L’ambiente di deposito è il fattore dominante nel determinare i tipi di materia organica presenti in una roccia. Nelle rocce si trovano solo due tipi di materia organica: quella derivata dalla terra e quella derivata dalle alghe acquatiche. Il calore e la pressione convertono la materia organica in una sostanza chiamata cumino e poi in cherogene. Il tempo e la temperatura convertono il kerogene in petrolio.

Che cos’è il kerogene?

I geochimici definiscono il kerogene come la frazione del costituente organico delle rocce sedimentarie che è insolubile nei solventi organici abituali. I cherogeni sono composti da una varietà di materiali organici, tra cui alghe, polline, legno, vitrinite e materiale senza struttura. I tipi di cherogeni presenti in una roccia controllano ampiamente il tipo di idrocarburi generati in quella roccia. Diversi tipi di cherogene contengono diverse quantità di idrogeno rispetto al carbonio e all’ossigeno. Il contenuto di idrogeno del kerogene è il fattore che controlla la resa del petrolio rispetto al gas dalle reazioni primarie che generano idrocarburi.

I kerogeni strutturati includono legno, erbe, vitrinite e inertinite. I cherogeni amorfi sono di gran lunga i più prevalenti e includono la maggior parte del materiale algale.

Qualità del cherogene

Diametro di Van Krevelen.

Il tipo di cherogene presente determina la qualità della roccia di origine. Più un kerogene è ricco di petrolio, più alta è la sua qualità. Nelle rocce sedimentarie si trovano quattro tipi fondamentali di cherogene. Un singolo tipo o una miscela di tipi può essere presente in una roccia sorgente. La tabella qui sotto elenca e definisce questi quattro tipi di kerogene di base.

Differenze di parametri

La tabella seguente mostra esempi di relazioni tra zone di generazione di idrocarburi, maturità e rapporto di trasformazione per i cherogeni standard di tipo II e III, sulla base di uno specifico modello di sepoltura e storia termica. La differenza più significativa è nella profondità all’inizio della generazione di petrolio, dove 1000 m3,280.84 ft separano la cima delle finestre di petrolio di questi due tipi di cherogene.

Rapporto di trasformazione

Figura 1 . Copyright: risultati del software di modellazione di bacino 1-D Genex, cortesia Institute Français du Petrole.

Quando confrontiamo le curve di generazione di idrocarburi e le curve del rapporto di trasformazione dai modelli 1-D, possiamo sviluppare una relazione in modo simile a quella per la generazione-maturità. Se sono disponibili i dati di riflettanza della vitrinite, la relazione tra il rapporto di trasformazione e la maturità può essere utilizzata per prevedere (1) la percentuale di cherogene che ha generato idrocarburi ad una data profondità e (2) le rese di idrocarburi.

Esempio

In base alla figura 1, determiniamo che ad una profondità di 2,6 km2,600 m
8.530,184 ft
102.362,26 nel pozzo modellato si trova attualmente nella zona di generazione del petrolio e circa il 25% del cherogene nelle rocce di origine a questa profondità ha generato idrocarburi. Sappiamo dal rapporto generazione-maturità degli idrocarburi che a 2,6 km2,600 m
8.530,184 ft
102.362,26 in questo pozzo ha una riflettanza della vitrinite ( Ro) dello 0,7%. Se un altro pozzo nel bacino contiene rocce simili e ha una maturità dello 0,7% Ro a 3,7 km3,700 m
12.139,108 ft
145.669,37 in, allora possiamo prevedere che la sezione a 3,7 km3,700 m
12.139,108 ft
145.669,37 in è matura per la generazione di liquidi e ha generato un idrocarburi liquidi, convertendo circa il 25% del suo kerogene in idrocarburi.

Tipi di cherogene

Le seguenti descrizioni dei tipi di cherogene indicano il loro input biologico, la stratigrafia e i processi deposizionali che controllano le proprietà generatrici di petrolio. I tipi di cherogene sono definiti in base ai valori H/C e O/C (o HI e OI da Rock-Eval). Nei campioni termicamente immaturi, i tipi di cherogene chimicamente estremi I e IV (e quindi le equivalenti facies organiche A e D) contengono macerali con proprietà chimiche relativamente uniformi. Questi membri finali sono dominati dai costituenti più e meno ricchi di idrogeno. Gli altri tipi di cherogene (e quindi le loro facies organiche equivalenti) sono spesso miscele di macerali. La microscopia è il metodo di scelta per distinguere i costituenti degli assemblaggi di materia organica mista.

Prima di enumerare i criteri per discriminare i tipi di cherogene, è importante considerare l'”effetto matrice minerale”. Alcuni costituenti minerali (argilla polare) ritardano il rilascio di idrocarburi da campioni di roccia intera in polvere durante la pirolisi Rock-Eval, sottovalutando la quantità, la qualità e i dati di maturazione termica. Sebbene questo fattore, l’effetto matrice minerale, sia ben noto ai geochimici organici, è spesso trascurato quando si interpretano i valori dipendenti da Rock-Eval utilizzati per determinare il tipo di cherogene e la facies organica. L’effetto della matrice minerale si verifica quando le argille polari reagiscono con le molecole organiche polari durante la procedura Rock-Eval non idrica.

Figura 2 Diagramma di Van Krevelen modificato per le facies organiche da A a D. (Dopo Jones.)

I pionieri della pirolisi hanno scoperto che alcuni minerali inibiscono l’espulsione degli idrocarburi durante la pirolisi della roccia intera e non durante quella del cherogene. L’effetto dei diversi costituenti della matrice varia dal più forte al più debole: illite > Ca-bentonite > caolinite > Na-bentonite > carbonato di calcio > gesso. Variazioni nell’effetto della matrice minerale legate alla ricchezza organica si verificano in campioni di roccia intera con valori di TOC inferiori al 10%.

I processi di maturazione termica geologica differiscono da quelli della pirolisi Rock-Eval. I campioni di roccia intera Rock-Eval sono riscaldati rapidamente in un ambiente anidro. I processi di sepoltura geologica fanno sì che le argille subiscano un’alterazione fisica e chimica che di solito precede la lenta e sistematica conversione termica (generazione) del kerogene in petrolio. Questi cambiamenti avvengono in ambienti idrici, che probabilmente riducono le capacità reattive delle argille, di solito prima che si sia verificata una generazione significativa di idrocarburi. Tuttavia, un certo grado di effetto della matrice minerale probabilmente persiste in condizioni geologiche.

Kerogene di tipo I

Il kerogene di tipo I è prevalentemente composto dalla materia organica più ricca di idrogeno conservata nel record della roccia. Spesso la materia organica è alginite senza struttura (amorfa) e, quando è immatura, diventa giallo dorato alla luce ultravioletta (UV). Una grande proporzione di cherogene di tipo I può essere convertita termicamente in petrolio e quindi è raramente riconoscibile in rocce termicamente mature o postmature. A volte nelle rocce termicamente immature, l’alginite morfologicamente distinta è strutturalmente o chimicamente assegnabile a specifici generi algali o batterici. Questi microfossili a parete organica hanno alti valori di H/C perché hanno formato idrocarburi biologicamente. Alcuni esempi di assemblaggi puri con proprietà cherogene di tipo I includono i seguenti: (1) l’alga lacustre Botryococcus braunii, che a volte conserva la sua morfologia coloniale diagnostica a coppa e gambo e/o il suo composto chimico unico, il botryococcane; (2) Tasmanites spp. che sono fitoplancton algale marino a bassa salinità, acqua fredda, con caratteristiche fisiche uniche; e (3) il microfossile coloniale a parete organica marino dell’Ordoviciano Gloeocapsomorpha prisca, con il suo aspetto fisico diagnostico e la firma chimica unica. Dove il kerogene di tipo I è diffuso, è mappato come facies A. Di solito si forma in colonne d’acqua stratificate di laghi, estuari e lagune.

Il kerogene di tipo I è concentrato in sezioni condensate dove il trasporto di sedimenti detritici è basso e principalmente pelagico. Le sezioni condensate si verificano in facies offshore di tratti di sistemi trasgressivi in ambienti marini e lacustri. Anche se questa estensione della terminologia dagli ambienti marini a quelli lacustri può essere poco familiare all’inizio, le rocce lacustri sono formate dagli stessi processi dinamici che formano le rocce marine (cioè, fornitura di sedimenti, clima, tettonica e subsidenza), anche se i cambiamenti nei livelli dei laghi spesso riflettono i cambiamenti locali di deflusso, evaporazione e riempimento dei bacini di sedimenti piuttosto che i cambiamenti globali e relativi del livello del mare postulati per i sedimenti marini.

Kerogene tipo II

Il cherogene tipo II nella sua forma pura (monomacerale) è caratterizzato dall’esinite macerale relativamente ricca di idrogeno. Gli esempi includono spore e polline di piante terrestri, principalmente cisti di fitoplancton marino (acritarchi e dinoflagellati), e alcuni componenti di piante terrestri come le cuticole di foglie e steli. Come per il kerogene di tipo I, la comparsa del kerogene di tipo II dipende da un’alta produttività biologica, da una forte diluizione minerale e da una limitata ossigenazione. Il kerogene esinitico puro di tipo II è conservato in sezioni condensate e rappresenta macerali che sono leggermente meno ricchi di idrogeno rispetto al kerogene di tipo I.

Il kerogene di tipo II può anche essere formato dalla degradazione parziale del kerogene di tipo I o da miscele variabili di tipo I e tipi II, III e IV. Per esempio, la materia organica formata in diverse provenienze può essere combinata, come quando il materiale algale planctonico cade in sedimenti contenenti macerali legnosi trasportati (kerogene di tipo III). Il kerogene di tipo II è registrato in tratti di sistemi trasgressivi, a volte verso terra rispetto alla deposizione del kerogene di tipo I.

Kerogene di tipo III

Il kerogene di tipo III contiene idrogeno sufficiente per essere generativo di gas ma non abbastanza per essere incline al petrolio. Nella sua forma pura, è composto da vitrinite, un macerale formato da legno di piante terrestri. Come per altri tipi di cherogene intermedio, tuttavia, varie miscele macerali o processi degradativi possono contribuire alla formazione del cherogene di tipo III. Gli ambienti di formazione del carbone rappresentano diversi tipi di cherogene. La maggior parte dei carboni si forma nelle paludi paralitiche e nei canali fluviali abbandonati. Vail et al. (in press) trovano che nelle regioni dove la fornitura di sedimenti è bassa, le valli incise contengono questi sedimenti come depositi estuarini o di pianura costiera.

Kerogene tipo IV

Kerogene tipo IV è un termine non universalmente impiegato dai geochimici organici perché è difficile distinguere il tipo IV dal tipo III usando solo la pirolisi Rock-Eval. È un membro finale inerte (non genera idrocarburi) nello spettro di generazione degli idrocarburi. Il cherogene di tipo IV è composto da costituenti poveri di idrogeno come l’inertinite, che è materia organica detritica ossidata direttamente dalla maturazione termica compreso il fuoco (carbone) o dal riciclaggio biologico o sedimentologico.

Vedi anche

• Analisi di Rock Eval utilizzando l’indice di idrogeno (HI) e l’indice di ossigeno (OI)
• Tipo e qualità del cherogene: valutazione visiva
• Cromatografia a gas di pirolisi
• Relazioni tra maturità e generazione di idrocarburi
• Tipo di cherogene e generazione di idrocarburi
• Tipo di cherogene e maturità
• Tipo di cherogene e rapporto di trasformazione
• Modellizzazione della generazione a sistema aperto vs. sistema chiuso
• Diagramma di Van Krevelen
• Cherogene di tipo I
• Cherogene di tipo II
• Cherogene di tipo IIS
• Cherogene di tipo III
• Cherogene di tipo IV

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