Marzo

AAPG Bulletin, v. 88, no. 4 (April 2004), pp. 433–446:

INTREGRATION OF GEOLOGY, PETROPHYSICS, AND RESERVORIR ENGINEERING FOR CHARACTERIZATION OF CARBONATE RESERVOIRS THROUGH PICKETT PLOTS

 Autor: Roberto aguilera

 Resumen realizado por: Raúl Huaytan Minaya <raul.huaytan@pluspetrol.net>

 RESUMEN

El presente estudio trata de cómo la integración de datos geológicos representados por la definición de fabrica de rocas, la petrofísica representada por el crossplot porosidad vs resistividad verdadera y la ingenieria de reservorios representada por las unidades de flujo pueden integrarse para obtener una mejor caracterización de reservorios carbonaticos en reservorios que no cuentan con información de datos duros de corona.

El concepto de fábrica de rocas ha mostrado ser muy útil para la caracterización de reservorios carbonatados. Este estudio muestra que un pickett crossplott de porosidades interparticula vs resistividad verdadera (en algunos casos, resistividad aparente o resistividad verdadera afectada por una grupo de lutitas) puedes resultar en una línea recta para intervalos con fábrica de roca constante. La pendiente de la línea recta está relacionada con la constante del exponente de porosidad m, el exponente de saturación de agua n, y el tamaño de las partículas que forman la porosidad interparticula. Pendientes diferentes se obtienen para fábricas de rocas diferentes.

Las líneas de fábrica de rocas constantes son mostradas en un pickett plot, juntas con la saturación de agua, permeabilidad, velocidad de proceso k/Φ, curva de presión capilar, la apertura de la garganta poral r35 y rp35, la constante de Kozen (Fst2), y la altura sobre la tabla del agua libre. El reconocimiento de patrones, mientras se colocan todos los datos en forma consistente en un pickett plot, permite la determinación de unidades de flujo y una más rigurosa caracterización del reservorio carbonatico, que tienen una limitada cantidad de datos duros.

El uso de estas técnicas se ilustra con los datos de Formación Mission Canyon en el Campo Little Knife de Dakota de Norte.

Los pickett plots (1966, 1973) han sido reconocidos como muy útiles en la interpretación de registros. En donde un índice de resistividad, I, y la saturación de agua Sw, son calculados desde el crossplot Log-Log de porosidad Vs Resitividad verdadera.

Aguilera (1974, 1976)  demostró que los pickett plots pueden ser usados para evaluar reservorios naturalmente fracturados, en los cuales el valor del exponente de porosidad, m, mostro ser más pequeño que lo usual.

Aguilera (1990b)  muestra que un pickett plot resulta en una línea recta para intervalos con permeabilidad constante en saturación de agua irreductible

Martin et al (1997) uso el pickett plot como parte de un esquema para caracterizar unidades petrofísicas  de flujo en reservorios carbonatados con ejemplos de un grainstone dolomítico en el Knife field de Dakota del Norte, Sus datos son usados para ilustrar el método desarrollado en esta publicación.

Aguilera (2002) presento técnicas para incorporar la presión capilar, el radio de apertura de poro, la altura sobre la tabla de agua libre, y los valores de Wiland r35 en picket plots (Kolodzie, 1980).

”La permeabilidad y las propiedades capilares del espacio de la porosidad interparticula pueden estar relacionados con la porosidad interparticula y descripciones geológicas de tamaño de partícula y la clasificación  de las llamados fábricas de rocas (Jennings y Lucía, 2003, p. 215). Este documento muestra cómo construir líneas de constante fábrica de roca en un Pickett plot. En la Figura 1, se muestra un esquema donde Pc1 y Pc2 son presiones capilares constantes; h1 y h2 son alturas por encima de la tabla de agua libre; r1 y r2 son constantes radios de gargantas porales; (K/ⱷ)1 y (k/ⱷ)2 son procesos constantes o de velocidades de entrega; y λ1 y λ 2 son constantes de números de fábrica.  Los números de fábrica de roca están relacionados con el tamaño de las partículas en la roca.

La integración de fabrica de la roca, las categorías de las geometrías de los poros (intergranular, intercristalina, vuggy, fractura) según lo sugerido por Coalson et al. (1985), las clases de tamaño de poro (mega, rp35>10 um, la macro 2,5-10 um, meso 0,5-2,5 um, la micro 0,1-0,5 um, y nano 0,01-0,1 um), las constantes de Kozeny (Fst2), la presión capilar , la altura sobre la tabla de agua libre, y las líneas de velocidad constante de proceso, todo en un Pickett plot, permite la determinación de las unidades de flujo y una caracterización más rigurosa de los reservorios carbonatados fracturados.

DEFINICIONES

” Unidad de Flujo (o hidráulico)’ es una subdivisión del reservorio estratigráficamente continua que se caracteriza por un tipo de poro similar (Hartmann y Beaumont, 1999, p. 9-7).

” Puertos ” (puertas) son gargantas de poros, Martin et al. (1997). A semejanza que un poro se puede visualizar como una habitación con una o más puertas de diferentes formas en cada pared. El puerto es también un buen nombre corto para ” la garganta de poro ”.

” r35 ” se refiere al tamaño de las gargantas de poros al 35% de saturación en la fase no mojante tal como se determina a partir de pruebas de presión capilar mediante la inyección de mercurio. H. D. Winland de Amoco (Kolodzie, 1980).

” rp35 ” se refiere al tamaño de las gargantas de poros en el 35% de saturación de fase no mojante. Aguilera (2002) a partir de datos publicados por Kwon y Pickett (1975). Para los valores prácticos de aberturas de garganta de poros, proporciona resultados similares a r35. Esto es significativo porque las ecuaciones r35 y rp35 se desarrollaron de forma independiente a partir de diferentes conjuntos de datos.

” Proceso ” (o) ” la velocidad de entrega ” es la relación entre la permeabilidad y porosidad y está relacionado directamente a la apertura de la garganta de poro y es una indicación relativa de la rapidez con que los fluidos pueden moverse a través de medios porosos.

“Fábrica de rocas” se refiere a la descripción geológica de tamaño y el sorteo de partícula (Lucia, 1983, 1995). La distribución del tamaño de poro está relacionada a la fábrica de roca y a los controles de permeabilidad y la saturación.
” Constante de Kozeny (Fsτ2) ” se refiere al efecto combinado del factor de formación (forma) y tortuosidad.

” Altura por encima de la tabla de agua libre ” se refiere a la altura por encima del nivel en el que la presión capilar es igual a cero. Esto es diferente de contacto agua-Petróleo del ingeniero de producción que puede ser más alta que la tabla de agua libre.

” Exponente de porosidad m ” (o factor de cementación) en la ecuación de Archie (1942) puede ser un buen indicador de geometría del poro en la fábrica de roca..
” Coeficiente de reparticón v ” es igual a la porosidad de fractura (y/o porosidad de cavidades conectada) dividido por la porosidad total.

” Difusividad hidráulica ” es una parte importante de la ecuación de difusividad, que está en el corazón de los cálculos del  flujo de fluidos en poros medido por hidrogeólogos e ingenieros de reservorios. Es igual a la transmisibilidad (Khn/u) dividido por el almacenamiento (ⱷcthn). Debido a esto, la velocidad del proceso (k/ⱷ) es el parámetro petrofísico que mejor y más rigurosamente caracteriza en la actualidad una unidad hidráulica (flujo), aunque no tiene en cuenta la viscosidad (u) y la compresibilidad (Ct).

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FABRICA DE ROCAS CARBONATADAS

El trabajo de Lucía (1983, 1995) en las rocas carbonatadas constituye la base para la incorporación de la fábrica de rocas en el Pickett plot desarrolladas en este estudio.

La Figura 2 muestra un gráfico de porosidad vs. Permeabilidad en coordenadas log-log para varios grupos de tamaño de partícula en rocas sin cavidades uniformemente cementados publicadas originalmente por Lucia (1983, 1995). Existe una correlación razonable para partículas de tamaños promedio de >100, 20-100, y >20um.

La Figura 2 sugiere que, en condiciones favorables, es posible hacer una estimación de la permeabilidad basada en el conocimiento de la porosidad interparticula y del tamaño de partícula. Los datos recientes publicados por Jennings y Lucía (2003) proporcionan un tipo similar de grafico y los lleva a la generación de un número de fábrica de roca para diferentes clases petrofísicas de fábrica de roca.

La figura 4 muestra una línea recta en la correlación semilogarítmica entre el tamaño de partícula (dp) de la Figura 2 y el número de fábrica de roca (λ).

La importancia de λ reside en el hecho de que hay ”un tamaño de partícula continuo y sorteo de fábrica” (Jennings y Lucia, 2003, p. 218) en las rocas carbonatadas. Además, la fábrica y la porosidad entre partículas está relacionada con la permeabilidad y la apertura de garganta de poro (Jennings y Lucía, 2003). Estas relaciones permiten la generación de ecuaciones para colocar todas estas propiedades en un Pickett plot.

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PICKETT PLOT

El uso de Pickett plot para la caracterización petrofísica de unidades de flujo en reservorios carbonatados, fue documentado por Martin et al. (1997) y Aguilera y Aguilera (2002). Las ecuaciones básicas en la evaluación de la formación (Archie, 1942) se combinan en la forma propuesta por Pickett (1966) con la velocidad del proceso (Aguilera y Aguilera, 2002) y las ecuaciones de fábrica de rocas (Jennings y Lucía 2003). Para obtener:

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Donde a (λ) = a0 – a1ln (λ); b (λ) = b0 – b1ln (λ); y la constante a0 = 22.56;  a1 = 12,08; b0 = 8,671; y  b1 = 3.603.Estas constantes se aplican estrictamente a los datos que se muestran en la Figura 2. Para obtener mejores resultados, se recomienda preparar el plot usando núcleos del reservorio carbonatico estudiado,  para validar o cambiar las constantes según sea necesario.

CONSTANTE DE CARMAN – KOZENY

Estadísticamente, la parte plana de una curva de presión capilar está asociado con el tamaño promedio del puerto de flujo y corresponde aproximadamente con el valor de r35 (Hartmann y Beaumont, 1999, p. 9-21). El abertura de la garganta de poro de poro r35 proporciona aproximadamente los mismos resultados que rp35 para la mayoría de los casos de importancia práctica (Aguilera,2002). Al asumir que rp35 es aproximadamente igual al radio hidráulico promedio (rhm), es posible calcular la constante de Kozeny (Kozeny, 1927; Carman, 1937) a partir de la ecuación:

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La ecuación 2 indica que la constante de Kozeny (Fsτ2) es una función de la porosidad y la permeabilidad y, en consecuencia una función de rp35.

APLICACIÓN

Esta aplicación se ocupa de la formación Missión Canyon en el campo Litle Knife   de Dakota del Norte.  El Missión Canyon (Mississippiano inferior) es parte del Grupo Madison y se encuentra debajo de las calizas Lodgepole y sobre la Formación Charles. El Mission Canyon es una,  secuencia somerizante hacia el tope, de carbonato regresivo a secuencia de anhidrita depositado por un mar epirico poco profundo. La mayoría de los carbonatos, incluyendo el reservorio, son submareales. La formación se compone principalmente de calizas con intercalaciones de anhidritas y dolomías. Las capas fueron depositadas originalmente como lodos de carbonato en ambientes que van desde mar abierto a sabkha costero. Las capas que forman la parte inferior del reservorio se depositaron en un ambiente transicional abierto a marino restringido. Las capas que forman la parte superior del reservorio se depositaron en un ambiente marino restringido. Estas capas se transformaron en rocas porosas del reservorio por tres principales cambios diagenéticos:

(1) El reemplazamiento de fragmentos fósiles por anhidrita,

(2) dolomitization de lodo calcáreo

(3) completa  a parcial lixiviación de la anhidrita (Lindsay, 1982; Desch et al, 1984;. Lindsay y Kendall, 1985; de Heck et al, 2003).

La Figura 5 muestra las características clave del Mission Cayon, incluyendo. La presión capilar presentada en la Figura 5E puede coincidir razonablemente bien, utilizando la ecuación de Aguilera (2002) como se muestra en la Figura 6. La ecuación original, se muestra como una la línea punteada la Figura 6.

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Los triángulos de la Figura 6 representan una curva ajustada cambiando constante c5 de 19,5 a 16. Los datos de porosidad y permeabilidad de corona de la Figura 5D se pueden utilizar para la estimación de la apertura de garganta de poros rp35 usando la plantilla (Aguilera, 2003b) que se muestra en la Figura 7. La plantilla se basa en la ecuación (Aguilera y Aguilera, 2002) mostrado en la  parte superior de la gráfica. La plantilla para el cálculo de rp35 sigue el mismo formato utilizado por Martin et al. (1997) para el cálculo de r35.

Las figuras 8 y 9 muestran las gráficas que incorporan líneas de saturación de agua constante, la velocidad del proceso k/φ, presiones capilares, radio de garganta poral rp35, y la altura sobre la tabla de agua libre. Estas líneas se generaron con ecuaciones explicadas por Aguilera y Aguilera (2002).

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Un medio para trazar una línea de fábrica de roca constante es mediante el cálculo de dos valores de Rt a partir de la ecuación 1, en dos valores asumidos de porosidad y trazar una línea recta entre los dos puntos. Por ejemplo, en la figura 8, para un número de fábrica de roca (λ) de 1.5, una porosidad asumida de 1.0 calcula un Rt de 5.85 ohm m. Una porosidad de 0.03 calcula un Rt de 93,39. Estos puntos de porosidad y Rt están representados por triángulos en la Figura 8. La línea recta que une los triángulos corresponde a un número de fábrica de roca (λ) igual a 1.5. En la Figura 4, la línea recta corresponde con un tamaño partícula promedio de 100 um. El pozo Leo Klatt 03-19-48 probó inicialmente 485 barriles/día de petróleo. El pozo Kadrmas 1 fue probado en octubre de 1987. El pozo murió durante una prueba DST mientras se recupera sólo 2 L de petróleo y colchon de agua en 30 min. En el pozo Klatt (Figura 8), El pozo acumuló 979.000 STBO entre julio de 1977 y mayo de 1993., las unidades (hidráulica) de flujo 3, 4, y 6 tienen saturaciones de agua bajos, altos valores de la velocidad del proceso k/φ, y aberturas de gargantas porales razonables (rp). La unidad de unidad de flujo 4 muestra las mejores características, con velocidad de proceso (k/φ~7082, la porosidad es una fracción); compuesta por megapuertos (rp35 = 18.12 um, mayor que 10 um); tiene el número más pequeño de fabrica de roca (λ <1,5) y la más pequeña constante de Kozeny (Fst2 = 47.0). Para leer los valores de rp35 y Fst2 del Pickett plot, tomar la zona de interés, vaya paralela a la línea correspondiente de k/φ hasta alcanzar Sw = 65%, y lea el valor de garganta de poros garganta y Fst2 en ese punto. La unidad de flujo 6 es la segunda mejor zona. Muestra una velocidad de proceso, k / φ, de 712 md, la presencia de macroports (rp35 = 6.45 um, entre 2.5 y 10 um), un número de fabrica de rocas  aproximadamente 1.8, y una constante de Kozeny de 59.17. La siguiente mejor unidad de flujo es la zona 3. Se muestra una velocidad de proceso de aproximadamente 32 md, se caracteriza por mesoports (rp35 = 1.6 um, entre 0.5 y 2.5 um), y se nota una fábrica de roca de aproximadamente 2,0 y constante de Kozeny de 80.66.

Las otras zonas son pobres. Muestran las velocidades de proceso más bajas, los valores rp35 que corresponden principalmente a microports, saturaciones elevadas de agua, y los números de fábrica de roca de más de 2.5, que corresponden a las fábricas de roca dominadas por lodo dominadas (packstone y wakestones).

El pozo Kadrmas (Figura 9), que recuperó sólo 2 L de petróleo y colchon de agua durante una prueba DST, muestra todos los intervalos con saturaciones de agua muy altos y menores valores de velocidad de proceso que en el pozo Klatt. La abertura de garganta de poros al 35% saturación de mercurio (65% de saturación de agua) leer de los Pickett plots son más pequeños que en el pozo Klatt. Los números de fábrica de rocas (λ) y la constante de Kozeny (Fst2) son más grandes que en el pozo Klatt, lo que indicando características de reservorio pobre. El número de fábrica de roca (λ) es siempre mayor que 2.5, lo que indica que las zonas están compuestas de fábricas dominadas por lodo (packstone y wackestone) como es informado por Martin et al. (1997).

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La ventaja del método de reconocimiento de patrones presentado en este documento es que no tenemos que depender de un solo método. El Pickett plot es una herramienta ideal para integrar diversos métodos geológicos, petrofísicas y de ingeniería de reservorios y, como tal, proporciona un valioso vínculo entre las diversas disciplinas.Resumiendo, las evaluaciones integradas que se presentan en las figuras 8 y 9 ayuda a conciliar la geología (principalmente a través de la fábrica de roca) con la petrofísica (principalmente a través de Pickett plots) con el flujo de fluidos (principalmente a través de las unidades de flujo) y son de diagnóstico para la caracterización de un reservorio carbonatado y distinguir un buen pozo de un pozo seco. En este caso, el intervalo de la producción en el pozo bueno (Klatt) está por debajo de cierre estructural y forma parte de una trampa estratigráfica. El pozo malo (Kadrmas), buzamiento del pozo Klatt,  penetra microports que actúan como un sello.

EFECTO DE LAS CAVIDADES Y FRACTURAS

Si la contribución de las cavidades y fracturas es relativamente menor, el método presentado en este documento se puede seguir usando (siempre con cuidado). Por ejemplo, algunos núcleos de la aplicación Mission Canyon presentado aquí han demostrado una cantidad menor de fracturas con una dirección oeste-noroeste u orientación este-noreste. Las fracturas se propagan cortas distancias verticalmente  y lateralmente (Desch et al., 1984). En su interpretación original del pozo Kadrmas 1, Martin et al. (1997) indico que algunos de los núcleos eran fracturados. Estos datos calcularon mayores valores de r35 y se les dio un símbolo diferente en sus plots. De esta manera, podrían aislar las aberturas de gargantas porales de la porosidad entre partículas y todavía realizar un análisis completo de la matriz. Por lo tanto, un enfoque es utilizar el método considerando sólo los intervalos sin vugs y fracturas.

Un enfoque diferente tiene que ser utilizado si las cavidades (Vugs) y/o fracturas se extienden a través de todo el espesor siendo investigado por registros. En este caso, la preparación del Pickett plot requiere el conocimiento de la porosidad aislada de matriz (interparticulas) y la resistividad verdadera aislada de la matriz (Rtb). La porosidad de la matriz puede ser determinada a partir de un modelo de doble porosidad (Aguilera y Aguilera, 2003). Los valores de Rtb pueden calcularse utilizando el mismo modelo de porosidad dual basado en el conocimiento de la resistividad verdadera del sistema compuesto (Aguilera, 2003a).

El efecto de las fracturas en un Pickett plot de porosidad total (matriz más fracturas) vs. Resistividad verdadera del sistema compuesto (matriz más fracturas) es generar una curvatura hacia abajo en algunos casos (en vez de la línea recta habitual) para intervalos de constante saturación de agua como se muestra en la Figura 10. En este caso, el coeficiente de partición (v) es constante. El mismo tipo de plot usando una porosidad total hecha de matriz más cavidades (vugs) no conectadas también puede dar lugar a una curvatura cuando la relación vug porosidad (Vnc) es constante. Si la porosidad vug no conectada es constante (en lugar de ser constante Vnc), la curvatura iría en una dirección opuesta a la mostrada en la figura 10. Siempre que sea posible, es importante calibrar los modelos de doble porosidad con los datos de núcleo. Se requiere un modelo de la triple porosidad (Aguilera y Aguilera, en el presente) en aquellos casos en los que la matriz, fracturas y cavidades no conectadas están presentes en el mismo nivel.

CONCLUSIONES

  1. Un crossplot log-log de porosidad vs resistividad verdadera (en algunos casos, la resistividad aparente o resistividad afectada por un grupo de lutita) deberían dar lugar a una línea recta para intervalos con un número constante de fábrica de roca (λ).
  1. Además de fábrica de roca, es posible tener, en un Pickett plot, la saturación de agua, la presión capilar, la abertura de garganta de poro rp35, la constate Kozeny (Fst2), la permeabilidad, la velocidad de proceso (k /ⱷ), y la altura por encima de la tabla de agua libre. La integración de estas propiedades geológicas, petrofísicas y de ingeniería de reservorios permite la determinación de las unidades de flujo y una caracterización más rigurosa de los reservorios carbonatados. El método ayuda a conciliar la geología al flujo de fluidos.
  1. El método está dirigido a los yacimientos carbonatados heterogéneos con una cantidad limitada de datos duros. Sin embargo, los resultados más significativos se pueden obtener si las ecuaciones empíricas que se presentan en este estudio se calibran con núcleos.
  1. Aunque imperfecta, la integración de la geología (a través de las fabrica de rocas), petrofísica (vía Pickett plots), y la ingeniería de reservorios (a través de las unidades de flujo) nos ayudará a hacer un mejor trabajo con los reservorios carbonatados.

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DISCUSIÓN

Los reservorios carbonatados presentan diferentes tipos de porosidades intergranulares, intragranulares, vugs, por disolución de rellenos de fracturas, fracturas, intercristalinas, etc, los cuales pueden estar presentes a lo largo de todo el reservorio y/o conviviendo estos tipos de porosidades en un mismo intervalo, sería necesario verificar la aplicabilidad de las ecuaciones empíricas planteadas y/o como menciona el paper ajustar los coeficientes  con información de coronas de los reservorios carbonaticos a estudiar, sabiendo que las características de porosidad los reservorios carbonaticos son muy variables .

APLICABILIDAD

En todos los pozos que atravesaron reservorios carbonaticos con Sw de 100% y en pozos donde se probó hidrocarburos en reservorios carbonaticos para verificar la aplicabilidad de la metodología propuesta en este estudio. Ejm reservorio Copacabana – Camisea, Pucara, en la cuenca Huallaga.

AAPG Bulletin, v. 93, no. 3 (March 2009), pp. 341–356:

THREE COMMON SOURCE ROCK EVALUATION ERRORS MADE BY GEOLOGISTS DURING PROSPECT OR PLAY APPRAISALS

Harry Dembicki Jr.

AAPG Bulletin, v. 93, no. 3 (March 2009), pp. 341–356

Resumen realizado por: Sara Carolina Marquez Macedo <smarquez@pluspetrol.net>

Tres errores comunes realizados por los geólogos al momento de evaluar la roca madre durante la valoración de un prospecto o play.

RESUMEN

La evaluación de la roca madre consiste en valorizar el potencial generador de hidrocarburos de los sedimentos que la contienen, analizando su capacidad de generación, tipo de materia orgánica presente y tipo de hidrocarburos que podría generar, además se debe tener en cuenta la madurez termal de estos sedimentos y como influenció esto en la generación. De lo anterior, a menudo muchos geólogos realizan la evaluación de la roca madre de un play o prospecto exploratorio tomando en cuenta tres interrogantes principales: ¿Cuál es el contenido total de carbono orgánico (TOC)?, ¿Qué tipo de kerógeno se puede determinar mediante el análisis Rock-Eval? y ¿Qué grado de madurez indica la reflectancia de la vitrinita? Las respuestas a estas interrogantes si bien pueden aparentar ser fáciles de responder, algunas veces pueden proporcionar una falsa sensación de seguridad sobre la roca madre, llevando en algunas ocasiones a proposiciones erróneas como: “Si tengo altos valores de TOC, tengo una buena roca madre”, “El análisis Rock-Eval me dirá qué tipo de kerógeno tiene mi roca madre” o “El análisis de reflectancia de vitrinita me indicará si mi roca madre está generando hidrocarburos”. A continuación se definen estos tres conceptos erróneos frecuentemente realizados y se explica cómo podría llevar a los geocientistas por una evaluación incorrecta, además se recomienda algunas opciones para corregir estos errores.

El mito del TOC: “Si tengo altos valores de TOC, tengo una buena roca madre”

El TOC (medido en porcentaje en peso), indica el contenido total de materia orgánica presente en el sedimento (Ronov, 1958). Existen diversas clasificaciones para indicar la riqueza de la roca madre en función del TOC como la mostrada en la Tabla 1 (Peters, 1986). A pesar de los altos valores de TOC en una roca madre, no toda la materia orgánica es igual, algunos tipos de materia orgánica generan petróleo, otras generan gas y otras no generan nada, por lo que el análisis sólo de TOC no es un indicador de la cantidad de hidrocarburos que podría generar una roca madre.

Para que esta materia orgánica pueda generar hidrocarburos el carbono debe estar en asociación con el hidrógeno. Cuanto más hidrogeno este asociado con el carbono más hidrocarburos pueden ser generados, es así que se necesita identificar y cuantificar la cantidad de hidrógeno presente en la materia orgánica. La cantidad de hidrógeno puede ser obtenida directamente a través de análisis elementales (Durand & Monin, 1980), sin embargo estos métodos son difíciles de realizar ya que se necesita aislar el kerógeno de la roca previo al análisis, además que involucra mucho tiempo y son costosos; por ello comúnmente se utiliza el método indirecto fácil y poco costoso de pirolisis Rock-Eval para determinar la cantidad de hidrógeno. Este método estima la cantidad de hidrógeno mediante el índice S2, el cual indica la cantidad de hidrocarburos formados durante la descomposición termal del kerógeno. Mediante el análisis combinado de TOC y S2 se puede tener una idea de la cantidad de materia orgánica y la cantidad de hidrógeno asociado a ella, en la figura 1 se muestra un ejemplo para este caso, en ella se puede observar dos grupos con valores similares de TOC y grado de madurez equivalente, sin embargo el grupo con valores altos de S2 indican que este grupo tienen mejores rocas madres capaces de generar más hidrocarburos. Es importante tener en cuenta que cuando se hace este tipo de evaluaciones se debe tener en consideración el grado de madurez de las muestras, ya que a medida que la roca va generando y expulsando hidrocarburos, el TOC va disminuyendo, por lo que la cantidad de hidrógeno también disminuye resultando en un descenso del índice S2. Como ejemplo de este caso, en la figura 2, se observa que a medida que el grado de madurez aumenta, la cantidad de TOC va disminuyendo, lo que conlleva a tener cuidado al momento de condenar rocas sobremaduras ya que por su grado de madurez no se puede determinar su contenido orgánico original. Como conclusión se enfatiza que tanto el contenido de materia orgánica como el de hidrogeno debe ser considerado al momento de determinar la cantidad de hidrocarburos que podría generar una roca madre.

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El error del Rock- Eval: “El análisis Rock-Eval me dirá qué tipo de kerógeno tiene mi roca madre”

El tipo de hidrocarburo generado por una roca madre se determina por el tipo de kerógeno y la madurez termal de la roca. Se reconocen tres principales tipos de kerogeno presentes en la roca madre: Kerógeno Tipo I, alto H/C inicial y bajo O/C inicial, derivado principalmente de materia algal depositado en ambientes lacustres, productor generalmente de petróleo; Kerógeno Tipo II, moderadamente alto H/C inicial y moderado O/C inicial, derivado de materia orgánica autóctona depositada bajo condiciones reductoras en ambientes marinos, productor principalmente de petróleo nafténico; y Kerógeno Tipo III, bajo H/C inicial y alto O/C inicial, derivado de plantas terrestres y/o materia orgánica acuática depositada en ambientes oxidantes, productor principalmente de gas (Tissot et al.,1974).

Además de los tres tipos de kerógeno mencionados, se han definido otros tipos, los más conocidos son el Tipo IIS y el Tipo IV, el primero está caracterizado por alto H/C inicial y bajo O/C inicial el cual es derivado de materia orgánica autóctona depositado bajo condiciones reductoras altas en ambientes marinos en el cual el azufre (8-14% peso) sustituye al oxígeno en la estructura del kerógeno lo que resulta en la generación de petróleo nafténico con alto contenido de azufre (Orr, 1986). El segundo tipo (Tipo IV) es el producto de alteración y/o oxidación de la materia orgánica en el ambiente de sedimentación lo cual viene a ser esencialmente inerte incapaz de generar hidrocarburos (Tissot & Welte, 1984). Esta clasificación de kerógeno está basada en los radios atómicos H/C – O/C obtenidos mediante análisis elementales los cuales son graficados en el diagrama Van Krevelen el cual demuestra los cambios composicionales de cada tipo de kerógeno con respecto a la madurez. Estos radios atómicos son equivalentes a los índices obtenidos mediante Rock-Eval pirolisis, siendo H/C equivalente a HI (índice de hidrógeno) y O/C equivalente a OI (índice de oxígeno) (Espitalie et al., 1977a; Peters, 1986; Baskin, 1997). Los valores de HI y OI son ploteados en el pseudo diagrama de Van Krevelen para identificar el tipo de kerógeno asociado tal como se muestra en la figura 3.

Pocas rocas madres contienen un sólo tipo de kerógeno, siendo predominantes los tipos de kerógeno mixtos. A menudo se puede encontrar combinaciones de dos o más tipos de kerógeno como por ejemplo Tipo I o II con Tipo III (caso 1) o Tipo I, II o III con Tipo IV (caso 2) siendo en ocasiones difíciles de interpretar en los diagramas de Van Krevelen. A manera de ilustración y para ejemplificar los casos anteriormente mencionados, se elaboraron diagramas modificados de Van Krevelen para cada uno de los casos, en el cual se asignaron para cada tipo de kerógeno valores representativos máximos de HI y OI, luego para cada combinación binaria se simulo al 25% de incremento. En el primer caso (Figura 4) a pesar que la combinación Tipo II-III aparenta representar los tipos de kerógeno presentes, esto no ocurre en la combinación Tipo I-III, llegando a ser algo confusa, ya que cuando el 25% de Tipo III se combina con el Tipo I, la roca aparenta contener kerógeno Tipo II en vez de representar una combinación de Tipo I y III, así en cuanto mas kerógeno Tipo III es añadido la roca podría ser interpretada como una de Tipo II-III en vez de Tipo I-III y debido a que el kerogeno Tipo I es comúnmente de origen lacustrino y el Tipo II es marino, esta confusión podría conducir a una conclusión errónea en la interpretación del medio depositacional de la roca madre así como la idea capacidad de generación de hidrocarburos.

Otro factor que influye en la determinación del tipo de kerogeno mediante Rock-Eval, es la matriz mineral de la roca. En sedimentos con bajo TOC (< 2.0%), la retención de hidrocarburos en granos de minerales puede resultar en una reducción significativa de HI, además la descomposición termal de pequeñas cantidades de minerales carbonaticos durante el análisis Rock-Eval, puede contribuir a la formación de CO2 y por lo tanto el incremento de OI en sedimentos de bajo contenido de TOC.

Debido a la mixtura de tipos de kerogeno y los efectos de la matriz mineral de la roca madre, el análisis Rock-Eval es por si sólo inadecuado para determinar el o los tipos de kerogeno presentes y por lo tanto el tipo de hidrocarburo que podría generar la roca fuente. Otro método de determinación del tipo de kerógeno es la descripción visual del kerógeno, sin embargo esta técnica tuvo dificultades al momento de distinguir entre materia orgánica rica y/o pobre en hidrógeno por lo que su uso ha sido desplazado.

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Una buena solución al momento de interpretar el tipo de kerogeno presente en la roca madre es mediante estudios suplementarios como la pirolisis de cromatografía de gases (PGC). Este método en comparación al Rock-Eval difiere en que el pico S2 es recolectado y analizado por cromatografía de gases, este análisis del pico S2 brinda información sobre la calidad y cantidad química de los productos de descomposición termal del kerogeno, lo que provee un indicador directo del tipo de kerogeno y tipos de hidrocarburos que pueden ser generados durante el proceso de madurez. En la figura 5, se muestra un ejemplo de determinación de tipo de kerogeno mediante el análisis PGC a muestras inmaduras (Ro < 0.6%) de rocas de kerógenos Tipo I (Green River shale-Green River basin), Tipo II (arcillas Kimmeridge de Dorset, Inglaterra) y Tipo III (Sedimentos deltaicos, Sureste de Asia). La cromatografía de gases muestra para el caso de kerogeno Tipo I y II, productos que se extienden hasta compuestos de alto peso molecular, mientras que para el caso del kerogeno Tipo III, los productos de la pirolisis se confinan al extremo del cromatograma de bajo peso molecular (< C10). Así, altas concentraciones de compuestos > C15 son característicos de kerógenos tipo I y II, mientras que en caso del tipo III, la mayoría de los productos están en la fracción < C10. De igual manera en caso de combinación de tipos de kerogeno, los resultados de PGC producen cromatogramas intermedios entre los tipos de kerógenos (Figura 6). De lo resumido, para realizar la evaluación del tipo de kerogeno es necesario además del análisis Rock-Eval de las muestras, datos geoquímicos adicionales como PGC e información de ambiente depositacional de la roca fuente.

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La deficiencia de la reflectancia de la vitrinita: “El análisis de reflectancia de vitrinita me indicara si mi roca madre está generando hidrocarburos”

La vitrinita es un tipo de maceral formado por materia húmica derivado de las paredes celulares de la celulosa de la lignina en plantas superiores. La reflectancia de la vitrinita fue observada en el laboratorio por primera vez en los carbones con el incremento del tiempo y temperatura. Una vez reconocida como componente en los kerógenos, la reflectancia de la vitrinita ha sido relacionada con la historia de generación de hidrocarburos de los sedimentos.

La reflectancia de la vitrinita es medida comúnmente en poblaciones de partículas orientadas al azar en un concentrado de kerogeno, por cada partícula se calcula un valor medio expresado en % de reflectancia bajo inmersión de petróleo (%Ro). Para su clasificación se cuentan con interpretaciones estándares de los estadios de generación de hidrocarburos de una roca madre (Tabla 2).

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Para evaluar este parámetro de madurez la figura 7, muestra un ejemplo de reflectancia de vitrinita vs la profundidad. Basados en la curva de madurez, se sugiere que el tope de la ventana de petróleo (0.6%Ro) se encuentra aproximadamente a 8000 pies, el pico de generación de petróleo (0.9 %Ro) está aproximadamente a 11000 pies, mientras que el fin de la ventana de petróleo (1.35%Ro), se encuentra a 14000 pies aproximadamente. Pero será esta curva realmente la que representa el tren de madurez termal actual o existen otras circunstancias geológicas que puedan alterar la interpretación? La forma de interpretar el tren de madurez propiamente es mediante la historia de enterramiento de los sedimentos (e.g., Katz et al.,1988; Law et al., 1989). Como ejemplo en la figura 8A, si hubo una sedimentación continua desde la depositación hasta el presente sin mayores cambios en el flujo de calor, el tren de reflectancia de vitrinita indica la madurez actual. Sin embargo si existe un evento de discordancia como lo mostrado en la figura 8B, el tren de reflectancia de vitrinita indica el mayor nivel de madurez alcanzado previo al levantamiento y erosión, la profundidad del tope de la ventana de generación en este caso tienen que ser ajustada para el sedimento perdido.

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La reflectancia de la vitrinita puede indicar si la generación de hidrocarburos es posible y que tipo de hidrocarburo podría ser generado, pero no puede indicar directamente cuando inicio la generación o la cantidad de hidrocarburo generado. Sin embargo se puede hacer algunas observaciones sobre el potencial de generación utilizando la historia de enterramiento.

En conclusión la reflectancia de la vitrinita es un indicador del tiempo acumulado y la historia de temperatura de los sedimentos, también puede indicar si la generación podría haber ocurrido y sugiere el tipo de hidrocarburo que podría haber sido formado. Inferencias de madurez de la reflectancia de la vitrinita pueden ayudar a identificar cual rocas generadoras son potenciales contribuidoras para el sistema petrolero, además la reflectancia de la vitrinita puede ser utilizada en modelado de cuencas para calibrar el modelo termal de la cuenca.

Para entender y conocer lo relacionado a la generación y expulsión de hidrocarburos es necesario indicadores geoquímicos directos además de un modelamiento de cuenca, sin embargo es importante resaltar que el modelado son recreaciones de lo que podría haber ocurrido en una cuenca, nunca representaran lo que realmente paso y lo que es a lo mucho se puede obtener una aproximación de lo que podría haber ocurrido. Además se puede obtener más de un escenario con resultados similares.

DISCUSION

El objetivo principal del paper está enfocado en dar a conocer y entender  los principales “errores conceptuales” que se suelen dar  al momento de realizar la evaluación de la roca madre en un play o prospecto exploratorio. Uno de los principales puntos de discusión radica en la determinación del tipo de kerógeno. La evaluación de ella, se realiza a menudo mediante información de pirólisis obtenida mediante el Rock-Eval, los cuales son ploteados en el diagrama de Van Krevelen para determinar el tipo de kerógeno asociado a la roca madre, tal como se explica en el texto, este método debe ser utilizado en conjunto con otros parámetros de evaluación ya que por si solo puede crear dificultades al momento de interpretar el tipo de kerógeno, debido a que la mayoría de las rocas generadoras contienen dos o más tipos de kerógenos asociados. Es por ello que se recomienda realizar otras técnicas como la descripción óptica del kerógeno y otros estudios especiales como cromatografía de gases (PGC), esta ultima herramienta es muy útil ya que permite determinar de forma cualitativa y cuantitativa los productos de descomposición termal del kerógeno directamente. Otras herramientas utilizadas para el análisis de roca madre y que no se han mencionado en el paper incluyen el análisis de fósiles químicos o biomarcadores. Estos compuestos son analizados usando cromatografía de gases acoplada a un espectrómetro de masas. Mediante estos análisis a los extractos de bitumen de la roca, se pueden establecer relaciones de los componentes orgánicos que pueden dar indicativos de tipo de materia orgánica, ambiente de depositación, madurez, litología, biodegradación y otros.

APLICABILIDAD

La mayor parte de los estudios de roca generadora han sido evaluados siguiendo los tres principales fundamentos de caracterización geoquímica: cantidad de materia orgánica (TOC), calidad de materia orgánica (tipo de kerógeno) y grado de madurez, llegando en algunos casos a caer en algunos conceptos erróneos como los planteados en el presente resumen, motivo por el cual se debe hacer una reevaluación de las metodologías utilizadas para la evaluación de la roca madre, además introducir otros factores importantes en la evaluación como lo son la extensión del área que abarca la roca madre y la determinación del espesor efectivo, lo que permitirá realizar un cálculo aproximado del volumen de hidrocarburo generado. Además una correcta evaluación de roca madre permitirá realizar mejores ajustes al momento de realizar un modelado de cuencas. Desde el punto de vista académico el paper presentado da un enfoque claro y de fácil entendimiento para estudiantes o profesionales que están introduciéndose en el tema de roca madre y modelado de sistemas petrolíferos.

Harry Dembicki Jr.