Comportamiento de los parámetros geoquímicos de rocas madres para hidrocarburos, en función de la profundidad, a partir de datos de pozos

Abstract

El objetivo del presente trabajo es conocer el comportamiento, con la profundidad, de los parámetros geoquímicos de análisis rock eval 2. Los parámetros evaluados son el Carbón Orgánico Total COT, S1 o cantidad de hidrocarburos libres, S2, cantidad de hidrocarburo generados, S3 y Tmax obtenidos directamente en laboratorio, en tanto que el Índice de Hidrógeno IH, el Índice de Oxígeno IO, tipo de querógeno y el Índice de Producción IP fueron deducidos. Asimismo, se calculó la Taza de Transformación TR para conocer el desgaste del querógeno de la roca madre activa. Los datos corresponden a seis pozos exploratorios perforados por YPFB, que resultaron secos: Puerto Ramos-X1 (PRM-X1) (1991), Caranda-X1 (CAR-X1) (1961), Yapacaní-X14 (YPC-X14) (1992) y Santa Rosa Oeste-X1 (SRS-X1) (1981), ubicados en la cuenca Pie de Monte, y los pozos Remanso-X1 (RMS-X1) y Puesto Fernández-X1 (PFD-X1) (1990) en la Llanura Chaqueña. Los datos analizados corresponden a niveles pelíticos de las Formaciones Icla, Los Monos, Roboré y Huamampampa del Devónico. En el pozo PRM-X1, corresponde a 58.8 m con 40 datos. El COT alcanza valores de (0.5% -1%), y clasifica como roca madre de calidad medio, en los siguientes 3 m disminuye a buena y en profundidad se hace más constante con valores correspondiente a medio (o mínimo) sin embargo, esta supera los 50 m de espesor. La relación S2/S3, querógeno tipo IV para los primeros 14 m que indica que no hubo expulsión de hidrocarburo (valores <1), en tanto que en profundidad existe un cambio casi transicional de condición apta para la generación de gas (1-5), y la mayoría muestra un incremento (5-10) que correspondería a producción de gas y petróleo, en tanto que intercalan niveles para generación de petróleo (10-15 y >15). La Tmax en general sufre un incremento con la profundidad, en tanto que existen valores más altos intercalados, en puntos específicos, atribuibles a la composición de las arcillas o a un elemento geológico. Los rangos para la madurez termal caen dentro de la generación de gas y petróleo (200°C -300°C) y petróleo (300°C – 600°C). En cuanto al IP, los primeros 40 m tienen valores de inmaduro (<0.10), luego a madurez temprana (0.10 -0.15) dispersos en niveles intermedios, y hacia los 369 m se hacen casi constantes; en tanto que niveles de madurez tardía (>0.40) son más repetidos. El pozo CAR-X1 presenta un COT de calidad medio a bueno, que se distribuye por más de 500 m, en tanto que la relación S2/S3 indica productor de gas (1-5) para los primeros 122 m, los siguientes pasan a productor de gas y petróleo con esporádicos niveles para gas. El IP tiene valores <0.10 por lo que indica inmaduro, en tanto que Tmax, corresponde a madurez temprana (435°C -445°C) e inmaduro (<435°C). El pozo YPC-X14 tiene registro de 360 m, muestra un COT de medio a bueno, con Tmax (435°C -445°C) equivalente a madurez temprana con querógeno tipo II ambas para generación de petróleo, confirmado por el IP (<0.10). El pozo SRS-X1 tiene registro de 1042 m y 16 datos, el COT en los primeros 518 m medio (0.5% - 1%) los siguientes metros incrementan a bueno intercalado con muy bueno, la Tmax en general muestra madurez temprana (435°C -445°C) en tanto que el IP en general es similar en profundidad alcanzando madurez máxima (0.25 – 0,40), el querógeno es tipo III correspondiente a generación de gas para los primeros 1250 m, y tipo II para generación de petróleo en los últimos 50 m.