Reconstrucción térmica de petróleo y gas - Aplicaciones e implicaciones

Ecuador

 

La Cuenca Amazónica Andina (AAB) es el ejemplo perfecto para ilustrar cómo investigar el potencial de petróleo y gas. La zona de estudio se sitúa al norte sub-andino de ecuador o la parte más oriental y levantada de la CAA (Levantamiento de Napo; Fig. 4). En la CAA, las rocas fuente son paleozoicas y pizarras negras del Cretácico medio mientras que las rocas reservorio varían desde el Cretácico superior a areniscas del Eoceno.

Figura 4: Cuenca Amazónica Andina ecuatoriana (zona Sub-Andina) y zonas distales (Cuenca del Amazonas). La localización de los campos productivos y no productivos es cortesía de PetroEcuador. Izquierda: Detalles de los hiatos de 60 Ma entre roca de arco volcánico jurásica y el relleno de la cuenca cretácica en la zona Sub-Andina.

 

Recuadro rojo: localización del afloramiento de la izquierda donde se realizó la reconstrucción térmica (Fig. 5).

 

El corte geológico inferior (línea discontinua en blanco y negro) representa desde la zona Sub-Andina hasta la Cuenca Amazónica Andina (cortesía de IRD y PetroEcuador).

 Los parámetros de entrada para la reconstrucción térmica (Figuras 2 y 5) son:

 

  • Análisis de Fission-Track + U-Th-Sm/He en Apatitos y Zircones. Los análisis en Esfeno también son posibles.

  • Delimitadores geológicos (p.e. hiatos y discontinuidades; Figuras 4 y 5)

  • Geoquímica de los minerales analizados.

 

Como se ilustra en las figuras 2 y 5 el reservorio abierto del Aptiense-Albiense se muestra en contacto discordante con el sustrato jurásico de la Cuenca Amazónica Andina (CAA). En algunas zonas de la CAA, la roca volcánica jurásica es remplazada por roca sedimentaria volcánica. La formación Aptiense-Albiense está constituida por depósitos arenosos de playa que no contienen Apatito ya que es detrito demasiado maduro (el Apatito se destruye por el transporte). De todos modos, encuentro la manera de abordar esta ausencia analizando Apatitos y Zircones del sustrato.

 

Modelado térmico inversa es el producto final. Se completa utilizando un software libre de la Uni. de Texa o de Rennes (Francia)

Figura. 5:

 

Trayectorias Tiempo-Temperatura para el sustrato jurásico del reservorio de la Formación Hollín en una localización próxima a la zona Sub-Andina.

 

1, 2, 3, 4 son los cuatro termocronómetros de baja temperatura listados en la figura 1 en la sección de metodología.

 

AFT y ZFT: análisis de Fission-Track en Apatitos y Zircones. AHE, ZHe; análisis de U-Th-Sm/He en Apatitos y Zircones respectivamente.

 

Derecha: fotografía del afloramiento del contacto Jurásico-Cretácico junto con los conglomerados basales del Aptiense.

Repito esta aproximación en todos afloramientos del sustrato cretácico en la zona Sub-Andina (Figura 2 y 5 son dos ejemplos) para producir una vista amplia de la evolución térmica de la AAB proximal. Dos tercios de esos afloramientos indican que la formación Hollín no estuvo el tiempo suficiente en la ventana de temperatura del petróleo (160-60ºC) como está indicado en las figuras 2 y 5. El otro tercio plasmó un sobrecalentamiento claro debido al crecimiento de la Cordillera Occidental con temperaturas superiores a 200ºC en el Cretácico-Eoceno.

 

Conclusiones

 

La reconstrucción térmica de los afloramientos de petróleo abiertos en la zona Sub-Andina se muestran todos dentro de la ventana de temperatura del petróleo (160-60ºC):

 

  • Una fase de enfriamiento (erupción o exhumación) que empezó durante el Jurásico inferior y acabó en el Jurásico inferior.

  • Una fase de calentamiento desde el Aptiense-Albiense con un desarrollo de una cuenca de retroarco que duró más de 70Ma donde se alcanzaron temperaturas de 90ºC durante e Eoceno tardío.

  • Una ultima fase de enfriamiento/exhumación asociada a la migración del petróleo en el Oligoceno – Mioceno inferior generando la zona Sub-Andina como la conocemos actualmente.

Determinación de la temperatura tope, su edad y su implicación en la exploración de gas

 

Los investigadores de la Universidad de París IV y ENS desarrollaron en 2002 un nuevo geotermómetro: la espectrometría Raman. El principio es simple: el material carbonoso se organiza a la vez que la temperatura aumenta. Este proceso es irreversible y permite determinar la temperatura máxima alcanzada por una roca que albergue material orgánico como las pizarras negras y carbonatos en una cuenca rica en petróleo y gas (Fig. 6). Este geotermómetro es válido para ventanas grandes de temperatura con rangos desde 600ºC hasta 150ºC, el último valor corresponde prácticamente con el límite superior de la ventana del petróleo (160-60ºC) y el límite inferior de la del gas (200-160ºC). Por favor, téngase en cuenta que la composición de la materia orgánica puede variar esos límites.

 

Desde 2006 combinamos la espectrometría Raman con análisis de termocronología de baja temperatura en mi proyectos, como el que tiene lugar en el Norte de África en el borde de las cuencas del Sáhara y el Atlas. Produje una ingente cantidad de datos del oeste de Marruecos (Figura 7) que mi permitió desarrollar y proponer una nueva experiencia en la exploración del petróleo y gas.

 

La espectrometría Raman permite encontrar la temperatura máxima para una pizarra o esquisto. Una vez esa temperatura es conocida, se data cuándo ese máximo fue alcanzado usando un termocronómetro preciso. Por ejemplo: si la temperatura tope es de ~180ºC, la cual está en la mitad de la ventana del gas, usamos análisis de U-Th-Sm/He en Zircón (200-160ºC) para conseguir la edad. Unos análisis adicionales de Fission-Track y U-Th-Sm/He en Apatitos serían necesarios en muestras dentro de la misma región para completar la historia térmica hasta los 200ºC. Si el nivel nos indica una temperatura máxima de 200ºC entonces habría sobrecalentamiento por gas y la exploración para el petróleo y en definitiva, todo el potencial de queroseno se habría perdido.

Figura 6: Croquis esquemático de los recursos naturales de gas: A: gas asociado a reservorios de petróleo; B: gas convencional; C: Gas encontrado en reservorio ultra-compactado; E: shale gas.

Reconstrucción térmica de una capa rica en gas

 

- No puedo entrar en detalles sobre la reconstrucción térmica de niveles ricos en gas debido a los derechos de propiedad intelectual, pero estoy abiertos a comentarlo y podríamos presentarlo individualmente.

 

La aproximación es muy similar a la de la reconstrucción térmica de la ventana del petróleo con la excepción de que son necesarios más análisis por muestra, más muestras y más pensamiento lateral. GeoLogin 3G puede reconstruir trayectorias térmicas en cualquier escenario si se tiene acceso a afloramientos, testigos de sondeo, mapas geológicos y logs.

 

- Las litologías indicadas para las reconstrucciones térmicas son las lutitas, areniscas, conglomerados y también rocas vulcano-sedimentarias, plutones, metamórficas (valores más elevados de Apatito y Zircón). Las trayectorias térmicas clásicamente se reconstruyen en la ventana térmica de entre 120-45ºC, que es prácticamente la ventana del petróleo (Fig. 4 y 5). Para investigar temperaturas más elevadas y la ventana del gas, he elaborado un modelo aproximado que me permite reconstruir desde la misma localización, pozo o desde el mismo anticlinal, los caminos térmicos para temperaturas más elevadas hasta 200ºC o incluso 310ºC en determinadas circunstancias.

 

- Conclusión: la reconstrucción térmica de cualquier serie de pizarras o esquistos requiere de un mayor número de análisis en comparación con sedimentos ricos en petróleo y mucha cantidad de pensamiento lateral.  No obstante podemos determinar con precisión 1) las fases de enterramiento, 2) de exhumación y también 3) el tiempo de residencia de cualquier roca madre o reservorio centro de las ventanas del gas y de petróleo.

Conclusiones

 

  • La combinación de la termocronología de baja temperatura y la espectrometría de Raman es del mayor interés por parte de las empresas petroleras ya que llena un vacío en el aspecto técnico de las cuencas de petróleo y gas. Se necesita una comprensión perfecta de la geología de la región, los métodos, sus límites y su aplicación en el campo. GeoLogin 3G tiene esta capacidad y ha desarrollado otras adicionales. Puedo producir análisis complementarios que no están descritos en este folleto: evaluación petrográfica, cristalinidad de la Illita, reflectancia de la Vitrinita. Esta habilidad es importante para la industria del petróleo y gas ya que puede ser aplicada tanto en cuencas onshore como offshore y en cinturones de cabalgamientos. Además, soy capable de determinar la tasa de procesos geológicos involucrados en un sistema orógeno-cuenca.

 

  • Las ventanas de temperatura para el petróleo y gas son 160-60ºC y 200-160ºC respectivamente pero pueden variar con la presión y la composición de la materia orgánica. Mi capacidad permite que la historia térmica de cuencas ricas en petróleo y gas puedan ser reconstruidas desde 200ºC a 45ºC y en determinadas circunstancias hasta 310ºC. Proponemos estimar y acotar el potencial del (shale) gas gracias a la combinación del nuevo geotermocronómetro y los análisis de termocronología de baja temperatura.

 

  • Estoy convencido que nuestra aproximación será próximamente integrada en la hoja de ruta de muchas compañías de petróleo y gas. Esta aproximación genera atajos, se evitan investigaciones innecesarias y se gana tiempo y dinero.

 

  • Con este folleto nos propusimos llegar a cualquier geocientífico de la industria del petróleo y gas. Como geólogo, me podres sentir realizados con todas esas novedosas técnicas, posibilidades, aplicaciones y perspectivas. Los rangos de temperatura investigados entre 310 y 45ºC pueden comprender aproximadamente los primeros 15 kilómetros de la corteza terrestre.