Yacimientos de Origen Orgánicos
Se incluyen aquí fundamentalmente el carbón y los hidrocarburos naturales (petróleo y gas), que se forman no como consecuencia de la acumulación de los restos inorgánicos de organismos, sino de la acumulación, degradación y evolución de los propios restos orgánicos de estos organismos. La principal diferencia entre los tipos señalados es que el carbón se forma fundamentalmente a partir de restos de vegetales superiores (hojas, tallos, troncos...), mientras que petróleo y gas se forman a partir de microorganismos (plancton, algas, bacterias...). Hidrocarburos naturales
El petróleo y el gas natural, los hidrocarburos fósiles, están constituidos casi exclusivamente por hidrocarburos, es decir, compuestos orgánicos, más o menos complejos, de Carbono e Hidrógeno, mezclados en proporciones diversas entre sí, y con otros compuestos químicos: Los Hidrocarburos naturales se originan como un paso intermedio de la degradación de la materia orgánica, en medio anaerobio, y en un rango concreto de presiones y temperaturas. El producto intermedio que da origen a estos productos, a partir de las rocas que lo contienen, recibe el nombre de kerógeno. Los hidrocarburos se forman en rocas arcillosas que contienen este kerógeno (rocas madre). Sin embargo, para poder ser explotables (extraíbles por bombeo), estos hidrocarburos han de migrar a rocas porosas y permeables (las rocas almacén) y quedar atrapados por algún mecanismo que impida que la migración los lleva hasta la superficie: las trampas petrolíferas. La figura 1 muestra una trampa, formada por un anticlinal y la figura 2, muestra a su vez la distribución de las reservas mundiales de crudo en grandes yacimientos en los diferentes tipos de trampas, observándose como la ma yor parte corresponde a las estructuras anticlinales.
Fig. 1 Trampa Anticlinal
Fig. 2 Reservas petroleras y campos, en distintos tipos de trampas.
Los hidrocarburos en la naturaleza aparecen en tres formas principales:
Como gas natural
Como petróleo crudo, líquido
Como arenas asfálticas (tar sands) y pizarras bituminosas (oil shales).
Gas Natural
El gas natural se encuentra en dos tipos de yacimientos:
Yacimientos de gas individualizado
Yacimientos asociados a los de petróleo, en las zonas altas de los mismos, o en disolución en la fase líquida.
Los yacimientos de gas natural están compuestos fundamentalmente por metano, que llega a constituir hasta el 100% de los mismos (gas seco). Además, puede incluir otros hidrocarburos gaseosos, como etano, propano, butano, etc., en proporción decreciente con el número de Carbonos. Otros constituyentes, minoritarios pero frecuentes, son: H2S, N2, He, Ar, etc. Su poder calorífico constituye la base de su interés económico. Es variable, según la composición específica del gas. El valor medio es de 38 a 40 megajulio/Kg, ó 9.500-10.000 Cal/gr.
Fig. 3 Yacimiento de Gas
Fig. 4 Yacimientos de Gas en trampas de anticlinal
El Crudo ó Petróleo líquido
Está constituido por hidrocarburos líquidos fundamentalmente, y puede tener en solución hidrocarburos gaseosos (los denominados crudos ligeros), o sólidos (crudos pesados). La constitución típica es la que se muestra en la primera parte del Tema. Otros constituyentes pueden ser: compuestos sulfurados en diversas formas orgánicas, compuestos nitrogenados, también de carácter orgánico, y compuestos oxigenados, como los ácidos grasos. Sus características físicas y económicas están muy relacionadas con la composición. El carácter más importante de los crudos es su densidad, ya que es un reflejo directo de su composición química. Aumenta con el porcentaje de hidrocarburos y productos pesados, en especial de resinas y asfaltenos. Disminuye con la temperatura a la que se encontraba el petróleo en su ambiente de generación, lo que implica que los yacimientos profundos, enterrados a mayores profundidades, contendrán crudos menos densos. 3
La densidad se expresa en gr/ml, o en gr/cm , o, más comúnmente, en grados API, que evolucionan inversamente: - 1 gr/ml (igual que el agua) = 10º API (crudos pesados) - 0.77 gr/ml = 50º API (crudos ligeros) Este parámetro es un criterio muy representativo de la calidad económica del crudo, y se utiliza para fijar su precio. Los términos comerciales que se utilizan son: crudos ligeros (31.1ºAPI); medios (22.3-31.1ºAPI); pesados (10-22.3ºAPI) y extrapesados (<10ºAPI). Por otra parte, su principal característica desde el punto de vista económico es su poder calorífico, que hace que sean utilizables como fuentes de energía. Este parámetro varía en función de la densidad, y, por tanto, de la composición química concreta: 11.700 - 11.100 cal/gr. para un crudo de 0.7 a 0.8 11.100 - 10.675 cal/gr. para un crudo de 0.8 a 0.9 10.675 a 10.500 cal/gr. para un crudo de 0.9 a 0.95 Así, el poder calorífico es mayor para los crudos ligeros que para los pesados. Como comparación, una hulla presenta un poder calorífico entre 5.600 y 8.000 cal/gr, con lo que, a efectos de poder calorífico: 3
1,5 t carbón = 1 t petróleo = 1.000 m gas La principal aplicación del crudo es para obtención de energía, a través de sus productos refinados: gasolina, gas-oil (diesel), fuel-oil, keroseno, etc. Otros usos: materia prima para la industria petroquímica (polímeros, etc.); materia prima para lubrificantes (aceites y grasas para motores); aglomerantes asfálticos (fracciones pesadas).
Los Hidrocarburos sólidos
Se incluyen aquí los hidrocarburos naturales de carácter sólido. Pueden ser de dos tipos diferentes: hidratos de metano, y bitúmenes y asfaltos. Los hidratos de metano son poco abundantes, aunque actualmente se han localizado acumulaciones
importantes en el límite plataforma continental – talud, cuya importancia económica y posibilidades de explotación aún están por determinar. La familia de los bitúmenes es más importante, ya que aparece en dos tipos de yacimientos ya bien
conocidos: arenas asfálticas (tar
sands),
y pizarras bituminosas (oil
shales ).
Los bitúmenes se pueden
definir, desde el punto de vista de explotación, como mezclas viscosas naturales de hidrocarburos de molécula muy pesada, y productos sulfurosos minoritarios. Su alta densidad y viscosidad impide su explotación convencional por bombeo. Los hidrocarburos semirrefinados que se pueden extraer de los bitúmenes reciben el nombre de crudos sintéticos. Las rocas que contienen proporciones importantes de estos bitúmenes pueden ser de dos tipos:
Arenas asfálticas y pizarras bituminosas.
Las Arenas asfálticas
Son rocas sedimentarias de tipo arenas gruesas, bien clasificadas, porosas y permeables, consolidadas o no, que contienen productos petrolíferos pesados, en las que el bitumen representa del orden del 18 al 20% en peso de la roca. Su viscosidad es muy elevada, por lo que no pueden ser recuperados por medios tradicionales. Desde el punto de vista geoquímico, están formadas fundamentalmente por asfaltenos y productos complejos ricos en nitrógeno, azufre, oxígeno, frente a productos saturados y ligeros.
Fig. Arenas Asfálticas de Canadá
Las pizarras bituminosas
Son rocas sedimentarias pelíticas (arcillosas), menos a menudo carbonatadas (margas), ricas en kerógeno y pobres en bitumen (0.5-5%), y capaces de producir hidrocarburos por pirólisis, a unos 500ºC. Ocasionalmente reciben la denominación de "esquistos bituminosos", lo que resulta equívoco con respecto a su naturaleza petrográfica, puesto que nunca se trata de materiales metamórficos. La materia orgánica que contienen está formada por restos de algas lacustres o marinas. Su composición química es muy variable y compleja, generalmente con altas relaciones H/C (1.25-1.75), y con relaciones O/C entre 0.2 y 0.02.
El carbón
El carbón es una roca sedimentaria combustible con más del 50% en peso y más del 70% en volumen de materia carbonosa, formada por compactación y maduración de restos vegetales superiores, como consecuencia de la evolución de esta materia orgánica de origen vegetal que se acumula en determinadas cuencas sedimentarias. Desde el punto de vista estratigráfico, es una roca sedimentaria organoclástica de grano fino, compuesta esencialmente por restos litificados de plantas, que aparece constituyendo secuencias características que reciben el nombre de ciclotemas.
Origen: El origen del carbón está en relación evidente con la acumulación de materia vegetal superior
(troncos, ramas, hojas) en cuencas marinas o continentales. Los parámetros que definen la posibilidad de acumulación de la materia vegetal que va a dar origen al carbón son similares a los que permiten la acumulación de microorganismos para dar lugar al petróleo: - Medios protegidos del influjo detrítico: la abundancia de depósitos detríticos resta calidad al carbón, y favorece la degradación de las plantas que se acumular conjuntamente. - Profundidad adecuada del medio, para evitar oxidación y permitir la acumulación vegetal. - pH bajo de las aguas, dado que un pH mayor de 5 produce la degradación de la materia vegetal. - Subsidencia continuada del fondo, para mantener unas condiciones uniformes a lo largo del tiempo. Esta acumulación se puede producir en el propio medio de vida de las plantas, o en medios distintos al de formación, como deltas, estuarios o albuferas. Esto permite diferenciar carbones autóctonos, formados en el propio medio de vida, y aloctónos, formados en un medio diferente al de vida: la materia vegetal ha sufrido un transporte, más o menos largo. Según el tipo de medio de formación, también se diferencian los carbones límnicos (formados en medios lacustres), y parálicos (formados en medio marino). En concreto, los medios en los que pueden darse procesos de acumulación de materia vegetal son: - Marismas, saladas o salobres. Son zonas con comunicación ocasional con el mar, en que se puede producir una importante actividad biológica vegetal.
- Zonas pantanosas, ciénagas, canales, lagos y charcas intracontinentales, con vegetación de tipos diversos (herbácea, leñosa, etc.) según su profundidad, condiciones del fondo, temperatura de las aguas, etc. - Manglares de las zonas tropicales. - Ambientes fluviales y deltáicos. Uno de los medios sedimentarios más favorables para la acumulación de materia carbonífera que da origen al carbón son los deltas, cuyas secuencias estratigráficas normales son muy semejantes a las propias de los ciclotemas, constituidas por alternancias de capas de carbón con material arcilloso o arenoso.
Carbonización o Coalificación
Es un proceso esencialmente físico-químico, con participación biológica en las primeras etapas, que se conoce con el nombre de carbonización o coalificación. Los factores que influyen en este proceso son: temperatura, presión y tiempo. Los dos primeros están relacionados con el enterramiento y con el gradiente geotérmico: en condiciones normales un enterramiento produce un aumento de presión debido al peso de los sedimentos suprayacentes, y un aumento de temperatura del orden de 33ºC/Km (gradiente geotérmico medio), si bien en zonas concretas este gradiente puede ser mucho más alto. El factor tiempo tiene una importancia extraordinaria: la incorporación de la materia orgánica a los sedimentos se realiza a través de geles (geopolímeros), que sufren procesos de envejecimiento que les llevan primero a deshidratarse, luego a reordenarse y formar moléculas con mayor grado de orden, hasta dar formas cristalinas incipientes. Este proceso puede tener lugar independientemente de la temperatura y de la presión, siendo por tanto, solamente función del tiempo. Esto explica la formación de carbones en cuencas antiguas que no han sufrido enterramientos importantes, como es el caso de la de Puertollano. El principal cambio que se produce en la coalificaciónes el incremento del contenido en carbono frente a volátiles y humedad, acompañado de pérdida de oxígeno en forma de H2O y CO2 (desde valores por encima del 20% hasta valores próximos a cero en las antracitas) y pérdida de hidrógeno en forma de agua e hidrocarburos ligeros (desde valores del orden del 5,5% a contenidos entre el 2,5 y el 4%) . El contenido en carbono pasa de valores del orden del 65% a por encima del 95%.
