Caracterización geoquímica de petróleos crudos y potenciales rocas madre en la Cuenca Progreso (Ecuador)sistemas petroleros hipotéticos
- Morato Medina, Antonio
- Gonzalo Márquez Martínez Director
- Juan Jesús Martín del Río Director
Defence university: Universidad de Oviedo
Fecha de defensa: 24 October 2022
- José Luis Rodríguez Gallego Chair
- Yolanda Sánchez Palencia González Secretary
- César Augusto Witt Olivo Committee member
- Luis Pedro Fernández Gonzalez Committee member
- Carlos Boente Committee member
Type: Thesis
Abstract
Este trabajo de investigación comprende una investigación de tipo geoquímico orgánico sobre crudos de petróleo y rocas sedimentarias correspondientes a la región costera sur de Ecuador, examinando la generación y acumulación de hidrocarburos en los niveles estratigráficos en la Cuenca Progreso. Esta provincia petrolífera representa un área interesante para un estudio en materia de geoquímica del petróleo debido a la existencia de sistemas petroleros todavía no dilucidados. El presente trabajo se centra, por una parte, en el análisis de ochenta y cinco (85) crudos y cuarenta (40) muestras de rocas para determinar los tipos de querógeno, los paleoambientes sedimentarios, los niveles de madurez térmica y las etapas de biodegradación del crudo de petróleo en el respectivo yacimiento, así como para evaluar las correlaciones entre las potenciales facies generadoras y las muestras de crudo. Se seleccionaron y analizaron rocas potencialmente generadoras de diferentes afloramientos y sondeos a lo largo de la referida cuenca y el área meriodional del Golfo de Guayaquil. Los estudios de isótopos de carbono, diamandoides extendidos y biomarcadores clásicos indicaron que casi todos los crudos de petróleo de la Cuenca Progreso fueron afectados por biodegradación y se generaron a partir de múltiples rocas madres del Terciario depositadas en un ambiente marino, pero con un aporte significativo de material orgánico de tipo terrígeno. Se identificaron tres familias de crudos. Las correlaciones crudo-roca madre de petróleo sugieren que las formaciones Socorro, Dos Bocas y San Eduardo pueden ser consideradas como generadoras de los crudos de petróleo bajo estudio. Los datos geoquímicos y los modelos térmicos previos señalan dos probables cocinas de hidrocarburos localizadas en las zonas más profundas de la cuenca, además de una posible tercera cocina que se extiende mar adentro más allá de la Península de Santa Elena.Por otra parte, el presente estudio incluye una caracterización isotópica y molecular exhaustiva de una serie de trece (13) muestras de gas natural y seis (6) muestras de condensado producidos a partir de yacimientos del Mioceno tardío en el área sur de la Cuenca Progreso, junto con análisis Rock-Eval y petrográficos de sesenta y dos (62) muestras de rocas de dicha área. El objetivo principal de la investigación en este caso fue investigar la geoquímica de los hidrocarburos naturales y rocas sedimentarias en el denominado Campo Amistad a fin de determinar el origen de los gases estudiados. Las potenciales rocas generadoras en la sección estratigráfica del Campo Amistad resultaron ser inmaduras y sin capacidad para generar petróleo, a excepción de la Formación Dos Bocas del Mioceno temprano. Los condensados de bajo punto de ebullición estudiados resultaron tener signaturas cromatográficas similares, mientras que sus análisis isotópicos de compuestos específicos relativos a los diamandoides inferiores (CSIA-D) indicaron una correlación crudo-roca madre de petróleo entre los mismos y los extractos de la Formación Dos Bocas. Los gases analizados están compuestos principalmente por metano de origen biogénico, excepto el gas procedente del pozo Delfín B-17X, que muy bien podría representar el componente termogénico minoritario de los gases del Campo Amistad. Los resultados sugieren una compleja historia de emplazamiento de hidrocarburos con múltiples cargas de gas termogénico e hidrocarburos generados a partir de las rocas madres deltaicas distales de la Formación Dos Bocas, seguidas de biodegradación, fuga y desplazamiento parcial por metano biogénico debido al levantamiento de la estructura Amistad. Los gases del Campo Amistad se dividen en tres grupos homogéneos ubicados en las partes sur, centro y norte del reservorio Progreso, aunque no se puede identificar claramente la segmentación geológica del mismo en dos o más compartimentos.