Copyright © 1995. Depósito legal pp. 76-0010 ISSN 0378-1844. INTERCIENCIA 20(1):30-36

COMUNICACIONES
REPORTS
COMUNICAÇÕES


ESTUDIO GEOQUÍMICO DE CRUDOS DEL CAMPO GUAFITA, ESTADO APURE, VENEZUELA

HENRY LABRADOR, LILIANA LÓPEZ* y FEDERICO GALARRAGA

*Cualquier comunicación referir a L. López
Instituto de Ciencias de la Tierra. Facultad de Ciencias. Universidad Central de Venezuela. Aptdo. 3895, Caracas, 1010-A. Venezuela.


SUMMARY

A geochemical study of crude oils from the Guafita oil field, Apure state, Venezuela, was undertaken in order to obtain information concerning the organic matter that gave origin to them, their degree of maturity, the possible source rock that originated them, and the alteration processes that they may have suffered in the reservoir. The concentration of total sulfur, saturated hydrocarbons, aromatic hydrocarbons, resins and asphaltenes, in these oils, were determined. The distribution of saturated hydrocarbons was determined by gas chromatography. The distribution of steranes and terpanes (m/z 191 and 217), and aromatic compounds (m/z 178, 192, and 198) was determined by mass spectrometry. Results indicate that the crude oils analyzed are parafinic-naphthenic, unaltered, and derived predominantly from marine organic matter with a small contribution of continental organic matter. These crude oils were generated by a mature, clastic, source rock.


RESUMEN

Se realizó el estudio geoquímico de crudos provenientes del Campo Guafita, estado Apure, Venezuela con el fin de obtener información sobre la materia orgánica que los originó su grado de madurez, su posible roca fuente y los procesos de alteración que pudieron haber sufrido en el yacimiento. Se determinó la concentración de las fracciones constituyentes de las muestras (hidrocarburos saturados, hidrocarburos aromáticos, resinas y asfáltenos) y su concentración de azufre total. Una vez separadas las fracciones se determinó la distribución de las fracciones de hidrocarburos saturados por cromatografía de gases, la distribución de esteranos y terpanos (m/z 191 y 217) y la distribución de compuestos aromáticos, correspondiente a compuestos fenantrenos, metil-fenantrenos, y metil-dibenzotiofeno (m/z = 178, 192 y 198) por espectrometría de masas. Los resultados obtenidos indican que los crudos analizados 31 Campo Guafita son crudos no alterados del tipo parafinico-nafténico, de origen mixto (marino-continental) pero con un predominio de materia orgánica de origen marino, los cuales fueron generados por una roca fuente madura y de tipo clástico. Palabras Clave: / Campo Guafita / Cuenca Barinas-Apure / Crudo / Roca fuente.


Introducción

Un punto de gran importancia en la geoquímica del petróleo para fines exploratorios es conocer el origen de los crudos, lo cual está relacionado íntimamente con el tipo de materia orgánica que los originó, su grado de madurez, su posible roca fuente y los procesos de alteración que pudieron haber sufrido una vez que se encuentren en el yacimiento (Tissot y Welte, 1984; Hunt, 1979).

En Venezuela se ha realizado un gran número de trabajos relacionados con este campo, en las dos cuencas petrolíferas más importantes como son la Cuenca del Lago de Maracaibo (Vierma, 1985; Talukdar et al., 1988a, Escobar et al., 1989; Andara, 1990; López et al., 1991) y la Cuenca Oriental de Venezuela (Ailloud et al., 1980; Janezic et al., 1982; Talukdar et al., 1985; Talukdar et al., 1988b López, 1990; López, 1992; Alberdi y Lafargue, 1993). Sin embargo, los trabajos relacionados con la geoquímica orgánica en la Cuenca Barinas-Apure, la tercera en importancia en Venezuela (González et al., 1980) son escasos, esto debido a que la mayor explotación se ha realizado en la Cuenca del Lago de Maracaibo y la Cuenca Oriental.

Dentro de la Cuenca Barinas-Apure existe una serie de campos petrolíferos (González et al, 1980) que pueden ser de gran interés para la explotación del petróleo. Estos campos poseen crudos de importancia económica para el país, y entre ellos está el Campo Guafita, área escogida para ese estudio (Fig. 1). Estos crudos presentan una gravedad API de 28 a 30, lo que los clasifica como crudos livianos (Ortega et al., 1987). Sin embargo, se conoce muy poco de sus características geoquímicas, las cuales pueden contribuir a los estudios de exploración, con miras a futuras explotaciones en este campo.


Fig. 1: Ubicación de la zona de estudio (modificado de Ortega et al., 1987).


Este trabajo presenta el estudio geoquímico de once muestras de crudos provenientes del Campo Guafita, estado Apure, Venezuela (Fig. 1) y tiene como objetivo obtener información sobre la fuente de la materia orgánica y del tipo de roca fuente que los originó, del grado de madurez alcanzado por la roca fuente y los posibles procesos de alteración que ocurrieron en estos crudos en el yacimiento.

Geología y Geoquímica

La cuenca de Barinas-Apure, considerada la tercera en Venezuela por su volumen de recursos petrolíferos (González et al, 1980), se encuentra ubicada en una depresión estructural situada en la región sur-occidental del país, está limitada hacia el noroeste por los contrafuertes de las cadenas de los Andes Venezolanos; al norte por la prolongación Occidental de la Serranía del Interior Central y al este y noroeste por el levantamiento de El Baúl; al sur está separada de la cuenca de los llanos colombianos por un alto gravimétrico situado entre los ríos Apure y Arauca (González et al., 1980; Fig. 1).

El Campo Guafita (Fig. 1) está ubicado al sureste del estado Apure, en la zona fronteriza con Colombia. Con la perforación de quince pozos en el campo Guafita y cinco en el campo la Victoria, se probó la existencia de crudos livianos en una secuencia estratigráfica entre la discordancia del Neogeno y la discordancia en el tope del Cretáceo. Para esa secuencia se introdujo el nombre Formación Guafita, a la cual se le asigna una edad del Oligoceno al Mioceno Temprano (Ortega et al., 1987).

La Formación Guafita se caracteriza por presentar una alternancia de areniscas, arenas wacas cuarzosas y arcósicas, lutitas, limolitas y algunas capas delgadas de lignito. Tanto en el campo Guafita como en el campo La Victoria se divide en dos miembros, un miembro arenoso inferior denominado Miembro Arauca y un miembro superior lutítico-arcilítico, denominado Miembro Guardulio (Ortega et al., 1987). En cuanto a su ambiente sedimentario, sobre la base de estudios sedimentológicos se considera deltáico constructivo de llanura baja progradante (Ortega et al., 1987).

La Formación Guafita se caracteriza desde el punto de vista geoquímico por contener un tipo de materia orgánica predominantemente de origen continental (restos leñosos y herbáceos) y material amorfo de origen terrestre y en menor proporción de material amorfo de origen marino (Ortega et al., 1987). En el Miembro Arauca la concentración de carbono orgánico varia entre 0,10% y 3,2%. En el Miembro Guardulio es más abundante la materia orgánica del tipo amorfo de origen marino particularmente en la parte superior, la concentración de carbono orgánico total está en el orden de 0,10 a 5,50%. En este último miembro los macerales de origen marino son del tipo de la exinita, lo que indica que, para la parte superior del miembro, existe una influencia marina más marcada (Ortega et al., 1987). Se ha propuesto a las lutitas de las formaciones La Morita y Quevedo, del Cretáceo Superior, como las rocas fuentes potenciales de los crudos de la cuenca Barinas-Apure (Talukdar et al., 1987). Sobre la base del análisis por cromatografía de gases y espectrometría de masas, Talukdar et al. (1987), los crudos del campo Guafita se consideran originados a partir de materia orgánica de origen marino.

Metodología Experimental

El trabajo de laboratorio consistió en la separación y cuantificación de las fracciones constituyentes de los crudos (hidrocarburos saturados, hidrocarburos aromáticos, resinas y asfaltenos) y el análisis de las fracciones de hidrocarburos saturados por cromatografía de gases (CG) y cromatografía de gases acoplado a un espectrómetro de masas (CG/EM), y la determinación de la concentración de azufre en las muestras de crudos. La figura 2 presenta un esquema del procedimiento experimental que se describe a continuación.


Fig. 2: Diagrama ternario para la clasificación de los crudos del Campo Guafita como parafínicos-nafténicos (tomado de Tissot y Welte, 1984).


Separación de las Fracciones Constituyentes del Petróleo:

A los crudos se les realizó la separación de los asfaltenos utilizando n-heptano en frío en una relación crudo/n-heptano 1/40 (v/v), con posterior centrifugación y lavado, correspondiente el sobrenadante a la fracción de maltenos. Luego de esta separación, a la fracción de maltenos se les realizó cromatografía líquida de adsorción en columna sobre alúmina, para separar los hidrocarburos saturados, los hidrocarburos aromáticos y las resinas. La elución con n-hexano permitió la separación de la fracción de hidrocarburos saturados, y eluciones sucesivas con tolueno y una mezcla tolueno/metanol 70/30 (v/v) permitió separar las fracciones de hidrocarburos aromáticos y resinas, respectivamente (López et al., 1991).

Análisis por Cromatografía de Gases:

La fracción de hidrocarburos saturados se analizó milizando un wom"ógrab Perkin-Elmer, modelo 8500, equipado con un detector de ionización a la llama y una columna capilar de sílice fundida, utilizando helio como gas de arrastre. Las condiciones de análisis fueron las siguientes: temperatura del inyector 270 C, temperatura inicial del horno 100 C (gradiente de 4 C/ min) y temperatura final 290 C por 40 min.

Análisis por Espectrometría de Masas:

Las fracciones de hidrocarburos saturados y aromáticos fueron analizadas en un equipo CG-MS Perkin-Elmer, modelo Qmass-910 equipado con una columna capilar del tipo SE-52, de 30 m de largo y 0,25 mm. de diámetro interno. Las muestras fueron analizadas por el método selección de iones monitoreados (SIM) y para ello se escogieron los iones con las relaciones m/z = 191, 217 y m/z = 178, 192 y 198 para las fracciones de hidrocarburos saturados y aromáticos respectivamente. Los parámetros de, cromatografía y masas empleados fueron las siguientes: temperatura inicial de 80 C a una velocidad de calentamiento de 4 C/min hasta 180 C, con una temperatura del inyector de 270 C. La energía de ionización fue de 70 eV a un intervalo entre 50 a 500 unidad de masa atómica (amu) y R/trip (barrido/seg) 288 mseg.

Análisis de Azufre Total.

Se realizó con un equipo analizador de azufre Leco, modelo LC-432. Las condiciones de análisis fueron las siguientes: temperatura del horno 1350 C y tiempo de análisis entre 60 a 180 seg.

Presentación y Discusión de Resultados

Los resultados de la cuantificación de las fracciones constituyentes del petróleo se presentan en la tabla I, donde se puede observar que para los crudos del Campo Guafita la concentración de hidrocarburos saturados, hidrocarburos aromáticos, resinas y asfaltenos se encuentran entre 52% y 62%; 19% y 26%; 13% y 17%; 4% y 9% en peso respectivamente. Estos resultados permiten clasificar estos crudos como parafinicos-nafténicos (Tissot y Welte, 1978) y se pueden observar en el diagrama temario presentado en la figura 2.

 

Tabla I Concentraciones de hidrocarburos saturados, hidrocarburos aromáticos, resinas y asfaltenos para las muestras analizadas del Campo Guafita.

POZO

SATURADOS
01

AROMATICOS
0,3

RESINAS
0,3

ASFALTENOS
0,3

GF-1

56,7

20,9

16,3

6,1

GF-2

55,2

23,9

15,9

5,2

GF-5

62,2

19,6

13,2

5,1

GF-7

61,3

20,4

14,0

4,4

GF-10

60,8

20,4

12,9

6,0

GF-13

51,5

22,2

18,4

7,7

GF-16

56,8

21,6

15,2

6,4

GF-18

58,7

18,6

16,9

5,8

GF-23

56,3

18,8

15,6

9,3

GF-24

57,4

22,2

15,4

4,9

GF-25

58,7

26,4

15,4

5,5

 

Los resultados obtenidos mediante cromatografía de gases, para la fracción de hidrocarburos saturados indican una distribución de n-alcanos en el intervalo de n-C13 a n-C32, con una tendencia ligeramente bimodal, con un predominio de nalcanos en el intervalo de n-C13 a n-C22 y cuyos máximos se encuentran centrados entre n-C14 a n-C22 (Fig. 4). Ese tipo de características permite inferir que los crudos analizados del Campo Guafita son de origen mixto (marino-continental) y por el predominio de n-alcanos livianos ( < n-C22), se puede considerar que ocurrió un mayor aporte de materia orgánica de origen marino, según lo establecido en la literatura para ese tipo de distribuciones (Tissot y Welte, 1984). Por otra parte la presencia de n-alcanos permite clasificarlos como crudos no alterados.


Fig. 3: Esquema experimental utilizado para el análisis de muestras.


Fig. 4: Cromatogramas de la fracción de hidrocarburos saturados para algunas de las muestras analizadas del Campo Guafita.


Con el fin de corroborar los resultados obtenidos por cromatografía de gases, se interpretaron los fragmentogramas de relación m/z 191 y 217. Los fragmentogramas de relación m/z 191 se caracterizan por presentar una señal no muy intensa asociada al compuesto 18 -oleanano (Fig. 5), lo que se considera característico de materia orgánica de origen terrestre. Sin embargo, la abundancia relativa del terpano C23 indica un mayor aporte de materia orgánica del tipo marino. lo que permite corroborar que la materia orgánica que les dio origen a estos crudos es de tipo mixto (aporte tanto marino y continental). Por otra parte, el estudio del fragmentograma de relación m/z 217 indica que los esteranos regulares C27 son más abundante que los esteranos C29 (Fig. 6). La mayor abundancia relativa de los estéranos C27 respecto los esteranos C29, ha sido considerado en la literatura (Moldowan et al., 1985; Genthan and Wakefield, 1988) como indicador de un predominio de materia orgánica de origen marino, lo que también corrobora el origen mixto, pero con mayor abundancia de materia orgánica de origen marino para los crudos estudiados en el Campo Guafita.


Fig. 5: Fragmentogramas de relación m/z 191 para la fracción de hidrocarburos saturados. A = barrido y B tiempo de retención.


Fig. 6: Fragmentogramas de relación m/z 217 para la fracción de hidrocarburos saturados. A = barrido y B tiempo de retención.


Respecto a las condiciones paleo-ambientales de sedimentación, la relación pristano/fitano ha sido utilizada como indicativo de las condiciones óxido-reductoras que predominaron durante la sedimentación (Didyk et al., 1978). Estos isoprenoides, derivados de la cadena fitol de la clorofila, pueden sufrir procesos de oxidación o reducción de acuerdo al potencial redox en el ambiente de sedimentación, bajo condiciones muy reductoras, ocurre la reducción y predominio del isoprenoide fitano (C20), mientras que bajo condiciones menos reductoras puede ocurrir la oxidación a ácido fitánico y la subsecuente descarboxilación y formación de pristano (C19). Este hecho permite que la relación entre ambos pueda ser utilizada como indicadora de condiciones óxido-reductoras del ambiente de sedimentación (Tissot y Weite, 1984). Para las muestras bajo estudio, las relaciones pristano/fitano presentan valores entre 1,2 a 1,7 (Tabla II), lo que indica el predominio del isoprenoide pristano, y permite inferir un ambiente de sedimentación moderadamente reductor para los crudos estudiados. Estos resultados, al igual que los obtenidos en la distribución de n-alcanos, pueden relacionarse con las características geológicas de las Formaciones La Morita y Quevedo, propuestas como posibles rocas fuentes para los crudos de la cuenca Barinas-Apure (Talukdar et al., 1987), que han sido descritas como producto de depositación en ambientes sedimentarios marinos moderadamente profundos a someros, para la Formación La Morita, y de ambiente nerítico a costero litoral, para la Formación Quevedo (González et al., 1980). Estos ambientes son típicos de condiciones de sedimentación moderadamente reductoras y con aportes de materia orgánica tanto continental como marina.

 

Tabla II Relaciones entre los isoprenoides fitano/pristano y relaciones isoprenoides n-alcanos (pristanoln-C17 y fitanoln-C18) para las muestras analizadas del campo Guafita.

POZO

P/ F

P/n-C17

F/n-C18

GF-1

1,3

0,8

0,6

GF-2

1,4

0,9

0,8

GF-5

1,5

0,9

0,7

GF-7

1,2

0,7

0,7

GF-10

1,2

0,8

0,7

GF-16

1,4

1,0

0,7

GF-18

1,3

1,1

0,8

GF-23

1,2

1,0

0,8

GF-24

1,7

1,0

0,6

GF-25

1,2

0,9

0,9

* P/F Pristano/Fitano
P/n-C17 = Pristano/n-C17
F/n-C18 = Fitano/n-C18

En relación a la madurez de los crudos estudiados esta puede ser obtenida mediante las relaciones pristano/n-C17 (p/n-C17) y fitano/n-C18 (f/n-C18) y por los fragmentogramas de la relación m/z 217 (Tissot y Welte, 1984). Los valores de las relaciones p/ n-C17 y f/n-C18 se encuentran entre 0,9 a 1,1 y 0,7 a 0,9 respectivamente; los valores obtenidos son menores que 1,5; lo que indica un estado avanzado de madurez en el máximo de ventana de petróleo. De igual forma en el fragmentograma de la fracción de hidrocarburos saturados de relación m/z 217 (Fig. 6) la relación C29 (S/R) indica que los crudos se encuentran en el máximo de la ventana del petróleo, hecho que se corrobora por los valores de las gravedades API y la ausencia de moretanos y de hopanos con más de C32 átomos de carbono (Fig. 5). Por otra parte la distribución de fenantreno y metilfenantreno (m/z = 198 y 192; Fig. 7) permitió de acuerdo a Radke et al. (1982) calcular los índíces de metil-fenantreno, los cuales permiten calcular de una manera empírica, y haciendo uso de 1 ecuación de Radke et al. (1982) obtener un estimado de la reflectancia de la vitrinita Rc (reflectancia de la vitrinita calculada). Los cálculos de los índices (MPI)1 y (MPI)2 (1-metil-fenantreno y 2-metil-fenantreno respectivamente) fueron 0,98 y 1,03 respectivamente. Haciendo uso de la ecuación para el cálculo de Rc (Rc = 0,60MPI + 0,40), con 0,65 < Rm < 1,35 y querógeno tipo II, se obtuvo un valor de R, de 0,98. Esto da una idea del valor teórico de la reflectancia de la vitrinita para la roca fuente. Así el valor obtenido indica que los crudos analizados provienen de una roca fuente que alcanzó un grado de madurez correspondiente al máximo de la ventana del petróleo.


Fig. 7. Fragmentogramas de relación m/z = 178, 192 y 198 para la fracción de hidrocarburos aromáticos. A = barrido y B = tiempo de retención


Otra información que puede obtenerse a partir de los fragmentogramas de la fracción de hidrocarburos saturados de relación m/z 217 y utilizando las concentraciones de azufre obtenidas, es inferir algunas características de la roca fuente que le dio origen a estos crudos (Kenneth y Moldowan, 1993; Rubinstein y Albrecb, 1975; Tissot y Welte, 1984).

En el fragmentograma de la fracción de hidrocarburos saturados presentado en la figura 6 se observa la presencia de diasteranos, lo que se considera producto de la conversión de esteranos regulares a diasteranos durante la diagénesis en sedimentos clásticos, como consecuencia de la catálisis en sitios ácidos que se encuentran en las arcillas (Rubinstein y Albrech, 1975). El proceso propuesto consiste en la reducción de esteranos a diasteranos (esteranos rearreglados). Como resultado se tienen crudos con altas relaciones diasteranos/esteranos típico de rocas fuentes de origen elástico (Kenneth y Moldowan, 1993). Esto se puede corroborar en el fragmentograma de la figura 7 para la fracción de hidrocarburos aromáticos para el fragmentograma de relación m/z = 178, correspondiente a compuestos tipo fenantreno, metil-fenantreno y metil-dibenzotiofeno. La distribución de los metil-dibenzotiofeno claramente muestra un patrón en donde la relación de intensidad de los picos indica que 4-metil-dibenzotiofeno > 2 y 3-metil-dibenzotiofeno > 1-metil-dibenzotiofeno, lo cual indica según Hughes (1989), que las muestras de crudos fueron originadas a partir de una roca de tipo clástico.

Los resultados obtenidos en los porcentajes de azufre (Tabla III) permiten corroborar un posible origen clástico para los crudos bajo estudio, los cuales se encuentran entre 0,54 y 0,62%. Se considera que en rocas no clásticas como carbonatos, con bajo porcentaje de hierro, el sulfuro puede combinarse con la materia orgánica y producir crudos ricos en azufre (Tissot y Welte, 1984), mientras que en sedimentos clásticos, ricos en hierro, éste puede combinarse con el sulfuro para producir pirita y por ende, poco es el azufre que se combina con la materia orgánica para originar crudos de bajo porcentaje de azufre. La presencia de crudos con porcentajes de azufre menores del 0,6% junto con la existencia de diasteranos rearreglados permite proponer un origen clástico para la roca fuente de los crudos del Campo Guafita.

Tabla III Concentraciones de azufre para las muestras analizadas del Campo Guafita.

POZO

CONCENTRACION DE AZUFRE (% P/P) 0,01

GF-1

0,59

GF-2

0,57

GF-5

0,59

GF-7

0,56

GF-10

0,62

GF-13

0,61

GF-16

0,61

GF-18

0,61

GF-23

0,63

GF-24

0,54

GF-25

0,61

 

Sobre la base de la bimolidad obtenida en los cromatogramas, las altas relaciones diasteranos/esteranos obtenidas por cromatografía de gases-espectrometría de masas en la fracción de hidrocarburos saturados, las distribuciones de dibenzotiofenos, los bajos valores en las concentraciones de azufre y ás relaciones pristano/fitano cercanas a la unidad, se puede indicar que la roca fuente que originó los crudos del campo Guafita es clástica y compuesta de materia orgánica de origen mixto pero con una mayor contribución marina.

Conclusiones

Del estudio geoquímico realizado a once muestras de crudos provenientes del Campo Guafita se obtiene que estos pueden clasificarse como crudos no alterados del tipo parafínico-nafténico, originados de materia orgánica marino-continental, con mayor aporte de materia orgánica de tipo marino. Se considera que estos crudos fueron generados por una roca fuente clástica, con una madurez avanzada en el máximo de la ventana del petróleo.

AGRADECIMIENTOS

A Corpoven S.A, en especial a la Ing. Geólogo Zorena de Monroy, por suministrar los mapas empleados en este trabajo y por permitir consultar los informes internos referentes a la zona de estudio.

REFERENCIAS

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