2Boletín de la Asociación Mexicana de Geólogos Petroleros, A.C.

Mario Alberto Guzmán-Vega(1), Lourdes Clara-Valdez(2), Rodrigo Maldonado-Villalón(2),Gustavo Martínez-Pontvianne(2), Laura Villanueva-Rodríguez(2), Ernesto Caballero-García(2),

Joel Lara-Rodríguez(2), Luis Medrano-Morales(2), Jorge Pacheco-Muñoz(2), y Emilio Vázquez-Covarrubias(2)

Julio 2010, Volumen 55, No. 1, pp. 2-8

1) Instituto Mexicano del Petróleo, Eje Central Lázaro Cárdenas Norte 152, Col. San Bartolo Atepehuacan, 07730 México, D.F.

2) PEMEX Exploración y Producción

Correo electrónico: maguzman@imp.mxCorreo electrónico: maguz-man@imp.mx

El Origen de los Aceites Pesados en México:Biodegradación vs Madurez

En este artículo se resume el conocimiento actual del origen de los yacimientos de aceite pesado en México y los principales factores que determinan su composición: la matriz mineral de la roca generadora, la madurez térmica de la roca generadora

al momento de la expulsión, la historia de carga durante la migración secundaria hacia el yacimiento y la alteración del aceite dentro del yacimiento.

In this paper we summarize current knowledge about the origin of heavy oil reservoirs in Mexico and the main factors that dictate their composition: source rock mineral matrix, thermal maturity, charging history during secondary migration, and

post-filling alteration history.

Resumen

Los procesos geoquímicos-geológicos principales que han determinado el origen de los aceites pesados en México son: la biodegradación y el tiempo de expulsión del aceite. La biodegradación es el proceso dominante relacionado al origen de los aceites pesados en las regiones Norte y Sur, mientras que el factor principal, indujo bajas gravedades en los aceites pesados de la Región Marina, está relacionado a una expulsión temprana del aceite de una roca generadora marina dominada por margas. El volumen de aceite generado de una roca generadora potencial se estima con frecuencia a partir del análisis de riesgo. Una predic-ción más precisa de la calidad del aceite puede resultar en pronósticos económicos más atinados. El descubrimiento de crudos de “baja” calidad es ciertamente menos deseable que crudos valor “más alto” y en algunas regiones (aguas profundas, por ejemplo) puede determinar la viabilidad económica.

Tomando en cuenta que en algunas áreas de aguas profundas se esperan gradientes térmicos bajos, así como objetivos exploratorios someros, condiciones adecuadas para la biodegradación de petróleo, existen altas posibilidades para encontrar aceite biodegradado en prospectos de estas áreas. Por lo tanto, es fundamental incorporar de manera consistente y sistemática en el pro-ceso exploratorio los modelos conceptuales de los mecanismos de biodegradación, así como modelos numéricos que se incorporen a los paquetes de modelado de cuencas para reducir el riesgo en la predicción de las propiedades de los hidrocarburos.

Abstract

Palabras clave: densidad de aceites, rocas generadoras, madurez de materia orgánica, y geoquímica orgánica.

Correo electrónico: maguzman@imp.mx

3

INTRODUCCIÓN

El petróleo que se encuentra en los yacimientos está formado por hidrocarburos, en su mayoría: parafi-

nas, naftenos y aromáticos que pueden contener canti-dades variables de azufre, oxígeno y nitrógeno, así como proporciones diversas de gas disuelto, componentes me-tálicos, sales y agua en emulsión o libre (Tissot y Welte, 1984). Esta variación de la composición del petróleo da por resultado una gran variedad de parámetros físicos como son: el color, densidad, gravedad, viscosidad, ca-pacidad calorífica, entre otros (Hunt, 1996). Los aceites crudos se clasifican principalmente atendiendo a su peso específico utilizando una escala internacional desarrollada por el Instituto Americano del Petróleo denominada Gravedad API (Hunt, 1996). Los términos “ligero” y “pesado” se utilizan con refe-rencia a la escala de gravedad API, en este artículo emplearemos las siguientes definiciones (Fig. 1); crudo ligero con un grado API mayor a 31°API; crudo medio con un grado API entre 22.3 y 31°API, y crudo pesado por debajo a 22.3°API. Por otra parte, dependiendo del contenido de azufre, los aceites se clasifican como "dulces" para aquéllos que contienen < 1% de azufre, o "ácidos" para aquéllos que contienen > 1% de azufre (Hunt, 1996). Generalmente, la calidad del petróleo se define principalmente por la gravedad API y el contenido en azufre. Entre más grados API tenga un petróleo, y menor sea su contenido de azufre, mayor será su calidad. Estas propiedades son utilizadas en el mercado para definir el precio del petróleo. En algunas regiones del mundo, el descubrimien-to de aceites de “baja” calidad contra aceites de “alta” calidad puede condicionar la viabilidad económica de los proyectos de explotación, esto es particularmente cierto

Figura1.-ClasificacióndeaceiteenfuncióndesugravedadAPI.EstaclasificaciónespropuestaporelAmericanPetroleumInstitute.

para proyectos localizados en aguas profundas (Wehunt et al., 2003). Los aceites de “baja” calidad serán en ge-neral aceites pesados con alta viscosidad y con altos con-tenidos de azufre. Por las razones previamente comentadas se des-prende la importancia del entendimiento de los factores que han controlado la calidad del aceite en un área geo-gráfica en particular para una correcta selección y jerar-quización de las diferentes oportunidades exploratorias.

The main geochemical/geological processes that have determined the origin of heavy oils in the Mexican reservoirs were biodegradation and expulsion time. Biodegradation is the dominant process related to the origin of heavy oils in the North and South Regions, whereas the main factor that induced low gravities in the offshore heavy oils in the Marine Region is related to an early expulsion of the oil from a marine marl-dominated source rock. The volume of oil generated from a potential source rock is often estimated by risk analysis. More precise prediction of oil quality can lead to more accurate economic forecasts. Discovery of “low” quality crude is certainly less desirable than crude of “higher” value and in some regions (i.e., deep-water environments) it can determine economic viability.

Taking into account that low thermal gradients and shallow exploration targets, which are ideal conditions for microbial degradation of crude oil, are expected in some deep-water areas, there are high possibilities to find biodegraded oil reservoirs in deep-water prospects. So, it is very important to incorporate conceptual models of biodegradation in a consistent and quantitative way into the deep-water exploration workflow for the Mexican prospects and to link these to up-to-date basin modeling software for more accurate hydrocarbon fluid-property predictions.

Key words: oil gravity, source rocks, organic matter maturity, and organic geochemistry.

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

Ligero

31.0

Medio

22.3

Pesado

10.0

Extra pesado

Grados A

PI

El Origen de los Aceites Pesados en México: Biodegradación vs Madurez

4PRINCIPALES FACTORES QUE AFECTANLA COMPOSICIÓN Y CALIDAD DE LOS ACEITES

La composición del petróleo es función de la interac-ción de diversos factores y fenómenos que influyen

la calidad final del aceite. Los principales factores que se describen en la literatura son: la matriz mineral de la roca generadora, la madurez térmica de la roca generadora al momento de la expulsión, la historia de carga durante la migración secundaria hacia el yacimiento y, la alteración del aceite dentro del yacimiento (Tissot y Welte, 1984; Peters y Moldowan, 1993, y Hunt, 1996). Un factor importante que controla la calidad de los aceites es la naturaleza de la matriz mineral de la roca generadora. Se ha documentado la existencia de una relación entre el contenido de azufre y la litología de la roca generadora (Blanc y Connan, 1993, y Peters y Mol-dowan, 1993). En rocas generadoras con matriz arcillosa, el fierro es muy abundante y puede reaccionar con el azufre presente en el ambiente dando origen a sulfuros como la pirita y la pirrotita, mientras que en rocas gene-radoras con matriz carbonatada los metales calcofílicos son escasos y el azufre libre reacciona con la materia or-gánica dando origen a kerógenos ricos en azufre. Estos kerógenos se denominan en la literatura como tipo I-S o tipo II-S (Orr, 1986). Los aceites crudos genéticamen-te relacionados con este tipo de kerógenos serán por lo tanto, aceites con altos contenidos de azufre en contraste con los aceites generados por kerógenos pobres en azufre formados en ambientes arcillosos. El nivel de madurez de la roca generadora es uno de los principales factores que gobiernan la composición del petróleo al momento de ser expulsado (Tissot y Welte, 1984, y Hunt, 1996). Con la madurez se incrementa la gra-vedad API de los aceites expulsados haciéndose el aceite más ligero, finalizando en condensados y gases para los fluidos expulsados al final de la generación de hidrocarbu-ros (Tissot y Welte, 1984). Diversos estudios han probado que los kerógenos ricos en azufre pueden generar y expul-sar hidrocarburos en niveles catagenéticos más tempranos que los kerógenos pobres en azufre, la razón de lo ante-rior se asocia a que los enlaces carbono-azufre son térmi-camente menos estables que los enlaces carbono-carbono (Orr, 1986). La expulsión de aceite en kerógenos ricos en azufre puede darse a valores de Ro tan bajos como 0.3% (Isaacs y Petersen, 1986, y Wilson, 1990). La biodegradación es el mecanismo más común para la formación de aceites pesados en yacimientos so-meros (Connan, 1984, y Blanc y Connan, 1993). Este fenómeno afecta los parámetros físicos y químicos de los aceites, particularmente induce un decremento del GOR, del contenido de hidrocarburos ligeros y de la gravedad API, y provoca enriquecimiento relativo de los compues-

tos pesados, aumento de la viscosidad, del contenido de azufre y de asfaltenos (Connan, 1984, y Blanc y Con-nan, 1993). La biodegradación es función de la activi-dad bacteriana la que es controlada por la temperatura, la disponibilidad de nutrientes en las aguas de formación y la salinidad. Los datos disponibles sugieren que la bio-degradación está limitada a los yacimientos ubicados en el subsuelo bajo temperaturas que no excedan los 80°C (Head et al., 2003), por otra parte se ha documentado que la mayor parte de la biodegradación ocurre cerca del contacto agua-aceite (Larter, et al., 2003).

ORIGEN DE LOS ACEITES PESADOS EN MÉXICO

Los yacimientos de aceite pesado en México se encuen-tran en las 3 regiones productoras de PEMEX: Norte,

Sur y Marina, siendo esta última la que concentra más del 90% de la producción de aceite pesado en el país. Las características moleculares e isotópicas de acei-tes obtenidos de pozos, chapopoteras y muestras de pistón localizados en la Planicie Costera del Golfo de México y en áreas costa afuera del Golfo de México han permitido esta-blecer la presencia de 5 diferentes familias de aceites, cada una de las cuales puede ser correlacionada con un subsis-tema generador específico (Guzmán y Mello, 1999, y Guz-mán et al., 2002). Yacimientos de aceite pesado pueden ser relacionadas con 3 de estas familias de aceites: aceites pesados provenientes de rocas generadoras del Tithonia-no, aceites pesados provenientes de rocas generadoras del Cretácico y aceites pesados relacionados genéticamente con rocas generadoras del Terciario (Fig. 2).

Figura 2.- Evidencias de Biodegradación. Una de las caracterís-ticas típicasdelosaceitesbiodegradadoses lapérdidadepa-rafinas linealesyunaumentode loscompuestosno resueltos(UCM)queseubicanpordebajodelasparafinasyqueproduceundesplazamientoaparentedelalíneabasedelcromatograma.

Mario A. Guzmán-Vega et al.

5 La familia de aceites del Tithoniano se asocia a rocas generadoras depositadas en ambientes marinos arcillo-carbonatados subóxicos a anóxicos y se encuen-tra distribuida en tierra y mar, a todo largo de la Plani-cie Costera del Golfo de México y en áreas costa afuera del Golfo de México, en yacimientos de rocas marinas siliciclásticas y carbonatadas que varían en edad desde el Kimmeridgiano hasta el Plioceno (Guzmán y Mello, 1999, y Guzmán et al., 2001). Las rocas generadoras del Tithoniano son consideradas como el subsistema gene-rador más importante de la Cuenca del Golfo de México (Magoon et al., 2001). Los aceites de la familia Cretácica provienen de rocas generadoras carbonatadas relacionadas con am-bientes hipersalinos en condiciones altamente reductoras. Esta familia se encuentra en la Región Norte de PEMEX particularmente en la Cuenca de Veracruz y en la Región Sur en la denominada provincia de Chiapas-Tabasco (Guzmán y Mello, 1999, y Guzmán et al., 2001). Los aceites relacionados con rocas generadoras del Terciario tienen características geoquímicas consis-tentes con rocas marinas depositadas en ambientes sili-ciclásticos subóxicos (Guzmán y Mello, 1994 y 1999, y Guzmán et al., 2001). Los principales factores que han controlado la composición y características químicas y físicas de los aceites pesados en los yacimientos petroleros de México, son la biodegradación y el estado de la madurez de la roca generadora al momento de la expulsión del aceite. Los yacimientos de aceite pesado producidos por fenómenos de biodegradación se encuentran en las regio-nes Norte, Sur y Marina de PEMEX. Las características cromatográficas típicas observadas en los aceites biode-gradados de México son una desaparición de n-alcanos y aromáticos y un incremento de compuestos polares que se aprecia por el incremento areal de la zona de com-puestos no resueltos (UCM, por sus siglas en inglés) (Fig. 2). Existen aceites biodegradados en cada una de las 3 familias de aceites descritas previamente, siendo la del Ti-thoniano la más ampliamente distribuida en yacimientos someros en las 3 regiones productoras del país (Fig. 3). Los aceites biodegradados del Tithoniano que se encuentran en la Región Marina se encuentran en pro-fundidades donde las temperaturas del yacimiento es-tán alrededor de los 50°C y, por debajo de los 80°C no encontramos aceites biodegradados (Maldonado et al., 2004, Fig. 4).

carburos en el yacimiento, lo que se refleja en un perfil cromatográfico con presencia de n-parafinas y una bien desarrollada zona de hidrocarburos no resueltos (Fig. 3; Serrano-Bello et al., 1996, y Vázquez, E., 2004). Aceites pesados relacionados con una genera-ción-expulsión temprana están presentes también en las 3 regiones productoras de PEMEX. Los yacimientos con este tipo de aceite pesado han sido rellenados principal-mente por aceites relacionados con rocas generadoras del Tithoniano y tienen su mayor presencia en los yacimien-tos, ubicados en la Región Marina donde el Yacimiento Cantarell es el más importante (Holguín et al., 1994; Me-drano et al., 1996, y Romero et al., 2001 y 2004). Las rocas generadoras del Tithoniano contienen grandes cantidades de compuestos orgánicos sulfurados, y son la principal razón para la generación temprana de hidrocarburos. Una comparación de los principales índi-ces de madurez en series naturales de kerógenos tithonia-nos y de aceites relacionados, sugieren que la generación de hidrocarburos en rocas generadoras del Tithoniano comienza y termina alrededor de 0.5 y 0.9%, respectiva-mente, con el pico de generación alrededor de 0.8% de

Figura3.-AceitesbiodegradadosdelasfamiliasdeaceiteTi-thoniana,CretácicayTerciaria.Obsérveseuncomportamien-to bimodal en la distribución de n-alcanos del aceite “Cretáci-co”quesugierealmenos2episodiosdemigración-rellenoporhidrocarburos en el yacimiento.

Familia de aceite “Tithoniano”

Familia de aceite “Cretácico”

Familia de aceite “Terciario”

En algunos aceites biodegradados existen eviden-cias de una compleja historia de relleno en el yacimiento. Esto es particularmente evidente en algunos aceites bio-degradados de la familia Cretácica en la Cuenca de Vera-cruz donde los datos cromatográficos muestran evidencia por lo menos 2 episodios de migración-relleno por hidro-

El Origen de los Aceites Pesados en México: Biodegradación vs Madurez

6

Ro (Santamaría et al., 1995; Lucach et al., 1996; Santa-maría y Romero, 1999, y Clegg et al., 1999). Un parámetro molecular que se emplea para la valoración de madurez en aceites y rocas generadoras, es el que emplea la relación Ts/Ts+Tm en biomarcadores de la familia de los terpanos (Peters y Moldowan, 1993). Este índice se ha encontrado particularmente útil para definir la madurez de rocas y aceites del Tithoniano en México (Lucach et al., 1996). Integrando la información de aceites relacionados con el Tithoniano de diferentes regiones productoras de PEMEX (Fig. 6) puede observar-se que los aceites presentan una gran variación de madu-rez debido a estados sucesivos de generación-expulsión de hidrocarburos inducidos por el sepultamiento gradual de las rocas generadoras del Tithoniano. De esta manera, una importante cantidad de aceite pesado en México ha sido generada en una etapa relativamente temprana de generación (0.8% de Ro). Sin embargo, puede observarse que la biodegradación ha afectado también a algunos aceites pesados de las regio-nes Norte y Sur expulsados en fases tempranas.

50°C

Sin biodegradación

Con biodegradación

1112-1127 (15°API)

3689-3694 (27.3°API)

1171-1181 (17°API)

3543-3559 (27.3°API)

80°C

60°C

Figura4.-LímitedebiodegradaciónobservadaenlaRegiónMarina.Obsérvesequeporarribade80°C no hay evidencia de biodegradación en los aceites de la Región Marina (Maldonado, 2004).

Figura5.-GeneracióntempranaobservadaenrocasdelTitho-nianoenMéxico(modificadadeSantamaríayRomero,1999).LageneracióndehidrocarburosenrocasgeneradorasdelTi-thonianocomienzayterminaalrededorde0.5y0.9%,respectivamente,conelpicodegeneraciónalrededorde0.8%deRo.

Mario A. Guzmán-Vega et al.

7

CONCLUSIONES

Podemos señalar como principales conclusiones de este trabajo sobre los aceites pesados en México, las

siguientes: Los principales procesos geológicos-geoquímicos que han determinado el origen de los aceites pesados en los yacimientos mexicanos son: 1) La matriz mineral de la roca generadora, 2) Procesos de generación-expulsión relativamente tempranos y 3) Fenómenos de biodegrada-ción. A nivel mundial el principal factor que origina aceites pesados en el mundo es el fenómeno de biode-gradación. Sin embargo, en México las bajas gravedades API de la Región Marina se relacionan con procesos de generación-expulsión relativamente temprana a partir de una roca generadora marina carbonatada con un keróge-no rico en azufre. No obstante, la biodegradación es un proceso presente en aceites pesados, tanto con relativa baja madurez como de madurez más avanzada en las re-giones Norte y Sur de PEMEX.

Figura6.-Relacióngeneralizadaentre lagravedadAPIy lamadurezde losaceitesenMéxicoutilizandoelparámetroTs/Ts+Tm.HayunabuenarelaciónentrelamadurezdelosaceitesylagravedadAPI,loquesugierequelagravedadAPIserelacionaconelmomentodelaexpulsióndelaceitedelarocamadre.ObsérvenselosaceitesdelCampoCantarellconunarelativabajamadurezsugiriendounaexpulsióntemprana.Seubicaneneldiagramalosaceitesafectadosporbiodegradaciónoporsegregación-contaminaciónenelyacimiento.

La calidad del aceite se ha convertido en un ele-mento de análisis en la exploración petrolera que ha ad-quirido una importancia cada vez mayor. Por lo anterior, conocer con mayor detalle los factores que inciden en la calidad del aceite permiten disminuir la incertidumbre al momento de establecer objetivos exploratorios, así como dar parámetros para un manejo más adecuado al mo-mento de establecer prioridades en una cartera de opor-tunidades exploratorias. Lo anterior, es particularmente cierto en la exploración costa afuera donde los costos de extracción pueden o no validar desarrollos de producción posteriores a un descubrimiento exitoso. Un aceite pesa-do tendrá mayores costos de producción y de refinación reduciendo los márgenes de ganancia.

AGRADECIMIENTOS

Deseamos expresar nuestro sincero reconocimiento a las autoridades de PEMEX e IMP por permitir la pu-

blicación de este trabajo. Este trabajo fue presentado en la Conferencia Hedbergh AAPG/AMGP.

El Origen de los Aceites Pesados en México: Biodegradación vs Madurez

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Recibido: 25 de diciembre de 2009. Recibido corregido: 08 de marzo de 2010.Aceptado: 07 de junio de 2010.

Mario A. Guzmán-Vega et al.