Geoquímica del Petróleo. Utilidad de los Biomarcadores. Clasificación de los Crudos

Geoquímica2En un artículo anterior, se dio una introducción a la Geoquímica del Petróleo, así como también a la terminología básica de esta disciplina afín de la industria petrolera. En este nuevo artículo se tratará la utilidad de cada unos de los biomarcadores utilizados en esta importante ciencia de caracterización, que poco se ha utilizado en la industria, y que, es una herramienta que contribuye a dar información en la caracterización de yacimientos.


1. Utilidad de los Biomarcadores

1.1. Índice de preferencia al Carbono (CPI)

Es un parámetro utilizado para reconocer el nivel de madurez térmica de la roca madre, derivado de la distribución de n-parafinas por cromatografía de gases. Bajo estas circunstancias, existe una fuerte predominancia de n-parafinas con números impares de los átomos de carbonos en la materia orgánica presente en los sedimentos recientes. La catagénesis posterior del kerógeno, produce n-alcanos sin algún tipo de preferencia par o impar, los cuales van diluyendo progresivamente a los hidrocarburos preexistentes, trayendo como consecuencia la desaparición de la preferencia hacia las moléculas con números impares de átomos de carbono. Valores menores e iguales a 1 son indicativos de materia orgánica térmicamente madura.


1.2. Relación Pristano-Fitano (Isoprenoides)

Esta relación se utiliza como indicador de madurez, así como también para identificar el origen de la roca madre. El cociente Pristano/Fitano tiende a ser alto en medios oxidantes y bajo en medio reductores. En la Tabla 1, se observa la relación Pristano/Fitano de acuerdo al origen de la roca madre.


Tabla 1. Ambientes sedimentarios según relación Pristano/Fitano

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1.3. Relación Isoprenoides/Parafinas

La relación entre los hidrocarburos isoprenoides Pristano (I) y Fitano (II) ha sido considerada por diversos autores como indicativa de las condiciones paleoambientales de sedimentación. Teniendo en cuenta que el pristano se forma por la degradación diagenética del Fitol, a través de un proceso de oxidación que implica su transformación en ácido fitánico y/o fiténico y subsiguiente descaboxilación, y que el Fitano debe generarse a través de un proceso de reducción, la relación Pr/F indicará, en sedimentos recientes o inmaduros, las condiciones oxirreductoras de deposición. Finalmente cabe señalar que la relación Pr/n-C17, ha sido considerada como indicativa del origen depositacional de los crudos, distinguiendo entre condiciones de sedimentación marinas (,0,5) y lacustres o terrestres (>1,0).


1.4. Homohopanos 22S/(22S+22R) C31 (m/z=191)

El hopano biológico tiene una configuración R, la cual se convierte a una mezcla de los isómeros R y S con el avance de la madurez. La isomerización del carbono C22 en la serie de C31 a C35 de los 17α –homohopanos alcanza el equilibrio para la formación de una mezcla de los isómeros R y S, observándose en el fragmentograma ambos isómeros, es por ello que la relación 22S/(22R+22S) de cada homólogo se utilizan para comparar crudos y extractos de roca fuente con diferentes grados de madurez.


1.5. Relación Ts/Tm (m/z=191)

El 18α (H)-22, 29, 30-trisnorneohopano es más estable a la maduración térmica que el Tm 17α (H)-22, 29, 30-trisnorhorpano. Su relación es utilizada como indicador de madurez, cuando se evalúan crudos de una misma roca fuente del mismo tipo de facies orgánicas. Esto es debido a que la relación Ts/Tm también es dependiente de la litología de la roca fuente, por ejemplo, en rocas fuentes carbonáticas esta relación presenta valores anormalmente bajos, en comparación a rocas fuentes siliciclásticas. Para bitúmenes provenientes de rocas fuentes sedimentadas bajo condiciones hipersalinas, esta relación es alta.


1.6. Relación C29 esteranos 20S/(20S + 20R) (m/z=217)

El incremento en el isómero 20S relativo al 20R (biológico) en el esterano C29 se relaciona a la isomerización y mayor estabilidad del efímero 20S en comparación al 20R. Esta relación puede ser afectada por cambios de facies, meteorización de la roca fuente y biodegradación de los crudos. Resultados anómalos son comunes en rocas fuente de ambientes hipersalinos o evaporíticos.


1.7. Relación C29 esteranos ββ/ (ββ + αα) (m/z=217)

Los ββ y αα se relacionan a la isomerización en los carbonos C14 y C17 en los esteranos regulares C29 20S y 20R. Esta relación alcanza el equilibrio aproximadamente un 70% de conversión en comparación al 20R. Dicha relación puede ser afectada por cambios de facies, meteorización de la roca fuente y biodegradación de crudos. Resultados anómalos son comunes en rocas fuentes de ambientes hipersalinos o evaporíticos.


1.8. Relación TA28/(TA28 + MA29) (m/z=231)

La conversión térmica de esteroide monoaromático C29 (MA) al esteroide triaromático C28 (TA), ocurre por la aromatización de los anillos A y B de la estructura, con la pérdida del grupo metilo y seis átomos de hidrógeno. Esta relación incrementa de cero a 100% con la maduración térmica. Para utilizar esta relación como parámetro de madurez, se requiere utilizar los mismos componentes MA y TA en todas las muestras.


1.9. Relación MA (I)/MA (I + II) (m/z=253)

La maduración térmica causa un incremento en el grupo I de los MA con relación al grupo MA II, porque el grupo MA I es más estable que el grupo MA II, el cual es transformado a MA I por clivaje de un lado de la cadena durante el avance de la madurez. Cambios en la fuente o en las condiciones de sedimentación, particularmente el Eh, pueden afectar la concentración de estos esteroides. Para reducir el efecto de la fuente, se sugieren sumar los esteroides C27 a C29 como los MA II y C21 + C22 para los MA I.


1.10. Índice Metilfenantreno (IMF)

Es un parámetro utilizado para la estimación de indicadores de madurez térmica. La distribución de los isómeros del metilfenantreno en crudos, es un parámetro sensible tanto a las facies de la roca madre de la cual el crudo ha sido generado, como a su madurez térmica geológica. Particularmente el índice de metilfenantreno (IMF) se fundamenta en la distribución del hidrocarburo aromático metilfenantreno y de sus homologos demetilados, sobre la fracción de hidrocarburos aromáticos o crudo. Para calcular este índice se estudian los fragmentogramas correspondientes a las relaciones masa / carga + 178 (fenantrenos) y 192 (1-, 2-, 3- y 9-metilfenantrenos), se utiliza la siguiente ecuación:


IMF 1= 1,5 (2-metilfenantreno + 3-metilfenantreno) / (fenantreno + 1-metilfenantreno + 9-metilfenantreno).


Muestras de Petróleo


2. Biomarcadores con Azufre

Pocos compuestos de azufre presente en los crudos son heredados de los organismos vivos. Por ejemplo, las bacterias contienen entre 5 a 8% de azufre (S) y las algas (marrones y rojas) entre 0,1 a 0,7%. Sin embargo, la gran cantidad de compuestos de azufre y su diversidad en crudos y rocas fuente se asocia a la formación de compuestos con S durante la diagénesis por la interacción de H2S y poli sulfuros con compuestos orgánicos insaturados. Bajo condiciones reductoras, el H2S es producido por bacterias sulfato-reductoras en los ambientes de diferentes litologías. En ambientes clásticos, el S= reacciona con el Fe(II) para formar pirita sedimentaria, minimizando de esta manera el contenido de compuestos con S en la materia orgánica (kerógeno, bitumen y crudo); en sedimentos carbonáticos, diatomitas, chert, donde el contenido de Fe(II) es menor, se origina un mayor número de compuestos orgánicos con S. Los biomarcadores con S pueden ser utilizados como indicadores de condiciones paleoambientales de sedimentación, maduración, biodegradación y en correlaciones crudo-crudo.


3. Caracterización Geoquímica del Petróleo

Si se tiene en cuenta la clasificación geoquímica jerárquica de petróleos, es posible discriminarlos sobre la base de su origen geológico y sus transformaciones posteriores en subsuelo. Una población de petróleos se define como el conjunto de petróleos (o gases) que pueden diferenciarse de otros petróleos (o gases) en una provincia geológica sobre la base de sus propiedades geoquímicas relacionadas sobre su origen (por ejemplo: biomarcadores, compuestos de azufre, composición isotópica, etc.). Para ser agrupados en la misma población, los petróleos deben haberse generado de la misma roca madre, aunque pueden tener diferentes tiempos de generación y expulsión, o niveles de madurez. Las familias de petróleos se definen como subgrupos de una población de petróleos con diferentes propiedades químicas o físicas. De esta forma, cada población de petróleos puede estar representada por varias familias con diferencias composicionales, debido a aquellas alteraciones primarias relacionadas con la cinética de la generación (madurez, tiempo de generación y expulsión), o con las alteraciones secundarias como maduración en el yacimiento, biodegradación, lavado con agua, fraccionamiento de fases durante la migración o por pérdidas del sello. Todas ellas relacionadas con modificaciones en las condiciones PVT. El esfuerzo de identificación individual se centra en biomarcadores, n-alcanos o n-parafinas y los isoprenoides (en especial Pristano y Fitano). Estos resultados permiten inferir las características generales de la roca generadora, su grado de maduración y las alteraciones ocurridas después de la expulsión.


4. Geoquímica de Producción

Consiste en la determinación de la composición química del petróleo, en términos de sus elementos químicos y compuestos orgánicos constituyentes, con el propósito de establecer los procesos naturales responsables de la composición específica encontrada. La distribución y transformación de la materia orgánica y elementos asociados en los ambientes geológicos como base de reconocimientos de heterogeneidades moleculares de los fluidos presentes en un yacimiento (gases, crudos y aguas de formación), estableciendo bloques estructurales en un yacimiento, lo que lleva a la delimitación áreal y vertical de los yacimientos. Ello se basa en una técnica experimental que incluyen la interpretación geoquímica y el manejo estadístico y/o visual de datos obtenidos de las fracciones de hidrocarburos C15, provenientes del análisis cromatográfico del crudo total, el cual acoplado con espectrometría de masas, permiten obtener la huella digital “fingerprint”, la caracterización de biomarcadores previamente descritos, entre otros.


5. Clasificación de los Crudos

5.1. Según la Gravedad API (U.N.I.T.A.R., 1982)

Se fundamenta en los valores de gravedad específica y viscosidad a temperatura ambiente del crudo. De acuerdo a estos datos, se tiene la siguiente clasificación:


- Crudos Convencionales: desde 52,5º hasta 25,1º API (densidad < 0,904 g/cc).

- Crudos Intermedios: desde 25,0º hasta 20,1º API (densidad 0,904 < d < 0,934 g/cc).

- Crudos Pesados: desde 20,0º hasta 10,0º API (densidad 0,934 < d < 1,000 g/cc).

- Crudos Extrapesados: menores de 10,0º API (viscosidad máxima de 10.000 cp y d > 1,000 g/cc).

- Arenas Bituminosas: viscosidad mayor de 10.000 cp.


5.2. Según su Composición

La clasificación por su composición puede ser establecida sobre la base de las cuatro familias o grupos de compuestos químicos que lo conforman: hidrocarburos saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos (abreviados como S.A.R.A., por las iniciales de los mismos). También toma en cuenta el contenido de azufre. De acuerdo a este criterio se tienen los siguientes tipos:


- Crudos Parafínicos: presentan una concentración de hidrocarburos saturados mayor del 50%, incluyendo principalmente alcanos normales e iso-alcanos y menos de 1% de azufre.

- Crudos Nafténicos o Asfálticos: incluyen una concentración de más de 50% de hidrocarburos saturados, un porcentaje de naftenos mayor del 40%, y menos del 1% de azufre. Esta clase incluye crudos degradados, los cuales generalmente contienen menos del 20% de n-alcanos e iso-alcanos.

- Crudos Parafínicos-Nafténicos: poseen porcentajes moderados de resinas más asfaltenos (generalmente de 5-15%), además presentan una concentración de hidrocarburos saturados mayor del 50%, conteniendo tanto alcanos normales como cicloalcanos y un porcentaje de azufre menor de 1%.

- Crudos Aromáticos-Intermedios: contienen menos de 50% de hidrocarburos saturados; el contenido de aromáticos, resinas y asfaltenos sobrepasa el 50%; estos crudos presentan una concentración de n-parafinas menor del 10% y generalmente más del 1% de azufre.

- Crudos Aromáticos-Nafténicos: presentan concentraciones de hidrocarburos nafténicos mayor del 25%, menos del 50% de hidrocarburos saturados, menos de 1% de azufre y además presentan menos del 10% de n-parafinas.

- Crudos Aromáticos-Asfálticos: presentan un porcentaje de hidrocarburos saturados menor de 50%, menos de 10% de n-parafinas, menos de 25% de nafténicos y más del 1% de azufre.


Véase también:

Comportamiento de fases en muestras de gas condensado

Comportamiento de fases en muestras de petróleo volátil

Comportamiento de fases en muestras de crudo negro

Geoquímica del Petróleo. Utilidad de los Biomarcadores. Clasificación de los Crudos Geoquímica del Petróleo. Utilidad de los Biomarcadores. Clasificación de los Crudos Reviewed by Marcelo Madrid on 9:16 Rating: 5

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