The American Association of Petroleum Geologists BuHetin V. 64, No. 6 (June 1980) P. 916-926, 13 Figs., 4 Tables
Abetract N. V. Lopatin en la Unión Soviética desarrollo un método para tomar tanto tiempo y temperatura tomando en cuenta los factores de maduración térmica del Kerógeno. El índice de maduración tiempotemperatura de Lopatin (TTI) evalúa la correlación con los regímenes térmicos correspondientes correspondientes a la la generación y preservación de hidrocarburos. Porque esta información es de gran interés para la exploración de petróleo, una calibración y evaluación ha sido hecha por el método de Lopatin. Dentro de las limitaciones de los datos disponibles actualmente las siguientes declaraciones pueden ser hechas: 1. 2.
La rata de las reacciones químicas en la maduración maduración térmica de la materia orgánica parece duplicarse a cada 10°C (18°F) aumenta la temperatura. Los valores del umbral del índice de tiempo-temperatura de la maduración de Lopatin son:
15 Inicio de la generación 75 Pico de generación de Petróleo 160 Final de la Generación de Petróleo. ~500 40º Plazo de preservación de Petróleo. (oil preservation deadline) ~1,000 5Oº Plazo de preservación de Petróleo. ~1,500 Plazo de preservación del gas húmedo. Wet gas preservation deadline
>65,000 Plazo de preservación del gas seco 3- TTI Los valores calculados de las reconstrucciones de Lopatin constantemente coinciden con los otros parámetros de maduración comúnmente usados por la geoquímica del petróleo. Las aplicaciones potenciales del método para la explotación petrolera de Lopatin incluyen el timing de la generación de aceite, calcular el volumen de hidrocarburos generados dentro de una cuenca, y la determinación de los plazos económicos.
Ha estado generalmente establecido en los últimos años que tanto tiempo como la temperatura son factores importantes en el proceso de la generación de Hidrocarburos y en el subsecuente crakeo, rompimient o agrietamiento de petróleo a metano. En 1971, N.V. Lopatin en la Unión Soviética público un documento en el que describió un método simple por el cual los efectos tanto de tiempo y temperatura podían ser considerados calculando la maduración térmica del material orgánico en los sedimentos. El desarrollo un índice “tiempo“tiempo-temperatura” de madurez (TTI) para cuantificar cuantificar su método. Lopatin en la Unión Soviética publicó un trabajo que describió un método simple por el que los efectos de tanto tiempo como la temperatura podían ser considerados in calcular la madurez térmica del material orgánico en sedimentos.
La implementación del método de Lopatin comienza con una reconstrucción de la historia tectónica y
depositasional de la sección geológica de interés. Esta es la mejor manera de lograrlo mediante el trazado de la profundidad de la era geológica enterrada, como se muestra en el ejemplo hipotético en la Figura 1. Debe ser recordado que tales reconstrucciones no son secciones transversales geológicas. En el ejemplo en la Figura 1 sedimentos del cretácico inferior fueron depositados hace 250m.y (m.a), en la superficie sedimentaria (profundidad= 0). Desde su depositación el sedimento ha tenido la historia de tiempo profundidad mostrada por la línea sólida en Figure 1, moviéndose de izquierda a derecha, Su historia consistió en depositación continua a varias ratas hasta 80 m.a. B.P, a un tiempo breve (2 m.a.) ocurrió un levantamiento en el cual los sedimentos fueron levantados desde una profundidad de 7,000 (2,134 m) ft a 6,000 ft (1,829 m). El levantamiento fue seguido por una subsidencia renovada hasta la depositación de un hiato que alcanzo 20 m.a. B.P. El hiato continui hasta 6 m.a. B.P. cuando la subsidencia comenzó ora vez. Sedimentos en tiempo presente (time= 0 m.a. B.P) a una profundidad de 10,500 ft (3,200 m). La línea en la Figura 1 sigue por lo tanto la relación profundidad -tiempo de los sedimentos. Cualquier estrato poco profundo, tal como se muestra en la Figura 2, la línea profundidad-tiempo tendrá subparalela la primera línea, comenzando con su depositación. Un set (o juego) de estas líneas como en la Figura 2, forman la reconstrucción geologica de Lopatin. Excepto en situaciones seguras o certeras (será impartido luego en la sección titulada “Casos Especiales”) los segmentos de la línea profundidad -tiempo para varios horizontes serán siempre paralelas. Las reconstrucciones geológicas están basadas en la mejor información disponible. Algunas reconstrucciones serán fáciles de hacer con un alto nivel de confianza, particularmente donde las depositación ha sido continua. Para los sedimentos que han tenido una historia compleja, sin embargo, La reconstrucción podría representar solamente una mejor conjetura.
El Segundo aspecto del modelo geológico es la cuadricula de temperatura. La temperatura del subsuelo debe ser especificada desde el principio hasta el final para cada profundidad del pasado geológico. El camino más simple para hacer esto es calcular el gradiente geotérmico del presente-día y suponga que tanto el gradiente como la temperatura de superficie han sido constantes en todo el intervalo de tiempo cubierto por la reconstrucción; por lo tanto, la cuadricula de temperatura es simplemente una serie de líneas equitativamente espaciadas. Un espaciado de 10°C es conveniente. En la Figura 3 se muestra una situación más complicada, en el cual hay una rotura (break) en el gradiente geotérmico en el presente-día. La parte superior de la sección, es principalmente arena, tiene un gradiente bajo, pero la parte de Lutita mas baja tiene un gradiente alto. Si es supuesto que la pendiente geotérmica está relacionada con lo litología, La pendiente geotérmica antes de 88 m.Y. B.P. debe haber sido alta para la sección entera, solamente las Lutitas estaban presentes. El gradiente bajo comenzó a existir luego de los 88 m.a. B:P., cuando empezó la depositación de las arenas. La Isotérmicas (líneas corridas) en la Figura 3 representan por lo tanto las temperaturas subsuperficie como una función del tiempo geológico. No hay ningún límite teórico para la complejidad la cual puede ser introducida en la historia de la temperatura de una sección. Sin embargo, más datos necesarios para una reconstrucción altamente sofisticada simplemente no estarán disponibles. El método de Lopatin puede ser aplicado para cualquier modelo geológico, Sin considerar la tosquedad o complejidad del modelo. Una reconstrucción bien planeada y detallada producirá más resultados confiables que uno que está basado en gran parte de conjeturas. Estas limitaciones deben estar soportadas en cualquier interpretación subsecuente de los datos de Lopatin. Sin embargo, incluso un modelo muy tosco o aproximado puede estar capacitado para responder preguntas muy importantes acerca de la generación y preservación de hidrocarburos.
Aunque muchos modelos geológicos pueden ser formulados en una manera sencilla, hay algunas situación en que la precaución es aconsejable, o donde las técnica especiales son necesarias. Cuando el levantamiento y la erosión ocurren, algunas secciones se pierden. Por lo tanto, aunque las líneas permanecen horizontales después de tal evento, la distancia entre ellos será reducida, como se ilustró en la Figura 4. Otro problema puede surgir cuando la sección examinada es cortada por una falla. Tales secciones por encima y por debajo de la falla podrían haber tenido historias térmicas diferentes. Es por lo tanto, necesario
hacer dos reconstrucciones geológicas diferentes para las dos partes diferentes de la falla y combinarlos para obtener la reconstrucción completa para la sección.
Lopatin y muchos otros creen que los factores, tiempo y temperatura, son importantes en la generación y destrucción de hidrocarburos. Estos dos factores son intercambiables: una alta temperatura actuando por un corto periodo de tiempo puede tener el mismo efecto de maduración de una temperatura baja actuando por un largo periodo de tiempo. Lopatin supone que la dependencia de la madurez en el tiempo es linealduplicar el tiempo de cocción a una temperatura constante duplica la madurez. La teoría de rate de reacción química predice que la dependencia de temperatura de la madurez será exponencial. Para tener en cuenta esta relación entre rata de reacción y la temperatura, Lopatin dividió el perfil de temperatura en intervalos de 10°C y dibujó las isotérmicas, como se muestra en la Figure 3. Escogió entonces intervalos de 100 a 110°C como la base del intervalo y le asigno un índice de valor n= 0. Los otros intervalos estaban asignados a los índices de valores como se muestra en la Tabla 1. Lopatin definió entonces al factor , el cual refleja la dependencia exponencial de la temperatura de la madurez del petróleo. Supuso que la rata de maduración incrementa por un factor r para cada 10°C aumenta en reacción de la temperatura. Por lo tanto para cualquier intervalo de temperatura el factor temperatura y=m. donde n es el valor del índice apropiado dado en la Tabla 1. Para el factor tiempo lopatin uso la longitude del tiempo (en m.a.) para los sedimentos gastados en cada intervalo de temperatura. La madurez añadida en cualquier intervalo de temperatura i es dado por madurez= (T) (r ni), donde T; es la longitud de tiempo gastado por los sedimentos en el intervalo de la temperatura i. Porque los efectos de la maduración en la materia orgánica son aditivos, la madurez total (o TTI) de un sedimento en particular es dada por la suma de los vencimientos adquiridos en cada intervalo.
Por lo tanto donde nmax y nmin son los n-valores para los más altos y más bajos intervalos de temperatura encontrados. Si la idea de Lopatin es correcta, el valor de TTI debe correlacionar con dato obtenitada usando otros métodos para la evaluación de la madurez termal de la materia orgánica. El trabajo actual intento primero escoger un valor para r, y segundo establecer una correlación entre TTI y la reflectancia de la vitrinita y mediciones de índice de la alteración térmica (TAI índice de alteración térmica).
La ecuación de Arrhenius dice que las ratas de las reacciones químicas se duplican aproximadamente para cada 10°C aumento en la temperatura. Lopatin acepto esta regla, y selecciono por lo tanto 2 para r. Otros trabajadores han cuestionado esta elección (Neruchev and Parparova, 1972; Golitsyn, 1973). Debido a la complejidad de las reacciones químicas actualmente involucradas y a los extensos rangos de temperatura sobre los cuales suceden estas reacciones, No es posible hacer un pronóstico teórico acertado sobre el mejor valor para r. Fue decidido para tratar de valorar r empíricamente mirando una larga cantidad de datos de TAI y reflectancia de Vitrinita (Ro) y eligiendo el valor de r que dio la mejor correlación entre las mediciones calculadas y la maduración. Los datos de maduración térmica para 402 muestras de 31 pozos mundiales fueron tabulados. los muestras de sedimentos tenían un rango de edad peleozoica temprana a cuaternaria. Y representan por lo tanto un amplio intervalo de tiempo. La maduración estaba medida por TAI o por Ro. Para comparar el valor de TTI con un solo parámetro de maduración, los valores de TAI fueron cambiados por su equivalente de Ro de acuerdo con la escala en la tabla 2. El rango de valores de la reflectancia de las muesras esta alrededor de 0.4 a 6. Para probar empíricamente el mas apropiado valor para r, se trazo TTI versus Ro para varios valores de r, se extiende desde 1.0 a 10.0 La correlaciones entre la maduración calculada y medida son pobres en los valores extremos de r, pero son generalmente buenas para los valores de r entre 1.6 y 2.5. El tramo de TTI versus Ro para r=2 se indica en la Figura 5.
Los principios involucrados en calcular valores de TII han sido explicados en el precedente; aquí pasaremos un ejemplo específico. En la Figura 6 se muestra un modelo geológico que tiene 3 horizontes de sedimento (A, B Y C) y una cuadricula de temperatura medianamente complicada. El cálculo para cada horizonte es dado en la Tabla 3. El cálculo de computadora de los valores de TII es fiable. Es también posible calcular el valor de TTI en cualquier momento en el pasado del mismo modo. Suponga que estamos interesados en el valor de TTI del horizonte A 60 m.a atrás (representada por el punto P en la Figura 6). Los cálculos son llevados de una manera análoga que la hecha previamente pero se detiene en 60 m.a en vez de en el presente. El cálculo del valor de TTI para el punto P en la Figura 6 es 5.9.
Lopatin (1971) propuso que los valores de TTI definidos corresponden a las diferentes etapas en los procesos de generación de petróleo. El valor especifico que eligió, sin embargo, pareció ser incorrecto debido a los errores en su reconstrucción geológica original. Una nueva escala de TII versus reflectancia de vitrinita (Ro) ha sido, por lo tano, formulada comparando valores de Ro medidos con valores de TTI calculados de nuestros modelos geológicos. Los resultados de estas correlaciones, que están basado en el análisis estadístico antes mencionado de 402 muestras de 31 reconstrucciones mundiales, son dados en la Tabla 4 La tabla 5 muestra Ro. TAI, y TTI valores para varias etapas importantes de la generación de petróleo y preservación. Los límites de la ventana de generación de petróleo son muy similares a los propuestos por Dow (1977) y muchos otros.
Los límites de preservación del petroleo se basan en datos no publicados de Chevron. Estas correlaciones definen de manera efectiva el rango de TTI en el que se produce la generación de petroleo (15 a 160); los valores más altos TTI en la que se conservan el petroleo de 40 y 50 ° API (aproximadamente 500 y 1.000, respectivamente); y los valores más altos TTI en la que el gas húmedo se pueden preservar (1500). El gas seco se produce en la Unión de California 1-33 Bruner, Condado de Beckham, Oklahoma, desde un horizonte que tiene un TTI de alrededor de 65.000, pero aún no se ha establecido que este es el máximo posible TTI en la que el metano es todavía estable.
Valores TII calculados fueron comparados con los datos medidos de muchas muestras en todo el mundo que representan una variedad de edades y litologías. Se presentan las correlaciones de TII con TAI, reflectancia de la vitrinita, relación carbono bitumen/organico (Bti/Corg), índice de preferencia del carbón (CPI), relación kerógeno hidrogeno/carbono (H/C), porcentaje de arcillas expandibles, y la gravedad (API) gráficamente presentadas en las figuras 7 a 11. Los resultados de cada una de estas relaciones conducen a la misma conclusión: TII es una medida válida de la madurez térmica de la materia orgánica.
Se acepta en general entre los geoquímicos orgánicos que proporciones Bit-CORG deberían mostrar un aumento en la ventana de generación de petróleo. En la práctica real, sin embargo, este aumento no siempre es claramente visible, debido a factores tales como la migración y el tipo de kerógeno pueden afectar fuertemente el contenido de bitumen. Cuando se analiza estadísticamente un gran número de muestras, sin embargo, un máximo en la relación media Bit/Corg debe ser visible dentro de la ventana
generativa La Figura 7 muestra una gráfica de TTI frente Bit/Corg donde cada punto representa el promedio de hasta 46 piezas individuales de datos. Un máximo visible, donde la proporción es de alrededor de dos veces la de la línea de base es aparente entre TTI = 25 y TTI = 200. Esta región corresponde bastante bien a la ventana generativa petroleo (TII = 15-160) como se determina a partir de datos TAI y Ro.
En general se acepta que los valores CPI disminuyen con el aumento de madurez térmica. Los datos de la Figura 8 confirman la verdad de esa declaración. Valores CPI para muestras inmaduras van desde bajo a muy alto, pero entre las muestras más maduras valores muy altos brillan por su ausencia. El valor máximo CPI posible para un valor dado TTI disminuye a medida que aumenta TII, como se muestra por la línea de la envolvente en la figura 8. De acuerdo con estos datos, bitúmenes asociados con kerógenos dentro de la ventana generativa de petroleo pueden tener valores CPI de hasta 1.75 (al TTI = 15) o 1.2 (al TTI = 160). Así, aunque una disminución de la máxima CPI se correlaciona con la generación de petróleo, los CPI reales de bitúmenes recién generados no llegan necesariamente a los bajos valores que normalmente se encuentran en los petroleos crudos (CPI ≤ 1.1), indicando que la madurez térmica es sólo uno de los posibles factores que pueden influir fuertemente en las distribuciones de n-parafina (Tissot et al, 1977).
La Figura 9 muestra un gráfico de TTI versus proporciones promedio de kerógeno H/C, con cada punto que representa hasta 49 muestras individuales. De nuevo TTI refleja directamente la madurez térmica, para las relaciones de H/C promedio disminuyen con el aumento de los valores de TTI. Aunque la transformación de montmorillonita (arcilla expandible) para ilita (arcilla no expansible) a menudo ha sido pensado para ser asociado con una temperatura subsuperficial definido, la transformación M ->I puede ser en realidad un proceso controlado cinéticamente. Por lo tanto, debería ser posible aplicar el método de Lopatin a las transformaciones de arcilla de la misma manera en la que se aplica a catagénesis de material orgánico.
Con este fin se hizo un gráfico de TTI versus el porcentaje de capas de arcilla expandible (Fig. 10). Hay una fuerte correlación entre el máximo porcentaje de capas expandibles y el TTI, como se muestra por la línea continua. Las muestras que yacen significativamente a la izquierda de la línea en la región térmicamente inmadura probablemente representan material que contenía menos de 100% de capas expandibles cuando se depositó originalmente. Alrededor del 50% del agua de la capa intermedia ya se ha perdido entre las capas; antes de la aparición de la generación de petróleo, y otro 25% antes de alcanzar su punto máximo de generación de petróleo. La cantidad de agua disponible expulsada de la capa intermedia para el transporte de el petroleo recien generado es por lo tanto mucho mas pequeña (excepto quizás en los regímenes super normalmente presurizados) de lo que algunos trabajadores han estimado. Esta observación debe ser importante para futuros estudios de los mecanismos de la migración primaria.
Se disponía de datos de gravedad API de 57 petroleos de todo el mundo a partir de secciones reconstruidas. TTI se representó versus a la gravedad de petroleo en la Figura 11. La mayoría de los petroleos, incluyendo todos los de baja gravedad (<30 ° API), se muestran los valores de TTI de <160; es decir, estos petroleos se encuentran dentro o estructuralmente por encima de la ventana de generación de petróleo. Algunos de los petroleos más ligeros (gravedad API> 40º) fueron recuperados de los horizontes que tienen valores de TTI> 160; es decir, de reservorios que han sido sometidos a maduración térmica adicional después de la generación de petroleo.
Porque la gravedad del petróleo es generalmente concedida por lo menos en parte relacionado con la madurez térmica, es significativo que la baja-gravedad de los petróleos (inmaduras) no se encuentren asociados con valores altos TII. A partir de estos datos limitados, es posible estimar "fechas límite" tentativas para la preservación de petróleos de cierta gravedad API. La línea continua en la Figura 11 indica aproximadamente el valor TII superior a la que una gravedad dada de petróleo puede ser preservada. Así, el valor máximo TII para encontrar un aceite de 40º sería de alrededor de 500, y para un petroleo de 50º, alrededor de 1000. Estos números deben, sin embargo, ser vistos con cautela ya que meramente las mejores extrapolaciones posibles en la actualidad son en base a nuestros datos limitados. Los datos de 36 localidades de gas natural estaban disponibles. Aunque los datos son demasiado escasos para permitir un cálculo exacto del valor máximo TII en la que el gas húmedo (> 5% C2 +) puede ser preservado, un valor de TII alrededor de 1.500 podría ser una estimación razonable para el plazo de gas húmedo. El plazo de gas-seco (por debajo del cual se produce el gas metano desde el pozo de la Unión de California 133 Bruner en el Condado de Beckham, Oklahoma, en un TII de alrededor de 65.000. El pozo Lone Star 1
Baden en el Condado de Washita, Oklahoma, azufre líquido struck en un TII de 972.000, lo que indica que el plazo de gas seco probablemente se encuentra en un valor TII entre 65.000 y 972.000. es interesante que la Socal l James descubrimiento de gas seco en el condado de Wheeler, Texas, el productor más profundo del mundo en 22.918 a 23.938 pies (6985 a 7296 m), que está en un TTI de sólo 17.500.
Los valores de TTI obtenidos por aplicación del método de Lopatin pueden ser útiles en varias formas para la exploración de petróleo. Si estamos interesados cuan profundo podemos esperar encontrar acumulaciones conservados de petróleo, gas húmedo, o gas seco, sólo tenemos que calcular el presente-dia de los valores de TII de los reservorios sospechosos y encontrar el régimen de TII en la cual caen. Por ejemplo, supongamos que se espera que un cierto reservorio se encontrara a 12.000 pies (3.758 m) en un pozo propuesto. Se puede esperar petróleo o gas, y si hay petróleo, de que gravedad? Supongamos que calculamos un TTI de 1200 para la formación del reservorio. Esto significa que el reservorio tiene un valor mayor que la TII en el que un petroelo de 50° puede ser preservada (1000 de la Tabla 5). Predeciriamos desde las calibraciones de TII que el reservorio se encuentra más allá de la fecha límite de Petroleo, y por lo tanto podría contener sólo gas húmedo o seco. Como se dijo anteriormente, el nivel de confianza de esta interpretación dependerá de la calidad del modelo geológico.
Una segunda manera en que los valores TII pueden ayudar en la exploración de petróleo está en responder a la pregunta de si es o no la madurez térmica necesaria para la generación de hidrocarburos producidos en una región. Por ejemplo, una lutita rica orgánicamente se ha encontrado en una cuenca, y queremos saber si esta lutita ha alcanzado la madurez térmica. Al hacer reconstrucciones de tiempo y profundidad para varios puntos en la cuenca, podemos calcular valores presentes de TTI para la lutita en estos puntos, como se muestra en el ejemplo hipotético en la Figura 12. Contorneando los valores TTI nos podemos hacer una idea de la extensión del área de lutitas ricas que ha entrado en la ventana generativa. En el ejemplo en la Figura 12 la zona generativa (dentro de los contornos TTI = 15) representa sólo una pequeña parte del total de la cuenca; por lo tanto, sólo una pequeña fracción de las lutitas ricas podría haber comenzado a generar petróleo. Así, el riesgo de la exploración de las prospectos adyacentes a esta cuenca sería considerablemente más alto que si toda la cuenca ya había alcanzado la madurez térmica. Una tercera aplicación de los datos de TTI en la exploración está en responder preguntas sobre el tiempo
(timing= sincronizacion de los elementos del sistema petrolero) de generación. La Figura 13 muestra un modelo geológico en que los valores de TTI 15 y 160 se han situado en cada uno de los varios horizontes. Si contorneamos valores iso-TTI en este modelo tenemos dos líneas que delimitan la ventana generativa de petróleo para toda la sección a lo largo del pasado geológico. La región sombreada en la Figura 13 indica la ventana generativa. Supongamos que una formación particular, indicada como "Roca madre de petroleo" "Oil Source Rock" en la figura 13, es solamente la verosimil roca madre de petroleo (OSR, siglas en ingles "Oil Source Rock") de esta región. Podemos determinar por la cuando en el pasado geológico la OSR genero petroleo por la inspección de la Figura 13. La OSR entro en la ventana de petroleo 181 m.a y dejo de generar 120 m.a. B.P. La región en la que las condiciones de tiempo y profundidad son apropiados para la generación de petroleo en el OSR se muestra en la Figura 13 en negro. Como ahora sabemos el lapso de tiempo durante el cual se produjo la generación de de petróleo (181 a 120 m.a B.P.), podemos comenzar a responder a las preguntas importantes acerca de la sincronización de la generación de petróleo y la formación de la trampa. Supongamos que las únicas trampas estructurales en la región fue creado durante un levantamiento que dura 100-90 m.a B.P. Porque la formación de la trampa se produjo en al menos 20 m.a. subsiguiente a la finalización de la generación de petróleo, la probabilidad es baja de que este petroleo podría haber sido capturado por estas trampas locales. Es más probable que en el momento en que se formaron estas trampas el petróleo ya había migrado de la región porque no había ninguna barrera para su movimiento. Esta lista de posibles aplicaciones del método de Lopatin está, sin duda incompleta, por el método es muy versátil. Geólogos creativas sin duda descubrir nuevas formas de utilizar los datos de TTI para responder a preguntas específicas importantes en sus propias particulares áreas de exploración.
Este estudio ha comprobado que la maduración de material orgánico en sedimentos depende tanto de tiempo y temperatura. Hay una buena correlación entre los valores calculados de TTI y los parámetros medidos de medurez-geoquimca. Una escala correlacionando valores de TTI con datos de TAI y Ro ha sido construida. Los valores de TTI correspondientes a la región generadora de petroleo se han determinado. Usando estos valores TII es posible predecir si un sedimento dado ha alcanzado la madurez térmica y, en caso afirmativo, en qué momento en el pasado geológico. los valores TTI correspondientes a los plazos de conservación de diversos tipos de depósitos de hidrocarburos también se han determinado. Estos valores TII delimitan de manera efectiva los límites de profundidad en cada área en la que petróleo, gas húmedo y gas seco se puede esperar. Los valores TTI calculados a partir de reconstrucciones de Lopatin coinciden consistentemente con otros parámetros comúnmente empleados por los geoquímicos de petróleo en la estimación de la madurez térmica de la materia orgánica. Potencial aplicación del método de Lopatin para la exploración de petróleo es considerable. Entre las posibilidades más obvias están el análisis cuantitativo de la cuenca, la comparación de la sincronización de la generación de petróleo con la formación de trampa, y la determinación de basamento económico. Otras aplicaciones, sin duda, seran descubiertas por los geólogos de exploración como método de Lopatin comienza a ser empleado de forma rutinaria.