Hacia la identificación inequívoca, en rocas, de señales de petróleo

El estudio del querógeno, una materia orgánica sepultada durante millones de años, permite, a través de la identificación de sus elementos constitutivos, definir si la roca sedimentaria estudiada contiene hidrocarburos.

Con instrumental óptico de alta precisión, la investigadora Georgina Erra, graduada y docente de la Universidad Nacional de La Plata (Argentina), busca identificar el querógeno contenido en rocas sedimentarias para determinar su capacidad de producción de hidrocarburos.

La investigadora pretende definir si el querógeno, sepultado en las entrañas de la tierra durante millones de años, corresponde a restos algales de origen marino o lacustre, con alto potencial de generación de hidrocarburos, o si se trata de otro tipo de querógeno, proveniente de restos vegetales terrestres, tales como residuos leñosos, cutículas, granos de polen, y esporas, que fueron depositados en ambientes marinos o terrestre, debido al transporte.

“La presencia de querógeno en las rocas sedimentarias permite definir si la roca estudiada se trata, o no, de un reservorio no convencional de petróleo”, detalló la investigadora. Los reservorios no convencionales son aquellos donde el hidrocarburo permanece en la roca generadora, la que se constituye, a su vez, en una roca reservorio. Ejemplo de esto es Vaca Muerta”, explicó Erra, doctora en Ciencias Naturales de la UNLP e investigadora del CONICET.

Cabe aclarar que, en los reservorios convencionales, luego de la formación de gas y petróleo, los fluidos son movilizados desde la roca madre hacia la roca reservorio donde el hidrocarburo se acumula constituyendo yacimientos de importancia comercial.

El petróleo se origina como consecuencia de una serie de transformaciones químicas que sufre el material biológico depositado en grandes cantidades en el fondo de cuencas marinas o lacustres.

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Georgina Erra trabajando sobre el terreno. (Foto: Universidad Nacional de La Plata / Argentina Investiga)

Erra detalló: “la materia orgánica dominante en la formación del petróleo deriva de los organismos microscópicos que habitan cuerpos de agua, conocidos como fitoplancton y zooplancton. Para evitar la descomposición de estos organismos, una vez que mueren y se depositan en el fondo de los cuerpos de agua, es necesario que su sepultamiento ocurra de manera rápida y activa junto a materiales inorgánicos para brindar la cobertura necesaria para la conservación de la materia orgánica”.

“La fracción del material biológico que escapa a la descomposición natural de los organismos descomponedores (como hongos y bacterias), que se incorpora en el sedimento y logra sobrevivir a las condiciones adversas, representa tan sólo una pequeña porción de la materia orgánica inicial y se conoce como Materia Orgánica Sedimentaria”.

Durante millones de años, estos sedimentos junto con los restos orgánicos atrapados, son sometidos a grandes presiones y altas temperaturas como consecuencia de un progresivo enterramiento resultado del peso de la columna sedimentaria, dando origen a una roca conocida como “roca madre” o “roca generadora”.

“Cuando las condiciones son extremas, ya sea por muy altas temperaturas o presiones muy elevadas, o el tiempo de enterramiento fue muy prolongado, se dice que la madurez es muy alta. En esta situación el petróleo crudo puede ser transformado en gases de hidrocarburos, dando lugar, en principio, a gas húmedo y luego a gas seco”, agregó Erra.

El tipo de materia orgánica, el ambiente de depositación, el tiempo de enterramiento, la presión y calor al que fuera sometido el material biológico determina el tipo de hidrocarburo formado.

Una vez que llega la muestra al laboratorio se procede a la recuperación de la materia orgánica, donde se remueven los carbonatos y silicatos presentes en la roca por tratamiento con ácidos clorhídrico y fluorhídrico a temperatura ambiente, bajo campanas de seguridad adecuadas para estos ensayos.

El residuo orgánico se lava hasta su neutralización, se recupera la fracción orgánica y se procede a hacer el montado del material.

Para la identificación del querógeno bajo luz transmitida, el material recuperado es montado en portaobjetos con gelatina-glicerina y observado en microscopio óptico. De esta manera podemos identificar la composición del querógeno.

Asimismo, con este microscopio es posible diferenciar la coloración del querógeno para identificar el grado de madurez alcanzado por esa materia orgánica. De este modo, si la coloración es más amarilla, clara o pálida, indicará que esa materia orgánica es “inmadura” (en su capacidad de producir hidrocarburos), si es color anaranjado o caramelo indicará que es “madura” (“en ventana de generación de petróleo), y si es marrón oscura a negra indicará que es “postmadura” (sin capacidad de producir hidrocarburos). Por lo tanto, en esta vista identificamos calidad de la materia orgánica y madurez alcanzada. (Fuente: Universidad Nacional de La Plata / Argentina Investiga)

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