G e n e r a c i ó n d e l P e t r ó l e o Origen y Maduración de la Materia Or g á n i c a e n l a s C u e n c a s P e t r o l íf e r a s • Materia orgánica: formación y preservación • G e n e r a c i ó n d e P e t r ó l e o • Evaluación de la Roca Generadora • Modelo de Maduración termal L i c . Né Né s t o r H i r t z C á t . d e Ge G e o l . d e Y a c i m i e n t o s Co Co m b u s t i b l e s F a c . d e Ci Ci e n c i a s N a t u r a l e s U n i v e r s i d a d N a c . d e l a Pa P a t a g o n i a , S. J . B o s c o
En la la memor memoria ia de de José José y Ana Ana Fuchs Fuc hs hon honram ramos os a los esfo esforza rzados dos petroleros que afloraron el hidroc hid rocarb arburo uro en el el Pozo Pozo Nº Nº 2
De f i n i c i ó n d e Si s t e m a s Pe t r o l e r o s • Es u n s iis s t e m a f i s i c o -q u í m i c o d i n á m i c o de g e n e r a c i ó n y concentración de pet ró leo que f u nc i o na e n un a e s c a l a d e t i e m p o y espac io geológ i c o . • (G. D e m a i s o n )
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
De f i n i c i ó n d e Si s t e m a s Pe t r o l e r o s
Leslie B. Magoon
Es u n s i s t e m a n a t u r a l qu e e n g l o b a un v o l u m e n d e r o c a g e n e ra d or a a c t i v a y t o d o s l o s hi d r oc a r b ur o s r e l a c i o n ad o s y q u e inc luye ue t o d os l os e le l em e n t o s g e o l ó g i c o s y p r o c e s os os que son esenc iales para que la acumulación del h i dr o c a r b u r o e x i s t a . ( M a g o o n y Do w )
La GENERACION Y ACUMU LA CION de HC en f or m a t é c n i c a y e c o n ó m i c a m e n t e e x p l ot a b le d e pe n de d e l f un c i o n a m i e nt o a p r o pi a d o y c o n c a t e n a do d e s e i s c o m p o n e n t e s de l si s t e m a :
Secundaria Primaria
Flujo térmico- Tiempo
EST RU CT U RA CI ON DEL SI ST EM A PET ROL ERO DESARROLLO DEL RESERVORIO
Producción Terminación Ingeniería de reservorios Geología de reservorios SISTEMA PETROLERO
Geología -GeofísicaGeoquímica - Bioestratigrafía
S i s t e m a P e t r o l e r o o (Pe t r o l e u m Sy s t e m )
Hipótesis de trabajo sobre:
I.
Generación de Petróleo
.
II.
Migración
.
III. Entrampamiento .
IV. Acumulación en Reservorio Basado en estudios geológicos – geofísicos - geoquímicos
S i s t e m a Petrolero: E le m en to s y Procesos
Los Elementos Escenciales para tener una acumulación son: Rocas: Generadora, Sello, Reservorio y de Cobertura Los Procesos para que la acumulaci ón se cree y perdure: Generación, Migración, Entrampamiento y Acumulaci ón Por tratarse de un Sistema estos procesos deben actuar en forma concatenada e interdependiente en tiempo y espacio para llegar desde la materia org ánica hasta el reservorio. Genéticamente el Sistema Petrolero comprende 3 factores: • Carga: Supercargado - Normalmente Cargado – Subcargado • Sentido de Migración: Vertical – Lateral • Estilo de Entrampamiento: Alta Impedancia -Baja Impedancia
Pe t r o l e u m Sy s t e m o S i s t e m a P e t r o l e r o : Gu í a d e e l e m e n t o s q u e l o c o m p o n e n 1.
Mapa del Sistema Petrolero
2.
Corte del Sistema Petrolero
3.
Tabla de yacimientos vinculados genéticamente
4.
Nombre del Sistema Petrolero.
5.
Gráfico de soterramiento de la roca madre
6.
Carta resumen de eventos
7.
Texto resumen
1. M a p a
Ubicación geográfica, estructura, estratigrafí a, geoquí mica mica Evolución tectosedimentaria Volumen de roca activa: Tipo y volúmen de HC expelido
2 . Co r t e
Sección estratigráfica y estructural (edad, evol.) en el CM. Roca Madre, sello, reservorio y cubierta sedimentaria. 1. Espesor de soterramiento y variaciones por erosión, subsidencia, etc. que inciden en la maduración térmica. 2. Ví as as (estratos, fallas) de ascenso en la migración. 3. Litologí a y estructura para entrampamiento. 4. Caracterí sticas sticas y ubicación de los reservorios
3. Tabla de yacimientos vinculados genét i c a m e n t e
1. 2.
Modelo de yacimientos, tamaño y distribución. Complejidad del sistema de extracción por la cantidad y características de los reservorios Petróleo y gas recuperado en todos los yacim. = eficiencia de generacción y expulsión. Roca reservorio que da el nombre al Sistema Petrolífero (Petroleum System).
3. 4. 4.
Nombre del Sistema Petrolero.
Nombre geológico de la RM seguido del nombre de la principal roca reservorio + Certidumbre: Conocido (!) Hipotético (.) Especulativo: ( )
5.
Gr á f i c o d e s o t e r r a m i e n t o d e l a r o c a m a d r e
Espesor de soterramiento de la Roca Madre y variaciones por erosión, subsidencia, etc. a través del tiempo, que inciden en
MADURACION: tiempo y temperatura de cocción
Pozo
Subsidencia tectónica Erosión
Hiatus
Ejemplo de Espesor de soterramiento de la Roca Madre: Variaciones de tasa de depositación erosión y subsidencia
6 . C a r t a r e s u m e n d e l a C u e n c a d e l G o l f o S. J o r g e
Eventos principales de Elementos y Procesos del Sistema Petrolero ordenados en el tiempo
Sistema Petrolífero: D-129 – Bajo Barreal (!) 150
100
50
0
Mesozoico
Cenozoico
Jurásico
Cretácico
Terciario
Tardío
Temprano
Tardío
Pa
Eoce-
Oligo-
Mio-
Leo
no
ceno
ceno
Tiempo
P
Elementos y procesos Roca generadora Roca reservorio Roca sello Roca de cobertura Trampas Gen.-Migrac-Acum. Preservación Duración Momento crítico
MOMENTO CRITICO
CM
A: Curva acumulativa de generación y expulsión de HC en el tiempo. B: Curva de expulsión de gas y petróleo que abarca inicio (O), pico (P) y depleción (S) de la RM. El momento crítico, CM, es seleccionado entre P y S
Cobertura Sello Reservorio RM
DESARROLLO DEL SISTEMA PETROLERO a c i f á a r i g r i a t t a r n t s e m E i - d a e c S i n a c ó t n c e e u T C n a ó l i c e u d l o v E
I.
Formación y preservación de la Materia Orgánica en la Cuenca
.
II.
Generación de Petróleo
.
III. Evaluación de la Roca Generadora .
IV. Modelo de Maduración termal .
V.
Migración primaria
.
VI. Migración secundaria .
VII. Trampas y Sellos .
VIII. Roca Reservorio
ALTO POTENCIAL DE GENERACION Y PRESERVACION DE LA MATERIA ORGANICA EN LAGOS Y MARES ALTA PRODUCTIVIDAD ORGANICA: fitoplancton algal en mares y lagos Se produce en áreas con profundidades menores de 100 m. y aguas claras con abundancia de nutrientes (fosfatos, nitratos) 5
O 2 2 H l / O 2 l m 3
plancton
sedimentación < 0.5
Anóxico
ALTO POTENCIAL DE PRESERVACIÓN: Cuerpos de agua estratificados con fondos anóxicos (ambiente reductor), impidiendo la mezcla de aguas y la renovación del contenido en oxígeno.
Solo una molécula de Carbono de cada millón se convierte en HC
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.
GENERACION: POTENCIAL OLEOGENETICO: Cantidad y Calidad de la Materia Orgánica El mayor potencial generador lo poseen las lutitas negras ricas en carbono orgánico total, TOC, que representa el 1 al 5% del sedimento. Se compone de:
EOM: Materia Orgánica Extraíble o Bitumen (<1% TOC) CC: Carbono Convertible del kerógeno CR: Carbono residual del kerógeno, estéril. CA RBONO ORGA N I CO TOT AL
KEROGENO (CC) Es la fracción de MO insoluble en disolventes orgánicos que queda tras la diagénesis. Se compone de fragmentos orgánicos diseminados, que se agrupan en unidades llamadas macerales: Vitrinita, Exinita, Inertinita y Amorfinita (este último no es maceral “real”, sus componentes son amorfos. Son los más interesantes en la formación de petróleo). Según su origen y composición se puede dividir en cuatro tipos: •Tipo I •Tipo II •Tipo III •Tipo IV -
derivado de lípidos. derivado mayormente de fuentes marinas rico en vitrinita, y rico en inertinita; no produce HC.
BITUMEN (MOS) Fracción de MO soluble disolv
áni
Kerógeno Tipo I Kerógeno de alta calidad, derivado del fitoplancton lacustre. Se genera en lagos, albúsferas, estuarios: Cuenca del Golfo S. Jorge Es excelente Roca Generadora, con muy alta relación H/C vs O/C. Mejor productor de petróleos ricos HC saturados.
Kerógeno Tipo II Su origen es planctónico-marino, habitualmente acumulado en plataformas oceánicas (TST).Es mucho más frecuente que el Tipo I. Presenta en general una buena calidad como Roca Madre o Generadora. Alta relación H/C vs O/C.
Kerógeno Tipo III Deriva de vegetales superiores terrestres, habitualmente acumulados en pantanos, deltas, valles de incisión y planicies costeras.El maceral más común es la VITRINITA. M. O. leñosa: ( productora de gas).Baja relación H/C
Kerógeno Tipo IV Está compuesto por restos de Materia Orgánica de carácter residual, fuertemente oxidada. Muy baja relación H/C vs O/C. Es improductivo.
Diagrama de Van Krevelen: Vincula el tipo de Kerógeno (potencial de generación) con el Grado de Maduración termal (hidrocarburo generado) en base a la relación Hidróg./ Carbono vs Oxíg./Carbono
Tipo I
Ro: 0,5
Tipo I Tipo II
Tipo II
Ro: 1,2
Tipo III
Tipo III
Ro: 2,0
Tipo IV
Tipo IV
Tipo I
Tipo II
Tipo III
Tipo IV
Tipo I
Tipo II
OI y HI obtenidos de ensayos de Pirólisis
Tipo III
Patrones Evolutivos del Kerógeno I: Lagos
H/C
Cuenca Golfo S. Jorge (lacustre) Cuenca de París (L.Toarcian) ♦ Spitzbergen (Upper Paleoz.Trias) Sahara (Silurian) Cca. L. Mannville, Canadá
Albúsferas Estuarios
• •*
1,50
• • • •
1,00
•• •• • • •••• ♦
♦
♦
♦
0,50
II: Marino (TST)
*
* * * *
***
III: Canales abandonados Valles de insición Planicies costeras
**
IV: M O detrítica, oxidada reciclada
♦
Tissot et. al. 0,25 0
10
20
30
O/C
EVOLUCION Y MADURACION DE LA MATERIA ORGANICA la generación de HC depende de: •tipo de Kerógeno •gradiente geotérmico local •historia de soterramiento (profundidad vs tiempo) El tiempo y la temperatura se complementan de modo que una cuenca joven y con alta temperatura y una antigua y con baja temperatura pueden generar hidrocarburos, aunque la segunda habrá tardado mucho más tiempo que la primera.
ETAPAS DE MADURACION DE LA MATERIA ORGANICA Al soterrarse, la materia orgánica incluida en las arcillas se transforma por varios procesos hasta convertirse en Hidrocarburo. Los procesos de maduración actúan en tres etapas progresivas: •Diagénesis •Catagénesis •metagénesis
o v i s e r g o r p Diagénesis o t n e i m a t Degradación Termal n e l a Catagénesis C Craqueo y o t Metano n e i Metagénesis m a r r Carbón e t o
Depósito Orgánico Reservorio
CC: Kerógeno MOS: Bitumen Petróleo Gas
n ó i c a r g i M
Di a g é n e s i s (Et a p a I n m a d u r a ) Alteración fisicoquímica y biológica de la Materia Orgánica desde la depositación del sedimento hasta alcanzar temperaturas entre 60°/80ºC y Ro< 0.6%: Descomposición de MO por acción de hongos y bacterias generando metano biogénico.El producto final es el Kerógeno.
Ca t a g é n e s i s (Et a p a M a d u r a ) Grado de maduración mayor, con Crakeo del kerógeno a temperaturas comprendidas 60º/80° a 150/200°. La Ventana de Generación de Petróleo va de 60º y Ro 0.6% comenzando con petróleos negros ricos en NSO, A los 100º C se produce la máxima generación.y disminuyendo para finalizar con petróleos livianos y gas a los 150ºC y Ro 1.35%. La Ventana de Gas Húmedo (metano etano propano) va desde los 150 a 200ºC y Ro 1 35 a 2
M e t a g é ne s i s ( Et a p a Se ni l ) Cesa la generación de petróleo y gas húmedo y se pasa al Gas Seco de composición cada vez más simple por la progresiva alteración (crakeo térmico) 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%. Intensidad de Generación Diagénesis
Catagénesis
a r u d a m n I o e l ó r t e P e d a n o Z s a G
Metagénesis
o c e s s a G
60
) C ( a r u t a r e p m e T
Metano Biogénico Petróleo pesado
100
Petróleo liviano 150 200
Gas Húmedo Gas Seco
Ev o l u c i ó n c o n l a p r o fu n d i d a d
Petróleos negros
Gas seco Petróleos pesados y medianos Gas húmedo Petróleos livianos
IV. Modelo de Maduración termal El TOC o COT: Carbono Orgánico Total representa entre el 1 al 5% del peso del sedimento. Se determina por Pirólisis y se compone del: • • •
EOM: Materia Orgánica Extraíble (S1, bitumen) CC: Carbono Convertible del kerógeno (S2) CR: Carbono residual del kerógeno, estéril (S3)
Potencial generador de la Materia Orgánica: nica • Cantidad • Tipo o “calidad”
La mayor parte del hidrocarburo se genera a expensas de la transformación del Kerógeno. Los tipos de kerógenos se definen en base a la relación entre el Indice Oxígeno (OI)
El Tipo I tiene más de 70% de carbono convertible El Tipo II tiene entre 30 y 70% y El Tipo III menos del 30%
Carbono Residual Carbono Convertible EOM Carbono Residual Carbono Convertible EOM
1er trim. 2do trim. 3er trim. Sector 4
Carbono 1er trim. Residual 2do trim. 3er trim. Sector 4
EOM
Carbono Convertible
1er trim. 2do trim. 3er trim. Sector 4
S1 : Pr o d u c i d o d e H C d e l a M OS ( s o l u b l e ) : B i t u m e n S2 :De r iv a do d el Cr a k i n g d e l K e r ó g e n o : CC S3 : CO2 l i be r a do d e l o s c o m p o n en t e s d e l K e r ó ge n o Mezclador He o N2
Trampa de CO2 Pirolizador
TDC
Es q u e m a Ge n e r a l d e l Eq u i p o d e P i r ó l i s i s FID
300°
Tmax
Métodos de Estudio: c) Pirólisis S1: indica los Hidrocarb.(bitumen) S2: indica el craking Kerógeno S3: CO2, compon. del Kerógeno
Muestra Inmadura
S2 S1 Muestra Madura
S2
Tmax
S1
IP=
S1/(S1+S2)
HI=
S2/TOC
H/C (Van Kr.)
OI=
S3/TOC
O/C (Van Kr.)
Tmáx.
fc (madurez y tipo MO)
PY=
S1+S2 < 2 Pobre 2 – 6 Reg. a Bueno > 6 Muy bueno
VENTANA DE HIDROCARBURO
0
200
400
600
IP IP
0,1 y Tmáx 0,4 y Tmáx
435 a 445 ° C. 470 ° C.
800 m.
Inmaduro
0
IP= S1/S1+S2
1 1800 m.
1
1
2
Zona Inmadura Zona de Petróleo
2 2
Zona de 3 Petróleo
Cambios en S1 y S2 en la maduración y su incidencia en IP y Tmax
3 4
2140 m.
Zona Sobremadura
3
0
Métodos de Estudio: Pirólisis
5
0,1 0,2 0,3 0,4 0,5
0
Temp: º C.
2480 m.
4
1
Pico 1 con área S1 hasta 300 C:
1 Zona Inmadura
2 2 2770 m.
Final de 5 zona de gas seco Tmax
3 440
• Bitumen
3 Zona de 4 Petróleo Zona Sobremadura
450
460
5 470
Pico 2 con área S2 relacionado con el • Kerógeno
CARACTERI ZA CION DEL POTENCIA L OLEOGEN ET I CO
OI
HI
TOC edad Potencial Ro/Tmax S1 y IP
.
TOC= :>2 S1 :>2 S2 : > 10 S2/S3 :>5 IP= S1/(S1+S2): 0.1 a 0.4 HI=S2/TOC : > 300 OI=S3/TOC : < 50 Tmáx. :435 -470 Ro : 0.6 a 1.4
INDICADORES DE POTENCIAL DE GENERACION Potencial de Generación Pobre
TOC (%) 0.0 – 0.5
S1
S2
0.0 – 0.5
0.0 – 2.5
Medio
0.5 – 1.0
0.5 – 1.0
2.5 – 5.0
Bueno
1.0 – 2.0
1.0 – 2.0
5.0 – 10.0
Muy Bueno
> 2.0
> 2.0
> 10.0
Tipo
HI (mg HC/g Corg)
S2/S3
Gas
0 – 150
0–3
Gas/Petr.
150 - 300
3–5
Petróleo
> 300
>5
Maduración Tope Ventana Petróleo Final de la V. de Petróleo
IP (S1/S1+S2)
Tmáx.
Ro
Peters, 1986 ~ 0.1
~ 430 - 440
~ 0.6
INDICADORES
(Eficiencia de Generación) HGG: TOC/100 (Wt%)
x
HI previo a la generación Hio, mg HC/g TOC Masa de TOC (M, g TOC)
x
Densidad Fm (d, g/cm3)
-
x
Volumen de la Unidad (V, cm3)
HI actual Hia, mg HC/g TOC
HC generado por gramo de TOC (R, mg HC/g TOC)
= =
x 10 -6
Masa de TOC (M, g TOC) HC generado por gramo de TOC (R, mg HC/g TOC)
(kg/mg) =
HC generado por Unidad (HCG, kg HC)
Cantidad de HC generado por craqueo primario TR (Tasa de Transformación)
= Máxima cantidad que se puede generar
Cantidad de HC Expulsado
EE (Eficiencia de expulsión) = Cantidad de HC generado
HC Almacenado (in place, kg) GAE (Eficiencia de generación / acumulación
= HC generado (kg)
> 10 Eficiente 1-10 Moderado < 1 Ineficiente
RM conteniendo kerógeno Tipo I (Gen. oil) que ha madurado a través de la “ventana de oil” y “ventana de gas” hasta la sobremaduración. Suponiendo que la trampa fuera capaz de almacenar el HC expelido en cada etapa la composición final esta determinada por la proporción de: Petróleo (bajo GOR) expelido en la ventana de petróleo
Petróleo (alto GOR) expelido en la ventana de gas
a) Expulsión de petróleo eficiente b) Expulsión de petróleo ineficiente
Inmadura
RM
Gen. Petróleo Final de la “Ventana de Petróleo” Craqueo de oil_gas Final de la “Ventana de Gas”
RM
o t n e i Trampa m a n i c o c y o t n e i m a r r e Trampa t o S
RM
Trampa
Trampa RM
Ejemplo de Generación y Migración: Cuenca de Amazonas VOLUMEN DE PETROLEO GENERADO Y EXPELIDO
0 2 4 6
Corte AA´: rift asimétrico
Mapa de contorno estructural con borde de basamento Precámbrico basado en sísmica y pozos
Modelo de Generación y Migración: Cuenca de Amazonas
Pozo B
Modelo de Generación y Migración: Cuenca de Amazonas
RM: F. Barreirinha TOC: 5% S 2:15 mg HC/g roca HI: 300 mg HC/g TOC
Isopáquico de la F. Barreirinha: Gr en arcillas radioactivas
Pozo B Pozo C Pozo A
Qué obtengo? El Espesor y Volumen de la Roca Generadora Todo el Volumen de RM generó HC? No. Solo aquel que alcanzó la madurez termal adecuad
Tres eventos tecto-termales superpuestos
Pozo B
Pozo C
Pozo A por subsidencia, dieron la Ea
PGI: Fracción de petróleo generado y PEE: Eficiencia de Expulsión Pozo B
Pozo A
Pozo C HCG
HCG
EE
HCG EE
Evolución de la Madurez Termal en el Tiempo
Corte AB
Modelo Cinético Los biomarcadores e indicadores geoquímicos dieron la relación de transformación a HC usada en el modelado
Modelo de Generación y Migración: Cuenca de Amazonas Corte A - B
F. Barreirinha Zona Estéril Zona de Generación y Expulsión Zona de Falla Dirección de Migración Reconstrucción palinspática final Pérmico: Principal etapa de expulsión de petróleo: Relación RM activa y migración
Area: 70.625 Km2 Espesor: 132 m. Densidad: 2.52 T/m3 S2o: 15 Kg HC/ Ton. Transf.:80 % Efic. Exp.EE:27%
+
A: 7.500 Km2 Espesor: 160 m. Dens: 2.52 T/m3 S2o: 15 Kg. Trans.: 95 % E Exp.EE:55%
HC Expelido:
=
1.13 x 1014 kg 1.88 x 1011 m3
CARACTERIZACION DE LAS ROCAS GENERADORAS Y RESERVORIOS- VINCULACIÓN ENTRE ELLAS
METODOS Y TÉCNICAS: • Pirólisis y cromatografía de gases (CG) • Cromatografía de gases (CG) y Espectrometría de Masa (CG- MS). • Biomarcadores OBJETIVOS: • Correlación petróleo – Roca Madre • Biodegradación y otros procesos (lixiviac. etc.) • Madurez térmica y potencial de generación
Correlaciones genéticas petróleo- petróleo y petróleo – roca generadora Sistema Agrio - Troncoso
Sistema Agrio - Troncoso
Efecto de la Biodegradación en HC saturados
Otros procesos: Fraccionamiento y alteración en la migración, carga y post- carga: • biodegradation • lavado por agua • adsorción sobre las superficies de minerales • precipitación de asfaltenos o ceras
No degradado
Degradado
Estudios palinológicos en laboratorio Identificacion de sp de palinomorfos característicos. Caracterización de la MO en: inerte, generadora de gas o de petróleo, proporciones relativas y riqueza orgánica global (simil a TOC). Su color, indica el grado de madurez mediante el Indice de Alteración Térmica.
B at t e n (1 9 9 6 ): Co l o r d e l as Es po ra s y M a d u r ez T er m a l
1
2
Transición
3
4
5
Transición 6
7
DESARROLLO DEL SISTEMA PETROLERO •
•
• •
•
•
•
•
•
MODELADO DEL SISTEMA PETROLERO
Modela Modelado do Darcy Darcy flow en escap escapee y filtra filtracio ciones nes
Migración vertical: Baja
p a s a c n h e a t h p w o o l d o F a a l e a t a d A l t : : M o l a r e e a t n l a ó ó i c a g r M i g Capas conductoras (Hidrodiná (Hidrodinámica mica areniscas) Sellos Sello s (mudsto (mudstones nes y pelitas pelitas)) Saturación de HC: Alta: Alt a: Rojo Rojo – ama amarti rtillo llo Medi Me dia a – Ve Verd rde e Baja Ba ja - Az Azul ul
Evolución Tectónica –Estratigráfica de la Cuenca Sedimentaria
Curva Tiempo soterramiento
P r o s p e c c i ó n d e l a Cu Cu e n c a : M o d e l o d e M a d u r a c i ó n
Evolución ión Tectón Tectónicaica- Sedimen Sedimentaria taria de la cuenca • Evoluc Historia a de Soterra Soterramiento miento-- Acumulac Acumulación ión sedime sedimentos ntos • Histori • Flujo de Calor durante la evolución de la cuenca: Conduti utivid vidad ad Térm Térmica ica de flui fluidos dos y rocas rocas • Cond • Gradiente Térmico : fuentes y transporte
H i s t o r ia d e So t e r ra m i e n t o - A c u m u l a c i ó n s ed i m e n t o s
Tasa de Subsidencia según el tipo de Cuenca Millones de Años 0
100
200 I NT R AC R A
2
4
6
s o r t e M e d s e l i M
A N T E A R C O
300 T ON I C A
AN T E P A I S M AR G EN P A S I V O
MARGEN TRANSCURRENTE
V ía s d e m i g r ac i ó n y en t r a m p a m i e n t o
Y a c . d e Cc a . N e u q u i n a
Modelo fisicoquí mico mico de Maduración termal METODO DE LOPATIN: TTI : INDICE TIEMPO TEMPERATURA Intervalo de Temperatura
2r
100- 110
20
Tiempo de Incremento TTI cocción interval en TTI Acumulativo madurez = ( ti)(2ri)
8
8.00
22.16
Etapa
TTI
Ro
IAT
Inicio de Generaciónde Petróleo Pico de Generación Final de la Generación
15 75 160
0.65 1.00 1.30
2.65 2.90 3.20
0
0 0
93
-500 -1000 -1500 -2000 -2500 -3000
) m ( d a d i d n u f o r P
86
-200
79
-350
-700 -850
-900
-1000
73
67 -800
60 -750
48 -700
36
18
6
Tiempo (mill. Años)
-1100 -1300
-1400 -1800
-1800 -2000
Curva de Soterr amiento P1 Curva de Soterr amiento P2 Curva de Soterr amiento P3
-2000
-2500
-2500 -2800 -2800
-3000
-2800
-3000
-3200
-3500 -4000
--3600 3-3600 600
Formación D 129
Reconstrucción del Modelo Tiempo - Temperatura Cuenca de Montana
Tasa de Subsidencia + Energía Geotérmica
Submaduro
V e n t a n a d e Pe t r ó l e o T I :Surdam, 1 5 a 1984 1 80 HagenTand
Sobremaduro
Modelado en Perfiles: 2-D
Transformación de MO en HC
Volumen expelido
Distribución aproximada de los rangos de madurez establecidos por Ro:
0.7 1.0 1.3
Generación de gas Madurez tardía (p) Madurez media (p) Madurez temprana
Madurez térmica de la base de la Fm. P.D-129 (-94 Ma). En el centro de Cca. Se generaba gas antes de depositarse la Fm. Bajo Barreal
Distribución aproximada de los rangos de madurez establecidos por Ro:
0.7
1.0 1.3
Generación de gas Madurez tardía (p) Madurez media (p) Madurez temprana
Madurez térmica del tope de la Fm. P.D-129 (actual). El centro de Cca. se sobremaduró y las franjas de generación están en el borde.
