La geoquímica del petróleo nos permite la identificación dela roca madre y búsqueda de yacimientos de hidrocarburos, como también podemos saber si la roca madre género o no hidrocarburos.

1. EXPLORACION EN LA SUPERFICIEa. La G.H. involucra el análisis de rocas o sedimentos de la superficie como evidencia de lo que pueden haber a

profundidad. En el mar se emplean rastreadores, esta técnica no puede emplearse para localizar con precisión si no regionalmente debido a fallas, fracturas, etc.

b. Chapopoteras y asfaltos naturales, evidencia en superficiec. Afloramiento, pueden contener trazas de hidrocarburos

2. EXPLORACION DEL SUBSUELOa. Carbono orgánico.-materia orgánica promedio en lutitas (1%), carbonatos(0,3%) y arenas(0,05%), rocas más finas

contienen más materia orgánica, para q’ sea rentable una lutita tiene q tener más de 0,5 %b. Análisis de gas en lodos y muestras de canal.- Elaborar mapas de distribución vertical y horizontal de metano y etano,

así se puede mostrar las zonas más favorablesc. Gasolina y gas en muestras de canal.- muestras de canal con rastros de gas y gasolina.

CARACTERISTICAS A INVESTIGAR EN LA ROCA: cantidad de MO, tipo de MO, madurez de la MO y la capacidad de generación de la MO

METODOS GEOQUIMICOS A EMPLEAR

a) Análisis elemental; Determinando la concentración de C,H,O,N y S presente en la roca madre nos permite saber el tipo de MO y su ubicación en el diagrama de Krevelen

b) Carbono orgánico total; acá se evalúa el contenido de carbono, después de estas pruebas le pueden seguir la de la pirolisis y refractancia de la vitrinita COT= Carbono total – carbono inorgánico COT <0,5 % Pobre roca madre, COT 1-2 % Buena roca madre, COT > 2% excelente roca madre. EL COT, evalúa 3 componentes el carbono de la materia orgánica extraíble, el carbono residual y el carbono convertible. La medición del COT indica cantidad más bien no calidad, así que después se tiene que hacer más pruebas adicionales.

c) Pirolisis ROCK-EVAL; técnica que simula el proceso natural de maduración y permite determinar la calidad y tipo kerogeno. Las muestras de roca son calentadas en etapas, inicialmente a temperatura constante de 300° C, luego un calentamiento programado de 25 °C hasta alcanzar a 850°C; en la primera etapa se destilan y libera de la roca cualquier compuesto de petróleo y gas(S1), en la segunda etapa por craqueo térmico se forman hidrocarburos(S2), CO2 q’ se libera a partir del craqueo térmico (S3), el carbono orgánico residual se oxida (S4), dióxido de carbono derivado de la descomposición de los minerales (S5) . Esta prueba te produce índices importantes- Índice de hidrogeno, un alto HI indica mayor potencial para la generación de petróleo- Índice de oxígeno, útil para el rastreo de la maduración o el tipo de kerogeno- Índice de producción, relación entre la primera y la segunda etapa de la pirolisis S1/ (S1+S2). Se utiliza para caracterizar

la evolución de la materia orgánica- Potencial de petróleo, cantidad máxima de hidrocarburos q puede generar una roca madre, es S1 + S2.

d) Petrografía orgánica, estudio microscópico de la MO, se realiza con 3 técnicas: Luz blanca reflejada, Luz blanca transmitida y Fluorescencia. Parámetros a evaluar con la petrografía:- Reflectancia de la vitrinita (RO), la vitrinita es un maceral formado mediante la alteración térmica de la lignina y la

celulosa en la paredes de las células vegetales, al incrementar la temperatura de la vitrinita nos produce diferentes reflectancias esta se mide a traves de un microscopio provisto de un lente de inmersión de aceite y un fotómetro, y se mide con el porcentaje de luz reflejada en el aceite (R0); ayuda a evaluar la madurez de los kerogenos. (R0 > 1,5 % gas seco) (1,1 <R0< 1,5% gas con tendencia a la generación de petróleo) (0,8% < R0<1,1% gas húmedo)

- Índice de alteración termal (IAT), de determina por el color de esporas- Índice de color de esporas - Fluorescencia de la exinita

e) Análisis mineralógico de la rocaf) Estudios de correlación crudo- roca madreg) Cromatografía de gases; evalúa el gas liberado durante la perforación y registra los picos individuales correspondientes al

metano(C1), etano(C2), propano(C3), isobutano(iC4), butano normal(nC4), pentanos(iC5 y nC5) e hidrocarburos más pesados(C5+)

APLICACIONES DE LA GEOQUIMICA DE HIDROCARBUROS

a) Evaluación de cuencas: se analizan rocas de afloramientos no intemperizados y núcleos someros, determinando el contenido de carbono y el color de kerogeno. Parámetros:- Espesor de los sedimentos; se emplean datos magnéticos y sísmicos- Estructura; mecanismo de entrampamiento- Rocas generadoras- Rocas sello- Rocas almacenadoras- Maduración de los hidrocarburos

b) Pozos de exploración: se analizan buscando maduración, carbono orgánico y potencia de generaciónc) Área en desarrollo: utilizando cromatografía de gas y espectrometría de masas en HC.

POTENCIAL GENETICO DE UNA FORMACION: representa la cantidad de petróleo que el kerogeno es capaz de generar, y depende de: topografía, clima, océanos, asociaciones biológicas, etc. Se caracteriza por el tipo de kerogeno.

LA RELACION DE TRANSFORMACION: relación entre el petróleo que se forma y el potencial genético, mide el grado que alcanzo el potencial, depende de la naturaleza del material y la historia geológica subsecuentemente, también de factores internos como: energía geotérmica, subsidencia, tectónica.

NATURALEZA DE LA MATERIA ORGANICA: marina (tipo I y II alifáticos, bitumen abundante) Detritos de plantas (tipo III, aromáticos, bitumen menor) El potencial genético del tipo II, rico en hidrogeno, es aproximadamente tres veces el potencial del tipo III pobre en hidrogeno.

TEMPERATURA Y PRESION: el sepultamiento y aumento de temperatura es importante, la relación de transformación del kerogeno a aceite y gas depende de la temperatura y tiempo. Se supone que hay una relación tiempo- temperatura en la que cada uno de los parámetros compensa al otro.

GENERACION DE ACEITE Y GAS: la determinación de aceite y gas se realiza de dos formas:

- Utilizando graficas de subsidencia contra tiempo- Modelación matemática para simular la degradación térmica del kerogeno.

La generación de aceite rápida: 5 a 10 millones de años, zonas de subsidencia y alto gradiente geotérmico, ejm Europa Central

Generación lenta: 100 millones de años, ritmo de subsidencia moderado, ejm Sahara.

La probabilidad de que haya una carga efectiva de aceite o gas depende de: