Cap Iii Roca Madre 4l1e1l

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3.1.- ROCA MADRE O ROCA GENERADORA El problema de las rocas-madre, es uno de los más discutidos de la Geología del petróleo; está estrechamente ligado al problema del origen de los hidrocarburos, y por esto, depende también de la geoquímica. Desde este punto de vista, ha sido muy estudiado en detalle y no será abordado, más que bajo su aspecto geológico más general. Los análisis efectuados, por numerosos autores, indican que la materia orgánica es un constituyente normal de las rocas sedimentarias. Sólo un número muy pequeño de rocas, tal como ciertas arcillas rojas, areniscas y rocas metamórficas o volcánicas; se han encontrado completamente desprovistas de materia orgánica. Es sin embargo probable, que sólo los sedimentos muy ricos en materia orgánica, hayan sido capaces de convertirse en rocas-madre. Estos sedimentos cuyo origen fue las rocas organógenas, depositadas en medios donde no solamente existía una vida abundante, sino donde la mayor parte de la materia orgánica sedimentada quedó protegida de las acciones oxidantes y transformada en hidrocarburos, se clasifican en: • • • •

Sedimentos marinos francos, ricos en plancton. Sedimentos parálicos o deltaicos, ricos en plancton y restos vegetales. Localmente, sedimentos continentales, ricos en lignito. Más raramente, ciertos sedimentos lacustres.

En cualquier caso, se trata de rocas de textura fina, formadas en medio reductor, es decir, en condiciones muy precisas de batimetría y salinidad. Esto, no significa, que todas las rocas que contengan una proporción importante de materia orgánica, hayan jugado necesariamente, el papel de rocas-madre. Pueden muy bien, no haber producido jamás una gota de petróleo, ya sea porque : • •

materia orgánica no se transformó en hidrocarburos libres, como sería el caso de los "esquistos bituminosos", ricos en "kerobitumen" la evolución, del sedimento, no permitió a los hidrocarburos desplazarse hacia horizontes-almacén.

En la práctica, el estudio geoquímico, lento y costoso en relación con la escasa certidumbre de los resultados que puede aportar, se deja a menudo de lado, y se limita a una determinación de las rocas-madre basada en la observación de sus características petrográficas. Se considera como roca-madre probable, toda roca: • •

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De textura fina, que favoreció en el momento de la sedimentación, el enterramiento y la protección de la materia orgánica. Depositada en medio reductor, marino o, no. Este medio, está atestiguado por la presencia frecuente de minerales sulfurosos (pirita), la ausencia o rareza de fósiles que no sean pelágicos (Foraminíferos y Algas planctónicos, dientes de peces, etc.), y en particular la ausencia de trazas de animales excavadores bentónicos. De color oscuro, gris o marrón oscuro a negro, debido a la presencia de una proporción todavía importante de materia orgánica residual, que se presenta muy a menudo bajo la forma de kero-bitumen insoluble, pero que puede incluir trazas más o menos importantes de betún libre, soluble en los disolventes orgánicos; en general, son productos pesados, del tipo asfalto.

En la mayor parte de los casos, y sobre todo en las series detríticas, las rocas-madre están representadas por arcillas oscuras, finamente bandeadas, que toman entonces, un aspecto pizarroso, tales, como las arcillas ("shales") de la formación Frontier (Cretácico de Wyoming), o las arcillitas del Silúrico del Sahara. cada una de estas rocas, presenta las características enumeradas anteriormente, textura fina que no sobrepasa la fracción "silt", salvo en la proximidad de lentejones arenosos, que están incluidos en ellas, color gris oscuro a negro, fauna ausente o pelágica En las series calcáreas, o que no tienen cambios arcillosos francos, las rocas-madre parecen estar constituidas por calizas finas, muy a menudo arcillosas, resultantes de la consolidación de limos calcáreos, ricos en materia orgánica. La caliza "Luna" del Cretácico de Venezuela, está constituida también por una caliza arcillosa, finamente bandeada, de color negro, rica en materia orgánica, con Foraminíferos pelágicos y dientes de peces. Está considerada como una de las rocas-madre más importantes de la cuenca del Maracaibo.

Los caracteres petrográficos, permiten así, determinar las posibles rocas-madre de una serie, pero ellas no habrán jugado realmente su papel, más que si se encuentran en la cuenca en posición favorable para, liberar su petróleo a un almacén. El caso más favorable, está representado por la interdigitación de las facies-madre y almacén. 3.2.- PROBLEMAS PARA LA GENERACION DE PETROLEO A pesar de que, por su abundancia, el petróleo parezca una materia prima fácilmente generable, debe darse una larga serie de condiciones para su generación. En primer lugar debe existir una roca que contenga materia orgánica en cantidades suficientes; a estas rocas se les llama rocas madre y suele ser arcillas. A pesar de todo, en general las rocas madres contienen sólo entre 1% y 2% de materia orgánica. A continuación la roca madre debe ser enterrada a una profundidad suficiente como para que la materia orgánica contenida pueda madurar hasta convertirse en petróleo. Para ello es necesario que la roca se encuentre dentro de una cuenca

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sedimentaria que sufra procesos de subsidencia (hundimiento por su propio peso) y enterramiento, con un aporte suficiente de sedimentos; esto limita el número de cuencas en el mundo al 50% de las existentes. Dentro de la roca madre, no toda la materia orgánica se transforma en petróleo. De hecho, se estima que el 70% de la materia orgánica no se transforma, y permanece como un residuo insoluble, por lo que el rendimiento de las rocas madres es aproximadamente el 30%. Pero este porcentaje no es el del petróleo que finalmente obtenemos, pues se estima que sólo el 1 % del petróleo generado es capaz de migrar hacia la roca almacén (la roca en que finalmente lo encontraremos) y acumularse en ella, mientras que el 99% no llega a migrar o se pierde debido a que no existe un sello que impida que el crudo escape de la roca almacén. Y hay que añadir otro factor más: la cantidad de petróleo recuperable; en general menos del 60 % del petróleo es económicamente recuperable, por problemas de presión, cantidad, viscosidad 3.3- FORMACION Y PRESERVACIÓN DE LA MATERIA ORGANICA La materia orgánica proveniente de los seres vivos es reciclada en el Ciclo del Carbono, pero alrededor del 0.1% escapa de él y es enterrada. Se estima que ese 0.1% supone un total de 20x1035 Tm de materia orgánica fósil. A pesar de la magnitud de esa cantidad, sólo una molécula de CO2 de cada millón se convierte en económicamente explotable. Las condiciones que llevan a la acumulación de combustibles fósiles son: • • • •

Abundancia de materia orgánica. En determinadas ocasiones es también importante la diversidad. Aporte de materia orgánica a los sedimentos. Medio de baja energía en que pueda sedimentar. Alto potencial de preservación.

El principal contribuyente a la materia orgánica es el fitoplacton, y su producción está relacionada a variable física y químicas: • •

Así, la luz es fundamental, pues determina la zona fótica También es importante el aporte de nutrientes, de los que los más importantes son fosfatos y nitratos, que se generan a través de descomposición bacteriana. En este sentido son muy importantes en los océanos las zonas de productividad, en las que las corrientes provocan el ascenso de los nutrientes.

No sólo es importante la producción de materia orgánica, sino su preservación, que se da con dos condiciones: • • •

Zonas con altas tasas de deposición que entierran los restos orgánicos impidiendo que los carroñeros los consuman. De todos modos, este punto ha sido puesto en duda en los últimos años, dado que en presencia de las otras condiciones, el enterramiento puede ser lento. Cuerpos de agua estratificados con fondos anóxicos, que se generan cuando un cuerpo de agua dulce llega a otro salado más denso y flota por encima de él, impidiendo la mezcla de aguas y, por tanto, la renovación del contenido en oxígeno. En medios continentales la acumulación se da en lagos estratificados o pantanos anaeróbicos.

3.4.- TIPOS DE MATERIA ORGÁNICA EN LA GENERACIÓN DE HIDROCARBUROS El tipo de materia orgánica es muy importante de cara a la generación de hidrocarburos. Por su composición y origen se puede dividir en cuatro tipos: • • Tipo I:

Tipo II:

Tipo III:

Tipo IV:

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Esquistos bituminosos de alta calidad. El origen es planctónico-lacustre, es decir, se acumula en lagos y pantanos habitualmente anóxicos. Es muy poco frecuente, dado que las zonas de acumulación (lagos) presentan un área limitada con respecto a las áreas de acumulación de otros tipos. Presentan un rendimiento excelente como roca madre. Esquistos bituminosos de baja calidad. Su origen es planctónico-marino, habitualmente acumulado en plataformas oceánicas. Es mucho más frecuente que el tipo I. Presenta en general una buena calidad. Vegetales superiores continentales, habitualmente acumulados en pantanos o deltas. Frecuentes. Su calidad es mediocre, y generan hidrocarburos de poco valor energético. Residual, restos de materia orgánica diversa. Presentan una alteración fuerte tras su sedimentación. Muy poco productivos.

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3.5.- EVOLUCION Y MADURACION DE LA MATERIA ORGANICA Cuando la materia orgánica es enterrada, empieza a sufrir importantes procesos hasta convertirse en hidrocarburos. Estos procesos pueden dividirse en tres etapas: diagénesis, catagénesis y metagénesis. La diagénesis es la serie de procesos que sufre la materia orgánica desde su enterramiento hasta que se transforma en kerógeno y empieza la generación de petróleo. La materia orgánica incluida en arcillas que se compactan sufre reacciones bastantes complejas. El punto de inicio de estas reacciones son los cuatro biopolímeros principales: carbohidratos, proteinas, ligninas y lípidos. En los primeros estados de la diagénesis los biopolímeros son fragmentados en estructuras más simples llamadas geomonómeros, los cuales, más tarde, vuelven a polimerizarse y se transforman en geopolímeros. Durante estos procesos la materia orgánica pierde casi todo el N, mucho O y S, y algo de H y C. Estos procesos se dan en un principio por la acción de bacterias y procesos químicos no biológicos, y más tarde por cracking térmico. En general la transición a geopolímeros es muy rápida de cientos a miles de años. El producto final de la diagénesis es el kerógeno: materia orgánica insoluble en disolventes orgánicos a causa de su gran peso molecular. La parte soluble es el bitumen. Según el kerógeno es calentado, pasa a la segunda fase de su evolución, la catagénesis, que es el estado en que a partir del kerógeno se genera petróleo y gas.

El último estado es la metagénesis, en que cesa la generación de petróleo y gas, pero se sigue generando mucho metano por alteración del crudo previamente generado. El kerógeno remanente es casi grafito. La generación de los hidrocarburos está fuertemente asociada a la profundidad de enterramiento. La profundidad de generación depende del gradiente geotérmico local, del tipo de kerógeno y de la historia de enterramiento: • • • •

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A pocas profundidades sólo se genera metano biogénico. Entre 1 y 2 km de profundidad empieza la catagénesis. Antes de los 3 km comienza la zona de formación de petróleo; a esta zona se le llama la ventana de hidrocarburos. Entre los 3 y 3.5 km se pasa a la catagénesis tardía; es la principal zona de formación de gas, y se generan tanto gas húmedo como metano. A más de 4 km la roca madre se transforma en supermadura. En este punto empieza la metagénesis y sólo se genera metano.

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En este proceso la temperatura es muy importante, por lo que también podemos realizar una división en base a ella: • A los 60º C empieza la generación principal; los petróleos formados son pesados y ricos en componentes NSO. • Con el incremento de temperatura los petróleos se van haciendo sucesivamente más ligeros. • A los 100º C se produce la máxima generación. • Por encima de 100º C la generación disminuye y se forman condensados (gases con petróleos mezclados). • La ventana de hidrocarburos se cierra a unos 175º C. • La generación directa desde el kerógeno acaba a 225º C. • La generación de metano acaba a 315º C, aunque la reducción de porosidad puede provocar que el gas no sea económicamente explotable El tiempo y la temperatura se compensan de modo que una cuenca joven caliente y una vieja fría pueden generar hidrocarburos, aunque la segunda tardará mucho más tiempo que la primera.

3.6.- EL KEROGENO (COMPONENTES Y TIPOS) El kerógeno es la fracción de la materia orgánica insoluble en disolventes orgánicos que queda tras la diagénesis. El keroseno inicialmente es amarillo pálido pero oscurece a marrón claro hasta oscuro y eventualmente a negro. En la maduración el keroseno sufre cambios químicos y físicos. Se compone de fragmentos orgánicos diseminados, que pueden agruparse en unidades llamadas MACERALES:

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Vitrinita: principal tipo en muchos kerógenos, y principal componente del carbón. Aparece en casi cualquier medio deposicional. Exinita: derivado de algas, esporas, polen y ceras. No es muy común. Indica un medio lacustre o marino somero. Inertinita: proviene de varias fuentes que han sido muy oxidadas durante la deposición. Amorfinita: no es un componente "real" de los macerales, ya que incluye todos los componentes amorfos. Son los componentes más interesantes de cara a la formación de petróleo, pues, al estar más machacados, madura a menores temperaturas.

El kerógeno, según su origen y composición, se puede dividir en cuatro tipos: Tipo I: Tipo II:

Tipo III: Tipo IV

Derivado sobre todo de lípidos; tiende a producir crudos ricos en hidrocarburos saturados. Es el kerógeno más productor de petróleos. Derivado de fuentes marinas mezcladas. En general se compone de partículas amorfas, provenientes de la descomposición del placton y de los animales superiores. Tiende a producir aceites ricos en aromáticos y nafténicos, y genera más gas que el tipo I. Rico en vitrinita, tradicionalmente se ha pensado que tenía poca capacidad para formar petróleo y generaba sobre todo gas seco. En los últimos años se están descubriendo yacimientos de petróleo basados en kerógeno del tipo III. : Rico en inertinita; casi no produce petróleo ni gases.

En general las rocas sedimentarias contienen mezclas de todos los tipos. Kerogen Kerogen is a mixture of organic chemical compounds that make up a portion of the organic matter in sedimentary rocks.[1] It is insoluble in normal organic solvents because of the huge molecular weight (upwards of 1,000 Daltons) of its component compounds. The soluble portion is known as bitumen. When heated to the right temperatures in the Earth's crust, (oil window ca. 60°-120°C, gas window ca.120°-150°C) some types of kerogen release crude oil or natural gas, collectively known as hydrocarbons (fossil fuels). When such kerogens are present in high concentration in rocks such as shale they form possible source rocks. Shales rich in kerogens that have not been heated to a sufficient temperature to release their hydrocarbons may form oil shale deposits. The name "kerogen" was introduced by the Scottish organic chemist Alexander Crum Brown in 1912. Composition As kerogen is a mixture of organic material, rather than a specific chemical; it cannot be given a chemical formula. Indeed its chemical composition can vary distinctively from sample to sample. Kerogen from the Green River Formation oil shale deposit of western North America contains elements in the proportions C 215 : H 330 : O 12 : N 5:S1 Types Labile kerogen breaks down to form heavy hydrocarbons (i.e. oils), refractory kerogen breaks down to form light hydrocarbons (i.e. gases), and inert kerogen forms graphite. A Van Krevelen diagram is one example of classifying kerogens, where they tend to form groups when the ratios of hydrogen to carbon and oxygen to carbon are compared. DR. ING. JOSE COBEÑA U.

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Type I containing alginite, amorphous organic matter, cyanobacteria, freshwater algae, and land plant resins • Hydrogen:Carbon ratio > 1.25 • Oxygen:Carbon ratio < 0.15 Shows great tendency to readily produce liquid hydrocarbons. It derives principally from lacustrine algae and forms only in anoxic lakes and several other unusual marine environments Has few cyclic or aromatic structures Formed mainly from proteins and lipids Type II • Hydrogen:Carbon ratio < 1.25 • Oxygen:Carbon ratio 0.03 to 0.18 Tend to produce a mix of gas and oil. Several types: exinite, cutinite, resinite, and liptinite Exinite: formed from the casings of pollen and spores Cutinite: formed from terrestrial plant cuticle Resinite: formed from terrestrial plant resins and animal decomposition resins Liptinite: formed from terrestrial plant lipids (hydrophobic molecules that are soluble in organic solvents) and marine algae They all have great tendencies to produce petroleum and are all formed from lipids deposited under reducing conditions. Type II-Sulfur Similar to Type II but high in sulfur. Type III • Hydrogen:Carbon ratio < 1 • Oxygen:Carbon ratio 0.03 to 0.3 Material is thick, resembling wood or coal. Tends to produce coal and gas (Recent research has shown that type III kerogens can actually produce oil under extreme conditions) Has very low hydrogen because of the extensive ring and aromatic systems Kerogen Type III is formed from terrestrial plant matter that is lacking in lipids or waxy matter. It forms from cellulose, the carbohydrate polymer that forms the rigid structure of terrestrial plants, lignin, a non-carbohydrate polymer formed from phenyl-propane units that binds the strings of cellulose together, and terpenes and phenolic compounds in the plant. Most of the biomass that eventually becomes petroleum is contributed by the bacteria and protists that decompose the primary matter, not the primary matter itself. However, the lignin in this kerogen decomposes to form phenolic compounds that are toxic to bacteria and protists. Without this extra input, it will only become methane and/or coal. Type IV (residue) • Hydrogen:Carbon < 0.5 Type IV kerogen contains mostly decomposed organic matter in the form of polycyclic aromatic hydrocarbons. They have no potential to produce hydrocarbons. Origin of material Terrestrial material The type of material is difficult to determine but several apparent patterns have been noticed. Ocean or lake material often meet kerogen type III or IV classifications. Ocean or lake material deposited under anoxic conditions often form kerogens of type I or II. Most higher land plants produce kerogens of type III or IV. Some coal contains type II kerogen. Extraterrestrial material Carbonaceous chondrite meteorites contain kerogen-like components. Such material is believed to have formed the terrestrial planets. Kerogen materials have been detected in interstellar clouds and dust around stars. BITUMEN: la relación bitumen / kerogen se incrementa con la profundidad, desde que el bitumen es generado por el kerogeno. La composición del bitumen varia de inmadura a madura y llega constantemente rico en parafinas y en livianos finales. En última instancia puede ser gas.

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En resumen, el estudio de los sedimentos que han originado hidrocarburos acumulados en los yacimientos, es uno de los más complejos de la Geología petrolífera. Está estrechamente ligado a problemas: • • • •

Geoquímicos, concernientes a la naturaleza y evolución de la materia orgánica, que se deben replantear después del análisis de lo que queda en la roca-madre supuesta. Sedimentológicos, referentes al medio y condiciones de depósito de los sedimentos organógenos. Paleogeológicos, que precisan por qué vías y en qué épocas de la historia de la cuenca, han emigrado los hidrocarburos formados, desde la roca-madre hacia los lugares de acumulación. Físicos, que estudian las posibilidades de circulación de los fluidos en medios diversos, y las interacciones de los fluidos entre sí.

Sin embargo, a pesar del interés que tiene estudiar a fondo las rocas-, madre de una cuenca, se está obligado muy frecuentemente, o por 10 me- nos durante las primeras etapas de una exploración, a limitarse a una determinación cualitativa de las facies supuestas favorables y de su extensión.

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