Tra Ducci on Oficial
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Introducción Este manual analiza la generación y la migración de petróleo y gas. Estos procesos comienzan con la formación de materia orgánica en la superficie de la tierra y con los factores que controlan la cantidad de la conservación de la materia en organica Los sedimentos. Los cambios químicos después del entierro Convertir los tejidos vegetales y animales en Moléculas orgánicas complejas que lo hará Ceder el tiempo más pequeño de hidrocarburos Las moléculas de petróleo o gas natural. El Factores físicos y químicos que afectan a la El nivel de maduración y la geoquímica de El petróleo y los procesos migratorios Que hacen que el petróleo que se realizado De las camas de origen introducción permeables Camas Carrier y luego a atrapa miento en el Embalse, son los temas principales de este Manual. 1
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Introducción
Este manual analiza la generación
y la migración de petróleo y gas. Estos
procesos comienzan con la formación de
materia orgánica en la superficie de la tierra y
con los factores que controlan la cantidad
de la conservación de la materia en organica
Los sedimentos. Los cambios químicos después del entierro
Convertir los tejidos vegetales y animales en
Moléculas orgánicas complejas que lo hará
Ceder el tiempo más pequeño de hidrocarburos
Las moléculas de petróleo o gas natural. El
Factores físicos y químicos que afectan a la
El nivel de maduración y la geoquímica de
El petróleo y los procesos migratorios
Que hacen que el petróleo que se realizado
De las camas de origen introducción permeables
Camas Carrier y luego a atrapa miento en el
Embalse, son los temas principales de este
Manual.
1
unidad 1
Formación y preservación de la materia orgánica
En el siglo XIX, fue
La creencia generalizada de que el petróleo tenía un
Origen magmático y que emigró de
Grandes profundidades a lo largo de fallas subcorticales.
Vestigios de esta teoría todavía puede ser escuchado
Hoy en día, pero la evidencia abrumadora ahora
Sugiere que la fuente original formada en
La superficie de la tierra.
El proceso comienza con la fotosíntesis,
En el cual las plantas, en presencia de
Luz del sol, convertir agua y dióxido de carbono
Intro glucosa, agua y oxígeno (figura 1).
La glucosa es el material de partida para la
Síntesis de polisacáridos más complejos
Y otros compuestos orgánicos, ya sea en
Las plantas o los animales que se alimentan de ellos.
La fotosíntesis es parte de la largerscale
El ciclo del carbono. Normalmente, la mayoría de
La materia orgánica producida por la fotosíntesis
Se recicla de nuevo a la atmósfera.
2
Proceso fotosintético 6CO2+12H 2O
C6H 12O6+6H 2O+6O2
3
(glucosa)
Como el dióxido de carbono. Esto puede ocurrir a través
Planta y la respiración animal, o a través de
La oxidación y la descomposición bacteriana cuando
Organismos mueren. Normalmente esto completa
El ciclo (figura 2). Sin embargo el carbono
Ciclo no es completamente eficiente. A
Pequeña cantidad de materia orgánica, sobre i
Partido en 1000, escapa de reciclaje y es
Enterrado. Con el tiempo geológico, este pequeño
La afluencia ha producido grandes cantidades de
Material orgánico fósil, estimada en
Cerca de20 x1015 toneladas métricas (Waples,
1981). Sin embargo, la mayor parte de este material es
Ampliamente dispersa dentro del sedimentaria
Columna. Sólo alrededor de un CO2molécula cabo
De todos los millones inicialmente ocupado por
La fotosíntesis se convierte eventualmente
En aceite económicamente explotable, natural
Gas o carbón. La serie de eventos que
Conduce a acumulaciones concentradas de
Los combustibles fósiles son, por lo tanto, altamente
Selectivo.
4
Figura 2 ciclo del carbón
5
Estas condiciones selectivas todas comienzan con el suministro de la materia orgánica a los sedimentos, ya sea por las plantas y los animales marinos, o por las plantas terrestres. En ambientes arenosos, actual- y oleaje agitado, la materia orgánica queda en suspensión o se aventado lejos, pero puede depositarse en el agua tranquila, ambientes de baja energía, por lo tanto, la materia orgánica se encuentran sobre todo en los tipos de roca de grano fino, tales como esquisto y lodo de cal. Estos ambientes de baja energía se encuentran generalmente en océanos, lagos, o, en el caso del carbón, pantanos.
Sin embargo, no todas las lutitas contienen materia orgánica suficiente para ser buenos rocas generadoras. Orgánica-rica de esquisto se ve favorecida por tanto una alta tasa de producción de la materia orgánica, y por un alto potencial de conservación.
Toda la materia orgánica en el océano se formó originalmente a través de la fotosíntesis. Los principales productores son el fitoplancton,
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Cuáles son las plantas flotantes microscópicas como las diatomeas, dinoflagelados y las algas azul-verdes. Las algas que viven en el fondo son también contribuyentes importantes en aguas poco profundas, los entornos de la plataforma.
El fitoplancton es en la parte inferior de la cadena alimentaria. Su distribución controla las formas animales tales como el zooplancton microscópico, así como la vida animal superior, todos los cuales contribuyen a la biomasa de los océanos.
La producción de fitoplancton y algas está relacionada con las dos variables físicas y químicas. La luz es particularmente importante, debido a su papel en la fotosíntesis. La profundidad de penetración de luz a través de la superficie de los océanos define la zona fótica. El espesor de la zona fótica depende principalmente de la latitud y la claridad del agua. En claros, los mares tropicales, donde la productividad es a menudo alta, la zona fótica puede extender hasta 100 metros bajo la superficie.
7
El segundo factor importante en la productividad orgánica es la tasa de suministro de nutrientes a la zona fótica. El más importante de estos nutrientes son los fosfatos y nitratos. Estos son liberados por la descomposición bacteriana de la materia orgánica, y son vitales para el crecimiento de plantas y animales. El oxígeno, aunque no es importante para el fitoplancton, es vital para la existencia de animales que forman enlaces posteriores de la cadena alimentaria. El fitoplancton aumenta el contenido de oxígeno de las aguas superficiales, como un subproducto de la fotosíntesis.
La Figura 3 muestra las áreas de alta productividad biológica en los océanos del mundo. En el océano abierto, las zonas de alta productividad se producen en las altas latitudes de aproximadamente 60 ° norte y sur ya lo largo de la línea ecuatorial. Se trata de regiones en las que las corrientes oceánicas frías, moviéndose verticalmente transportan nutrientes y oxígeno disuelto de las profundidades del océano de nuevo a la superficie.
8
Productividad de los océanos del mundo. Las zonas más oscuras indican mayor productividad
9
Muy alto
Moderadamente alto
Sin este nuevo suministro, las concentraciones de nutrientes en las aguas superficiales se volverían tan bajo que los océanos podrían llegar a ser tan bajo que los océanos se volverían esencialmente sin vida en menos de un año, excepto cerca de las desembocaduras de los grandes ríos.
La productividad también es muy alta en las aguas poco profundas y bien mezclados en las plataformas continentales, sobre todo cuando los grandes ríos entran en el océano y proporcionan abundantes nutrientes. Los mismos principios que gobiernan la distribución de la materia orgánica en los océanos modernos deben también han pertenecido en el pasado. Sin embargo, es muy difícil extrapolar estos datos de nuevo en el tiempo geológico, ya que los continentes se han desplazado, los patrones de circulación oceánica han cambiado y la diversidad de grupos de plantas y animales ha cambiado con el tiempo.
Las áreas de alta productividad no son necesariamente las más adecuadas para su conservación. La destrucción de la materia orgánica también se debe evitar. Reciclaje completo de carbono orgánico es retardado por cualquier cosa que limita el suministro de oxígeno elemental. Esto ocurre
10
Más favorablemente, ya sea en una de dos opciones: rápida tasa de deposición; y, los cuerpos de agua estratificados pobres en oxígeno con fondos anóxicos.
En primer lugar, la deposición rápida puede ser necesaria para mantener el material orgánico de ser destruido. En ambientes marinos oxigenados normales, algunos animales, como los gusanos poliquetos marinos, comen sedimentos para llegar a la materia orgánica que contiene. Si la deposición es lenta, los sedimentos del fondo se pueden comer muchas veces y más materia orgánica destruidos. Se ha observado frecuentemente que de esquisto que tienen un alto grado de bioturbación moteado por depósitos alimentadores también tiene contenidos orgánicos de bajo y son pobres rocas generadoras de petróleo.
Las bacterias en los sedimentos también podrán destruir la materia orgánica. Las bacterias aerobias utilizan oxígeno disuelto libre difundido desde que recubre el agua en las capas de sedimentos superiores para convertir la materia orgánica a dióxido de carbono y agua (figura 4). Descomposición aeróbica es un proceso altamente eficiente, y la mayoría de los restos de muertos
11
Fig. 4 Decadencia bacterial aeróbica.
12
CH₂O + O₂ →
CO₂ + H₂O
Donde el CH₂O representa todos los compuestos orgánicos
las plantas y los animales son destruidos por ella.
En lodos típicos marinos cercanos a la costa, la
descomposición aeróbica se produce justo en el
interfaz sedimento – agua, pero el oxígeno libre es
rápidamente utilizado hasta por debajo de la
superficie del sedimento.
Las bacterias anaerobias que reducen los nitratos
(figura 5) viven en los primeros centímetros debajo
de la superficie; bacterias reductoras de sulfato
(figura 5b) se producen durante los próximos 100
cm. Y a mayores profundidades las bacterias
anaerobias descomponen la materia orgánica a
través de la fermentación, formando materia
biogénica o gas de los pantanos. (figura 5c)
(Berner 1980).
Sin embargo, la mayor parte de esta acción
bacteriana que destruye la materia orgánica, tanto
aeróbico como anaeróbico, se produce dentro de
los superiores de 30 a 60 cm. De los sedimentos.
Bajo condiciones de deposición rápida, las
bacterias pueden actuar sólo por un corto tiempo,
y la descomposición es menos completa.
Preservación también se ve favorecida por la
estratificación destino, que produce agua del
fondo pobre en oxígeno. Esto ocurre
principalmente en algunos lagos y lagunas y en
13
Descomposición bacteriana anaeróbica. a) 5CH₂O + 4NO₃¯→2N₂ + 4HCO₃¯ +
a) la reducción del nitrato CO₂ + 3H₂O
b) la reducción del sulfato.
c) la fermentación.
b) 2CH₂O + SO₄⁼→H₂S + 2HCO₃¯
c) 2CH₂O + 2H₂O → CH₄ + 2H₂O + CO₂
14
Donde CH₂O representa todos los compuestos orgánicos.
mares poco profundos restringidas donde el agua fresca del
río entra en un cuerpo de agua salada densa.
Debido a la diferencia de destino, el menos denso de agua
dulce flota en agua de mar.
La mezcla de aguas se inhibe en gran medida entre las dos
capas.
El oxígeno producido a partir de la fotosíntesis, o disuelto en
el agua de la atmósfera, en la capa superior no puede circular
a la capa inferior.
Como resultado, en las aguas más profundas más densas
donde detritus orgánico ajuste lentamente a la parte inferior
sufre bio-oxidación, el suministro de oxígeno se utiliza
rápidamente hacia arriba y no puede ser sustituido.
Tanto las aguas del fondo y el sustrato se convertirá anóxico, y
los procesos normales por el que se oxida la materia orgánica
a la deriva hacia abajo desde arriba, se inhibirán.
La tasa de producción de materia orgánica en un entorno de
este tipo puede ser superior a la media, pero su tasa de
descomposición puede ser mucho más lento.
Estos ambientes oceánico anóxicos son incapaces de soportar
los animales que se alimentan de sedimentos y bacterias
aeróbicas que normalmente causan la destrucción más
orgánica.
15
En esta situación, sólo las bacterias presentes
serán anaerobios, que son mucho menos eficientes
en la destrucción de la materia orgánica de
aerobios.
El desglose incompleto de moléculas orgánicas por
bacterias anaerobias en realidad mejora la
transformación de la materia orgánica en petróleo.
La estratificación del agua y el agotamiento del
oxígeno son bien conocidos en el moderno Mar
Negro; (Deusar, 1971, Degens y Ross, 1974) y en el
Mar Muerto (Neev y Emery, 1967). Los lagos de
edad Eoceno como el de Utah, Colorado y
Wyoming, en la que se depositó la formación
arcillosa Green River Petróleo, se han interpretado
como los cuerpos de agua estratificados
estacionalmente que en una etapa posterior se
estratifican de forma permanente (figura 6).
Aguas profundas pobres en oxígeno y sustrato de
sedimentos estratificados producen no sólo en
lagos y mares interiores, sino también en amplios
estantes y planos donde la circulación puede ser
mínimo. En los océanos del mundo de hoy en día,
hay una zona de máximo oxígeno
.
16
Modelo esquemático de estratificado, en un lago sin oxígeno se muestra :
a) temprana, la estratificación estacional
b) permanente, la estratificación en etapa tardía (después de Hunt et, al, 1954;. reimpreso con el permiso de la AAPG)
17
PRIMERAS ESTAPAS DE DESARROLLO.
VERANO.
INVIERNO.
ETAPA SALINA O TARDE.
Destino permanente y la estratificación química.
18
el agotamiento a una profundidad de unos 200 metros,
con el oxígeno más abundante en las aguas superficiales
de poca profundidad y otra vez a niveles más profundos
(Figura 7). Un aumento global del nivel del mar podría
subir hasta zona anóxica suficiente para cubrir las
plataformas continentales ahogándolas. Un ejemplo
bien conocido de esto es el Cretácico llamado "evento
anóxico", que produjo generalizadas pizarras negras,
ricas en contenido orgánica en todo el mundo. Arthur y
Schlanger, (1979) han demostrado que la preservación
máxima de la materia orgánica fue coincidente con la
transgresión máxima de la mar a través de las
plataformas continentales de tiempo Cenomaniano
(Figura 8).
En ambientes continentales, la degradación de las
plantas terrestres es principalmente aeróbico. Se inicia
primero por hongos, tan pronto como, o incluso antes,
de la muerte de la planta. Este ataque hace que el
material sea más susceptible a la invasión bacteriana
posterior. Acumulaciones significativas de materia
orgánica
19
Fig. 7 Variación en el contenido de oxigeno con la profundidad en el océano moderno.
Oxígeno en el agua de mar (ml/l)
Superficie
Profundidad del agua (Km)
Fig. 8 La correlación de evento anóxico cretáceo con la transgresión el nivel del mar. Gráfico de la izquierda muestra el carbono orgánico medio en núcleos DSDP del Atlántico Norte (de Arthur y Schlanger, 1979, reimpreso con el permiso de la AAPG). El gráfico de la derecha muestra la curva del nivel del mar (de Vail et al, 1977;.. Reimpreso con el permiso de AAPG).
% en Peso de Carbono Orgánico Aumento del nivel del mar
Millones de Años Antes del Presente
20
solo se producirán en los lagos estratificados o pantanos de
carbón anaeróbicas.
Hay tres etapas importantes en la sepultura y la evolución de
la materia orgánica en hidrocarburos: la diagénesis,
categenesis y metagenesis. La diagénesis de la materia
orgánica comienza tan pronto como está enterrado
sedimentos. Sin embargo, el punto en el que termina la
diagénesis está sujeto a cómo se utiliza el término. Algunos
geólogos utilizan el término en un sentido restringido para
incluir sólo los procesos que se producen como sedimento
consolidado en roca sedimentaria. Otros amplían el ámbito de
la diagénesis de incluir todos los procesos que se extienden, y
mezcla imperceptiblemente, metamorfismo regional. En este
módulo, diagénesis se define sobre la base de la materia
orgánica, e incluye todos los cambios que se producen hasta
la etapa de generación de petróleo.
Lodos recién depositados son no consolidados y pueden
contener más de 80% de agua
Diagénesis de la Materia
Orgánica
21
en sus poros. Estos lodos compactan muy
rápidamente. La mayor parte de la porosidad se pierde
en los primeros 500 metros de la sepultura (Figura 9).
Después de eso, la compactación para formar
fangolitas o esquistos continúa mucho más
lentamente.
Cualquier materia orgánica dentro de estos esquistos
también está experimentando cambios complejos. El
punto de partida de estos cambios son los cuatro
principales grupos de compuestos orgánicos o
biopolímeros que son biológicamente sintetizados por
las plantas y los animales: los carbohidratos, las
proteínas; ligninas y lípidos. Los hidratos de carbono se
producen en ambos animales y plantas e incluyen
azúcares simples, como la glucosa, y sus polímeros
complejos, como la celulosa, el almidón y la quitina.
Las proteínas se encuentran en gran parte en los
animales y en menor medida las plantas. La lignina se
construye de anillos de carbono aromáticos de alto
peso molecular, y se produce sólo en las plantas
terrestres superiores. Los lípidos se encuentran en las
plantas y los animales. Son compuestos insolubles que
incluyen las grasas, aceites y ceras, y son los
principales materiales de base para la formación de
hidrocarburos líquidos.
22
Fig. 9 Profundidad frente a la curva de porosidad para lodos y lutitas.
Porosidad (%)
Profundidad (Km)Profundidad (Pies)
23
La figura 10 muestra cómo durante la diagénesis temprana, los
biopolímeros complejos se descomponen en moléculas más
simples y pequeñas, llamados geomonomers. Las proteínas son el
extremo menos estable y son seguidas, con el aumento de la
resistencia a la ruptura, por hidratos de carbono, lípidos y ligninas.
El más activo de los geomonomers entonces reaccionará
espontáneamente entre sí y polimeriza para producir,
geopolímeros complejos estables. A diferencia de los biopolímeros,
geopolímeros tienen una estructura aleatoria y por lo tanto son
resistentes a la biodegradación.
Estos cambios son provocados por primera vez por las bacterias y
los procesos químicos no biológicos, extremo posterior del craqueo
térmico. La transición a geopolímeros se produce durante un corto
período de tiempo geológicamente probablemente sólo unos pocos
cientos o miles de años. Con el aumento de entierro, la materia
orgánica pierde casi toda su nitrógeno, gran parte de su oxígeno y
azufre, y algunos de estos hidrógenos y carbono. La mayoría de los
heteroátomos se pierde en forma de moléculas pequeñas, tales
como CO2, NH3, N2, O2, H20, y H2S.
Fig.10 Transformación de biopolímeros (izquierda) en geomonómeros simples (derecha) (de Waples, 1981, reimpreso con el permiso de Burgess Publishing Co.)
24
El único hidrocarburo producido en cantidades medibles en esta etapa es el metano biogénico como un producto de la descomposición anaeróbica
El producto final de la diagénesis de la materia orgánica es kerógeno
kerógeno se define como el material orgánico en rocas sedimentarias que es insoluble en disolventes orgánicos. La insolubilidad de las moléculas de kerógeno se deriva de su gran tamaño molecular.
Es esta propiedad en lugar de las diferencias fundamentales en el arreglo químico que distingue kerógeno de la parte soluble de la materia orgánica llamada betún.
Bajo el kerógeno microscopio aparece como fragmentos orgánicos diseminados. Parte de este material está estructurado. Es reconocible como fragmentos de tejidos vegetales de esporas, algas y otras piezas con una organización biológica definida. Estos fragmentos estructurados plan de derivados se pueden agrupar en unidades biológicas distintas llamadas material. Material en kerógeno son equivalentes a los minerales en las rocas.
25
Tres grandes grupos de materiales son importantes: vitrinita, exinita y inertinita. Vitrinita es el tipo de material dominante en muchos kerógenos y es el componente principal de carbón. Se deriva casi en su totalidad a partir de tejido leñoso de las plantas terrestres superiores. Ya que se deriva de la lignina y es difícil de romper, vitrinita puede aparecer en casi cualquier ambiente de depósito, marino o no marinas, y es generalmente el tipo más abundante de partículas estructuradas.
Material de exinita se derivan principalmente de algas, esporas, polen y ceras de la cutícula de la hoja-. Altos porcentajes de exinita no son comunes, pero si está presente, por lo general implican lacustres o ambientes marinos poco profundos.
Material de inertinita provienen de varias fuentes que han sido extensamente oxidados antes de la deposición. Carbón vegetal, derivados de plantas leñosas, es el tipo reconocible importante. inertinita es generalmente26
Un componente menor del kerógeno y es abundante sólo cuando gran parte de la materia orgánica ha sido reciclado.
Además de los materiales estructurados, algunos de los componentes de kerógeno son amorfos. Partículas amorfas se han roto, así mecánicamente y / o químicamente alterado por bacterias y hongos que han sido borrados sus tipos de materiales originales y estructuras celulares.
Partículas amorfas no son materiales verdaderos sino productos de alteración, aunque el término "amorphinite" material de veces se ha aplicado a estos materiales.
Partículas amorfas representan probablemente el material fuente de hidrocarburos más atractivo de kerógeno. Debido a que se ha roto más químicamente, material amorfo.
Puede madurar al aceite a temperaturas significativamente más bajas que los materiales asociados.
También, un determinado volumen de material amorfo dará lugar a una mayor cantidad de hidrocarburos, ya que su volumen ha sido
27
Reducido y su densidad aumentó en comparación con los tipos estructurados.
Material amorfo tiene una representación excesiva de partículas derivadas del grupo exinita de materiales, porque este grupo está compuesto de partículas suaves con las moléculas menos complejas que se descomponen más fácilmente, más rápido y antes de lo que los tejidos más resistentes, leñosas del grupo vitrinita.
Una clasificación más detallada del carácter microscópico de partículas kerógeno figura en el Apéndice A.
Los materiales y partículas amorfas en kerógeno afectan su capacidad de generar hidrocarburos. Kerógenos-Oil propensos generalmente son de más del 65% exinite y partículas amorfas (figura 11). Kerógenos con 65% a 35% de los componentes de aceite propensos expulsarán de gas condensado en su mayoría y húmedo. Con menos del 35% de componentes de petróleo en decúbito prono, el kerógeno
28
Fig.11 tipos de petróleo generan a partir de kerógeno, basado en el análisis visual con microscopio de luz reflejada (después de Dow y O'Connor, 1982, reimpreso con el permiso de la Sociedad de Paleontólogos Económicos y mineralogistas
29
30
producirá gas seco si dominada por
vitrinita y será no reactivo y estéril si
dominada por inertinita. los kerógenos
aceite propensos pueden dividirse en dos
tipos. Tipo I, o kerógeno algas (figura 12),
es rico en los componentes de algas de
exinite, y se forma en cualquier lacustres
o marinos evironments. Kerógeno Tipo I
se deriva principalmente de lípidos y
tiende a producir crudos que son ricos en
Hidrocarburos saturados.
tipo II es kerógeno derivada de fuentes
marinas mixtas. sus partículas son en su
mayoría amorfo y el resultado de la
descomposición del fitoplancton,
zooplancton, y algunos animales
superiores. su naturaleza química es
intermedio entre los tipos I y III.
kerógenos tipo II tienden a producir
aceites nafténicos y aromáticos-ricos, y
con ellos se obtienen más gas que el tipo
I. Tipo III o kerógeno coaly, es rica en
maceral vitrinita, y por lo tanto tiene una
capacidad muy baja a partir de aceite.
que principalmente.
Tipo de kerogeno origen componentes orgánicosI algas algas marinas, lacustres,
Boghead entornos de carbóncomponentes principalmente de algas de axinite (alginato); algo de material amorfo derivado de algas
II marina mixta descomposición en la reducción de los entornos, la mayoría marina
partículas amorfas derivados principalmente de fitoplancton, zooplancton y organismos superiores; también algunos maceral de estos grupos
III coaly residuos de la vegetación continental (madera, esporas, cera de la cutícula de la hoja, resina, tejido de la planta)
en su mayoría la vitrinita; algunos exinite (no algas) y los productos de descomposición amorfos
IV inerte carbón fósil y otro material oxidado de la vegetación continental
sobre todo inertinita; algunos productos de descomposición amorfos
FIG.- 12 TIPOS DE KEROGENO, ORIGEN Y COMPONENTES ORGANICOS QUE LO CONSTITUYEN
31
32
33
genera gas seco. cualquier aceites generados a
partir de tipo III kerógenos son crudos parafínicos de
cera sobre todo derivados de su exinite y
componentes amorfos.
hay un cuarto tipo de kerógeno que es
extremadamente raro. que es rico en maceral
inertinita y produce rendimientos muy bajos
Hidrocarburos. inertinita es, como su nombre lo
indica, inerte y no tiene prácticamente ninguna
capacidad para generar, ya sea petróleo o gas
(figura II)
rocas sedimentarias suelen contener mezclas o los
tipos de kerógeno. muchos esquistos bituminosos
contienen tipo predominantemente I, los kerógenos
algas. carbones y algunos cercanos a la costa rocas
generadoras clásticas, tales como las que se
encuentran en los deltas, contienen principalmente
de tipo III, kerógeno coaly. en algunos casos, los
depósitos de carbón pueden ser contribuyentes
directos a acumulaciones significativas de gas
natural, como por ejemplo el carbón carboníferas del
mar del norte.
muchas rocas de origen marino tienen cualquiera de
los tipos i de algas o de tipo II kerógeno marina
mixta,
34
blanco tipo II más común. por ejemplo,
algunos de los excelentes rocas sourse de
Irán contendrá todo tipo I, kerógeno de algas,
mientras que las rocas generadoras
paleozoicos del Sahara de África del Norte
tienen el tipo II, kerógeno marina mixta.
mayor detalle en el carácter microscópico y
químico, evironment deposicional, y de
Hidrocarburos, el potencial de los cuatro tipos
kerógeno figura en el Apéndice B.
unidad II
cambios químicos con la maduración del
kerógeno
en la etapa de diagénesis, antes de la
generación de petróleo y gas, cada uno de
los tipos kerógeno tiene una química única
(figura 13).
esto es porque la composición kerógeno es
controlado por los tipos de macerales y los
biopolímeros originales de los que se formó
IR. esta variabilidad química de
Tipos kerógeno inmaduros y los cambios que ocurren cuando el petróleo se genera por lo general se presentan como parcelas del hidrógeno atómico proporción de carbono ( H / C ) contra el oxígeno a la proporción de carbono ( O / C ) .Este gráfico a menudo se llama una furgoneta Krevelen diagrama ( figura 14) .of particular importancia es la relación H / C , que disminuye rápidamente a medida que las moléculas ricas en hidrógeno están agrietados fuera como el petróleo o el gas . Recuerde que la mayor proporción posible orgánico ( H / C) es 4 , que se encuentra en el gas metano de hidrocarburos , la relación ( O / C ) ayuda a definir el origen kerógeno , pero la mayor parte del oxígeno se pierde en la diagénesis como CO2 y H2O y muy poco sobrevive a afectar el proceso de generación de petróleo .De los cuatro tipos de kerógeno , los tipo 1 kerógenos algas tienen las mayores proporciones atómicas H/C durante la diagénesis , inicialmente aproximadamente 1.65 . Tipo 2, 3 y 4 comienzan con H/C relaciones cada vez más bajos.
35
Como cualquiera de estos kerógenos se calientan , pueden llegar a la segunda etapa en el H/C y O/C proporciones de tipos kerógeno 1-4 y sus etapas en la evolución del petróleo . Flechas muestran caminos de evolución en increas en la madurez
A) O representa la formación de productos oxigenados (CO2 .H2O, NSO moléculas );p: formación de petróleo ;G:formación de gas (de van Gijzel , 1982 , reimpreso con el permiso de la sociedad de paleontólogos económicos y mineralogistas)
B) esto muestra las principales etapas de la evolución kerógeno y los productos generados (de Tissot y Welte , 1978 , reimpreso con el permiso de Springer-Verlag
36
Evolución de la materia orgánica, la etapa de catagénesis. Catagénesis se define como la etapa en que se genera el petróleo y el gas natural a partir del kerógeno. Ya que las moléculas de gas y petróleo tienen muy alta proporciones h / c , generación de petróleo hará que el h / c del kerógeno residual disminuya. En última instancia, todos los tipos de kerógeno se reunirán a lo largo de un camino común durante la última etapa en la evolución de la materia orgánica, la fase de matagenesis. Durante metagénesis, la generación de petróleo y gas directamente desde cesa kerógeno, pero todavía considerable gas metano pueden ser generados a partir de la alteración térmica de crudo generado previamente. el residuo kerógeno de esta etapa se acerca al estado de carbono puro , es decir , grafito.Ya que comienza con una H inferior / C ratio (figura 14) , tipo 2 kerógeno puede generar menos hidrocarburos que el tipo 1 , a pesar de que ambos son propensos aceite . De manera similar , Tipo 3 es menos significativo en el total.
37
Profundidad, temperatura y tiempo en la formación de petróleo
Cantidad de hidrocarburos que puede generar, y el tipo 4 es casi estéril.La generación de hidrocarburos puede estar relacionada con profundidades de enterramiento de rocas de origen, ya que la temperatura aumenta con un aumento de la profundidad. Las profundidades generación reales para particulares rocas generadoras dependerá del gradiente geotérmico locales, así como el tipo de kerógeno y la historia del entierro. Las profundidades indicadas en la figura 15 son profundidades medias, máximos y mínimos generaciónDurante la diagénesis y en profundidades muy someras, sólo el metano biogénico, o gas de los pantanos, se genera por la acción de bacterias anaeróbicas.Aproximadamente a una profundidad de 1 de 2 Kilómetros comienza la etapa catagénesis. La etapa temprana de catagénesis. Hasta una profundidad de unos 3 kilómetros, corresponde a la zona principio de la formación de aceite. Rocas generadoras enterradas dentro de este rango de profundidad se dice que están en " la ventana de petróleo"
38
Figura 15. Generación de petróleo en relación con normalita, máxima y profundidad minima de enterramiento.
39
Despues la catagenesis comienza a profundidades de 3 a 3.5 kilometros. Esta es la principal zona de formación de gas, y tanto el gas húmedo como el metano son producidos. Pero debajo de profundidades de 4 kilometros, la roca generadora llega a madurar. En este punto, la metagenesis comienza y solo produce gas metano.
La correlación de generación de petróleo a profundidades es principalmente una función del incremento de temperatura, y la grafica en la figura 15 puede también ser construida con temperatura como eje de ordenada (figura 16). Mayor generación de aceite no ocurre durante la roca generadora es calentada encima de aproximadamente 60°. Esos aceites a baja temperatura estos aceites bajos de temperaturas que se forman en profundidades más bajas tienden a ser pesados y ricos en COMPUESTOS NSO. Con temperatura incrementándose y grandes profundidades el aceite llega a ser mas ligero. La máxima generación de aceite ocurre a temperaturas cerca de los 100°. Encima de esta temperatura la generación de aceite comienza a declinar gradualmente y en forma condensados
40
41
La ventana de aceite se cierra, y la zona principal de generación de gas comienzan, en las temperaturas de aproximadamente 175°c. la generación directamente de kerogeno se detiene en aproximadamente 225°c, pero el metano todavía es generada del cracking de aceite antes formado en temperaturas hasta 315°c, el punto en el cual la roca generadora comienza a sufrir metamorfismo Regional, En aquellas temperaturas elevadas, sin embargo, pueden tambien reducir la porosidad que el gas generado en esta etapa no podría ser económicamente recuperable
un ejemplo de la progresión de maduración es encontrado en el oeste del Canadá occidental (figura 17). rocas generadras inmaduras están presentes en el este dentro de sedimentos bajos superiores cretáceos. esta produce gas seco con un alto contenido de N2. el entierro más profundo ha causado en el cretáceo devoniano rocas ricas en el gas del aceite y mojado. evans y staplin (1971) han estimado que los hidrocarburos mojados de gas y líquidos en el oeste del Canadá occidental fueron formados en la temperatura de 60 a 170°C
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cerca del margen occidental del baño, paleozoic rocas profundamente son enterrados y los gases dominantes producidos son el metano y el sulfuro de hidrógeno. las leyes de química nos dicen que la tarifa de una reacción es el funtion o tanto temperatura como tiempo. la figura 18 muestra el presente formacion la temperatura trazada contra la edad de varias rocas de la fuente. este gráfico ha sido construido usando datos de muchos estudios de caso reales, las temperaturas de formación son las más bajas, menos de 60 °, para viejos paleozoic rocas de la fuente, y el aumento a más de 150 ° para jóvenes cenozoic. la figura 19 compara la profundidad y la temperatura del principio de la ventana del aceite para varias rocas de la fuente de años diferentes.
una explicación de los datos mostrados en figuras 18 y 19 es aquel tiempo puede compensar la temperatura y la temperatura puede compensar durante el tiempo. rocas de la fuente siempre permanecían relativamente chulas puede tomar los cien millones de años o más
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Generar petróleo, mientras que las rocas generadoras jóvenes pueden generar hidrocarburos dentro de sólo unos pocos millones de años, si se somete a temperaturas suficientemente altas.
El efecto de la temperatura es exponencial, mientras que la de tiempo es lineal. En consecuencia, la temperatura suele jugar un papel más importante en la maduración de la roca que el tiempo. Antiguas rocas de origen paleozoico que nunca se han calentado por encima de 50°C no generará petróleo, no importa cuánto tiempo ha transcurrido. En contraste, el tiempo también juega un papel insignificante en la generación de petróleo a partir de rocas de origen jóvenes en las cuencas activos con altos gradientes térmicos.
Generación temprana de hidrocarburos se encuentra en un rápido enterramiento que se llevó a cabo un entierro rápido y donde los gradientes geotérmicos son relativamente altos. Ejemplos se encuentran en el Mioceno 46
– Plioceno camas de la zona del pacífico Circum, como los de Indonesia y California, y en zonas de rift de apertura, como el Golfo de Suez
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Aunque la generación de hidrocarburos puede tener lugar en un corto período de tiempo, esto no significa necesariamente que ocurre poco después de la deposición. Antiguas rocas de origen pueden permanecer en poco profundos, fresco, profundidades de un período muy largo y luego se cubre con la sedimentación de espesor en un corto período de tiempo, lo que resulta en la generación de petróleo tarde.
Un ejemplo es el Silúrico rocas generadoras del este de Argelia, que no generaron hidrocarburos hasta que fueron profundamente enterrados en el mesozoico
En las zonas de la plataforma, donde los índices de subsidencia son moderadamente, la generación también puede tener lugar de forma intermitente durante un largo intervalo de tiempo. Un ejemplo son las rocas generadoras del Jurásico de la cuenca de París, lo que generó hidrocarburos durante un período de cien millones de años como las rocas generadoras fueron enterrados progresivamente por Cretácico y sedimentos terciarios.
Una forma de modelar la independencia de la temperatura es el tiempo en el petróleo
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la maduración, cuando se aplica a una cuenca sedimentaria particular, ha sido ideado por Lopatin. Este método ha sido descrito en detalle por Waples, (1980)
paleotermometría
En las parcelas de la temperatura a lo de la edad de las rocas generadoras, la ausencia de aceites viejos en asociación con altas temperaturas parece curioso hasta que se tiene en cuenta que gran parte de los datos en que se basa la figura 18 es de presente día temperaturas de fondo de pozo, no de las paleotemperaturas . A menudo, el gradiente geotérmico fue mayor cuando una cuenca estaba activa de lo que es hoy. Es sumamente importante, por lo tanto, para ser capaz de medir la temperatura máxima a la que una roca fuente particular ha sido preparada por medio de paleotermómetros precisos.
Algunos métodos paleotermometría se basan en las propiedades físicas y químicas del propio kerógeno. Otros usan propiedades de las rocas.
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Un método emplea el esquema de Van Krevelen que se discutió en la Sección 4.4 (figura 14). Después de kerógeno se separa de su fuente de roca, su contenido de hidrógeno, carbono y oxígeno pueden ser analizados químicamente y se representaron como relaciones. Recuerde que para todo tipo de kerógeno se ha determinado a través de la microscopía, la progresión de la que kerógeno en particular a lo largo del camino de maduración se puede evaluar fácilmente.
El color de algunos de los maceral kerógeno también se puede utilizar como un paleothermometer. Las esporas y el polen comienzan como esencialmente incoloro. A medida que se calientan, cambian progresivamente a verdoso - amarillo, naranja, rojizo - marrón, marrón oscuro y finalmente negro. El color de estas maceral dentro de un kerógeno indica de forma muy precisa la temperatura más alta alcanzada la roca fuente
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Otro método se basa en la reflectividad de la vitrinita kerógeno.
Esto se mide por medio de un microscopio equipado con reflejando fotomultiplicador.
Cuando kerógeno se calienta, capas aromático-ricos dentro de la vitrinita se vuelven más ordenadas. Esto hace que la reflectividad, o sol, de la vitrinita a aumentar gradualmente. Petrólogos carbón han estado utilizando la reflectancia de la vitrinita durante años, con el fin de determinar el rango del carbón. Desde vitrinita es el tipo maceral más ampliamente dispersa en las rocas sedimentarias, este método es útil para los geólogos del petróleo también.
Un aumento lineal en la temperatura hace que la reflectividad de vitrinita para aumentar aproximadamente de manera exponencial, y las parcelas como una línea recta en papel semilogarítmico (figura 20).
En realidad, la reflectancia media por ciento, llama Rm, o a veces Ro, un promedio de varias mediciones
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Fig.20 exponencial aumento de reflectancia de la vitrinita media con un aumento lineal de la temperatura
se informa, debido a que la reflectancia del individua variará algo con el tipo de tejido de la planta y con la orientación del grano bajo el microscopio.
La generación de petróleo crudo se lleva a cabo para valores de Rm entre 0,6% y 1,2%. La generación de gas húmedo se produce sobre todo por Rm entre el 1,2% y el 2%, y la zona de generación de gas seco se encuentra entre los valores de Rm de 2% y 4%.
Los minerales que componen la roca fuente también pueden ser utilizados para determinar paleotemperatura. Algunas arcillas contienen un alto contenido de agua unida estructuralmente. Esto es particularmente cierto de las arcillas hinchables tales como montmorillonita.
Como esta arcilla se entierra en el aumento de las temperaturas, se deshidrata gradualmente, pierde sus capas de mezcla y se vuelve más ordenada. La pérdida sistemática de capas expandibles en arcillas expansivas se ha calibrado a la temperatura, por medio de diversas técnicas de difracción de rayos x.
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Eventualmente, la arcilla en capas mixtas y montmorillonita se transforman en otros tipos de arcilla, principalmente illita y clorita. Esto tiene lugar a aproximadamente la temperatura optima de la ventana de aceite (80-120 °).
La difracción de rayos X también puede ser usado para medir este cambio relacionado con la temperatura, a través de la mejora de la cristalinidad illita. Picos hechos por illita en los patrones de difracción de rayos X se agudizan, más estrecho y más simétrica cuando la temperatura aumenta. Varios métodos se han ideado para calibrar este con la temperatura (Weaver de 1960, y Kubler, 1968).
Es importante recordar que a diferencia de la diagénesis el kerógeno, que sólo se ve afectada por la temperatura y el tiempo, la diagénesis mineral de arcilla se ve afectada por otros factores, tales como la química de las aguas de poros. Por lo tanto, la calibración de paleotermómetros basado en diagénesis arcilla puede resultar en última instancia menos precisos que los métodos basados en kerógeno.
Aunque estos paleotermómetros son muy diferentes, que pueden estar correlacionadas entre sí, al rango de carbón, y para las temperaturas de generación de petróleo y gas. En el anexo C, una recopilación de algunos de estos métodos por Staplin (1982) es presente. Un cuadro de correlaciones muy completo para diversos indicadores de maduración de petróleo está dada por Heroux, Chagnon y Bertrand (1979). Su correlación incluye otros indicadores de maduración demasiado numerosos para discutir aquí, como la fluorescencia de exinite y resonancia de spin electrónico. Por lo general, al menos dos métodos diferentes paleotermometría deben utilizarse para evaluar la madurez de una roca fuente en particular.
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Esquisto bituminoso o lutitas bituminosas
Rocas de origen no siempre llegan a la madurez térmica necesaria para generar el petróleo o el gas, y así se mantienen llenas de kerógeno. Cuando ellos contienen cantidades apreciables de kerógeno, estas rocas de grano fino a menudo se llaman "esquistos bituminosos". Con estas rocas, el aceite está contenido dentro de la compleja estructura del propio kerógeno.
Este aceite puede ser producido sólo por calentamiento de la pizarra bituminosa en una atmósfera inerte hasta aproximadamente 500 ° C, proceso conocido como pirólisis. La pirólisis se puede considerar como la maduración instantánea. la definición real de un esquisto bituminoso es cualquier roca sedimentaria de grano fino que se obtiene el aceite durante la pirólisis. Sin embargo, la cantidad exacta de material orgánico necesario antes de una roca rica orgánica de grano fino se puede clasificar como una de un aceite de esquisto es arbitraria. Un valor de corte de 5% de contenido orgánico en peso ha sido determinado por la economía.
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Esquistos bituminosos contienen principalmente de tipo I o II kerógeno. Se encuentran en muchos lugares alrededor del mundo, en las rocas de diferentes edades. Contienen en su interior enormes reservas. Se han estimado las lutitas mundiales de petróleo para contener unos 4 billones de barriles de petróleo, sólo alrededor del 2% de los cuales es recuperable mediante la tecnología de hoy en día.
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Los depósitos de esquisto de petróleo más grandes y ricas del mundo incluyen las pizarras pérmicas Irati de Brasil, los depósitos en la edad del Cámbrico del norte de Europa y Asia, y en la edad del Eoceno Green River Formación del oeste de los Estados Unidos. Las lutitas del Devónico del este y centro de Estados Unidos también se pueden clasificar en ciertas áreas como una verdadera pizarra bituminosa pero ha sido explotado principalmente por su contenido de gas natural.
La Formación Río verde solo contiene un estimado de 2 billones de barriles de petróleo. Los esquistos bituminosos Green River no son verdaderos esquistos, pero margas Tipo I kerógeno-ricos, una especie de fina - granuloso depósito de carbonato. Estas margas se depositaron en las partes estancadas centrales de dos grandes lagos estacionalmente estratificadas que se desarrollaron en los flancos orientales de las Montañas Rocosas, en Wyoming, Colorado y Utah.
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The oil shale consists of varve-like couplets less than 1 mm thick that have alternately kerogen-rich and clay-rich layers. These varves are considered to be annual cycles, in which organic matter drifted down to anoxic lake bottoms during the dry summer months.
La pizarra de aceite consta de coplas Varva-como menos de 1 mm de espesor que tienen capas alternativamente kerógeno ricos y ricos en arcilla. Estos varves se consideran ciclos anuales, en que la materia orgánica se desvió hasta fondos anóxicos lago durante los meses de verano seco.
Turn to Questions 4.4 to 4.6
Vuelta a Preguntas 4.4 a 4.6
UNIT III
Unidad III
Migration processes.
In the first section of Unit I it was shown that in coarse-grained sediments, most organic matter was either winnowed away by wave and current-action, or destroyed in early diagénesis by
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deposit-feeders and bacterial oxidation. Yet today, with the important exception of the oil shales, we find hydrocarbons mainly in coarse-grained rocks. This comes about through migration, the complex processes involved in moving oil and gas from its fine-grained
Los procesos migratorios.
En la primera sección de la Unidad I, se demostró que en los sedimentos de grano grueso, más materia orgánica fue bien aventada lejos por las olas y la corriente de la acción, o destruido en la diagénesis temprana por depósitos alimentadores y la oxidación bacteriana. Sin embargo, hoy, con la importante excepción de los esquistos bituminosos, encontramos hidrocarburos principalmente en rocas de grano grueso. Esto se produce a través de la migración, los complejos procesos que intervienen en el petróleo y el gas que se mueve de su grano fino
The first problema is the small pore size of the source rocks. Figure 9 showed that muds compact very quickly in early diagenesis. By the time shales have been buried to depths of 2 kilometers, about where oil generation takes place, pore diameters are reduced to about 50 angstroms. Getting petroleum through such small openings is not easy, no matter what mechanism is involved. The compaction of the shale can cause pressure buildups, however, and this can produce a network of microfractures with larger diameters that the pores. Although these microfractures redeal upon the release of pressure, their presence has been reproduced experimentally (Lewan et. al., 1979) and has also been commonly revealed in lime muds by such techniques as cathode luminescence. Methane generation below depths of 3 or 4 kilometers can also increase pressure and cause microfracturing.
El primer problema es el pequeño tamaño de poro de las rocas generadoras. La Figura 9 muestra que los lodos compactan muy rápidamente en la diagénesis temprana. En el momento en esquistos han sido enterrados a profundidades de 2 kilometros, sobre las que la generación de aceite se lleva a cabo, diámetros de poros se reducen a unos 50 angstroms. Obtención de petróleo a través de tales aberturas pequeñas no es fácil, no importa qué mecanismo está implicado. La compactación de la pizarra puede causar acumulaciones de presión, sin embargo, y esto puede producir una red de microfracturas con diámetros más grandes que los poros. Aunque estos
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vuelven a sellar microfracturas sobre la liberación de la presión, su presencia se ha reproducido experimentalmente (Lewan et. Al., 1979) y también se ha puesto de manifiesto comúnmente en los lodos de cal mediante técnicas tales como la luminiscencia del cátodo. La generación de metano por debajo de profundidades de 3 o 4 kilometros también puede aumentar la presión y hacer que la microfractura.
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Fig.22 Primary and Secondary migration, showing the initial stage (I) and advance stage with formation of a petroleum accumulation (II) (from Tissot and Welte, 1978; reprinted with permission of Springer-Verlag).
Fig.22 Primaria y Secundaria de migración, que muestra la etapa inicial (I) y la etapa avanzada con la formación de una acumulación de petróleo (II) (de Tissot y Welte, 1978, reimpreso con el permiso de Springer-Verlag).
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Primary migration, however, is probably limited to distances of a few hundred meters at most, and it involves complex interactions between the free pore water, petroleum, and clay mineral surfaces that structure and loosely bind the wáter molecules adjacent to them (Barker, 1980). It is not at all certain what form the bitumen molecules take during their expulsión from the source rock, or the médium through which they travel. It is important to realize that the processes of oil migration and accumulation in traps are very inefficient. Generally less that 1% of the hydrocarbons generated in source rocks end up as accumulations in a reservoir, and the highest efficiency is probably not more than 10% (Hunt, 1977).
Migración primaria, sin embargo, probablemente se limita a distancias de unos pocos cientos de metros a lo sumo, y que implica interacciones complejas entre las superficies de agua, petróleo y minerales de arcilla poros gratuito que estructura y vagamente unir las moléculas de agua adyacentes a ellas (Barker, 1980 ). No es del todo seguro qué forma las moléculas de betún toman durante su expulsión de la roca madre, o el medio a través del cual viajan. Es importante darse cuenta de que los procesos de migración de aceite y la acumulación en las trampas son muy ineficientes. Generalmente menos que 1% de los hidrocarburos generados en rocas de origen terminan como acumulaciones en un depósito, y la más alta eficiencia es probablemente no más de 10% (Hunt, 1977).
Primary Migration
Primary migration may truly be described as one of the last great mysteries of petroleum geology. There are two major reasons for this: the small pore size within compacted shales, and the low solubility of hydrocarbons in water.
Primary Migration
Primary migration may truly be described as one of the last great mysteries of petroleum geology. There are two major reasons for this: the small pore size within compacted shales, and the low solubility of hydrocarbons in water.
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The first problema is the small pore size of the source rocks. Figure 9 showed that muds compact very quickly in early diagenesis. By the time shales have been buried to depths of 2 kilometers, about where oil generation takes place, pore diameters are reduced to about 50 angstroms. Getting petroleum through such small openings is not easy, no matter what mechanism is involved. The compaction of the shale can cause pressure buildups, however, and this can produce a network of microfractures with larger diameters that the pores. Although these microfractures redeal upon the release of pressure, their presence has been reproduced experimentally (Lewan et. al., 1979) and has also been commonly revealed in lime muds by such techniques as cathode luminescence. Methane generation below depths of 3 or 4 kilometers can also increase pressure and cause microfracturing.
El primer problema es el pequeño tamaño de poro de las rocas generadoras. La Figura 9 muestra que los lodos compactan muy rápidamente en la diagénesis temprana. En el momento en esquistos han sido enterrados a profundidades de 2 kilometros, sobre las que la generación de aceite se lleva a cabo, diámetros de poros se reducen a unos 50 angstroms. Obtención de petróleo a través de tales aberturas pequeñas no es fácil, no importa qué mecanismo está implicado. La compactación de la pizarra puede causar acumulaciones de presión, sin embargo, y esto puede producir una red de microfracturas con diámetros más grandes que los poros. Aunque estos vuelven a sellar microfracturas sobre la liberación de la presión, su presencia se ha reproducido experimentalmente (Lewan et. Al., 1979) y también se ha puesto de manifiesto comúnmente en los lodos de cal mediante técnicas tales como la luminiscencia del cátodo. La generación de metano por debajo de profundidades de 3 o 4 kilometros también puede aumentar la presión y hacer que la microfractura.
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El segundo problema principal de la migración primaria es la solubilidad baja de hidrocarburos en el agua. La mayor parte de modelos para la migración primaria implican procesos acuosos, ya que los poros de pizarras están llenos del agua. Si las moléculas de hidrocarburo pudieran viajar en la solución verdadera, nosotros fácilmente podríamos tratar con el problema del pequeño tamaño de poro. Sin embargo, la figura 23 muestra la solubilidad baja en el agua de dos grupos principales de hidrocarburos, las parafinas o alcanos y el aromático. De modo similar todos los hidrocarburos tienen solubilidades bajas en el agua, y esta disminución de solubilidades rápidamente con el aumento del tamaño molecular, como en la figura 23. La solubilidad de hidrocarburo realmente aumenta exponencialmente con la temperatura pero es todavía limpiamente insignificante debajo de una temperatura de 200°C. Esto es bien arriba las temperaturas de la ventana del aceite. La solución verdadera principalmente podría ser importante en la migración de un poco del ligero aromático, como el benceno, y las parafinas de gas natural.
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Las solubilidades de alkanés normal (Parafinas de n) e hidrocarburos aromáticos en el agua
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Incluso con tales solubilidades bajas, las cantidades comerciales de petróleo todavía podrían ser obtenidas si los volúmenes grandes del agua pudieran ser salidos con dificultad de la roca. En la temprana consolidación de fangos, sin embargo, la pérdida de agua de poro en gran parte ha sido completada por las profundidades y la temperatura de la ventana del aceite. Por lo tanto, cualquier idea simple del aceite y el gas siendo salido con dificultad de la roca de la fuente, con el agua de consolidación, no es realmente viable.
Sin embargo, hay otro modo de conseguir el aceite y el gas, con el agua, de la pizarra. En la discusión de paleotermómetros en la sección 1.6 fue observado que alguna agua adjunta a las moléculas de arcilla ellos mismos, en particular si la arcilla aumenta la arcilla como montmorillonita. Como una consecuencia, cuando fangos montmorillonite-ricos son enterrados, hay dos fases de emisión de agua una temprana fase cuando el agua de poro es emitida, y un segundo la fase bastante distinta,
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cuando montmorillonita cambia a illita (la figura 24).
la segunda fase comúnmente comienza cuando las temperaturas son sobre 80°C a 120°C, que tiene razón en medio de la ventana del aceite. No lo hace, entonces parece haber una relación empírica entre la deshidratación de arcilla y la formación de petróleo en muchas situaciones Sin embargo, algunas pizarras que son rocas de la fuente no son arregladas de arcillas sacadas de montmorillonita, y esta falta de pizarras esta segunda etapa de emisión de agua.
hay también dos caminos que la solubilidad de hidrocarburo en el agua puede ser realzada: por la formación de protopetroleum y por la formación de micelas. el primero de estos modelos sugiere que esto no sea los hidrocarburos de petróleo que se mudan de la roca de la fuente, pero precursores más solubles que NS0-contienen, como ácidos y alcohol (la figura 25). a menudo llaman a estos protopetroleum. Sin embargo el
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Fig. 24 Variación con la profundidad para la compactación de arcilla y agua deposición.
Fig. 25 Comparación de las altas solubilidades de ácidos y alcoholes en el agua (ppm) con la solubilidad baja de hidrocarburos de parafina. Las solubilidades se disminuyen con el aumento del peso molecular. Las parafinas son expresadas como R-H ácidos como la R-COOH y los alcoholes como la raíz química de lo cual las fórmulas de los miembros individuales de los tres grupos pueden ser sacadas.
La abundancia de estos compuestos en las rocas inmaduras, es baja. Además, hay problemas con conseguir los compuestos de solución a las gotas de forma en las camas del portador. Una segunda manera de aumentar la solubilidad es crear micelas. En micelas, moléculas orgánicas polares se orientan con su extremo buscan agua apuntando hacia fuera en el líquido del poro. Micelas pueden tomar cualquiera de dos formas básicas. Pueden ser pequeñas estructuras esféricas que pueden incorporar hidrocarburos en su superficie o más grandes, estructuras cilíndricas que acomodar hidrocarburos tanto en sus interiores y en su superficie. Estos agregados micela son básicamente de tamaño coloidal, ácidos jabones. Los principios por el cual se utilizan jabones para retocar solubilidad del aceite y aumentan la producción deberían estar familiarizados a los ingenieros de producción de petróleo. Sin embargo, nicelles se han observado sólo en pequeñas cantidades naturalmente, petróleo reservado.69
Tipos de micelas. Los círculos representan el fin (hidrofílico) agua-atractivo (después de Barker, 1962 Reimpreso con permiso de AAPG)
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Atractivo al Agua
Repelente al agua
Y en agua congénitas. Además la mayoría de las micelas de hidrocarburos sería mayores que 60 angstroms, demasiado grandes para pasar a través de los pequeños poros de las camas de la fuente de pizarra. El mismo problema surge postulado gotitas del aceite discreta moviéndose a través del agua de poro. las gotas son simplemente demasiado grandes para desplazarse por una normal, compactan esquisto. Sin embargo, algunas pizarras compactado bajo debido a la deposición rápida o con un muy alto contenido de agua se convierten en demasiado presionados. en la pizarra de sobrepresión, la acumulación de líquido poro provoca una leve separación de los granos minerales y es posible que las gotitas de aceite o micelas pueden migrar hacia fuera. También hay dos modelos deberíamos consider.the primer modelo implica la expulsión de gas de alta presión, que puede transportar moléculas de aceite con él en la solución. Este mecanismo se produciría principalmente en profundidades
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Enterrado en las rocas debajo de la ventana de petróleo, y podría ser importante sólo en condensado y migración de aceite muy ligero: el segundo modelo implica la migración a través de una red orgánica tridimensional continua. El kerógeno inmaduro contiene diminutas gotitas dispersas del petróleo. Bajo estreses físicos, el betún puede migrar a través de la red de kerógeno y camas de portador, sin entrar nunca en el agua de poro. Este proceso puede ser importante en pizarras negras, orgánicos ricos y algunos carbonatos, donde el kerógeno comúnmente se dispersa como coágulos irregulares y láminas. Por ejemplo, este mecanismo se ha invocado a cuenta para diques gruesas llena de betún que están asociadas con las redes de kerógeno de la pizarra de aceite de río verde (Jones, 1980). Pero en promedio con sólo 1% carbono orgánico total, es difícil ver cómo podría desarrollar una red de ese tipo. Es probable que no hay un modelo único que representa totalmente la migración
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De petróleo y gas de la roca de la fuente. La migración primaria probablemente involucra varios procesos actuando juntos y en secuencia. Lo más probable es las condiciones geológicas ya que tienen diferentes tipos expulsión puede ser un mecanismo importante en diagénesis tardía y Catagénesis temprana. Esto puede ser seguido por micro fracturas, expulsión de micelas y gotas. Y formación de redes orgánicas en condiciones de enterramiento de la ventana de aceite. Finalmente, enterramiento profundo y temperaturas más altas conducen a alta presión expulsión de gas y verdadera solución de moléculas de hidrocarburo ligero. Se invoca cualquier mecanismo, hay acuerdo general que migración primaria se produce poco después de que el petróleo se genera
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MIGRACION SECUNDARIA
La migración secundaria es mucho más entendible que la migración primaria. En la migración secundaria, petróleo se produce principalmente como gotas de aceite discretas que migran a través de un conducto humedecido de roca porosa, permeable, la humedad conductiva. Debido a que los diámetros de los poros, las gotas pueden ser acomodadas.
El proceso físico involucrado en la migración secundaria es bastante simple. Tres principales factores están involucrados: flotabilidad, presión capilar e hidrodinámica.
Con flotabilidad, gotas de aceite se mueven hacia arriba a través de las camas de soporte con una fuerza dependiente principalmente de la densidad entre el petróleo y la formación del agua. El proceso continuar hasta que la gota llegue a un espacio más pequeño que su diámetro. Además de movimiento puede ocurrir solo por deformación la gota y compresión entre el espacio poroso. La fuerza requerida para hacer esto es llamada presión capilar.
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Presión capilar se hace mayor cuando el diámetro del poro disminuye, hasta que la presión capilar se vuelve tan alta que la flotabilidad no puede superarla, y el entrampamiento de las gotas de aceite toma lugar.
Migración secundaria también será afectada cuando el flujo de agua del subsuelo crea gradientes hidrodinámicos. Los altos gradientes hidrodinámicos ayudan al flujo por flotabilidad (Figura 27a); gradientes descendientes oponen flujo por flotabilidad y pueden crear barreras hidrodinámicas a la migración (Figura 27b). En algunos casos, esas barreras hidrodinámicas, ya sea solos o en combinación con otros factores, podrían producir trampas. Este tema está cubierto en el Modulo GL 106 de esta serie.
La migración secundaria generalmente ocurre lo largo de la estratificación de la roca tubería (carrier bed) y por lo tanto, la migración lateral puede tener lugar en un amplio rango de distancias. Cortos rangos de migración es común donde el deposito esta in estrecha proximidad a su camas de origen, por ejemplo en arrecifes en el
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FIG. 27 Asistencia de gradientes hidrodinámicos (a) y oposición (b) flujo por flotabilidad. Diagramas muestran efecto del flujo del agua directamente a través de una zona barrera de la disminución de la permeabilidad y mayor desplazamiento de presión. In (a) fuerzas hidrodinámicas asisten flotabilidad y hacen posible que las gotas del petróleo se muevan dentro de pequeños poros de la zona barrera.
En (b) la influencia de la flotabilidad es disminuido por el flujo dinámico y el aceite es atrapado debajo de la zona barrera. (desde Geology of Petroleum por A.I. levorsen. Copyright 1979 por W.H. Freeman and Company. Todos los derechos reservados.)
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FIG. 28 Sección de transversal geológica en el área Hassi Messaoud, Argelia (por Balducchi y Pommier, 1970 reimpreso y con permiso de AAPG).
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flanco de profundidad, cuenca fangosa o en los cuerpos de arenisca encerradas por sus lutitas generadoras.
Sin embargo, la migración termina muy largas distancias pueden algunas veces ser demostrado. Un ejemplo de esto es Hassi Messaoud campo de Argelia (Figura 28). Aceite esta en yacimiento cámbrico de arenisca inmediatamente bajo una discordancia. La química del aceite muestra que tiene venir esquito Silurian. Sin embargo, paleozoico tardío levantamiento y erosión remueve todo pero la arenisca Cámbrica desde el área, y cualquier aceite genera desde Silurian esquito antes a ese tiempo habrían sido perdido. Desde la más cercana subcrop de esquito Silurian está a 40 kilómetros de distancia, el aceite a Hassi Messaoud debe tener una larga distancia de migración a lo largo de la superficie de discordancia después el entierro mesozoico.
Relativamente pequeños campos petroleros a menudo tienen un origen local y una corta distancia de migración. Sin embargo, campos petroleros gigantes tales…
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…como Hassi Messaoud, con reservas probables de 25 billones bbls (Boloucchi y Pommier, 1970), generalmente requiere una larga área de drenaje y un largo volumen de roca madre. Para producir los grandes depósitos de arena de Alberta, que se discutieron en GL 102, podría haber requerido una migración secundaria a distancias de arriba de 100 kilómetros.
Casi todas las migraciones laterales también tienen un componente vertical, usualmente hacia arriba. La caída de la roca tubería usualmente determina la medida del movimiento vertical, a menos fallas activas y sistemas de fracturas proporcionan una manera par que el aceite corte a través de capas. En algunas áreas de fallas graves, por ejemplo el sistema rift del golfo de Suez, migración de aceite vertical es probablemente dominante.
En la búsqueda del petróleo, es también importante recordar que la forma en que la inmersión en los estratos de hoy a veces puede ser engañosa. La cosa importante es el…..
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RESUMEN
Bajada de las camas del portador durante el tiempo de generación de petróleo (aceite) y migración. Lo que es la-pendiente hoy puede haber sido la abajo-pendiente entonces.
Este módulo ha delineado los procesos que conducen a la generación y migración de petróleo y gas.
El petróleo y gas evolucionaron de materia orgánica biológicamente sintetizada producida en la superficie de la tierra. La mayor parte de esta materia orgánica rápidamente se biodegrada y se recicla, pero las pequeñas cantidades se sepultan junto con el barro y se conservan. Los ambientes de deposición rápida o reducción de oxígeno en cuerpos acuáticos estratificados favorecen este proceso. Durante la diagénesis, esta materia orgánica evoluciona a querógeno.
Hay tres tipos principales de kerógeno, tipo 1, algas kerógeno, genera principalmente petróleo. kerógeno tipo 2, de origen marino mixto, también es propensa a aceite pero genera más gas que el de tipo 1.
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Vuelva a las preguntas 4.7 a 7.9
El tipo 3 o afloramientos kerogeno es derivado de las plantas leñosas y tiende a ser gas. Un cuarto tipo raro, derivado de compuestos orgánicos oxidados y reciclados, es estéril. Los tipos de kerogeno también se diferencian en la cantidad total de hidrocarburos que pueden generar, así como sus proporciones de petróleo (aceite) al gas. El tipo 1 genera la disposición de hidrocarburos, seguido con decreciente por los tipos 2, 3 y 4.
El Kerogeno debe ser calentado a determinadas temperaturas críticas en orden a partir del petróleo. La ventana de aceite se encuentra entre las temperaturas de 60 º c a 175ºc. A temperaturas más altas se genera gas metano, tanto desde el querógeno residual y de la rotura de las moléculas de hidrocarburos pesados. Los Métodos que miden el acuerdo alcanzado por las rocas generadoras utilizan propiedades, tales como kerógeno química, color de la espora, reflectancia de vitrinita y transformaciones de mineral de la arcilla. El tiempo también puede jugar un factor importante en procesos de la maduración.
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La Migración primaria sigue siendo un misterio. No parece que haya una respuesta simple al problema de cómo el petróleo y el gas se trasladan fuera de la roca fuente grano fino. Es probable que cualquiera de varios diversos mecanismos pueden actuar en diferentes etapas de maduración y en las rocas de origen diferente. Implica gotitas que se mueven a través del agua - espacios del poro llenos por medio de flotabilidad, presión capilar y fuerzas hidrodinámicas. Es probable que la migración ocurra muy pronto después de que el petróleo se genera.
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REFERENCIAS
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Lecturas Adicionales
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La sociedad de la Econ. Paleontólogos y mineralogistas, 1982, como evaluar maduración y paleotemperaturas, SEPM Curso Corto #7, 289 p.
Waples, D., 1981 geoquimica organica para los geólogos de exploración Burgess Co editorial., mineapolis, MN, 151 p.
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Preguntas
PREGUNTAS 4.1
Preguntas 4.2
A) que grupo de organismos es el contribuyente fundamental a la biomasa de los océanos?
B) Cuales son los dos factores principales que controlan la distribución de este grupo?
Cuales dos ambientes geológicos favorecen la preservación de la materia organica en los sedimentos de grano fino?
Preguntas 4.3
Coincidir con cada uno de estos tipos de partículas de kerógeno con las frases siguientes colocando la letra correcta en el espacio.
A. VitrinitaB. ExinitaC. InertinitaD. Partículas amorfas
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_____ se deriva de las esporas, polen, algas y ceras de la cutícula de la hoja. _____ no es estrictamente un grupo maceral.
_____ es el principal componente de kerógeno tipo III._____ consta de materia orgánica oxidada reciclada, como el carbón.
_____ es el principal componente del kerógeno tipo II._____ es estéril en términos de potencial de producción de hidrocarburos._____ es la partícula más resistente a la degradación química y física._____ es el tipo de partícula más común en el carbón.
Preguntas 4.4 En este gráfico, el nombre y el número de los cuatro tipos diferentes de kerógeno. También, el nombre y la etiqueta, en este gráfico, las tres etapas donde el kerógeno es inmaduro, donde se genera el petróleo y el gas, y donde es demasiado inmaduro.
Preguntas 4.5
Etiquetar en los espacios en blanco en gráfico
De generación de generación del petróleo con
Respecto a los tipos de petróleo, profundidad
media y la temperatura.
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Preguntas 4.6
A) Describir la litología del rio verde de la pizarra bituminosa de los estados unidos?
B) Cuál era el ambiente de depósito?
Preguntas 4.7
Como la migracion primaria difiere de la migracion secundaria?
Preguntas 4.8
Preguntas 4.9
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Cuáles son los dos principales obstáculos a superar en el desarrollo de modelos de la migracion primaria?
Cuáles son los tres factores que están involucrados principalmente en la migracion secundaria?
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Apéndice A
Tabla
.clasificación microscópica del kerógeno y asfaltos.
(de Down, WG, y D.I. O’connor,1982 , SEEPM curso corto #7, p. 170
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De carbono y el origen de la vida. han sido destruidas por la erosión y la pérdida de depósitos de la era geológica seguirá siendo encontrado en el Precámbrico, tanto en secuencias metamorfismo relativamente inalterados y en los sedimentos donde hay comunicación con camas de origen más jóvenes. el hecho de que gran parte de estos sedimentos son probados sugieren permanecen las grandes acumulaciones que se encuentran. Sin embargo, el geólogo debe reconocer las probabilidades de pozos secos son algo mayores que el promedio, por las razones ya mencionadas.
inventario de carbono en rocas sedimentarias. de carbono se realiza un ciclo a través de la biosfera por la fotosíntesis y la oxidación.
CO2---------------FOTOSINTESIS----------C-----------C----FOSILES
ATMOSFERA--------------DEGRADACION-OXIDACION
plantas fitoplancton utilice CO2 para formar el carbono de sus células, y los animales comen las plantas y liberan el exceso de carbono del exceso de carbono como de co2 organismos muertos son microbiológicamente o químicamente oxidan a CO2 fuera de este ciclo de aproximadamente 0,1 por ciento del carbono está enterrado con sedimentos (rither 1960) desde el comienzo de la vida alrededor de 1 parte en 11.000 de este 0.1 por ciento de carbono se ha convertido en un acumulación petróleo comercial que ha sobrevivido a la presente.
el carbón existe en rocas sedimentarias en dos formas: como reducir carbón, principalmente materia orgánica formada por procesos biológicos durante tiempo geológico. y como oxidado, carbón. Principalmente carbonato. la mesa 2-4 muestra la distribución de estas formas de carbón, en las tierras rocas sedimentarias (la caza 1972.1977a) la cantidad en rocas sedimentarias wats decidido por usando la masa de rocas en la corteza de earts como caculated por ronov y yaroshevsky (1969) y por usando datos orgánicos de carbón de la literatura general.
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la cantidad de materia orgánica conservada en sedimentos varía enormemente dependiendo la actividad biológica y el eviroment de deposición. en el desierto seco las áreas de continentes, prácticamente toda la materia orgánica es convertida al dióxido de carbono y el agua excepto la fortaleza los huesos de mamíferos y unos altos.
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LIPIDOS
el lípido therm es sacado de la palabra grek que quiere decir la grasa. los lípidos son sustancias biológicas insolubles en el agua, pero solubles en solventes gordos, como eter, cloroformo o benceno. los lípidos, enssential aceites, y pigmentos de planta son más similares al petróleo en la composición que son proteínas o hidratos de carbono. de hecho muchas estructuras químicas en estos grupos pueden ser reconocidas en el petróleo crudo.
el animal rápido que es sobre todo sólido en la temperatura ambiente es formado con ácidos grasos que contienen cadenas saturadas de parafina. mientras que los aceites líquidos de verduras han insaturado cadenas de olefina.
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Figure 7-28
.La alteración térmica de kerógeno implica reacciones desproporcionales de hidrógeno en la cual el kerógeno pierde hidrógeno para formar gasolina, gas húmedo y seco en la sucesión. El kerógeno hidrógeno-agotado se condensa y aromatiza a grafito de forma eventual107
Figure 7-49
Tabla de maduración orgánica Ro = reflectancia con objetivo de inmersión de aceite; CP1 = índice de preferencia de carbón. Datos de maduración son para un tipo de kerógeno mezcladas Eoceno. [Límites de maduración de Dow 1977a; Staplin 1969; Teichmuller 1974].
Entre el petróleo, gas y no generar kerógeno está en el contenido de hidrógeno. Kerógeno generadoras de petróleo tienen generalmente un 6 por ciento más de hidrógeno, generadoras de gas 3-5 por ciento y generar no menos de 3 por ciento. El hidrógeno de 3 por ciento corresponde a una reflectancia de vitrinita más allá de 3.5, que es
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La maduración de la materia orgánica en rocas sedimentarias de grano línea se resume en la figura 7-49. La gama de aceite, gas húmedo y la generación de gas seco en relación con la temperatura y la profundidad se muestran para un tipo de kerógeno mezcladas Eoceno. El aproximado oscila para indicadores de maduración como reflectancia de vitrinita el índice de alteración térmica (TA1), color de kerógeno y el carbón.
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III.7. GRAFICAS DE HISTORIA DE SEPULTAMIENTO Y CÁLCULO DEL ITT
La madurez de la materia orgánica y el tiempo geológico en el cual dicha materia pude haber generado hidrocarburos se puede determinar indirectamente a partir de la reconstrucción grafica de la historia de seplutamiento de una columna geológica actual y calculando un índice de tiempo y temperatura (ITT), propuesto por N.V. Lopatin en 1971 y modificado y popularizado por Waples en 1980.
La madurez de la materia orgánica puede alcanzarse si actúan en ellas altas temperaturas en un periodo de tiempo suficiente. Lopatin considero que la madurez depende del tiempo, esto es, la madurez se duplica al duplicarse también el tiempo de calentamiento a una temperatura constante.
La velocidad de una reacción efectuada entre 70 y 90 °C, con una energía de activación de 17000 cal/mol. Según la teoría de la relación reacción se duplicara en cada incremento de 10°C de temperatura. Para explicar este método se utilizara una columna geológica idealizada. Con el fin de hacer una reconstrucción de historia de sepultamiento más real (obteniendo un ITT más confiable, se infirió la presencia de un paquete de sedimentos)
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Figure 3-13
Hidrógeno a las proporciones atómicas carbono (H/C) se muestra como números a la derecha de las estructuras. Ratio disminuye con el aumento de ciclización y aromaticidad.
Benceno tiene 5:54. Los cocientes de H/C son 2.3 y, respectivamente. Como un hidrocarburo se convierte más compacto. Con anillos aromáticos condensados más teniendo menos hidrógeno; la relación H/C continúa bajando. Figura 3-13 muestra varias estructuras de hidrocarburos con sus proporciones H:C. Condensada anillos saturados, tales como el cicloparafinas decalin y colestano, tienen relaciones más bajas en comparación con un solo anillo. Los índices más bajos se presentan con anillos aromáticos condensados como antraceno, pireno y Coroneno. Por comparación, aceite típico, una asfalto, anuncio un carbón tienen valores de H/C de 1.85, 1.5 y 0.6 respectivamente.
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