad del
metano por Ej., aumenta rápidamente con la presión, pero disminuye con la
salinidad del agua. A grandes profundidades los hidrocarburos gaseosos disueltos
en un acuífero pueden alcanzar valores muy elevados del orden de 5% peso.
La migración del gas también se produce por difusión; es decir, los hidrocarburos
migran con moléculas más pequeñas.
La figura nos muestra la fase inicial de la migración primaria y secundaria.
MIGRACIÓN SECUNDARIA
Se le define como el movimiento posterior de los hidrocarburos a través de rocas
favorables y capas portadoras porosas y permeables, a diferencia de la migración
primaria que es a través de rocas más densas.
Existen tres parámetros de control en este tipo de migración y la subsiguiente
formación de acumulaciones, ellos son:
La flotación del petróleo y gas en las rocas porosas saturadas de agua.
Las presiones capilares que determinan flujos multifases.
El flujo hidrodinámico de los fluidos, con su influencia modificadora
importante.
Es la concentración y acumulación del petróleo y el gas en el yacimiento. También
se conoce como Separación Gravitacional.
Existe una serie de mecanismos que contribuyen al proceso de migración
secundaria, como lo son la diferencia de densidad (flotabilidad) de los fluidos
presentes en el yacimiento y las fuerzas hidrodinámicas que arrastran partículas
de petróleo. El régimen y la dirección del movimiento de agua varían debido a
modificaciones continuas de presión de sobrecarga, erosión, deformaciones y
geoquímica. El movimiento de fluido probablemente seguirá cualquier vía
permeable disponible.
Las partículas microscópicas y submicroscópicas de hidrocarburos arrastradas por
el agua en movimiento viajaron con ella hasta que la estructura o la naturaleza de
las rocas les obstruyeran el paso o hasta que se separaran por cambios de
presión, de temperatura y de volumen de mezcla, momento en el cual se presume
que las partículas se unieron entre sí y se acumularon en partículas de mayor
tamaño hasta que se flotabilidad fuese efectiva.
La presión capilar es una de las fuerzas a considerar en el proceso de migración
secundaria, la magnitud de dichas fuerzas puede ser cuantificada mediante
valores de tensión superficial, tamaño de poros y la mojabilidad de la roca. El
requisito básico para que se produzca la migración de pequeñas acumulaciones
de petróleo en un yacimiento hidrófilo, es que la presión capilar de la interfase
petróleo/agua exceda la presión de desplazamiento de los poros de mayor
tamaño.
La distribución de equilibrio de gas, petróleo y agua en un yacimiento son el
resultado de su flotabilidad. Si en el yacimiento se logra una acumulación de
petróleo y gas suficiente para formar una fase continúa y desarrollar flotabilidad,
esta fuerza superará la resistencia capilar en los poros saturados de agua, el
petróleo y el gas se moverán hacia arriba a lo largo de la red de poros
interconectados de mayor tamaño recogiendo partículas dispersas de
hidrocarburos en su camino, aumentando su flotabilidad hasta llegar al punto mas
alto del yacimiento.
Cuando las partículas de petróleo y gas arrastrados por el agua llegan a una zona
anticlinal, las fuerzas gravitacionales tienden a impedir la continuación del
movimiento del agua al alcanzar la cresta del anticlinal. Este proceso conlleva a
que el petróleo y el gas son retenidos en la zona más alta de la estructura. Al
llegar los fluidos a la trampa se produce un nuevo movimiento de separación del
gas/petróleo/agua.
La situación es algo diferente en el caso de una trampa estratigráfica, en el cual la
permeabilidad decrece buzamiento arriba. el petróleo y el gas migran buzamiento
arriba por el fuerza de su flotabilidad hasta el punto donde dicha fuerza o la
presión capilar ya no pueden superar la presión de desplazamiento de las rocas
de granos m{as fino. Si el agua buzamiento abajo aumenta el efecto de la barrera.
Sin embarga si el agua fluye buzamiento arriba, la combinación de las
fuerzas hidrodinámica y la flotabilidad del petróleo y el gas es suficiente para que
estos entren en los poros pequeños y, en muchos caos migren a través de la zona
de barrera; en este caso solo resulta un yacimiento pequeño.
5. ACUMULACIÓN DEL PETRÓLEO
FALLAS Y FRACTURAS
Las zonas de falla pueden actuar como conductos o como barreras para la
migración secundaria(especialmente la migración lateral, al interrumpirse la
continuidad lateral del carrierbed, ya que los espejos de falla son frecuentemente
impermeables). Las diaclasas, si permanecen abiertas, pueden ser vías efectivas
de la migración.
VÍAS DE DRENAJE DE LA MIGRACIÓN
En ausencia de procesos hidrodinámicos, la fuerza conductora de la migración, es
la flotabilidad; En esas condiciones, el petróleo tiende a moverse en la dirección
de máxima pendiente, es decir, de forma perpendicular a los contornos
estructurales (en la dirección de buzamiento). Las líneas de migración dibujan
ángulos rectos con los contornos estructurales del techo del carrierbed
(ortocontornos). En general, cuando el flujo de petróleo encuentra una
zona deprimida, tiende a dispersarse, mientras que sise trata de una zona
elevada, tiende a concentrarse.
Las acumulaciones de petróleo y gas generalmente aparecen en estructuras altas
que son trampas eficaces, donde el movimiento es retardado por una disminución
de las capas permeables de la roca, en la cuales se reducen los tamaños de los
poros capilares impidiendo la continuación de dos o más fases.
TRAMPAS DE PETRÓLEO
Una trampa de petróleo es una estructura que presenta la roca almacén que
favorece la acumulación del petróleo y puede ser de tres tipos principalmente:
1. TRAMPA ESTRATIGRÁFICA
a. PRIMARIAS: relacionadas con la morfología del depósito y con procesos
acaecidos durante la sedimentación (interdigitaciones, acuñamientos, arrecifes,
cambios laterales de facies...)
b. SECUNDARIAS: relacionadas con procesos postsedimentarios (cambios
diagenéticos–caliza dolomía–, porosidades por disolución, discordancias...)
2. TRAMPA ESTRUCTURAL
Relacionadas con procesos tectónicos o diastrofismo (fallas, cabalgamientos,
antiformas...)
3. TRAMPAS MIXTAS
Se superponen causas estratigráficas y estructurales (como serían las intrusiones
diapíricas)
Más del 60% de las bolsas de petróleo que se están explotando en la actualidad
corresponden a trampas estructurales de tipo antiforme, y otra estructura
importante son las bolsas asociadas a procesos de diapirismo, pues a la hora de
hacer campañas de exploración, las masas diapíricas poco densas, son fácilmente
localizables por métodos geofísicos.
De esta manera la continuación o finalización de la migración secundaria, está
determinada por la relación entre la fuerza que origina el movimiento de las gotas
de hidrocarburos y las presiones capilares que resisten a ese movimiento.
Las distancias que pueden recorrer los líquidos y gases en una migración
secundaria están en el rango de 10 a 100 km y ocasionalmente hasta más.
MIGRACIÓN TERCIARIA O RE MIGRACIÓN.
Los eventos tectónicos tales como plegamientos, fallas o levantamientos pueden
causar una redistribución de los hidrocarburos acumulados, de esa manera se
inicia una fase adicional a la migración secundaria, si de ella resulta una nueva
acumulación se le denomina como remigración o migración terciaria.
6. INDICIOS SUPERFICIALES
Los indicios superficiales, halos geoquímicos o anomalías son las diferentes
propiedades químicas de gases, aguas, rocas y suelos que están relacionados en
su origen con depósitos petrolíferos cercanos, o que señalan condiciones
favorables a la existencia de los mismos.
Según cuál sea la vinculación con acumulaciones de hidrocarburos, algunos
autores han sugerido la conveniencia de clasificarlos en dos grandes grupos:
Indicios Directos e Indicios Indirectos.
LOS INDICIOS DIRECTOS
Son los provocados por la presencia en gases, aguas, rocas y suelos de
componentes dispersos del petróleo, ya sea como bitúmenes sólidos o líquidos, o
como hidrocarburos gaseosos.
los indicios directos se denominan "activos" o "vivos" si los productos visibles se
renuevan constantemente como consecuencia de una circulación activa
subterránea. De este tipo son las fuentes de petróleo o gas, los volcanes de lodo,
etc.
Por el contrario, se denominan "fósiles" o "muertos" si no hay renovación
permanente que compense las pérdidas por oxidación en superficie. Como
ejemplo de estos indicios, son de destacar las arenas asfálticas.
LOS INDICIOS INDIRECTOS
Se subdividen, a su vez, en dos tipos: Indicios Indirectos de tipo I e Indicios
Indirectos de tipo II.
LOS DEL TIPO I
Engloban a las características de gases, aguas, rocas y suelos que aparecen
como resultado de reacciones químicas de algunos constituyentes del petróleo
con el medio en que se encuentran. Dentro de esta clase de indicios indirectos se
INDICIOS SUPERFICIALES
INDICIOS DIRECTOS INDICIOS INDIRECTOS
INDICIOS ACTIVOS INDICIOS FOSILES
TIPO I TIPO II
COMPONENTES DISPERSOS DE PETROLEO/GAS
GEOQUIMICA ORGANICA EN SUPERFICIE
sitúan la presencia de sulfuro de hidrógeno en algunos gases, o de sodio en las
aguas.
LOS DEL TIPO II
Son aquellas características de aguas y gases que expresan condiciones
favorables para la existencia de depósitos sin que se detecten éstos de manera
directa. Un ejemplo pudiera ser la detección de cloruro de calcio en las aguas.
Sin embargo, hay que hacer constar que esta clasificación (Fig.3-3) es meramente
orientativa, toda vez que las fronteras entre los distintos tipos de indicios sobre
todo entre las subclases de los indirectos es, en ocasiones, muy poco
discriminante. Es, por citar un caso, lo que sucede con el sulfuro de hidrógeno,
que bien puede aceptarse como producto generado directamente desde el
depósito de petróleo o como resultado de la reacción entre el crudo y sulfatos.
CLASIFICACIÓN DE LOS INDICIOS SUPERFICIAL
Por todo lo expresado, es fácil deducir que uno de los mayores problemas en las
campañas geoquímicas es discriminar acertadamente entre anomalías debidas a
yacimientos y anomalías provocadas por otras causas ajenas a una acumulación
condiciones climáticas, contaminación industrial, etc.
En una última instancia, el prospector irá más allá en su interpretación de las
anomalías, pues, además de investigar su origen, decidirá si el depósito que las
ha producido es rentable económicamente o no.
Es también importante tener presente que el concepto de anomalía es relativo, ya
que por sí misma no tiene trascendencia. En efecto, sólo cuando los valores
medidos para un determinado elemento o propiedad sean mayores o menores que
el "fondo regional" será cuando hablemos de la existencia de una anomalía.
Como se puede ver la localización correcta de una anomalía no es tarea rutinaria,
sino que requiere un trabajo sistemático. Aun reconociendo que son numerosos
los enfoques que se dan con vistas al correcto reconocimiento de los halos
geoquímicos, conviene citar, aunque sólo sea a modo orientativo, que la escuela
geoquímica soviética tiene en cuenta una serie de parámetros en esta fase de la
prospección, como son, entre otros, la dimensión de los halos, el coeficiente de
contraste relación de un elemento o propiedad, en superficie al mismo elemento, o
propiedad, en profundidad-, el índice de zonalidad, el índice de variabilidad, etc.
Otro problema adicional, en base a la experiencia personal de los autores, es la
definición estadística de "valores mayores o menores que el fondo regional", pues,
al tratarse de medios difusos, todos los valores suelen seguir una distribución
normal, y sólo la consideración espacial (concentración espacial de los valores
mayores y/o menores) es la que va a permitir definir con rigor una anomalía.
7. PROSPECCIÓN GEOQUÍMICA ORGÁNICA EN SUPERFICIE
Una vez terminada la revisión de conceptos claves como migración e indicios
superficiales, llega el momento de abordar el estudio del significado de la
prospección geoquímica en superficie de hidrocarburos.
Desmenuzando este conjunto de términos podemos llegar fácilmente a
comprenderlos. Por una parte, "prospección" nos señala que estamos ante una
labor, o labores, encaminadas a buscar algo, que, este caso,gracias a la
especificación final, no es sino hidrocarburos.Pero hay aún más información.
Sabemos que la búsqueda de hidrocarburos -en definitiva, depósitos de petróleo y
gas- se realiza con métodos geoquímicos aplicadas en los estratos superficiales.
Por tanto, ya estamos en disposición de saber qué fines persigue este tipo de
exploración minera.
Además, podemos citar otras aplicaciones de este tipo de prospección, que, con
más detalle, analizaremos a lo largo de este trabajo (Ver Fig):
a) Contribuir al mejor conocimiento de los procesos de migración
b) Revelar si los indicios proceden de reservas de gas o petróleo.
c) Suministrar señales geoquímicas sobre prospecciones para discernir su
significado por comparación con datos similares procedentes de reservas
conocidas.
d) Ofrecer información de carácter cuantitativo para clasificar reservas.
e) Reducir gastos de exploración.
Como último apunte, cabe dividir a la geoquímica orgánica en superficie en
dos grandes grupos:
a) Prospección "onshore" terrestre
b) Prospección "offshore" marina.
OBJETIVOS DE LA PROSPECCIÓN GEOQUÍMICA EN SUPERFICIE DE
HIDROCARBURO
8. PROSPECCIÓN "ONSHORE"
8.1MÉTODOS GEOQUÍMICOS
A partir de ahora, vamos a realizar el estudio de la prospección geoquímica
orgánica en superficie desde la comprensión de los métodos geoquímicos, ya que,
aunque sólo sea por sentido práctico, consideramos más útil conocer éstos, ya
que, a la postre, van a ser los que nos ofrezcan la información requerida.
Sin embargo, con el ánimo de mantener una cierta unidad a esta revisión,
utilizaremos la siguiente terminología: Métodos Directos -orientados al estudio de
los indicios superficiales directos- y Métodos Indirectos -que buscan la detección y
estudio de los indicios indirectos-.(Ver Fig.)
MÉTODOS GEOQUÍMICOS DE PROSPECCIÓN
8.2MÉTODOS GEOQUÍMICOS DIRECTOS
Los Métodos Directos se basan en la detección de hidrocarburos gaseosos en
superficie. El primer investigador en llevar a cabo un estudio de esta índole fue
Sokolov. Este científico soviético enunció, alrededor de 1940, la posibilidad de que
la migración de hidrocarburos gaseosos desde depósitos de petróleo o gas
constituyera una ayuda inestimable de cara a la evaluación de zonas productivas.
Con el fin de constatar experimentalmente que sobre acumulaciones de petróleo o
gas el subsuelo contiene mayores concentraciones de hidrocarburos gaseosos
que sobre áreas no asociadas, diseñó un aparato que, por condensación a la
temperatura del nitrógeno líquido, separaba los gases en dos fracciones: metano
y resto de hidrocarburos.
Mientras todo esto sucedía en la URSS, también Laubmeyer en Alemania, y
Horvitz y Rosaire en Estados Unidos, unificaban esfuerzos en la misma dirección.
Son años de constante perfeccionamiento de los procedimientos de análisis y de
las técnicas de toma de muestras, que permiten definir teorías más completas
sobre el fenómeno de migración de hidrocarburos. Eran investigaciones ceñidas
en su gran mayoría al análisis de metano y de la cantidad de hidrocarburos
gaseosos presentes en el aire intersticial que llena los poros, mediante técnicas de
condensación, combustión y manometría.
El avance de las técnicas instrumentales durante los últimos años ha hecho
posible que la fiabilidad de los resultados haya crecido de manera importante,
hasta el punto de que hoy en día puede hablarse, en lo referente a métodos
directos en prospección geoquímica orgánica en superficie, de tres variantes:
a) Análisis de hidrocarburos ligeros.
a.1.) Análisis del gas que llena los poros del terreno.
a.2.) Análisis de gases absorbidos.
a.3.) Análisis de hidrocarburos disueltos en aguas subterráneas.
b) Análisis de hidrocarburos pesados.
c) Análisis isotópico del Carbono y Oxígeno.
8.2.1 ANÁLISIS DE HIDROCARBUROS LIGEROS
Los hidrocarburos ligeros son considerados como los mejores indicadores del
petróleo, además de estar presentes en todas las reservas petrolíferas, son lo
suficientemente volátiles como para migrar hasta superficie y ser detectados con
facilidad. Los hidrocarburos ligeros líquidos experimentan mayores dificultades
que los gaseosos en su tránsito desde el depósito hasta el subsuelo.
El metano, por lo general, no es admitido como un índice fiable, dado que su
origen puede ser muy variable: "biogénico" -procedente de la actividad bacteriana
de microorganismos en estratos superiores-; "termogénico"-procedente de la
maduración de la materia orgánica-', y "migrado" -procedente de depósitos
profundos de hidrocarburos.
Varios han sido los científicos que han ahondado en este tema con objeto de
alcanzar un mejor conocimiento del mismo. Así, se sabe que las bacterias
producen metano en condiciones anaerobias, con temperaturas entre 0 y 75° C, y
si hay suficiente materia orgánica metabolizable {T.O.C. > 0.5%), y con poros
suficientes para acoger a las bacterias.
8.2.2 ANÁLISIS DE HIDROCARBUROS PESADOS
El análisis de hidrocarburos pesados mediante técnicas geoquímicas en superficie
siempre ha supuesto grandes dificultades en campañas prospectivas, pues su
detección es complicada debido a la baja movilidad y volatilidad de sus moléculas.
Por ello, el nivel de concentraciones medidas solía situarse por debajo de los
límites de sensibilidad de los aparatos.
En los últimos años, el desarrollo de la espectrometría de masas ha permitido
afinar considerablemente los resultados de los análisis efectuados.
A principios de la década de los ochenta, el Departamento de Química y
Geoquímica de la Colorado School of Mines, en colaboración con PETREX
("Petroleum Exploration Inc.") diseñó un procedimiento que ha venido siendo
utilizado con cierto éxito en los últimos años. En esencia, se trata del empleo de
un alambre ferromagnético que lleva en uno de sus extremos una pastilla de
carbón vegetal activado, sujeto gracias a una plancha de cemento inorgánico. El
conjunto se introduce en una cápsula cilindrica de 2,5 x 15 cm , que, a su vez, se
entierra a unos 30 cm de profundidad. Transcurrido un tiempo estimado entre una
y tres semanas, se retira para su traslado al laboratorio, donde es estudiado por
espectrometría de masas. Se observa, tal como expresaron Klusman y Voorhees
(86M87), que los hidrocarburos son adsorbidos por el carbón vegetal. El espectro
resultante es una representación de la concer . ación de los componentes
retenidos.
De las investigaciones llevadas a cabo con este procedimiento, denominado "K-V
Fingerprint" por el hecho de que los espectros que se obtienen vienen a ser como
las "huellas dactilares" de cada reserva petrolífera, se dedujo que bien podía servir
para indicar la presencia de yacimientos en los estratos inferiores, así como para
distinguir hidrocarburos que hubieran ascendido a través de sistemas de fallas o
fracturas de aquellos otros que lo hubieran hecho a través de estratos no fallados.
Esto último quedó constatado al comprobar que los espectros muestran
componente más pesados en el caso de tratarse de áreas con fallas o fractura ,
Mediante el empleo de técnicas estadísticas se comparan los valores obtenidos,
de modo que se define el "índice de Similitud", que viene a ser el grado de
semejanza de los espectros de distintas áreas respecto de uno tomado como
referencia.
En cualquier caso, ésta es una técnica aún en desarrollo que necesita ser
perfeccionada más.
TÉCNICA DISEÑADA POR PETREX (86,87)
8.2.3 ANÁLISIS ISOTÓPICO DEL CARBONO Y DEL OXIGENO
La migración de hidrocarburos desde depósitos profundos de petróleo o gas
puede originar concentraciones anómalas, bien de esos mismos hidrocarburos o
de mineralizaciones inducidas por ellos, en sedimentos cercanos a la superficie.
Dichas anomalías han supuesto un importante bastión en la exploración
petrolífera.
En 1977,Stah1 propuso la determinación de los ratios isotópicos, preferentemente
del carbono y del oxígeno, en estratos superiores, como método auxiliar al análisis
de las composiciones de los hidrocarburos detectados.
Duchscherer, durante el desarrollo de su técnica " Δ C de carbonatos anómalos",
estudió el fenómeno por el que los hidrocarburos, al alcanzar la superficie, son
oxidados a dióxido de carbono. De esta manera, dedujo que el C02 resultante
reacciona con agua para dar lugar a iones hidrógeno carbonato que, a su vez, se
combinan con iones de calcio o magnesio, abundantes en la mayoría de los
suelos, para producir cementaciones en las rocas superficiales.
Estas cementaciones ocupan los espacios intergranulares, por lo que la porosidad
disminuye, al igual que el volumen de agua intersticial, de modo que la resistividad
eléctrica aumenta. Del análisis isotópico realizado, comprobó que dichos
cementos estaban enriquecidos en 12C respecto de 13C debido a reacciones de
intercambio entre la especie isotópicamente más ligera y la pesada.
Desde un punto de vista experimental, la composición isotópica del C02 se
determina por espectrometría de masas, definiéndose en partes por mil respecto
de un valor standard:
siendo el standard habitual un carbonato perteneciente al Cretácico Superior de
Carolina del Sur (EEUU), el "Pee Dee Formation Belemnite"(PDB).
Los valores de δ 13C negativos, referidos a un mismo patrón, indican predominio
de 12C respecto del standard, o dicho de otra manera, una disminución de aquél
respecto del 12C.
También puede suceder que se produzca una evaporación preferencial del H2180
en relación a H2180 ó H2
170 de las aguas intersticiales. Esta modificación Isotópica
del oxígeno es determinada por una expresión de evidente semejanza a la
anterior:
donde, en este caso, el standard habitual corresponde al SMOW{"Standard Mean
Ocean Water").
Por ello, los cementos ¡ntergranulares bien pudieran quedar enriquecidos en 180,
dado que, para una misma molécula, la volatilidad varía de forma directamente
proporcional con la disminución de la masa molecular, tendrán mayor aptitud para
evaporarse tanto el H2160 como el H2
170, de forma que permanecerá mayor
cantidad del isótopo más pesado del oxígeno.
Duchscherer considera interesante realizar prospecciones geoquímicas en
superficie simultaneando su técnica " Δ C" y el análisis isotópico. Dedujo, tras
aplicar esta metodología exploratoria,{Ver Fig.) que los valores de δ 13C se hacen
más negativos hacia las crestas de la formación, allí donde los índices " Δ C" son
mayores. Esto parece indicar una migración de hidrocarburos desde el depósito
hasta estas zonas.
Donovan describe cambios químicos y mineralógicos muy importantes en
afloramientos de arenas pérmicas que cubren el anticlinal "Cement", productor en
petróleo, en Oklahoma. Detectó yeso calcitizado, altamente deficiente en 13C (con
valores aproximados de δ 13CPDS = -35 %o ), cubriendo zonas productivas del
anticlinal, cerca de regiones donde la existencia de fallas augura posibles
migraciones de hidrocarburos. Algunos de los cementos carbonatados que cubren
dicho anticlinal son anormalmente ricos en 18O(δ 18OSMOW = 35 %o ), lo que
evidencia una evaporación inducida por hidrocarburos gaseosos migrados.
El mismo Donovan llevó a cabo campañas de análisis isotópico sobre el campo
petrolífero de Davenport, Oklahoma, así como en Boulder, Colorado. En las
areniscas de Davenport, midió valores de 13 δ CPDB incluidos en el rango que va
desde -5 a -11 %, Y entre 29 y 49 % para el 13 δ OSMOW
Comparados los valores con los determinados en el anticlinal "Cement", puede
deducirse que los de Davenport corresponden a isótopos más pesados, resultado
de que la filtración de hidrocarburos hacia la superficie ha sido más rápida, por lo
que ha habido menor oxidación biológica de hidrocarburos y mayor evaporación
de H2 160 en los estratos superiores.
8.3MÉTODOS INDIRECTOS
8.3.1 DETECCIÓN DE MINERALIZACIONES INDUCIDAS
Las aguas que se filtran a través de las trampas tienen un carácter reductor, tanto
por llevar en disolución hidrocarburos procedentes del depósito como por haber
estado sometidas a presiones y temperaturas elevadas que favorecen la pérdida
de oxígeno.
Al ascender hacia estratos superiores, entran en contacto con acuíferos
superficiales que, si contuvieran iones metálicos en solución, quedarían sometidos
a fenómenos de reducción, con lo que los iones reducidos precipitarían dando
lugar a concentraciones anormalmente altas respecto del "fondo regional".
Hasta ahora, el procedimiento usado en la detección y evaluación de las
mineralizaciones inducidas por depósitos de petróleo o gas se basa en la
inducción de corrientes eléctricas a través de conductores enterrados, mediante
ondas electromagnéticas producidas cerca o en la superficie del terreno.
De esta manera, se sabe que los sedimentos geoquímicamente alterados tienen
porosidades anómalas, debido a mineralizaciones secundarias, que se traducen
en una disminución del agua contenida en los mismos y en un aumento de la
resistividad eléctrica.
Contenido en yodo
Método de los carbonatos de disociación térmica prematura
Métodos hidroquímicos
Medida del potencial redox
Presencia de helio
Medida del radon
Métodos microbiologicos
Imágenes lanpsat y métodos de detección aéreos
Nitrógeno disuelto
Inducción electromagnética de muy baja frecuencia
Espectrometría remota por laser
9. IMPACTO AMBIENTAL DE LOS COMPLEJOS PETROQUIMICOS.
Los combustibles causan contaminación tanto al usarlos como al producirlos y
transportarlos. Uno de los problemas más estudiados en la actualidad es el que
surge de la inmensa cantidad de CO2 que estamos emitiendo a la atmósfera al
quemar los combustibles fósiles. Como estudiamos con detalle, este gas tiene un
importante efecto invernadero y se podría estar provocando un calentamiento
global de todo el planeta con cambios en el clima que podrían ser catastróficos.
Otro impacto negativo asociado a la quema de petróleo y gas natural es la lluvia
ácida, en este caso no tanto por la producción de óxidos de azufre, como en el
caso del carbón, sino sobre todo por la producción de óxidos de nitrógeno. Los
daños derivados de la producción y el transporte se producen sobre todo por los
vertidos de petróleo, accidentales o no, y por el trabajo en las refinerías.