La exploración petrolera se ha conceptualizado como una cadena de valor, en la que para cada fase se deben generar una serie de productos que aseguran que el proceso fluya y agregue valor. Para obtener los productos de cada fase se requiere de la aplicación de herramientas, tecnologías, sistemas y metodologías específicas para cada fase, así como ser aplicadas por especialistas con las habilidades precisas para desarrollarlas.

La exploración se efectúa en provincias o regiones que están clasificadas como zonas petrolíferas posibles o probables. Para ello se efectúan una serie de investigaciones tendientes a definir en lo fundamental si existe una sección sedimentaria potente para generar, almacenar y entrampar el petróleo para lo cual se van identificando determinados elementos por fases o pasos que se incluyen en este folleto.

Los trabajos exploratorios se efectúan en todos los países por grupos de trabajo donde se integran y generalmente se ubican bajo una misma estructura organizativa: geólogos, sedimentólogos, reservoristas, geoquímicos, estratígrafos, tectonistas, sísmicos, gravimetristas y magnetometristas.

En los primeros años de exploración petrolera, antes de 1900, se hicieron exitosos descubrimientos, basados en la perforación en lugares cercanos a manifestaciones de petróleo. Así se hicieron importantes descubrimientos en Pensylvania, California, Venezuela, México, Irán, Rumanía, Indonesia y Rusia. Por la década de 1850, la mitad de los descubrimientos en el mundo se realizaron sobre esta base. Sin embargo este método pronto alcanzó un límite y se observó que los pozos exitosos cercanos a manifestaciones superficialesfueron localizados en estructuras anticlinales. Debido a esta asociación empírica el énfasis se desvió a la perforación de estructuras positivas con manifestaciones superficiales cercanas.

Esta aproximación estructural fue muy importante en la época de la preguerra debido a los avances de los métodos gravimétricos y sísmicos de exploración geofísica. Estas nuevas tecnologías hicieron posible detectar trampas, sin expresiones geológicas en superficie y abrió un nuevo rango de oportunidades a la industria petrolera. En la década de 1930, los registros eléctricos alcanzaron efectividad e incrementaron el desarrollo de métodos geológicos en el subsuelo. El alcance de un estado de madurez adecuado en la exploración estructural, permitió el desarrollo de estudios estratigráficos de las trampas.



Aunque históricamente la exploración orientada simplemente a las trampas fue exitosa, tuvo limitaciones, ya que aunque todo el petróleo se acumule en trampas, no todas las trampas contienen petróleo. En este período la explicación a tales hechos se atribuyeron a escapes y rompimiento de los sellos.

Los métodos geoquímicos modernos han demostrado que la improductividad de muchas cuencas, está directamente relacionada con la no generación y/o migración de hidrocarburos. Esto que hoy parece obvio, tomó muchos años en demostrarse, debido a la no existencia de tecnologías confiables para evaluar las rocas madre antes de 1970.

Los primeros métodos de Cromatografía de Gas y Espectrometría de Masas, aparecieron en los años 1960 y hasta 1977 no se pudo contar con la primera versión del equipo Rock Eval. La tecnología de biomarcadores fue aceptada en losaños 80. Aunque la mayoría de estas técnicas se abrieron camino a mediados de la década de 1970, los problemas de comunicación, más la resistencia al cambio retrazaron alrededor de 10 años la aceptación de los métodos geoquímicos.

Finalmente la relevancia de la geoquímica prevaleció a partir de que la existencia del petróleo resulta de la interacción de procesos físicos y químicos controlados por la historia geológica de una cuenca. Esta comprensión condujo a finales de la década del 70 al concepto de “Sistema Petrolero”, el cual enfatiza la historia dinámica de procesos y eventos geológicos. Los procesos químicos al comienzo de la cadena de eventos llevan a la existencia de petróleo: la deposición de horizontes generadores y transformaciones Termo- cinéticas de la materia orgánica preservada conllevan a la formación de petróleos. Los procesos físicos controlan los procesos de migración y entrampamiento. El tiempo correcto de los eventos es la esencia para el desarrollo de acumulaciones de petróleo comercial.

El “Sistema Petrolero”, se ha convertido en la herramienta operacional moderna escogida para la evaluación cuantitativa de riesgos en cuencas y evaluación de prospectos exploratorios. Hoy se acepta en la industria del petróleo que la aplicación de la geoquímica incrementa significativamente las posibilidades de éxito en la exploración petrolera.

La aplicación del método de los Sistemas Petroleros, es muy reciente en Cuba (J. G. López et. al 1995) y aún quedan muchos aspectos por definir en los mismos.

Una interiorización del concepto de sistemas petrolero, indica que son varias las disciplinas que intervienen en ladeterminación de los distintos elementos y procesos de los sistemas petroleros en una región dada. Por ello, para estos estudios se utilizan la inmensa mayoría de los trabajos e investigaciones realizadas en un área.

En el caso particular de Cuba, el grado de enmascaramiento que presentan estos sistemas ocasiona que en algunos casos no se conozcan algunos de sus elementos y no sea posible definir otros con toda seguridad. Esta situación provoca que en muchas áreas no haya sido posible definir correctamente sus nombres, extensión y potencialidad.

2. FASES O ETAPAS DE LA EXPLORACIÓN PETROLERA.

Las fases o etapas para desarrollar la exploración de petróleo consisten en la aplicación de un sistema de conocimientos en la región que se desee estudiar, que permita de forma gradual delimitar los elementos y procesos que conllevan a dar por concluida la exploración, lo cual se logra cuando se ha delimitado el prospecto y calculado sus reservas probadas.

La primera fase la constituye el análisis y evaluación de una cuenca sedimentaria con un espesor potente de sedimentos que permita la maduración y expulsión, la segunda fase la constituye la identificación y evaluación del sistema petrolero, la tercera fase la constituye la definición y evaluación de los plays, la cuarta fase la constituye la delimitación de los objetivos y prospectos y la quinta fase la constituye la perforación exploratoria y evaluación de las reservas probadas (fig. 1).

Fig. 1. Fases o etapas de la exploración petrolera.

Es válido señalar que las fases aquí descritas pueden ejecutarse en algunos momentos de forma simultánea, sobre la base del grado de estudio geológico,geoquímico y geofísico que se tenga de determinada cuenca, región o área.

Los elementos principales a considerar son: la existencia de rocas madres, rocas reservorio, rocas sello y trampas. Los principales procesos a definir son: maduración de las rocas madre; generación, migración y entrampamiento de los hidrocarburos, y tiempo de formación de las trampas, con los cuales se podrá definir si el 'timing' es adecuado o no.

Es necesario considerar que la exploración es extremadamente costosa, por tanto, el factor económico es muy importante para tomar decisiones en cada fase. Por lo tanto al finalizar cada etapa hay que detenerse y analizar todos los factores para continuar con el paso siguiente, de no hacerse esto puede conllevar al fracaso, ya que, aun con todas las evidencias a favor solo la perforación exploratoria certifica la realidad.

En la tabla 1 se vinculan cuatro de las fases de la exploración con el factor económico y lo que se espera en cada una de ellas; aquí es importante señalar que en todas ellas se invierten recursos pero en las dos primeras fases los costos son significativamente inferiores a los de las restantes y esto se debe a que en las primeras interviene fundamentalmente el hombre y en las otras hay que ejecutar métodos de campo que encarecen el resultado.

Aspecto a comparar Cuenca Sedimentaria Sistema Petrolero Play Prospecto
Investigación Rocas sedimentarias Petróleo Trampas Trampa
Economía Ninguna Ninguna Esencial Esencial
Tiempo geológico Tiempo de deposición Momento critico Presente Presente
Existencia Absoluta Absoluta Condicional Condicional
Costos Muy bajos Bajos Altos Altos
Análisis CuencaSistema Play Prospecto
Modelaje Cuenca Sistema Play Prospecto
Tabla 1. Comparación de las cuatro primeras fases de la exploración petrolera con el factor económico y producto esperado.

I. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE UNA CUENCA SEDIMENTARIA.

Según su definición constituye una depresión geológica rellena de sedimentos formados durante su hundimiento independientemente de la edad en que haya sucedido. La depresión formada, por cualquier proceso tectónico, es moldeada por las rocas del basamento, las cuales pueden ser ígneas, metamórficas y/o rocas sedimentarias. El relleno de la cuenca incluye la matriz de las rocas sedimentarias, la materia orgánica y el agua presente en la depresión; por ende los elementos esenciales del sistema petrolero son depositados en las cuencas sedimentarias. Frecuentemente una o más superposición de cuencas sedimentarias, por causas estratigráficas o tectónicas, garantizan la existencia de los procesos esenciales del sistema petrolero. Sin embargo conceptualmente, el sistema petrolero no esta formado, hasta el momento en que el petróleo se genera, (biológicamente o termalmente).

Las cuencas sedimentarias se subdivide en:
1. Cuenca Hambrienta, cuando su hundimiento no es compensado con el volumen de rocas aportadas a la cuenca, por tanto presenta buen espesor de sedimentos depositados en zonas profundas.
2. Cuenca Equilibrada, cuando mantiene en todo el periodo de su formación un estado de equilibrio, o sea, el hundimiento se compensa con el volumen de sedimentos aportados, por lo que contiene espesores de rocas depositadas en ambientes no muy profundos.
3. Cuenca Sobrealimentada, cuando es mayor el volumen desedimentos aportados que su hundimiento, por tanto, se rellenan en un corto periodo de tiempo y dejan de constituir cuencas

Esta primera fase o etapa de la exploración petrolera, implica establecer la existencia de una acumulación sedimentaria, definir el tipo de cuenca, su edad, la conformación de su basamento, el espesor de los sedimentos, la historia de su evolución y su comportamiento estructural regional.

Para lograr lo anterior se requiere aplicar principalmente, los métodos potenciales (gravimetría y magnetometría), levantamientos geológicos de superficie, levantamientos geomorfológicos, sísmica de reconocimiento, y pozos estratigráficos.

Gravimetría y Magnetometría a escala 1: 100000- 1: 500000.
La interpretación de estos métodos permite delimitar espesores sedimentarios, tipos de corteza terrestre y proximidad a la superficie de rocas magmáticas. Definir los lineamientos tectónicos principales (fallas corticales y transcorticales). Orientar los trabajos sísmicos hacia las regiones más promisorias en cuanto a relleno sedimentario.

Levantamiento Geológico de superficie.
Estos trabajos permite establecer la columna estratigráfica preliminar y los principales elementos estructurales, tales como: fallas principales, discordancias, tipos de plegamiento, manifestaciones superficiales de petróleos líquidos o gaseosos e incluso sólidos. Da una visión de las posibles rocas madre, reservorios y sellos que puedan encontrarse en la cuenca.

Levantamiento Geomorfológico.
Este método permite delimitar los elementos tectónicos principales con sus rosas diagramas lo cual conlleva a predecir la dirección y grado de fracturación delos sedimentos enterrados. De esta forma se puede predecir las vías y direcciones de migración más probables para los posibles hidrocarburos generados en la cuenca.

Sísmica de reconocimiento.
Se utilizan las variantes posibles de la sísmica, o sea, reflexión, sismología que sea resolutivas acorde al tipo de cuenca.

La interpretación de estos métodos permite mapear espesores sedimentarios. Además revelar los principales lineamientos tectónicos, incluyendo los sistemas de fallas que conforman la estructura geológica de la región en estudio tanto profundas como de la cubierta sedimentaria. Por otra parte garantiza revelar zonas elevadas y deprimidas hipsométricamente.

Pozos Estratigráficos.
La existencia de uno o varios pozos estratigráficos o de cualquier categoría dentro o cercanos a la cuenca en estudio le aporta un alto valor a la información, pues brindaran datos en profundidad que servirán para 'amarrar' la interpretación de los métodos geofísicos de superficie (gravimetría, magnetometría y sísmica) y para validar la columna estratigráfica preliminar (levantamiento geológico).

A partir de los estudios aplicados en esta primera fase de la exploración petrolera (análisis de cuenca), se obtienen importantes conocimientos geólogo- petroleros tales como:

1. Se confecciona el modelo preliminar de desarrollo de la cuenca, incluyendo los principales momentos de la tectónica, de la formación de las rocas madre, de los reservorios y de los sellos.
2. Se establece en el corte la edad y litología de los sedimentos que pueden constituir rocas madre, reservorios y sellos.
3. Se establecen los tipos de trampas presentes en lacuenca.


II. IDENTIFICACIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS SISTEMAS PETROLEROS.

Un Sistema Petrolero encierra una roca madre activa y todas las acumulaciones de hidrocarburos relacionadas genéticamente a ella. Este incluye todos los elementos y procesos geológicos que son esenciales para la acumulación exitosa de petróleo (Magoon 1990). Los elementos esenciales de un sistema petrolero son: la roca madre, los reservorios y los sellos; mientras que los procesos los componen: el enterramiento de la roca madre, la formación de las trampas y los procesos de generación, migración y acumulación del petróleo. Esta fase es la más importante y decisiva en las investigaciones exploratorias, pues en ella se investigan y definen todos los elementos y procesos antes mencionados, siendo de gran importancia determinar el tiempo en que se formó cada uno de ellos.

II.1. Petróleo.

El petróleo es un mineral combustible líquido difundido en la envoltura sedimentaria de la Tierra. Por su composición, el petróleo representa una mezcla compleja de hidrocarburos (alcanos, cicIoalcanos, aromáticos) y de compuestos que, además de carbono e hidrogeno, contienen heteroatomos: oxigeno, azufre y nitrógeno. Todos los compuestos que integran el petróleo pueden agruparse en cuatro grupos fundamentales: Saturados, Aromáticos, Resinas y Asfaltenos (los dos últimos suelen agruparse y demonimarse compuestos NSO).

El petróleo puede aparecer en la naturaleza en los 3 estados de la materia: sólido (asfaltitas y bitumen); líquido (asfaltos, petróleo crudo y condensado) y gaseoso (gas natural).

El petróleo es un material combustible, su calor de combustión supera el de losminerales combustibles sólidos (carbón, esquistos, turba), constituyendo cerca de 42 MJ /Kg. A diferencia de los minerales combustibles sólidos el petróleo contiene poca ceniza.

El nombre del petróleo proviene del latín petra, piedra, y oleum, aceite; es decir el petróleo es un aceite producido por las rocas sedimentarias.

Origen del petróleo

El origen del petróleo y la formación de sus depósitos durante muchos años constituyen uno de los más complicados problemas de las ciencias naturales contemporáneas. Este problema, además del aspecto puramente cognoscitivo, reviste gran valor práctico, ya que permite abordar conscientemente las tareas de exploración de yacimientos petrolíferos y valorar sus reservas probadas y probables.

Para el momento presente este problema, en rasgos generales, esta resuelto. Del ámbito de conjeturas e hipótesis paso a la teoría de origen orgánico del petróleo científicamente argumentada y elaborada en sus eslabones principales. Sin embargo, también en la actualidad entre los geólogos e, incluso, químicos hay partidarios de distintas variantes de la hipótesis sobre el origen inorgánico del petróleo.

Hipótesis sobre el origen inorgánico del petróleo.
Una de las variantes de la hipótesis sobre el origen inorgánico (mineral) del petróleo resulto ser la llamada hipótesis cósmica de Sokolov (1892) que remonta la formación de los hidrocarburos del petróleo a partir de carbono e hidrogeno a las épocas de formación de la Tierra y de otros planetas del Sistema Solar. Los hidrocarburos formados anteriormente durante la consolidación de la Tierra se absorbían por el magma y, más tarde, al enfriarse esta, por lasgrietas y fracturas penetraron en las rocas sedimentarias de la corteza terrestre. Por consiguiente, de acuerdo con esta hipótesis, el petróleo «terrestre» es producto de transformación de los hidrocarburos primarios del Cosmos que iban a parar a la Tierra junto con otras formas de la materia cósmica. La hipótesis cósmica no se apoya en hechos algunos, salvo la presencia de metano en la atmósfera de algunos planetas. Sin embargo, el metano dista mucho de ser petróleo con la diversidad de su composición. Tampoco es difícil advertir que la hipótesis mencionada y otras semejantes revisten un carácter simplificado y especulativo, soslayando el propio problema sobre el origen del petróleo y trasladándolo a las esferas inaccesibles a la investigación.

Mucho más convincente para su época parecía la hipótesis de carburos enunciada por Mendeleiev (1877). Se conoce que al actuar con agua sobre algunos carburos metálicos se forman hidrocarburos. Precisamente, esta reacción sirvió de base para la hipótesis de Mendeleiev. Según su parecer el proceso de formación del petróleo transcurría de la siguiente manera. El agua se filtraba a la Tierra por las grietas cuya profundidad debía de alcanzar varias decenas de kilómetros. Y los carburos metálicos que se encontraban en el subsuelo reaccionaban con el agua dando lugar a la formación de hidrocarburos.
Efectivamente, en los experimentos, al reaccionar los carburos metálicos con agua o ácidos, se observaba la formación de hidrocarburos líquidos cuyo parecido con el petróleo se establecía por su aspecto exterior y por el olor. En los productos de la reacción, a excepción de metano, etileno y acetileno, no seidentifico ninguno de los hidrocarburos.

De conformidad con las ideas de Mendeleiev, los hidrocarburos se evaporizaban por acción de altas temperaturas en el seno de la Tierra y ascendían a la zona de presiones menores, hacia la fría, esfera terrestre exterior formada por rocas sedimentarias. Aquí debían crearse, precisamente, los depósitos industriales del petróleo.

La hipótesis de Mendeleiev provoca las siguientes objeciones. Según las representaciones actuales el petróleo se compone de una enorme cantidad de hidrocarburos complejos sujetos a sus leyes intrínsecas, los cuales no se pueden obtener en las reacciones de carburos con agua. Tampoco resuelve el problema la posibilidad de sintetizar los hidrocarburos a partir de monóxido de carbono e hidrogeno, con forme a la reacción de Fischer-Tropsch, puesto que para dicha reacción son necesarias proporciones equimoleculares estrictas de los componentes reaccionantes y de catalizadores puros, o sea, condiciones que no existen en el manto de la Tierra. Además, queda absolutamente incomprensible como el agua podía ir a parar desde la zona de presiones bajas en la superficie a las de presiones altas existentes en el seno de la Tierra.

A pesar de todo, para su tiempo la hipótesis de Mendeleiev resulto ser progresiva. Por primera vez colocaba sobre fundamento científico el problema de la génesis del petróleo, explicando satisfactoriamente el hecho de que los yacimientos petrolíferos conocidos en aquel entonces se encontraban cerca de los pies de las cadenas montañosas.

Cabe añadir que el propio autor de la hipótesis inorgánica admitía para los petróleos de Bakú el origen orgánico.Debe contarse entre las hipótesis minerales también la de Kudriávtsev que la llamo magmática. Según sus ideas, el petróleo líquido se encuentra prístinamente o se forma en el magma, en concentraciones insignificantes, penetrando por las grietas y fracturas en las rocas sedimentarias y llenando areniscas porosas. El autor y sus discípulos, prácticamente, no ponen al descubierto el mecanismo de formación del petróleo, salvo alusiones confusas a la síntesis de los hidrocarburos a partir del monóxido de carbono e hidrogeno según la reacción de Fischer-Tropsch o de los radicales libres CH y CH2. Tampoco esta elaborado el mecanismo de migración del petróleo supuesto desde las rocas magmáticas hacia las sedimentarias.

Como se ve, las hipótesis inorgánicas del origen del petróleo se encuentran en contradicción tanto con los datos geológicos, como con los conocimientos modernos sobre la composición de los petróleos.

Teoría del origen orgánico del petróleo.
La idea del origen orgánico del petróleo fue expuesta por primera vez por Lomonosov (1763). La literatura nos da a conocer una serie de hipótesis del origen orgánico del petróleo que interpretan diferentemente la composición del material inicial, las condiciones y la forma de su acumulación y soterramiento, el aspecto de balance del proceso, las condiciones y los factores de transformación en petróleo, factores y tipos de migración del ultimo. Todas estas hipótesis las reúne la idea sobre el carácter orgánico del material inicial, el vínculo genético de su acumulación y transformación con las rocas sedimentarias, situación facial favorable y transformación en petróleo del material soterrado enla capa sedimentaria terrestre.
La argumentación de la teoría orgánica del origen del petróleo puede ser geológica y geoquímica:

Argumentación geológica
1. Muchos yacimientos industriales de petróleo en el globo terráqueo coinciden con los depósitos sedimentarios. Solamente como excepción varios yacimientos se han descubierto en rocas magmáticas cristalinas. Sin embargo, dichos yacimientos siempre se encuentran en contacto con rocas sedimentarias a partir de los cuales el petróleo podía filtrarse.
2. Existe una ligazón explicita y directa entre los procesos de formación del petróleo y del carbón y los de acumulación de betunes y de sustancia orgánica dispersa.
3. El petróleo y los asfaltos relacionados genéticamente con este acusan composición parecida con otros combustibles fósiles de origen orgánico: carbones y esquistos.
4. Los procesos de formación del petróleo transcurrían en todas las épocas geológicas. Los depósitos de petróleo se encuentran tanto en rocas de edad cámbrica que cuentan mas de 500 millones de años como en depósitos jóvenes, los terciarios, cuya edad es de 20 a 30 millones de años.

Argumentación geoquímica:
1. En el petróleo se han descubierto sustancias óptimamente activas. Las mismas sustancias se han hallado en rocas sedimentarias con que el petróleo esta vinculado genéticamente.
2. En la composición del petróleo existen también compuestos cuya procedencia es indiscutiblemente biógena. Estos compuestos se llaman marcadores biológicos o biomarcadores. A estos pertenecen las parafinas, alcanos de estructura normal, e isoprenoides. Compuestos idénticos se han hallado también en la composición de losbetunoides de la sustancia orgánica dispersa de las rocas sedimentarias.

Hoy se acepta que el petróleo tiene origen biogénico, derivándose de plantas y animales, o mezcla de ambos. Después de muertos estos organismos retornan a la atmósfera como CO2, a través de procesos oxidativos. Solo una pequeña cantidad ( 1.00 g/cm3 < 10s API Ultrapesados
1.000 – 0.920 g/cm3 10 – 22.3s API Pesados
0.920 -0.870 g/cm3 22.3 – 31.1s API Medios
< 0.870 g/cm3 > 31.1s API Ligeros
Tabla 2. Clasificación de los petróleos atendiendo a la densidad.

Contenido de azufre.
El contenido de azufre depende de la composición del petróleo, es decir de los % de compuestos saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos. El azufre se encuentra en las estructuras químicas de los 2 últimos compuestos, por ende los petróleos con mayor contenido de resinas y asfaltenos (crudos pesados y extrapesados) serán los de mayor contenido de azufre. Los petróleos con alto contenido de azufre (tabla 3) son altamente corrosivos y por lo tanto su precio disminuye notablemente.

Contenido de azufre (%) Clasificación
< 0.5 % Poco sulfurosos
0.5 a 1.5 % Medianamente sulfurosos
1.5 a 3.0 % Sulfurosos
> 3.0 % Altamente sulfurosos
Tabla 3. Clasificación de los petróleos atendiendo al contenido de azufre.



Viscosidad.
La viscosidad es una magnitud directamente relacionada con la resistencia interna al escurrimiento de un fluido; o en otros términos, es la resistencia que ofrece las moléculas de un fluido al desplazamiento uniforme de su masa. A mayor viscosidad mayor será la resistencia al desplazamiento. Este parámetro esta fuertemente influenciado por la temperatura. Laviscosidad indica cuan difícil o no serán los procesos de extracción y manipulación del crudo.

Factores y procesos que determinan la calidad del petróleo.

La calidad comercial del petróleo (propiedades físico – químicas), tiene grandes implicaciones en los aspectos económicos del proceso de exploración. Una acumulación de petróleo sobre la base de la cantidad de reservas insitu y sobre todo de la calidad del hidrocarburo que almacena, puede constituir un yacimiento ó no. Es por ello que conocer cuales son los procesos que determinan y afectan las propiedades físico – químicas del petróleo, constituye una tarea vital de la geoquímica de exploración. Los principales procesos que determinan la calidad comercial de los crudos son
- Procesos primarios:
1. El Origen.
2. Maduración.
- Procesos secundarios
1. Madurez Térmica
2. Biodegradación.
3. Lavado por agua.
4. Fraccionamiento evaporativo.
5. Desasfaltinización.

Procesos primarios.
Son los procesos que determinan las calidades comerciales del petróleo desde el mismo momento de su generación y están determinados por las características orgánicas y térmicas de las rocas madre, es decir ocurren a nivel de roca madre.

Origen: La concentración, la distribución molecular y otros aspectos químicos, que dan origen a los compuestos del petróleo, se derivan del tipo de materia orgánica, litología de las rocas (sedimentos) y el ambiente de deposición de los mismos (niveles de oxígeno, salinidad, temperatura, etc.) que dan origen a los petróleos. Todos los petróleos contienen compuestos azufrados. Los crudos con elevadas concentraciones de azufre son aquellos que contienen más de 1 % deese elemento. Se encuentran con mayor frecuencia en las series carbonatado – evaporíticas que en las series clásticas (fig. 2). Durante los procesos de sedimentación los sulfatos (SO42-) son transformados en sulfuros (S2-) mediante la acción de las bacterias sulfato- reductoras. Estos sulfuros se combinan con el hierro existente en las formaciones clásticas formando pirita, quedando en esta forma en la roca, pero en el caso de las rocas carbonáticas, donde el hierro no es abundante ó está ausente, el sulfuro liberado de los sulfatos se incorpora directamente a la materia orgánica, que posteriormente dará origen al petróleo. Este parámetro se determina mediante análisis físico- químicos. Los petróleos cubanos, salvo excepciones presentan altos contenidos de azufre.

Fig. 2. Presencia de petróleos con alto y bajo contenido de azufre en la naturaleza.

Maduración: La maduración es un proceso térmico que garantiza que una roca madre pueda transformar el kerógeno en hidrocarburos y que determina además, sus propiedades físico- químicas iniciales. Una vez que la roca madre alcanza la temperatura adecuada (≈ 90s C) comienza a generar petróleo y a medida que la temperatura aumenta se generan hidrocarburos cada ves más ligeros a partir del kerógeno y de los hidrocarburos más pesados ya generados y no expulsados.

Procesos Secundarios
La composición final del petróleo puede ser fuertemente influenciada por alteración después de la acumulación. La alteración del petróleo tiende a causar modificaciones en sus características, influenciando en su calidad y valor económico, afectando además desfavorablemente los estudios geoquímicos. Estos procesosocurren a nivel de reservorio.

Entre los procesos más importantes se pueden citar: maduración térmica, biodegradación, lavado por agua, fraccionamiento evaporativo y desasfaltenización.

Madurez Térmica: La madurez térmica ocurre cuando un yacimiento sufre aumento de temperatura debido al soterramiento. Con el aumento de la temperatura y el tiempo de permanencia en la roca reservorio, los crudos se tornan más ligeros debido al fraccionamiento térmico (craqueo) de los componentes más pesados y el aumento de la concentración de gas. Este proceso aumenta la calidad del petróleo.

Biodegradación: Consiste en la alteración del petróleo por la acción de bacterias durante la migración, en el reservorio o en manifestaciones superficiales. La biodegradación del petróleo solo ocurre a bajas temperaturas (< 80s C), poca profundidad y condiciones donde el agua subterránea con oxígeno disuelto esté disponible a las bacterias aeróbicas. Los microorganismos típicamente degradan el petróleo atacando primero los compuestos menos complejos, ricos en hidrógeno, como las n-parafinas y los isoprenoides.

La biodegradación disminuye la gravedad API del petróleo y aumenta el contenido de azufre, debido a la remoción selectiva de los compuestos saturados y aromáticos, comparados con las resinas y asfaltenos. Petróleos relacionados entre sí pueden mostrar diferentes gravedades API en dependencia del nivel de biodegradación alcanzado por cada uno de ellos.

Lavado por agua: Proceso donde el agua de capa o las aguas meteóricas remueven los hidrocarburos saturados y aromáticos ligeros, así como otros compuestos solubles del petróleo. Este proceso ocurredurante la migración o en el reservorio. La biodegradación comúnmente acompaña al lavado por agua del petróleo debido a que las bacterias pueden introducirse en el petróleo a partir del agua. Pero puede darse el caso de existir lavado por agua y no existir biodegradación.

Fraccionamiento evaporativo: Describe una serie de fenómenos involucrados en la separación del gas del petróleo en el reservorio, provocando la alteración de los petróleos acumulados. La separación del gas del petróleo conlleva la transferencia a la fase vapor de componentes del petróleo de bajo e intermedio peso molecular. Posteriormente el gas, conteniendo disueltas considerables porciones del petróleo, migra a través de fallas para formar acumulaciones independientes de gas condensado. El petróleo residual presenta evidencias de fraccionamiento: pérdida de hidrocarburos ligeros, incremento en el contenido de hidrocarburos ligeros aromáticos y nafténicos con relación a las parafinas, cromatogramas con predominio de n- alcanos de 10, 15 e incluso 20 átomos de Carbono, en lugar de la forma usual con predominio de 5 o 6 átomos de Carbono.

Desasfaltenización: Es la precipitación de asfaltenos en crudos pesados y medios debido a la disolución de grandes cantidades de hidrocarburos gaseosos en el crudo y/o en otros hidrocarburos livianos.

Métodos y técnicas de estudio.

Actualmente, los avances analíticos en el área de la geoquímica orgánica permiten identificar, con cierto grado de incertidumbre, a partir de los análisis de crudos, el ambiente de deposición, la profundidad actual y máxima y en ciertos casos, la edad de deposición de las rocas madre que los originaron (Mello ).

Cuando estos datos son integrados con datos geológicos y geofísicos es posible identificar las rocas generadoras y así mapearlas y correlacionarlas con las respectivas acumulaciones de petróleo y gas. La utilización de técnicas geoquímicas como: análisis físico - químicos (sAPI, contenidos de azufre, composición del petróleo y contenido de níquel y vanadio), cromatografía gaseosa, isótopos del carbono y biomarcadores, permite correlacionar petróleos entre sí y con rocas madres identificadas (Mello 1998), estas correlaciones facilitan la determinación de cuantos tipos de hidrocarburos podrían existir en un área especifica y sus respectivos grados de evolución térmica.

Biomarcadores.
Los biomarcadores son moléculas orgánicas complejas compuestas de C, H y otros elementos químicos. Estas moléculas han sobrevivido a los procesos de sedimentación, enterramiento y maduración de la materia orgánica con poco o ningún cambio en su estructura química respecto a las moléculas precursoras en organismos vivos. Los biomarcadores aportan mucha información en el estudio de los petróleos, ya que permiten la determinación de la fuente biológica de la materia orgánica, el paleoambiente de depositación, el nivel de madurez y litología de las rocas madre entre otros parámetros. Estos compuestos también se conocen como “fósiles geoquímicos” o “marcadores biológicos”.

A continuación se relacionan dos tipos de biomarcadores presentes en el petróleo y sus aplicaciones mas generales, para que se tenga una mejor idea del grado de complejidad de esta moleculas.

Isoprenoides acíclicos: Los más comunes en la geosfera son los llamados “isoprenoidesregulares”, los cuales incluyen pristano (Pr) y fitano (Ph) (fig.3 dos compuestos ampliamente distribuidos, provenientes de la cadena lateral de la clorofila. Una fuente alternativa del pristano es el tocosferol (Grossens et al, 1984) y para el fitano serían las bacterias halofílicas . El pristano ha sido encontrado en el zooplancton y otras algas y el fitano proviene de bacterias metanogénicas y halobacterias.

Fig. 3. Ejemplo de biomarcadores

Actualmente la ocurrencia de estos compuestos es muy utilizada como indicativo de contribuciones biológicas específicas de materia orgánica sedimentaria y como indicativo del paleoambiente.

En la tabla 4 se presenta un resumen de los principales parámetros utilizados en la determinación del origen de los petróleos. Es común encontrar petróleos con valores fuera del rango establecido como guía en la tabla. Para corroborar el origen de un petróleo deben utilizarse varios parámetros en conjunto.

Biomarcador Indicador de: Rango
C29 / C30 hopanos Litología de la roca madre, Carbonatosidad vs. Arcillosidad Arcilla.: 1
C35 / C34 hopanos Litología de la roca madre, Carbonatosidad vs. Arcillosidad Arcilla.: 1
Ph / nC18 Litología de la roca madre, Carbonatosidad vs. Arcillosidad Arcilla:  0,3
Carbonato: ï‚£ 0,3
Diasteranos / Esteranos reg. Litología de la roca madre, Carbonatosidad vs. Arcillosidad Arcilla: Alto
Carbonato: Bajo
Pr / Ph Paleoambiente de deposición de la roca madre. Anóxico: < 0
El incremento de la relación indica un medio más oxidante.
Gammacerano / C30 hopano Paleoambiente de deposición de la roca madre. Ambiente hipersalino: > 0.6
El incremento de la relación indicaun medio más salino.
Pr / nC17 Tipo de materia orgánica Terrestre: Alto (> 0 )
Marina: Bajo (< 0,6)
26 / 25 triciclicos Tipo de materia orgánica El incremento de la relación indica un predominio de materia orgánica terrestre sobre la algal.
TPP Tipo de materia orgánica El incremento de la relación indica un predominio de materia orgánica algal.
C27 vs. C29 Esteranos Tipo de materia orgánica C29 > C27: Aporte terrestre
Litología de la roca madre, Carbonatosidad vs. Arcillosidad Arcilla.: C29 > C27
Carbonato.: C29 < C27
Isómeros
del C29 Esterano ït / (ït + ïtïtït) Maduración Maduro: > 0.62
20S / (20S +20R) Maduración Maduro: > 0.56
Tabla 4. Biomarcadores más utilizados en determinación del origen de los petróleos.

Familias de petróleos presentes en Cuba.

En la aplicación del Método de los sistemas petroleros la existencia de hidrocarburos debe ser considerada el elemento principal, a diferencia de otras técnicas exploratorias donde la identificación de las trampas y los reservorios dominan el proceso. Esta prioridad centra su atención en identificar el origen de los hidrocarburos presentes en un área.

La presencia de hidrocarburos, no importa cuan pequeña sea, en cualquier cuenca sedimentaria es prueba de la existencia de un sistema petrolero. Por lo tanto el punto de partida para la aplicación del concepto es la identificación y la caracterización genética del crudo. Como regla general, para cada tipo de crudo identificado debe ser caracterizado al menos un sistema petrolero. Debe tenerse cuidado en casos en que existan variaciones de facies orgánicas dentro de las rocas madre o si ocurren mezclas de diferentes crudos