Estudio de la porosidad orgánica con la evolución térmica en rocas generadoras cretácicas de la cuenca valle medio del magdalena, colombia

Resumo

La presente investigación se ha centrado en la evaluación de Rocas Cretácicas de la Cuenca Valle Medio del Magdalena (VMM), Colombia, en los intervalos Aptiano–Albiano (Aptiense-Albiense) y Cenomaniano–Campaniano (Cenomaniense-Campaniense), para determinar si pueden considerarse como Yacimientos de Roca Generadora (YRG) de hidrocarburos. Para ello se realizaron análisis de geoquímica orgánica, petrografía orgánica, y palinofacies. Se analizaron 4235 muestras por pirólisis Rock-Eval y COT, 104 por petrografía orgánica, y 469 por palinofacies. Estas muestras proceden de 6 sondeos (Pozos EST-1, EST-2, EST-3, EST-4, EST-5 y EST-6) en la Cuenca VMM. Además, se realizó un estudio textural (porosimetrías, picnometrías, adsorción de N2 a -196ºC y CO2 a 0ºC) en una serie de muestras maduradas artificialmente por hidropirólisis para reproducir la evolución de la materia orgánica. El intervalo Aptiano-Albiano (Aptiense - Albiense) presenta alto contenido orgánico (>4%COT) y contiene un kerógeno tipo II con aportes locales de kerógeno III. El análisis de madurez térmica de esta materia orgánica en el norte del área de estudio sugiere variaciones que van del pico de generación de hidrocarburos líquidos hasta la ventana de aceite volátil; en el noroccidente, varían de la ventana de aceite volátil, hasta la ventana de gas húmedo; y en el sector sur/suroriente, la madurez varía de la ventana de gas húmedo a la del gas seco. La evaluación de la presencia y potencialidad en hidrocarburos (líquidos y gaseosos) permitió identificar un intervalo de 100 pies (30,5 m) en el pozo EST-6 que puede considerarse como un nivel sedimentario con hidrocarburos producibles. En el pozo EST-1 se obtuvieron valores de interés (67 a 221 pcs/ton) compatibles con un potencial yacimiento de gas. El intervalo Cenomaniano–Campaniano (Cenomaniense-Campaniense), tiene contenidos orgánicos de muy buenos a excelentes (COT>2%), un kerógeno tipo II y un intervalo específico con kerógeno II/III. La materia orgánica del intervalo Coniaciano – Campaniano (Coniaciense-Campaniense) tiene una madurez térmica temprana mientras que la del intervalo Cenomaniano–Coniaciano (Cenomaniense-Coniaciense) se sitúa en el pico de generación de aceite o cercano a él. Hay intervalos de interés como yacimientos producibles en la secuencia del Coniaciano – Campaniano (Coniaciense-Campaniense) probablemente producto de la mezcla de hidrocarburos migrados y de hidrocarburos generados por la misma roca. Se identificaron intervalos de hidrocarburos producibles en la parte media y a techo de la secuencia del Cenomaniano– Coniaciano (Cenomaniense-Coniaciense), en este caso es un yacimiento de roca generadora (YRG). Los resultados de los análisis de palinofacies indican para el Aptiano–Albiano (Aptiense-Albiense) una plataforma de carbonatos, con fluctuaciones en un ambiente marino de plataforma media a proximal. Para el Cenomaniano-Campaniano (Cenomaniense-Campaniense) se reconocieron fluctuaciones entre una plataforma marina distal y una cuenca proximal subóxica-anóxica, a excepción del Turoniano Medio (Turoniense Medio) donde la cuenca se someriza depositándose material marino con aportes terrestres en una plataforma media a proximal. Según el análisis textural de la serie madurada artificialmente por hidropirólisis, el volumen de poro aumenta gradualmente con la evolución térmica de la materia orgánica. Dicho aumento se ve pronunciado en los macroporos y mesoporos con tamaños entre 5,5-12000 nm. Los resultados de la adsorción de nitrógeno indican un incremento importante del volumen total adsorbido (aumento de microporos y mesoporos) y del área superficial especifica (SBET) con la madurez térmica. Los resultados de adsorción de CO2, indican un incremento (más del triple) del volumen de microporos estrechos y de la superficie específica Dubinin-Radushkevich, entre la muestra original y la muestra lavada con diclorometano que extrae los hidrocarburos libres ocluidos en los poros. Esta tendencia también se observa con el aumento de la madurez térmica. Se realizó un estudio del bitumen sólido para determinar sus posibilidades como paleotermómetro. La construcción de un diagrama de dispersión que correlaciona la reflectancia de la vitrinita con la reflectancia del bitumen sólido proporcionó una ecuación que permite obtener la reflectancia equivalente de la vitrinita: Roequi= 0.8607Robs + 0.2358, donde Roequi es la reflectancia equivalente de la vitrinita y Robs es la del bitumen sólido.