METODO DE LOPATIN
STEFANIA CABRERA GUTIERREZ 2008275735 LISA DIANET DIANETH H GARCIA PANT PANTOJA OJA 2008275531
TRABAJO PRESENTADO EN LA ASIGNATURA SEDIMENTOLOGIA SEDIMENTOLOG IA Y GEOLOGIA DEL PETRO PETROLEO LEO CODIGO: BEINPE22-109757 PROFESOR: JORGE ARTU ARTURO RO CA C AMA MARGO RGO PUERTO PUERT O
UNIVERSIDAD UNIVERSIDAD SURCOLOMB SURCO LOMBIA IANA NA FACULT FACULTA AD DE INGENIERIA ING ENIERIA PROGRAMA PETROLEOS NEIVA OCTUBRE DE 2011
INTRODUCCION En la geología del petróleo comprender y analizar los diferentes modelos geoquímicos del subsuelo, y lograr la identificación identificación de las edades de generación, e identificar la evolución evolución térmica de una cuenca dada permite comprender los mecanismos actuantes durante las etapas de generación generación y expulsión de los hidrocarburos en una una roca madre, del mismo modo los principios físicos que la rigen. Por lo que se requiere adquirir conocimientos necesarios para la aplicación de los métodos de evaluación de reservorios y de prospección geoquímica, detallando con gran interés la investigación de estas metodologías que revelan los lugares más probables en donde se han dado las condiciones propicias, simultáneas e independientes de tiempo y temperatura para la generación y preservación de hidrocarburos. La metodología publicada por el ruso N.V. Lopatin en donde englobaba los factores de tiempo y temperatura, en el llamado índice de tiempo y temperatura o índice de madurez térmica- ITT, permitió cuantificar el grado de maduración térmica de la materia orgánica en un modelo débil y criticado, el cual tiene méritos como una idea básica, por lo cual se llegó a hablar del método de Lopatin perfeccionado por Waples quien establecia el tiempo y por tanto la ventana de de generacion de hidrocarburos. Para la aplicación del método de Lopattin, es necesario reconstruir la historia geológica del pozo en cuestión, encontrando la profundidad de enterramiento, la edad geológica y estableciendo el gradiente gradiente geotérmico a través del tiempo geológico; geológico; también tam bién se requiere requiere las condiciones de entrada del extracto u horizonte más antiguo, las cuales sirven de base para calcular la madurez de este horizonte a través del tiempo y todos los horizontes subsecuentes en el intervalo de tiempo establecido. El método genera una gráfica que muestra el proceso de maduración del hidrocarburo a través del tiempo geológico, a profundidades y temperaturas establecidas; señalando claramente donde y cuando se localizan los índices de maduración térmica. De acuerdo a los resultados obtenidos es posible determinar el inicio de la generación de hidrocarburos, también se puede calcular el tiempo de generación del gas, la máxima generación de petróleo y la destrucción de los hidrocarburos líquidos.
1. CONCEPTOS EL SISTEMA PETROLERO
La Tierra es un gran Laboratorio natural donde se desarrolla la vida y la materia orgánica y el terreno que la contiene evolucionan por la energía del sol y la energía interna del planeta.
GENERACIÓN Y ACUMULACIÓN DE HIDROCARBUROS
FACTORES PARA LA GENERACIÓN Y ACUMULACIÓN DE HIDROCARBUROS
Cuenca Sedimentaria Roca generadora Migración Reservorio Sello Trampa
CUENCA SEDIMENTARIACUENCA SEDIMENTARIA Es una cubeta rellena de sedimentos, donde se pueden generar los hidrocarburos. El tamaño puede alcanzar decenas de miles de km2, con espesores de 6.000 ó7.000 metros. Están rodeadas por basamento (rocas viejasy duras).
ROCA GENERADORA Es la roca donde se acumula la materia orgánica proveniente de animalesy vegetales que quedaron incorporados al fango del fondo de mares y lagos. Durante millones de años en ausencia de oxígeno y sometida a presión y temperatura, la materia orgánica se transforma y descompone en compuestos orgánicos mássimples (hidrocarburos).
MIGRACION Es el proceso de traslado de los hidrocarburos desde la roca madre a otras zonas más superficiales. La roca generadora al encontrarse sometida a alta presión y temperatura por su profundidad, permite que los hidrocarburos sean expulsados a zonas menos profundas, mediante fisuras o espacios existentes entre los granos de arena.
RESERVORIO Reservorio es la roca que puede contener petróleo y/o gas en espacios vacíos dentro de la misma, denominados poros (similar a una esponja que contiene líquidos).Propiedades: •Porosidad •Permeabilidad •Saturación
SELLO El sello es un nivel rocoso impermeable a los fluidos (líquidos y gaseosos). Se encuentra por arriba de la roca reservorio y no permite la fuga o migración de los fluidos existentes en la roca reservorio. Crea condiciones para la formación de un yacimiento.
TRAMPA Estructura o medio rocoso que permite que los fluídos se “almacenen” y concentren en una zona. Pueden ser de tipo estructural, estratigráfico o mixto. Para que se forme un yacimiento tiene que existir una estructura.
SOTERRAMIENTO DE LA DE ROCA MADRE Espesor de soterramiento de la roca madre y variaciones por erosion, subsidencia, etc. A través del tiempo, que inciden en forma acumulativa en la maduración.
POTENCIAL OLEOGENÉTICO Y CONDICIONES DE SOTERRAMIENTO Materia Orgánica con alto Potencial Generador de HC Condiciones de sedimentación adecuadas: Sedimentos finos: lutitas y pelitas negras Tasa de sedimentación y subsidencia adecuadas. Tasa adecuada de Aporte de MO a los sedimentos. Medio estable de baja energía para sedimentar.
MADURACION: TIEMPO Y TEMPERATURATURA DE COCCIÓN Ejemplo de soterramiento de la roca madre: variaciones de tasa de depositacion, erosión y subsidencia.
TIPOS DE QUERÓGENOS Querogeno: Forma intermedia de evolución de la materia orgánica (rompimiento de moléculas biológicas complejas) Microscópicamente puede ser visto como partículas de color amarillento (virando al naranja) o amarronado (virando al negro).
I.-ALGACEO: Deriva principalmente de restos de algas y cuando madura produce principalmente petróleo. II.MIXTO: Consta en su mayor parte de material amorfo, derivado de la descomposición bacterial y mecánica de mezcla de plantas y materiales unicelulares marinos. Produce más gas natural que el Tipo. Tiende a producir petróleo aromático intermedio con alto contenido de azufre. III.-CARBONOSO: Deriva de plantas de tierra más altas. Produce gran cantidad de gas natural con bajo contenido de azufre. Los petróleos producidos son del tipo parafínicos y nafténicos. IV.-INERTE: Este querógeno consta en su mayor parte de partículas inertes que han sido intensamente oxidadas antes del soterramiento como carbón vegetal (este querógeno es muy raro y no tiene capacidad para generar Petróleo o gas).
LA PALEOGEOTERMOMETRIA Es el conjunto de métodos que contribuye a determinar la máxima temperatura a la que han estado sometidas las rocas sedimentarias durante el soterramiento.
GRADIENTE GEOTERMICO Se define como la variación de la temperatura desde la superficie hacia el interior de la tierra. El valor promedio se estima en 25°C/km, con rangos “normales” entre 15 °C/km y
40°C/km. El gradiente geotérmico no es uniforme Posee una estrecha relación con las condiciones tectónicas Es un factor control esencial en los procesos diageneticos.
ETAPAS DE MADURACION DE LA ETAPA ORGANICA Al soterrarse, la materia orgánica incluida en las arcillas se transforman por varios procesos hasta convertirse en hidrocarburo. Los procesos de maduración actúan en tres etapas progresivas: Diagenesis, Catagenesis, Metagenesis DIAGENESIS (Etapa Imadura) Se define como el conjunto de procesos que actúan para modificar a los sedimentos luego de su depositacion. Alteración fisicoquímica y biológica de la Materia Orgánica desde la depositacióndel sedimento hasta alcanzar temperaturas entre 60°/80ºCy Ro< 0.6%: Descomposición de MO por acción de hongos y bacterias generando metano biogénico. El producto final es el Kerógeno.
CATAGENESIS (Etapa Madura) Grado de maduración mayor, con Crakeo del kerógeno a temperaturas comprendidas 60º/80°a 150/200°. La Ventana de Generación de Petróleo va de 60ºy Ro0.6% comenzando con petróleos negros ricos en NSO, A los 100ºC se produce la máxima generación y disminuyendo para finalizar con petróleos livianos y gas a los 150ºCy Ro 1.35%. LaVentana de Gas Húmedo(metano etano propano) va desde los 150 a 200ºCy Ro 1.35 a 2.
METAGENESIS (Etapa Senil) Cesa la generación de petróleo y gas húmedo y se pasa al Gas Seco de composición cada vez más simple por la progresiva alteración (crakeotérmico) del hidrocarburo generado previamente, hasta quedar Metano (> 98 %) y un residuo grafítico(a más de 200°) debido a la sobremaduración. Ro entre 2.0 y 4.0%.
VENTANA DE GENERACION DE PETROLEO
La etapa que comprende desde el inicio hasta el fin de la generación de hidrocarburos por el aumento de las condiciones de presión y temperatura a través del tiempo se denomina “ventana de generación de petróleo”, y coincide grosso modo con la catagénesis. Sin embargo, los límites de ésta son dependientes de la calidad de cada kerógeno (el cual, a su vez, depende del tipo de materia orgánica precursora), y del grado de madurez alcanzado. De esa manera, los valores de temperatura del inicio de la generación de hidrocarburos líquidos se encuentran entre 65 y 90 °C, mientras que las profundidades pueden variar de 1500 a 4000 m. El fin de la generación de hidrocarburos líquidos ocurre entre 130° y 190°C y a profundidades entre 4000 y 6000 m. Con estas referencias se deduce que este proceso es complejo, multivariado y, por tanto, difícil de describir o simular. Sin embargo, cuando ocurre la generación se producen cambios químicos y físicos en el kerógeno, según las leyes básicas de la química. Además, cada caso de generación depende de muchos factores, lo que origina una gran variedad de aceites crudos almacenados, y esto impacta en el precio de venta de cada uno de ellos, así como en la estrategia a seguir en los períodos de producción.
GEOTERMOMETROS Son las herramientas que provee la petrología sedimentaria para determinar la paleogetermometria. Los principales geotermómetros son: Reflectancia de vitrinita Índice de color de conodontos, esporas y polen Mineralogía de argilominerales: I. Variación en los interestratificados I-S II. Cristalinidad de la illita
REFLACTANCIA DE LA VITRINITA La vitrinita es uno de los tres macerales (componente de carbón o de pizarra bituminosa) o tipos de partículas orgánicas que aparecen en las rocas sedimentarias. La vitrinita es el maceral más abundante y proviene de la diagénesis de la madera (por lo tanto se registra en rocas post-siluricas). La reflectancia de la vitrinita es una medida de la intensidad de la luz que se refleja sobre una superficie pulida de este maceral.
El estudio de la reflectancia de vitrinita es un método clave para la historia de la temperatura de los sedimentos en las cuencas sedimentarias. La reflectancia de la vitrinita se estudió por primera vez por exploracionistas de carbón con intenciones de detectar la madurez térmica, o rango de los yacimientos de carbón. Más recientemente, su utilidad como herramienta para el estudio del metamorfismo de la materia organica sedimentaria de kerogenos a los hidrocarburos ha sido cada vez más explotados. La atracción principal de la reflactancia de vitrinita en este contexto es su sensibilidad a los rangos de temperatura que corresponden en gran parte a los de generación de hidrocarburos ( es decir , 60 a 120°C). esto significa que, con una calibración adecuada, la reflectancia de vitrinita se puede utilizar como indicador de madurez en rocas generadoras de hidrocarburos. En general, el inicio de la generación del petróleo esta correlacionada con un coeficiente de reflexión de 0.5-0.6% y la terminación de la generación de aceite con coeficiente de reflexión de 0.85-1.1% . Su empleo como geotermómetro se basa en que la reflectividad o reflectancia aumenta con la temperatura. Este incremento se debe a la recristalización (aumento de tamaño) de los anillos aromáticos condensados que componen la estructura de la virtrinita. Este proceso de crecimiento es irreversible, es decir que una vez que se produce el aumento de reflectancia es prácticamente imposible que decrezca con el descenso de la temperatura. Esta relación empírica entre reflactancia de vitrinita y formación de petróleo fue acertadamente usada por Lopatin (1971) para calcular la maduración térmica de la materia orgánica en los sedimentos teniendo en cuenta a la vez los factores tiempo y
temperatura. De este modo se sientan las bases de lo que sería la modelización de la generación de petróleo y de la evolución térmica de las cuencas sedimentarias.
LOS CONODONTOS Organismos marinos (atribuidos del grupo de los cordados) que vivieron y evolucionaron a lo largo del paleozoico y se extingieron a finales del triásico. Su cuerpo era de tamaño muy pequeño (unos 40 mm de largo por 2 mm de ancho), con forma de pequeña anguila y constituido totalmente por tejidos blandos, con la excepción de unas pequeñas piezas de apatita (y/o fluorapatita) que parte de un aparato atapador de alimentos situado en la región cefálica. Estas pequeñas piezas reciben el nombre de elementos conodontales (muy pequeños cuerpos dentiformes) y dada su mineralización previa, son las partes del conodonto que habitualmente se hallan como fosiles, sobre todo en rocas carbonatadas.
El color de los elementos conodontales se debe a la materia organica finamente distribuida en el resto fósil. En el rango de la diagénesis, hasta alrededor de 300°C, se defien cinco clases de color de alteración (CAI), desde amarillo palido al negro pasando por el castaño. Por encima de los 300°C el color pasa a gris y blanco por la perdida de material carbonoso y de agua, así como por recristalización.
OTROS INDICES DE ALTERACION Indice de color de las esporas Indice de color de los foraminiferos
2. GEOQUIMICA DEL PETROLEO La geoquímica del petróleo ha sido una parte integral de las actividades de exploración por los últimos 30 años. Recientemente ha jugado un rol importante en la explotación de los yacimientos y la geoquímica de producción, ya que ha permitido llegar a comprender y juzgar el origen y el destino de la materia orgánica en las rocas madres, siendo algunas moléculas orgánicas proveedoras de información sobre las propiedades específicas de la roca y ambientes de depositación. Toda esta información puede ser integrada en modelos para predecir el potencial de una cuenca y su capacidad para generar hidrocarburos. Además la geoquímica también juega un papel importante en el entendimiento de la comunicación entre bloques fallados, la naturaleza de los fluidos del yacimiento, cuerpos bituminosos, depositación de parafinas y una esfera completa de problemas de producción relacionados.
GEOQUIMICA EN EXPLORACION El estudio por numerosos investigadores de la evolución de la materia orgánica y de sus etapas diagenéticas (diagénesis, catagénesis, metagénesis) propician la definición de las llamadas ventanas de generación del petróleo y del gas, y la interacción de Tiempo – Temperatura como motor de transformación de la materia orgánica sedimentaria en petróleo y/o gas. El éxito de la exploración depende de tres factores independientes: la existencia de una trampa estructura, almacén, sello), la acumulación de una determinada cantidad de petróleo (roca fuente, maduración, migración) a determinada duración (timing), y la preservación del petróleo almacenado (historia térmica, invasión por aguas meteóricas, etc). De modo que numerosos factores de carácter químico y geológico quedan implicados desde la sedimentación de la materia orgánica hasta la producción de petróleo de un reservorio.
3. EVOLUCIÓN CRONOLÓGICA DE LOS CONCEPTOS Y MODELOS NUMÉRICOS DE LA GENERACIÓN DEL PETRÓLEO La geoquímica orgánica del petróleo es el fruto de un conjunto de ideas y razonamientos sobre el origen de éste, y se ha enfocado básicamente a la parte exploratoria, aunque recientemente se ha diversificado y abarca prácticamente toda la cadena de valor de la industria petrolera, incluso hasta la remediación medioambiental. Esta disciplina inicia “formalmente” en 1959 con el Simposium de
Geoquímica del Petróleo en el marco del 5º Congreso Mundial del Petróleo en Nueva York y, cuatro años más tarde, con la Conferencia de Investigación Gordon sobre el Origen del Petróleo. Tratar de dilucidar los mecanismos de la formación del carbón, aceite y gas se ha convertido en una tarea imprescindible en el proceso exploratorio de hidrocarburos, que involucra varios conceptos de ciencias como la Geología, Química, Física y Biología. Parte de la geoquímica orgánica se encarga del conocimiento profundo del kerógeno y su transformación por medio de análisis y herramientas que simulan lo que ocurre en la naturaleza y los métodos de correlación roca/aceite. Los modelos de formación y migración de hidrocarburos tienen una gran aplicación para las futuras exploraciones en áreas poco conocidas como yacimientos sub-salinos o en aguas profundas. Las primeras investigaciones sobre el mecanismo de transformación térmica de hidrocarburos las condujo Rice (1931), quien propuso la descomposición térmica de compuestos orgánicos desde el punto de vista de radicales libres. Años más tarde, Voge y Good (1949) establecieron el craqueo térmico y dinámico de las parafinas. En ese entonces no se tenía claro de donde provenía el petróleo atrapado en el subsuelo, y se debatía sobre su origen orgánico o inorgánico. Welte (1965) fue el primero en relacionar al petróleo con las rocas generadoras. Después, Tissot y Espitalié (1975) fueron los pioneros en formular un modelo de craqueo primario usando una simulación matemática que toma en cuenta el incremento térmico de la materia orgánica contenida en las rocas generadoras, teniendo como referencia la evolución de la vitrinita y de la T 4 de la pirólisis Rock Eval: Kerógeno → Bitumen → Aceite→ Gas→ Pirobitumen Por su parte, Lopatin (1977) planteó el modelando de la historia térmica de la cuenca a partir de un índice de tiempo geológico y temperatura (ITT). Waples (1980) integró el ITT de Lopatin a un modelo geológico-geoquímico y determinóque el inicio de la generación de petróleo comienza a partir de un ITT de 15, la generación máxima ocurre a 75 y el fin termina en un valor cercano a 160.
4. METODO DE LOPATIN (TTI) 4.1 CONCEPTO N.V. Lopatin considerada que tanto el tiempo como la temperatura son dos factores importantes en el proceso de maduración térmica, desarrolló un método que permite calcular el valor de un índice de Tiempo-Temperatura o de Maduración Térmica –TTI, el cual nos indica si en la zona en estudió han existido o existen ciertos factores indispensables en el proceso de generación y preservación de hidrocarburos. El método de Lopatin puede aplicarse a cualquier modelo geológico sin importar su complejidad, pero debe tenerse en cuenta que: a) La precisión de los datos debe ser compatible con la complejidad del modelo, b) La geología es una ciencia de números enteros, c) Así mismo los modelos más simples pueden responder preguntas importantes. 4.2 CONTRUCCION DE UN MODELO GEOLOGICO
El primer aspecto a considerar en la aplicación del método de Lopatin es la reconstrucción de la historia deposicional y tectónica de la sección geológica de interés. La historia deposicional es la reconstrucción de la secuencia sedimentaria de las formaciones y la historia tectónica está definida por la reconstrucción de la subsidencia de cada formación. Esta reconstrucción se realiza a través de un diagrama de edad geológico contra la profundidad de enterramiento.
Desde su deposición se ha llevado la historia de tiempo y profundidad del sedimento. Su historia consistió en la deposición continua a distintas tasas de depositación hasta hace 80 MA, momento en que ocurrió un levantamiento en el cual el sedimento fue elevado de 7000 pies a 6000 pies. El levantamiento fue seguido por varios periodos de enterramiento hasta que un hiatos deposicional o período de no deposición, se llevó a cabo hace 20 MA. El hiatos persistió hasta aproximadamente 6 MA, cuando comenzó nuevamente el hundimiento. El sedimento está en la edad actual a un a profundad de 10500 pies.
El segundo aspecto a considerar en el modelo geológico es la temperatura. Es necesario especificar la temperatura del subsuelo en función de la temperatura superficial y de los gradientes geotérmicos a través del pasado geológico. La forma más simple de hacer esto es calculando el gradiente geotérmico actual y suponiendo que tanto el gradiente como la temperatura superficial han permanecido constates en el intervalo de tiempo cubierto por la reconstrucción. por lo tanto, la distribución de temperatura es simplemente una serie de líneas equidistantes respecto a la profundidad. Lopatin dividió el perfil de la temperatura en intervalos de 10°C, debido a que el grado de las reacciones química involucradas en la maduración orgánica parece duplicarse cada vez que se aumenta 10°C en la temperatura. El caso más sencillo se presenta cuando se asume que todas las paleotemperaturas son iguales a la temperatura actual y el gradiente geotérmico se aplica durante todo el tiempo geológico considerado. Las isotermas son líneas rectas horizontales, equiespaciadas y paralelas, indicando claramente que el gradiente de temperatura ha sido constante en el tiempo y en el espacio.
Se presenta un caso más complicado, ya que hay variación en la gradiente de temperatura. En la parte superior de la sección está formada principalmente por arena y tiene un gradiente bajo, pero la parte superior está formada principalmente
por lutitas y tiene un gradiente alto. Como el gradiente geotérmico está relacionado con la litología, el gradiente geotérmico previo a 88 MA debió ser alto para la sección compuesta en su mayor parte de lutitas. El gradiente bajo cobro existencia, después de 88 MA, cuando se inició la deposición de arena. Las isotermas representan las temperaturas subsuperficiales como función del tiempo geológico. El tercer aspecto a considerar en el modelo es el grado de madurez térmica. Para cada intervalo de tie mpo ΔT en el cual la formación estuvo sometida a
una alteración térmica, entre un par de isotermas dado, se asocia un número “i”
que cuantifica el grado de madurez térmica ocurrido en este intervalo. Este número es función del intervalo de tiempo ΔT y del par de isotermas considerado. i 1 = f 1 (5 m.a.a.p; 20/43 °C) i 2 = f 2 (3 m.a.a.p; 43/33 °C) i 3= f 3 (17 m.a.a.p; 33/42 °C) i 4= f 4 (20 m.a.a.p; 42/44 °C) i 5= f 5 (20 m.a.a.p; 44/60 °C) i 6= f 6 (12 m.a.a.p; 60/58 °C) i 7 = f 7 (8 m.a.a.p; 58/60 °C)
Para la figura anterior se tiene: En el punto A1 el sedimento depositado en la formación a tiene un índice de tiempo- temperatura TT1=i; en el punto A2 tiene un TTI = i1 + i2 y así sucesivamente, hasta llevar al índice actual, donde se tiene, TTI = i1 + i2 + i3 + i4 + i5 + i6 +i7. Así, las sumatoria de los índices “i” hasta cierto punto, fortalece
el TTI de ese punto, si comparamos después este TI numérico con una tabla de maduración orgánica tendremos estimado el grado de maduración térmica (GMT) del posible material orgánico contenido en la formación. El único ingrediente que falta en este momento en el modelo es la “formula” numérica para obtener los valores de “i”, que relaciones los aspectos de tiempo y temperatura que corresponde a cierto grado de madurez térmica y esto fue lo que Lopatin brillantemente estableció.
4.3 CASOS ESPECIALES Cuando se está realizando la reconstrucción geológica del modelo, se debe colocar atención cuando se presentan ciertos casos especiales. Uno de ellos es cuando existen levantamientos y erosiones, porque hay pérdidas de sección, esto significa, que la distancia entre ciertas formaciones se reduce desde una historia de depositación a otra, no obstante, las líneas de horizonte permanecen paralela después del evento. Otro caso es cuando la sección analizada está atravesada por una falla, porque las secciones arriba y debajo de la falla pueden tener diferentes historias térmicas. En este caso será necesario hacer dos reconstrucciones geológicas, una para cada sección
diferente divida por la falla y combinarlas para obtener la reconstrucción geológica completa.
4.4 ESENCIA DEL METODO. Lopatin y otro creyeron que la generación, preservación y destrucción del petróleo está en función de factores como el tipo de kerógeno, temperatura, tiempo, etc., y Lopatin admitió que el tiempo y la temperatura eran independientes, pero intercambiables, es decir, una temperatura alta actuando en corto tiempo, tiene el mismo efecto de maduración que una temperatura baja actuando por largo tiempo. La cuantificación del grado de maduración térmica (GMT) está dada por:
() ()
Donde f1 (t) es lineal en t y F2 (T) es exponencial en t. la función f1(t) representa físicamente el tiempo de maduración y está dada por Δt, expresada en millones de años antes del presente. La función f2(t) es expresada por “r”, y es exponencial
debido a que la teoría del grado de reacción química predice que la dependencia que la temperatura tiene con la madurez es exponencial. Para tomar en cuenta esta relación entre el grado de reacción y la temperatura, Lopatin dividió el perfil de temperatura en intervalos de 10°C y dibujo isotermas. El
número “n” es constante entre dos isotermas, cambiando de valor al cruzar una de
ellas. Lopatin definió el intervalo de 100 a 110°C como el intervalo base y le asignó a “n” un valor de 0. Paro los otros intervalos los valores de “n” son:
Para cada par de isotermas el grado de maduración térmica estará dado por:
()( ) Donde Δt es obtenido de la distribución de la paleotemperaturas de la historia
tectónica de la formación. La expresión para el cálculo de n es:
() ( ) El denominador fue escogido igual a 10 debido a la química cinética, en la que se suplica la velocidad de reacción cada 10°C; el numerador presenta el factor de 100 (siempre sustraído) Ya que Lopatin estimo que 100°C correspondía a la máxima generación de petróleos, y la forma exponencial “r n” está asociada también a las velocidades de reacción. Debido a que los efectos de maduración de la materia orgánica son acumulativos, la madurez (o TTI) de un sedimento esta dado, resulta de la suma de las maduraciones adquiridas en casa intervalo. Por lo tanto:
∑ ( )( ) Donde “i máx.” y “i min”
son los valores de los índice de los intervalos de
temperatura más altos y más bajos encontrados. Si la idea de Lopatin es correcta,
el TTI se debe correlacionar con los otros índices de maduración térmica de una formación, y esto fue comprobado, ya que se correlaciono el TTI en la reflectancia de la vitrinita (R o) y el índice de alteración térmica (IAT). Así, se puede estimar la maduración térmica de una formación y si contiene petróleo o no, sin que sea necesario tomar muestras del material.
4.5 SELECCIONANDO EL VALOR PARA “R” la ecuación de Arrhenius establece que la velocidad de proceso de generación de petróleo aproximadamente se duplica para cada 10°C. la observación de que la generación de petróleo está afectada por altas temperaturas de superficie, está de acuerdo con la teoría de la velocidad de las reacciones químicas. La ecuación de Arrhenius muestra la dependencia exacta de la constante de reacción (k) con la energía de activación (Ea) y con la temperatura (t): ⁄
( )
Dónde: A: constante de reacción, cuyo valor depende de la reacción en consideración (en su caso Lopatin utiliza Ae = 2, siendo e= 2,7183 R: constante universal de los gases Ea: de 11000 a 14000 cal/mol para el proceso de generación de petróleos. Lopatin acepto la regla anterior, prueba de ello es que selecciono para “r” el valor
de 2.
Resulta muy difícil hacer una predicción teórica del mejor valor “r”, debido a la
complejidad de las reacciones químicas involucradas y a la amplitud de grados de temperatura bajo los cuales pueden ocurrir estas reacciones. Es por ellos se trató de evaluar “r” empíricamente, analizando la información del índice de alteración térmica (IAT) y la reflectancia de la Vitrinita (Ro), y escogiendo el va lor para “r” que
diera la mejor correlación entre las madureces calculadas y medidas.
4.6 CALCULO DEL VALOR DEL TTI Modelo geológico para Horizontales A,B,C
4.7 INTERPRETACIÓN DE LOS VALORES DE TTI En 1971 Lopatin propuso los valores para los ITT que correspondían a las diferentes etapas de generación de hidrocarburos. Estos valores parecían estar incorrectos por los errores que existían en la reconstrucción geológica original. Esto dio como resultado que se construyera una nueva escala de valores de ITT contra Ro, en la cual se comparaban los valores medido de Ro cono los ITT calculados. Correlacion del índice de madurez de Tiempo-Temperatura (ITT) Con la reflectancia de la vitrinita (Ro)
Basa sus resultados en el análisis estadístico de 402 muestras tomadas de 31 reconstrucciones de todo el mundo. En esta tabla se presenta los valores de ITT, Ro e IAT para las principales etapas de generación de hidrocarburos. Los límites para la generación del petróleo son similares a los propuestos por Dow en 1977 y muchos otros, y se basan en información proporcionada por la compañía Chevron, la cual no fue publicada. Las correlaciones definen los límites de generación del petróleo (TTI de 15 a TTI de 160), de preservación del petróleo de 40 y 50°API (TTI de 500 e TTI de 1,000 respectivamente), y el de preservación de gas húmedo (TTI de 1,500). En la determinación del límite preservación de gas seco, se puede citar a Waples quien dice que: “ el gas seco producido por “unión of california), en el pozo “Bruner 133”,
del condado de Beckhan, Oklahoma, tiene aproximadamente un TTI de 65000, pero no se ha establecido con exactitud de TTI máximo en el cual el gas metano se conserva estable.
Correlacion de los TTI con etapas importantes de la generación y preservación de los hidrocarburos
4.8 Correlacion del TTI con otra información geoquímica Se compararon los valores de los TTI calculados con muestras de todo el mundo, las cuales tenían variedad de edades y litologías. Se correlacionó el TTI, la reflectancia de la vitrinita, la relación Bitumen/carbón orgánico, el índice preferencial del carbón (IPC), porcentaje de arcilla expandible y la gravedad API. Con los resultados de estas correlaciones se llegó a una importante conclusión: EL TTI ES UNA MEDIDA VALIDAD DE MADUREZ TERMINA DE LA MATERIA ORGANICA.
RELACIONES BITUMEN/CARBON ORGANICO Los geoquímicos orgánicos aceptan por lo general las relaciones BIT/CORG muestran aumento en cada ventana de generación. Pero en la realidad, este aumento es poco visible, ya que existen factores como la migración y el tipo de kerógeno que pueden afectar enormemente el contenido de bitumen
Esta grafica presenta el índice de maduración de tiempo-temperatura (TTI) contra la relación del bitumen/carbón orgánico y cada punto representa un promedio de hasta 47 partes individuales de información. Un máximo es visible entre un TTI=25 y un TTI=200. Esta región corresponde aproximadamente a la ventana de generación de petróleo (TTI=15 a 160), según se determinó anteriormente.
RELACIÓN HIDROGENO/CARBONO
KEROGENO
En esta figura se observa que le TTI refleja directamente la maduración térmica ya que la relación promedio kerógeno H/C disminuye al aumentar los valores del TTI
PORCENTAJE DE ARCILLAS EXPANDIBLES
En esta figura se presenta un ploteo del TTI contra el porcentaje de arcilla expandible y se nota una fuerte correlación entre el TTI y el porcentaje máximo de capas expandibles. Las muestra a la izquierda de la línea en la región térmica inmadura, representan material en el cual ha disminuido la cantidad de capas expandibles, es decir, en la actualidad dicho material contiene menos del 100% de capas expandibles que cuando fueron depositadas originalmente.
Es notorio que casi el 50% del agua entre las capas se pierde antes del inicio de la generación del petróleo y el otro 25% se pierde del pico de la generación. La cantidad de agua entre el transporte de petróleo recién generado es mucho menos (excepto quizás en regímenes presionados supernormalmente) de lo que muchos han estimado. Esta es una observación importante para estudios futuros del mecanismo de migración primaria.
LA GRAVEDAD API DEL PETROLEO
Con información de 57 petróleos de todo el mundo, obtenidos de secciones reconstruidas se obtuvieron los datos de gravedad °API, la cual se utiliza para especificar la densidad del petróleo crudo y para determinar la calidad del mismo (>gravedad °API), >calidad del petróleo). La mayoría de ellos, incluyendo los de gravedad API baja (menos de 30°), muestran valores de TTI menores de 160; es decir, que se encuentran dentro o están estructuralmente arriba de la ventana de generación. Pocos de los hidrocarburos livianos, fueron descubiertos en algunos horizontes que tenían TTI mayores de 160; esto es en algunos reservorios, después de la generación de hidrocarburos. Se considera que generalmente la gravedad API del petróleo está relacionada por lo menos en parte de la madurez térmica, y es por ello que los hidrocarburos de baja gravedad API (inmaduros) no se encuentran asociados con los valores de TTI altos. Con esta información es posible calcular límites aproximados para la preservación de hidrocarburos de ciertas gravedades API. En esta figura la línea continua indica aproximadamente el valor TTI superior en el cual se puede preservar una gravedad de hidrocarburos dada. No obstante, el valor TTI más alto para encontrar hidrocarburos de 40°aAPI sería de 500, y para hidrocarburos de 50°API sería de 1000. Estos datos no deben ser vistos como cifras exactas sino como las mejores extrapolaciones posibles en la actualidad, teniendo en cuenta que se dispone de información limitada.
GAS NATURAL
Trabajando con información de 36 localidades, se llegó a determinar el valor de TTI máximo en el cual se puede preservar el gas natural, esta cifra no es totalmente precisa debido a que la información estaba dispersa, pero un valor de TTI de 1500 podría ser un cálculo razonable por considerarse límite del gas húmedo, que es aquel hidrocarburo que existe en forma gaseosa a condiciones de yacimiento, pero al ser puesto en condiciones atmosférica produce cierta cantidad de condesados. El límite de gas seco, debajo del cual no se encontrara gas metano, no puede ser determinado exactamente, pero parece estar en un valor de TTI mayor de 65000.
9. APLICACIÓN DE LOS DATOS DE LOS TTI A LA EXPLOTACIÓN La primera aplicación se puede encontrar en la interpretación geológica, lo cual permite explicar por qué una región que tenga roca generadora y reservorios adecuados, pueda no tener zonas productoras de petróleos. El factor tiempo es muy importante y estando involucrado en el valor de TTI, permite un análisis espacio-temporal. Hay diversidad de usos para los valores de TTI, solamente tienen que calcularse estos valores para los yacimientos claves y es posible responder a preguntas tan importantes como la profundidad a la que se espera encontrar aun preservadas, acumulaciones de petróleo, gas húmedo o gas seco. Por ejemplo, suponiendo que se espera encontrar cierta roca generadora a 12000 pies en un pozo especifico. ¿Qué tipo y calidad de hidrocarburos se espera encontrar? Esto nos lo responde el valor del TTI calculado. Si se tuviera un valor de TTI calculado de 1200 significaría que el reservorio tiene un TTI más alto que aquel en el cual se puede preservar petróleo de 50°API. Se puede predecir con esta información que el reservorio contiene gas húmedo. Sin embargo, como se está afirmando previamente, el nivel de confianza de esta interpretación depende de la calidad del modelo geológico. Una segunda forma en que los valores TTI pueden ayudar en la exploración de hidrocarburos está en la pregunta de si la madurez térmica necesaria para la generación de hidrocarburos ha ocurrido o no en la región. Una tercera aplicación de la información TTI a la exploración está en dar respuesta a preguntas relativas al tiempo de generación.
BIBLIOGRAFIA
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