El ambiente deposicional es el factor dominante para determinar los tipos de materia orgánica que se encuentran en una roca. Sólo se encuentran dos tipos de materia orgánica en las rocas: la derivada de la tierra y la derivada de las algas acuáticas. El calor y la presión convierten la materia orgánica en una sustancia llamada humina y luego en querógeno. El tiempo y la temperatura convierten el kerógeno en petróleo.

¿Qué es el kerógeno?

Los geoquímicos definen el kerógeno como la fracción del constituyente orgánico de las rocas sedimentarias que es insoluble en los disolventes orgánicos habituales. Los kerógenos están compuestos por una gran variedad de materiales orgánicos, como algas, polen, madera, vitrinita y material sin estructura. Los tipos de kerógenos presentes en una roca controlan en gran medida el tipo de hidrocarburos generados en esa roca. Los distintos tipos de kerógeno contienen diferentes cantidades de hidrógeno en relación con el carbono y el oxígeno. El contenido de hidrógeno del kerógeno es el factor que controla el rendimiento del petróleo frente al gas de las reacciones primarias de generación de hidrocarburos.

Los kerógenos estructurados incluyen los leñosos, los herbáceos, la vitrinita y la inertinita. Los querógenos amorfos son, con mucho, los más frecuentes e incluyen la mayor parte del material algal.

Calidad del querógeno

Diagrama de Van Krevelen.

El tipo de kerógeno presente determina la calidad de la roca madre. Cuanto más propenso al petróleo sea un querógeno, mayor será su calidad. En las rocas sedimentarias se encuentran cuatro tipos básicos de querógeno. En una roca madre puede haber un solo tipo o una mezcla de tipos. La siguiente tabla enumera y define estos cuatro tipos básicos de querógeno.

Diferencias de parámetros

La tabla siguiente muestra ejemplos de las relaciones entre las zonas de generación de hidrocarburos, la madurez y la relación de transformación para los kerógenos estándar de tipo II y III, basados en un modelo específico de enterramiento e historia térmica. La diferencia más significativa está en la profundidad hasta el inicio de la generación de petróleo, donde 1000 m3,280,84 pies separan la parte superior de las ventanas de petróleo de estos dos tipos de querógeno.

Relación de transformación

Figura 1 . Copyright: resultados del software de modelización de cuencas 1-D de Genex, cortesía del Institute Français du Petrole.

Cuando comparamos las curvas de generación de hidrocarburos y las curvas de relación de transformación de los modelos 1-D, podemos desarrollar una relación de forma similar a la de generación-madurez. Si se dispone de datos de reflectancia de la vitrinita, la relación entre la relación de transformación y la madurez puede utilizarse para predecir (1) el porcentaje de querógeno que ha generado hidrocarburos a una profundidad determinada y (2) los rendimientos de los hidrocarburos.

Ejemplo

Basado en la Figura 1, determinamos que a una profundidad de 2,6 km2,600 m
8.530,184 pies
102.362,26 en el pozo modelado se encuentra actualmente en la zona de generación de petróleo y aproximadamente el 25% del kerógeno en las rocas madre a esta profundidad ha generado hidrocarburos. Sabemos por la relación generación-madurez de los hidrocarburos que a 2,6 km2,600 m
8.530,184 pies
102.362.26 en este pozo tiene una reflectancia de vitrinita ( Ro) del 0,7%. Si otro pozo de la cuenca contiene rocas madre similares y tiene una madurez de 0,7% Ro a 3,7 km3,700 m
12.139.108 pies
145.669,37 in, entonces podemos predecir que la sección a 3,7 km3,700 m
12.139.108 pies
145.669,37 in es madura para la generación de líquido y ha generado un hidrocarburo líquido, convirtiendo aproximadamente el 25% de su querógeno en hidrocarburos.

Tipos de querógeno

Las siguientes descripciones de los tipos de kerógeno indican su entrada biológica, estratigrafía y procesos deposicionales que controlan sus propiedades generadoras de petróleo. Los tipos de querógeno se definen en función de los valores H/C y O/C (o HI y OI de Rock-Eval). En las muestras térmicamente inmaduras, los tipos de kerógeno químicamente extremos I y IV (y por tanto las facies orgánicas equivalentes A y D) contienen macerales con propiedades químicas relativamente uniformes. Estos miembros finales están dominados por los constituyentes más y menos ricos en hidrógeno. Otros tipos de kerógeno (y por tanto sus facies orgánicas equivalentes) son frecuentemente mezclas de macerales. La microscopía es el método de elección para distinguir los constituyentes de los conjuntos de materia orgánica mezclada.

Antes de enumerar los criterios para discriminar los tipos de querógeno, es importante considerar el «efecto de matriz mineral». Algunos constituyentes minerales (arcilla polar) retardan la liberación de hidrocarburos de las muestras de roca entera pulverizada durante la pirólisis de Rock-Eval, infravalorando los datos de cantidad, calidad y maduración térmica. Aunque este factor, el efecto de la matriz mineral, es bien conocido por los geoquímicos orgánicos, a menudo se pasa por alto al interpretar los valores dependientes de Rock-Eval utilizados para determinar el tipo de querógeno y las facies orgánicas. El efecto de la matriz mineral se produce cuando las arcillas polares reaccionan con las moléculas orgánicas polares durante el procedimiento Rock-Eval no hidratado.

Figura 2 Diagrama de Van Krevelen modificado para las facies orgánicas A a D. (Según Jones.)

Los pioneros de la pirólisis descubrieron que algunos minerales inhiben la expulsión de hidrocarburos durante la pirólisis de toda la roca y no durante la pirólisis del querógeno. El efecto de los diferentes constituyentes de la matriz varía del más fuerte al más débil: illita > Ca-bentonita > caolinita > Na-bentonita > carbonato de calcio > yeso. Las variaciones en el efecto de la matriz mineral relacionadas con la riqueza orgánica se producen en muestras de roca entera con valores de COT inferiores al 10%.

Los procesos de maduración térmica geológica difieren de los de la pirólisis Rock-Eval. Las muestras de Rock-Eval enteras se calientan rápidamente en un entorno anhidro. Los procesos de enterramiento geológico hacen que las arcillas sufran alteraciones físicas y químicas que suelen preceder a la lenta y sistemática conversión térmica (generación) del kerógeno en petróleo. Estos cambios se producen en entornos anhidros, que probablemente reducen las capacidades reactivas de las arcillas, normalmente antes de que se produzca una generación significativa de hidrocarburos. No obstante, es probable que persista algún grado de efecto de la matriz mineral en condiciones geológicas.

El kerógeno de tipo I

El kerógeno de tipo I se compone predominantemente de la materia orgánica más rica en hidrógeno que se conserva en el registro rocoso. A menudo, la materia orgánica es alginita sin estructura (amorfa) y, cuando es inmadura, presenta una fluorescencia amarilla dorada en la luz ultravioleta (UV). Una gran proporción del kerógeno de tipo I puede convertirse térmicamente en petróleo y, por lo tanto, rara vez es reconocible en rocas térmicamente maduras o posmaduras. A veces, en rocas térmicamente inmaduras, la alginita morfológicamente distinta es estructural o químicamente asignable a géneros específicos de algas o bacterias. Estos microfósiles de paredes orgánicas tienen altos valores de H/C porque formaron hidrocarburos biológicamente. Algunos ejemplos de conjuntos puros con propiedades de querógeno de tipo I son los siguientes (1) el alga lacustre Botryococcus braunii, que a veces conserva su morfología colonial de copa y tallo diagnóstica y/o su compuesto químico único, el botryococcane; (2) Tasmanites spp., que son fitoplancton de algas marinas de baja salinidad y aguas frías con características físicas únicas; y (3) el microfósil colonial de paredes orgánicas marinas del Ordovícico Gloeocapsomorpha prisca, con su aspecto físico diagnóstico y su firma química única. Donde el kerógeno tipo I está extendido, se mapea como facies orgánica A. Normalmente se forma en columnas de agua estratificadas de lagos, estuarios y lagunas.

El kerógeno tipo I se concentra en secciones condensadas donde el transporte de sedimentos detríticos es bajo y principalmente pelágico. Las secciones condensadas ocurren en facies de alta mar de tramos de sistemas transgresivos en entornos marinos y lacustres. Aunque esta extensión de la terminología de los entornos marinos a los lacustres puede resultar poco familiar al principio, las rocas lacustres se forman por los mismos procesos dinámicos que forman las rocas marinas (es decir, el suministro de sedimentos, el clima, la tectónica y la subsidencia), aunque los cambios en los niveles de los lagos a menudo reflejan cambios locales en la escorrentía, la evaporación y el llenado de las cuencas de sedimentos, en lugar de los cambios globales y relativos del nivel del mar que se postulan para los sedimentos marinos.

El querógeno de tipo II

El querógeno de tipo II en su forma pura (monomaceral) se caracteriza por la exinita maceral relativamente rica en hidrógeno. Los ejemplos incluyen esporas y polen de plantas terrestres, principalmente quistes de fitoplancton marino (acritarcas y dinoflagelados), y algunos componentes de plantas terrestres como las cutículas de hojas y tallos. Al igual que en el caso del kerógeno de tipo I, la aparición del kerógeno de tipo II depende de una alta productividad biológica, de la dilución mineral y de una oxigenación restringida. El kerógeno exinítico puro de tipo II se conserva en secciones condensadas y representa macerales que son ligeramente menos ricos en hidrógeno que el kerógeno de tipo I.

El kerógeno de tipo II también puede formarse a partir de la degradación parcial del kerógeno de tipo I o de mezclas variables de tipo I y tipos II, III y IV. Por ejemplo, la materia orgánica formada en diferentes procedencias puede combinarse, como cuando el material de algas planctónicas cae en sedimentos que contienen macerales leñosos transportados (kerógeno tipo III). El kerógeno de tipo II se registra en tramos de sistemas transgresivos, a veces hacia la tierra de la deposición del kerógeno de tipo I.

El kerógeno de tipo III

El kerógeno de tipo III contiene suficiente hidrógeno para ser generador de gas pero no suficiente hidrógeno para ser propenso al petróleo. En su forma pura, está compuesto por vitrinita, un maceral formado a partir de madera de plantas terrestres. Sin embargo, al igual que ocurre con otros tipos de querógenos intermedios, diversas mezclas de macerales o procesos de degradación pueden contribuir a la formación del querógeno de tipo III. Los entornos de formación de carbón representan varios tipos de querógeno diferentes. La mayoría de los carbones se forman en pantanos paralíticos y canales fluviales abandonados. Vail et al. (en prensa) encuentran que en regiones donde el suministro de sedimentos es bajo, los valles incisos contienen estos sedimentos como depósitos de estuarios o llanuras costeras.

Cerógeno tipo IV

El kerógeno tipo IV es un término no empleado universalmente por los geoquímicos orgánicos porque es difícil distinguir el tipo IV del tipo III usando sólo la pirólisis Rock-Eval. Es un miembro final inerte (no genera hidrocarburos) en el espectro de generación de hidrocarburos. El kerógeno de tipo IV se compone de constituyentes pobres en hidrógeno, como la inertinita, que es materia orgánica detrítica oxidada directamente por maduración térmica, incluido el fuego (carbón vegetal), o por reciclaje biológico o sedimentológico.

Véase también

• Análisis Eval de rocas utilizando el índice de hidrógeno (HI) y el índice de oxígeno (OI)
• Tipo y calidad del kerógeno: Evaluación visual
• Cromatografía de gases por pirólisis
• Relaciones entre madurez y generación de hidrocarburos
• Tipo de kerógeno y generación de hidrocarburos
• Tipo de kerógeno y madurez
• Tipo de kerógeno y relación de transformación
• Modelización de generación en sistema abierto- vs. modelado de generación en sistema cerrado
• Diagrama de Van Krevelen
• Querógeno de tipo I
• Querógeno de tipo II
• Querógeno de tipo IIS
• Querógeno de tipo III
• Querógeno de tipo IV

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