Pobre Eoceno Medio a Superior Eoceno Inferior a Medio Eoceno Inferior Paleoceno Maestritchiano Campaniano a Maestritchiano

ANÁLISIS ROCK-EVAL DE LAS POSIBLES ROCAS MADRE DE LAS CUENCASTALARA Y TUMBES

Alejandro CHALCO (1), Jorge Enrique SILVA (2), Carlos SILVA (2).(1) Psje. San Martín 142, Dpto. 401, Miraflores, Lima. ([email protected]).(2) Dora Mayer 121, Bellavista, Callao. ([email protected]).

RESUMEN

El volumen de hidrocarburos producido por la Cuenca Talara, indica que contiene rocasmadre sumamente prolíficas. Se evaluó el tipo de kerógeno, la madurez y el potencialgenerador de las posibles rocas madre, contenidas en nueve secuencias cretácicas ycenozóicas de las cuencas Talara y Tumbes, mediante muestras de pozo con análisis deRock-Eval, agrupadas en diagramas de distribución de frecuencia relativa.

El índice de Hidrógeno de las secuencias Albiano y Oligoceno es propio de kerógeno mixto,mientras que el de las secuencias restantes es gasífero.El índice de Oxígeno de las secuencias Paleoceno, Eoceno y el Oligoceno es típico de rocasmadre gasíferas.La comparación de los índices de Hidrógeno (HI) y de Oxígeno (OI) indica que elkerógeno en las secuencias Campaniano, Maestritchiano, Paleocena, Eocena y Oligocenaes dominantemente tipo III, en las secuencias Albiano y Oligoceno es tipo II y enalgunas de las muestras de las secuencias Eocena inferior y Paleocena el kerógeno es tipoIV.El índice de tipo de hidrocarburo de la secuencia Albiano es característico de kerógenopetrolífero, el de las secuencias Paleocena, Eocena superior y Oligocena es mixto agasífero y el de las demás secuencias es característico de kerógeno exclusivamentegasífero.

El Tmax y el índice de producción indican que en todas las secuencias analizadas existenmuestras en la ventana de generación de petróleo, pero, la mayoría de las muestras de lasecuencia Oligoceno son inmaduras.

Los valores de TOC original de las secuencias Campaniano, Maestritchiano, Paleoceno yEoceno permiten expulsar gas, mientras que el TOC original de las secuencias Albiano yOligocena permite expulsar petróleo.El índice de potencial generador, indica que todas las secuencias tienen un potencialpobre, salvo la secuencia del Albiano que posee buen potencial. La secuencia Oligocenatiene buen potencial generador, pero está inmadura

Los resultados del análisis indican que la secuencia Albiano (Formación Muerto) es la quepresenta las mejores características como roca generadora de petróleo. La secuenciaOligoceno también tiene potencial petrolífero, pero está mayormente inmadura en la zonaestudiada. Las demás secuencias cretácicas y cenozoicas estudiadas, por suscaracterísticas, generan predominantemente gas.

ABSTRACT

The amount of hydrocarbons produced from the Talara Basin indicates that it contains ahighly prolific source rock. The kerogen type, maturity and potential yield of theCretaceous and Cenozoic potential source rocks from the Talara and Tumbes basins,were appraised, using relative frequency distribution diagrams of well samples with Rock-eval analysis.

The Hydrogen Index of the Albian and Oligocene sequences corresponds to a mixedkerogen (oil and gas prone), while the remaining sequences are gas-prone.The Oxygen index for the Paleocene, Eocene and Oligocene sequences are characteristicof gas-prone kerogens.The Hydrogen Index against Oxygen Index ratio, for the Campanian, Maastritchian,Paleocene, Eocene and Oligocene sequences is dominated by type III kerogen. The Albianand Oligocene sequences have type II kerogen. Some of the samples of the Lower Eoceneand Paleocene sequence have type IV kerogen.The Hydrocarbon Type Index for the Albian sequence is characteristic of oil-pronekerogens. The Paleocene, Upper Eocene and Oligocene sequences have mixed to gas-pronekerogens and the remaining sequences have gas-prone kerogens only.According to the Tmax and the Procuctivity Index all the sequences have some sampleswithin the oil window, but most of the Oligocene sequence samples are inmature.

The original TOC values of the Campanian, Maaastritchian, Paleocene and Eocenesequences are rich enough to allow gas expulsion, while the original TOC values of theAlbian and Oligocene sequences are rich enough to expel oil.

According to the Potential Yield Index, all the sequences have poor potential yield, but forthe Albian sequence that has good potential yield. Although the Oligocene sequence alsohas good potential yield, its inmature.

The results indicate that the Albian sequence (Muerto Fm.), shows the best characteristicsfor oil generation. The Oligocene sequence also has good potential potential, but is mostlyinmature in the studied area. The remaining Cretaceous and Cenozoic sequences havepotential for gas generation.

INTRODUCCIÓN

Las cuenca Talara y Tumbes, situadas en el noroeste del Perú, son unas de las pocas provinciashidrocarboníferas del mundo ubicadas en una zona de subducción (cuenca de margenconvergente según la clasificación de KLEMME, 1979). La producción acumulada de más de1,400 millones de barriles de petróleo y de mas de 3,000 billones de pies cúbicos de gas,obtenida de múltiples rocas reservorio del Cenozoico y Paleozoico (Zúñiga et al, 1998;Perupetro, 1999), así como la existencia de numerosos afloramientos de Petróleo, indicarían queestas cuencas contienen rocas madre sumamente prolíficas (fig.1).

Las cuencas Talara y Tumbes tienen un relleno de más de 6,500 metros de sedimentos silico-clásticos cenozoicos, que descansan discordantemente sobre carbonatos y clásticos cretácicos ysobre un basamento metamórfico Paleozoico. Tanto el Cretáceo como el Cenozoico presentanvarias unidades que han sido postuladas como posibles rocas madre del petróleo de la cuenca.

El objetivo del presente estudio es identificar, a partir del análisis de 140 muestras pirolizadaspor Rock-eval, que unidades reúnen las condiciones para generar y expulsar los hidrocarburosentrampados en la cuenca.

METODOLOGÍA DE TRABAJO

Las 140 muestras analizadas en este trabajo proceden de 76 pozos perforados en el flancooriental de ambas cuencas, entre los 3°25’ y 6°15 de Latitud Sur (fig. 1).

Los parámetros empleados para la evaluación de roca madre son tres: Tipo de Kerógeno,Madurez y Potencial generador. Para verificar la veracidad de los resultados obtenidos, seevaluó cada parámetro utilizando dos métodos distintos (Ver tabla 1).

Tabla 1. Parámetros de evaluación de roca madre.

Parámetro aevaluar

Método I Método II

Tipo de kerógeno Indices de Hidrógeno (HI) y Oxígeno (OI) Tipo de hidrocarburo (S2/S3)Madurez Temperatura de máxima generación

(Tmax)Índice de productividad (PI)

Potencial degeneración

Contenido orgánico total (TOC) Potencial generador (PY)

Las muestras han sido agrupadas según su posición estratigráfica, para facilitar la extrapolaciónde la información obtenida hacia otras áreas de la cuenca. Los numerosos estudiossedimentológicos y estratigráficos efectuados en estas cuencas (GONZALES, 1973;SERANNE, 1987; NUÑEZ DEL PRADO, 1988; SANZ, 1989; BECERRA ET AL, 1990;AUGUSTO Y ARDILES, 1991; GONZÁLES, 1991; POZO, 1991; SANZ, 1991; CAROZZI YPALOMINO, 1993, GONZÁLES, 1997), permiten agrupar a las unidades litoestratigráficas y/obioestratigráficas en once secuencias, limitadas por discordancias o por conformidadesequivalentes, es decir secuencias tipo Vail-Exxon (tabla y fig. 2).

Dentro de cada una de estas secuencias hay litofacies con un contenido de materia orgánicarelativamente alto (lutita, argilita, caliza y limolita). Se excluye a las dos secuencias másrecientes (Mioceno a Plioceno y Pleistoceno) porque todos los análisis obtenidos de estas,indican que aún se encuentran inmaduras. La tabla adjunta enumera el número de muestrasanalizadas dentro de cada una de las nueve secuencias restantes (tabla 2).

Tabla 2. Secuencias muestreadas.

Edad de la secuencia Número de muestras por formación, miembro o biozonaPleistoceno

Mioceno a PliocenoOligoceno Heath (3)

Eoceno superior Verdún (7)Eoceno medio a superior Lutitas Talara (34), Quemada (3)Eoceno inferior a medio Chacra (16)

Eoceno inferior Salina (16), San Cristobal (1), Palegreda (20)Paleoceno Balcones (2)

Maestritchiano Ancha (2),Petacas (5)Campaniano aMaestritchiano

Redondo (4), Monte Grande (2)

Albiano Muerto (5)

Las muestras fueron procesadas en 1991 en el laboratorio de Petroperú. Para los análisis dePirólisis se usó el Evaluador de Roca ROCK - EVAL II. Para el análisis de TOC se empleó elDeterminador de Carbono LECO EC. 12. Se obtuvieron datos de Carbono Orgánico Total,(TOC), hidrocarburos libres (S1), hidrocarburos pirolizables del kerógeno (S2), y dióxido de

Carbono (S3) y temperatura de máxima generación de hidrocarburos pirolizables (Tmax). Apartir de estos datos se calculó valores de índice de hidrógeno (HI), índice de Oxígeno (OI),índice de tipo de hicrocarburo (S2/S3), índice de productividad o radio de transformación (PI) ypotencial generador (PY).

Las muestras inmaduras según el indicador de Tmax, que sin embargo contienen valores altosde hidrocarburos libres (S1), y las muestras con un índice de productividad (PI) mayor a 0,4,han sido excluídas del presente análisis porque su contenido de hidrocarburos podría habermigrado desde otra roca madre, ó porque estos hidrocarburos podrían ser resultado decontaminación.

Generalmente, la distribución y composición de la roca madre dentro de una secuencia, tieneuna gran variabilidad vertical y lateral. Cuando la roca madre de una secuencia entra en laventana de generación, los hidrocarburos resultantes serán el resultado de la mezcla de todas lasvariaciones de facies existentes dentro de la secuencia, por lo que dichos hidrocarburos nopodrán ser correlacionados con una sola unidad en particular, sino con toda las litofacies ricasen materia orgánica que componen la secuencia (KATZ et al, 1993). Por esta razón, los datos decada secuencia han sido agrupados en diagramas de distribución de frecuencia relativa paraobtener valores representativos y para reducir la distorsión estadística de algunos pocos datoscon valores extremos. Los resultados obtenidos se presentan como percentiles y promedio.

TIPO DE KERÓGENO

Índice de Hidrógeno

El índice de Hidrógeno menor a 150 es característico de rocas madre gasíferas, el índice deHidrógeno mayor a 300 es típico de rocas madre petrolíferas y los valores intermedios entre 150y 300, son propios de rocas madre mixtas. Las rocas madre de la secuencia Campaniano,Maestritchiano , Paleoceno y Eoceno tienen un kerógeno gasífero , salvo las rocas madre de lassecuencias Albiano y Oligoceno, que son mixtas (Tabla 3 y fig 3).

Tabla 3. Índice de Hidrógeno en cada secuencia.

Edad de la Secuencia Promedio Percentil 10 Percentil 50 Percentil 90Oligoceno 125 57 106 239

Eoceno Superior 84 30 63 187Eoceno Medio a Superior 59 28 53 82Eoceno Inferior a Medio 40 25 37 50

Eoceno Inferior 39 17 33 71Paleoceno 41 21 39 62

Maestritchiano 39 19 36 52Campaniano 52 26 47 85

Albiano 138 122 139 152

ÍNDICE DE OXÍGENO

El índice de Oxígeno mayor a 40 indica rocas madre gasíferas. Las secuencias de edadPaleocena, Eocena y Oligocena poseen un índice de Oxígeno mayor a 40, es decir gasífero(Tabla 4 y fig 4).

Tabla 4. Índice de Oxígeno en cada secuencia.





Albiano 13 6 14 20

Relación entre el Índice de Hidrógeno y el Índice de Oxígeno

Comparando los índices de Hidrógeno (HI) y de Oxígeno (OI) (fig. 5), se puede deducir que eltipo de kerógeno en las secuencias Campaniano, Maestritchiano, Paleoceno, Eoceno yOligoceno es dominantemente tipo III (generador de gas, condensado y algo de petróleo),mientras que la secuencia Albiano y parte de la secuencia Oligoceno , tienen kerógeno tipo II(generador de petróleo y algo de gas). Algunas muestras de las secuencias Eoceno inferior yPaleoceno tienen kerógeno tipo IV, kerógeno biodegradado que sólo puede generar pequeñascantidades de metano.

Índice de tipo de hidrocarburo

El tipo de kerógeno también se puede estimar mediante el Indice de Tipo de Hidrocarburo(S2/S3), dividiendo el volumen de hidrocarburos pirolizables entre el de dióxido de Carbono.Los valores menores a 2, son típicos de kerógenos gasíferos y los mayores a 5 son propios dekerógenos petrolíferos. La secuencia Albiano tiene kerogeno dominantemente petrolífero, lassecuencias Paleocena, Eocena superior y Oligocena tienen kerógeno dominantemente gasíferoa mixto y las demás secuencias tienen kerógeno exclusivamente gasífero (Tabla 5 y fig. 6).

Tabla 5. Índice de hidrocarburo de cada secuencia.

Edad de la Secuencia Promedio Percentil 10 Percentil 50 Percentil 90Oligoceno 2.3 0.5 1.3 6.2

Eoceno Superior 1 0.3 0.6 2.5Eoceno Medio a Superior 1 0.4 0.9 2Eoceno Inferior a Medio 0.8 0.3 0.7 1.2

Eoceno Inferior 1.3 0.2 0.6 1.9Paleoceno 0.5 0.1 0.5 1.1

Maestritchiano 2.4 0.3 0.7 4.2Campaniano 1.5 0.5 1.6 2.5

Albiano 12.7 7 9.8 20.3

MADUREZ

Tmax

El Tmax, un indicador aproximado de la madurez, indica que en todas las secuencias analizadasexisten algunas muestras dentro de la ventana de generación de petróleo (Tmax de 430º C a460ºC). La mayoría de las muestras de las secuencias de edad Albiano, Paleocena, Eocenainferior Eocena Inferior a medio y Eocena medio a superior están en la ventana de generación.La mayoría de las muestras de la secuencia Oligoceno situadas a profundidades menores de4300 m, son inmaduras (Tabla 6 y fig. 7).

Tabla 6. Tmax en cada secuencia





Albiano 450 446 451 452

Índice de productividad

El índice de productividad o radio de transformación (PI), considera que los valores de 0,l a 0,4,están dentro de la ventana de generación de petróleo. En la cuenca Talara, este índice permiteestablecer que las secuencias Albiano, Paleocena, Eocena inferior, Eocena superior y Oligocenaposeen intervalos dentro de la ventana de generación de petróleo (Tabla 7 y fig 8).

Tabla 7. Índice de producción de cada secuencia.


Eoceno Superior 0.1 0.1 0.2 0.2Eoceno Medio a Superior 0.1 0.1 0.1 0.1Eoceno Inferior a Medio 0.1 0.1 0.1 0.2


Maestritchiano 0.2 0.1 0.2 0.2Campaniano 0.2 0.1 0.2 0.4

Albiano 0.2 0.2 0.2 0.2

POTENCIAL DE GENERACIÓN

Carbono orgánico total

Las rocas que poseen un contenido de materia orgánica total superior a 0,5% generan y expulsangas, pero sólo aquellas que tienen un contenido de materia orgánica total mayor a 1,37% puedengenerar y expulsar petróleo (HUNT, 1995). Los valores de TOC (restituídos a su valor originalantes de entrar en la ventana de generación), indican que las secuencias Campaniano,Maestritchiano, Paleoceno y Eoceno, son suficientemente ricas en carbono orgánico paraexpulsar gas, mientras que las secuencias Albiano y Oligoceno, son suficientemente ricas enmateria orgánica para expulsar petróleo (pero la secuencia Oligoceno es mayormente inmadura).

Una pequeña fracción de las secuencias Maestritchiano, Campaniano y Eoceno superior tienensuficiente contenido orgánico para generar petróleo (Tabla 8 y fig. 9).

Tabla 8. Carbono orgánico total original en cada secuencia.


Eoceno Superior 1.11 0.45 0.87 2.28Eoceno Medio a Superior 0.85 0.66 0.83 1.08Eoceno Inferior a Medio 1.09 0.52 0.79 1.03

Eoceno Inferior 0.74 0.42 0.75 1.02Paleoceno 0.74 0.46 0.63 1

Maestritchiano 0.84 0.55 0.72 1Campaniano 0.87 0.71 0.74 1.46

Albiano 3.33 1.56 3.74 4.85

Potencial generador

Se considera que las muestras que contienen una cantidad de hidrocarburos generados ygenerables (S1+S2) menor a 2 mg/g, tienen un potencial generador pobre, mientras queaquellas con 5 mg/g o más tienen un potencial generador bueno (HUNT, 1995). Todas lassecuencias tienen un potencial generador pobre, salvo la secuencia del Albiano que posee buenpotencial generador. Algunas muestras de la secuencia Eoceno Superior, tiene un potencialgenerador regular a bueno. La secuencia Oligoceno tiene buen potencial generador, pero estáinmadura (Tabla 9 y fig. 10).

Tabla 9. Potencial generador en cada secuencia.


Eoceno Superior 1.9 0.2 0.6 6Eoceno Medio a Superior 0.6 0.3 0.5 0.9Eoceno Inferior a Medio 0.7 0.2 0.4 0.5


Maestritchiano 0.4 0.2 0.3 0.8Campaniano 0.6 0.3 0.5 1

Albiano 5.7 2.8 6.3 8.4

DISCUSIÓN

Podemos resumir los resultados del los análisis como sigue (ver tabla 10):

Tipo de Kerógeno Madurez Potencial Generador(HI-OI) (KT) (Tmax) (PI) (TOC) (PY)

Secuencia

(S2*100/TOC)

(S2/S3) (S·*100/TOC)

(S1/S1+S2)

(S1+S2)

Oligoceno Petroliferoa gasífero(II a III)

Mayormentegas

Mayormenteinmaduro

Inmaduroa maduro

Bueno (gas)Regular

(petróleo)

Pobre aregular

EocenoSuperior

Gasífero(III a IV)

Mayormentegas

Inmaduro amaduro

Maduro Bueno (gas )Pobre

Pobre

(petróleo)Eoceno Medio a

SuperiorGasífero(III a IV)

Gas Inmaduro amaduro

Inmaduroa maduro

Bueno (gas) Mayormentepobre

Eoceno Inferiora Medio

Gasífero(III a IV)

Gas Maduro Inmaduroa maduro

Regular (gas) Pobre

Eoceno Inferior No tiene(IV)


Maduro Regular (gas) Pobre

Paleoceno No tiene(IV)


Maduro Bueno (gas) Pobre

Maestritchiano Gasífero(III)


Inmaduroa maduro

Regular (gas) Pobre

Campaniano aMaestritchiano

Petrolifero(II)

Mayormentepetróleo

Inmaduro amaduro

Inmaduroa maduro

Bueno (gas)Regular

(petróleo)

Pobre

Albiano Petrolíferoa gasífero(II a III)

Mayormentepetróleo

Maduro Maduro Bueno (gas)Regular a

bueno(petróleo)

Regular abueno

La secuencia Albiano, es la que consistentemente figura como la roca madre petrolífera efectivasegún todos los parámetros de evaluación empleados.

El petróleo de las cuencas Talara y Tumbes por lo general es altamente parafínico y tiene bajocontenido de azufre. El gas de estas cuencas contiene muy poco azufre (PERUPETRO,1999).En los análisis de biomarcadores del petróleo de la Cuenca Talara, se detectó la presencia deoleanano, el predominio del Esterano C29 y una composición isótopos de carbono relativamentepesada (MELLO et al, 1994).

Estas características indican que el petróleo de las cuencas Talara y Tumbes se deriva de unaroca madre de origen marino (con kerógeno tipo II), con algo de aporte de material orgánicocontinental (kerógeno tipo III), depositada en un ambiente disaeróbico a anóxico en condicionespropias de ambientes deltaícos.

La presencia en el petróleo de Talara de Oleanano (Mello et al, 1994), un biomarcador derivadode plantas angiospermas, fue empleada para sugerir que este deriva de sedimentos cenozoicos(MELLO et al, 1994), pero se debe tener en cuenta que las angiospermas son abundantes en elregistro geológico a partir del Albiano (aproximadamente hace 100 M.A.).

Un argumento a favor de la secuencia Albiano como roca madre es su composición química. Lainformación de pirólisis obtenida muestra que las rocas madre con índices de Hidrógeno altos eíndices de Oxígeno bajos, son las que poseen kerógeno parafínico, mientras que las rocas madrecon índice de Hidrógeno bajo son las que poseen kerógeno aromático (HUNT, 1995). Lasmuestras de la secuencia del Albiano tienen kerógeno parafínico, mientras que las muestras delas secuencias Eoceno, Mioceno y Oligoceno tienen un kerógeno aromático (fig.5). De lo cualse deduce que las muestras de la secuencia Albiano son las mas afines en su composición alpetróleo parafínico encontrado en Talara.

CONCLUSIONES

Los análisis efectuados indican que dentro de las cuencas Talara y Tumbes las secuenciascretácicas y cenozoicas están dentro de la ventana de generación de hidrocarburos.

La Formación Muerto de la secuencia Albiano es una roca madre efectiva para generar petróleodentro de la Cuenca Talara.

El kerógeno de la secuencia Albiano es el que posee la composición química más próxima a ladel petróleo de la Cuenca Talara.

La secuencia oligocena a pesar de su bajo contenido de TOC, por tener un kerógeno de tipo IIes una roca madre petrolífera potencial en la parte más profunda y distal de la cuenca Tumbes.

Las demás secuencias presentan localmente características de roca madre efectiva para generargas.

Agradecimientos

Los autores agradecen la colaboración del señor Carlos A. Silva, que proporcionó los datos desu tesis en curso, para la preparación de este articulo.

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Pies de figura

Fig 1 Mapa del área con la ubicación de los pozos comprendidos en el presente estudio.Fig 2 Columna estratigráfica generalizada de ambas cuencas.Fig 3 Diagrama de distribución de frecuencias del Índice de Hidrógeno.Fig 4Diagrama de distribución de frecuencias del Índice de Oxígeno.Fig 5Relación entre el Índice de Hidrógeno y el Índice de Oxígeno.Fig 6 Diagrama de distribución de frecuencias del Tipo de Kerógeno.Fig 7 Diagrama de distribución de frecuencias del Tmax.Fig 8 Diagrama de distribución de frecuencias del Índice de Productividad.Fig 9 Diagrama de distribución de frecuencias del Carbono Orgánico Total.

Pobre Eoceno Medio a Superior Eoceno Inferior a Medio Eoceno Inferior Paleoceno Maestritchiano Campaniano a Maestritchiano

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