Estadios Principales de la Formación de Petróleos y su Clasificación según Van Krevelen

Diagénesis

Comenzando con sedimentos jóvenes a poca profundidad, se encuentran pequeñas cantidades de hidrocarburos. El kerógeno está afectado fundamentalmente por la actividad microbiológica que tiene lugar a profundidades menores. De allí en adelante, por un tiempo y una profundidad de enterramiento considerables, la transformación del kerógeno es mínima, ya que este se encuentra en estado metaestable.

Catagénesis

La catagénesis es el estadio principal de formación de hidrocarburos, donde a partir del kerógeno se producen moléculas de hidrógeno y cadenas alifáticas. La mayor parte de los hidrocarburos generados en esta zona son de peso molecular medio. Conjuntamente con el petróleo, se producen volúmenes importantes de gas.

Metagénesis

Este es el estadio que produce fundamentalmente gas seco. El metano puede provenir tanto del cracking de petróleo en la roca madre como de petróleos ya entrampados, formando yacimientos. La estabilidad del gas metano en relación con la temperatura es tal que, con la tecnología de perforación profunda actual, es imposible alcanzar la base de la generación de este gas.

Clasificación de la Materia Orgánica según el Diagrama de Van Krevelen

Tipo I: Exinitas (Alginita)

• Consiste en un tipo bastante raro de materia proveniente de algas de origen lacustre.
• Contiene material orgánico lípido.
• Incluye pizarras petrolíferas y torbanitas.
• Relación H:C de 1.6-1.8.
• H/C > 1.25
• O/C: muy bajo

Tipo II: Liptinitas (Olginitas)

• Se caracteriza por ser liptínico.
• Consiste en materiales intermedios, comúnmente marino-marginales, con mezcla de materiales de origen continental y acuático (especialmente plancton).
• Se encuentran presentes restos de algas, polen y esporas.
• Constituye la fuente principal de los petróleos.
• Relación H:C es de 1.4.
• O/C: 0.03-0.18

Tipo III: Vitrinitas

• Son sedimentos que contienen principalmente material orgánico húmico.
• Bajo en contenido de compuestos alifáticos de origen terrestre, equivalente a la vitrinita del carbón.
• Produce fundamentalmente gas.
• Relación H:C es de 1.0 o menos.
• H/C < 1.0
• O/C > 1.0

Tipo IV: Inertinitas

• La materia orgánica en este tipo de sedimentos puede provenir de cualquier fuente.
• Ha sido ya oxidada y reciclada, o alterada en algún evento termal previo.
• El material carbonáceo presente es inerte y deficiente en hidrógeno.
• No tiene ya camino evolucionario por seguir y tampoco genera hidrocarburos.
• Relación H:C es de 0.4 o menos.

Propiedades y Formación de los Bitúmenes

Los bitúmenes, también denominados “lípidos” o “extractables”, son de gran importancia por el rol que juegan en la generación y migración del petróleo.

Los ácidos grasos, que conforman la mayor parte de los lípidos en muchos organismos, se caracterizan por su estabilidad para persistir a través de largos períodos de tiempo geológico. Son componentes principales de los bitúmenes y pueden ser saturados o insaturados, cíclicos o aromáticos.

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Métodos de Separación de Kerógeno y Bitúmen

Separación del Kerógeno

El kerógeno es un compuesto complejo de alto peso molecular de la materia orgánica en las rocas, el cual es insoluble en todos los solventes orgánicos. Se puede obtener eliminando (por disolución) el material mineral de la roca. Esto es relativamente fácil para remover carbonatos, los cuales se pueden disolver rápidamente con HCl. Sin embargo, para los silicatos es necesario el uso de HF. Algo de pirita puede sobrevivir al tratamiento HCl/HF, pero puede ser removida con un líquido de densidad apropiada (frecuentemente una solución de ZnBr₂).

No obstante, es difícil obtener concentrados de kerógeno en muestras con menos del 5 % de material mineral.

Separación del Bitúmen

El bitúmen puede ser removido, a partir de muestras previamente pulverizadas, mediante la extracción con un solvente orgánico en un sistema conocido como «Extractor Soxhlet», aunque a veces se utilizan otros dispositivos. El bitúmen se extrae de una muestra de 10-100 g de roca pulverizada, la cual es colocada en el dispositivo y lavada repetidamente con un solvente. La extracción del bitúmen por lavado repetido con el solvente toma un tiempo de 8 a 24 horas.

Formación y Fuentes del Gas Natural

El gas natural proviene de dos fuentes principales: gas biogénico y gas termogénico, con diferencias relacionadas a su origen dual.

Gas Biogénico

El gas biogénico se forma a bajas temperaturas y a poca profundidad (menos de 1.000 metros debajo de la superficie), bajo condiciones anaeróbicas y no oxidantes, y está asociado a menudo con depósitos de origen marino.

Composición de Hidrocarburos y Clasificación de Petróleos por Gravedad API

Composición de los Hidrocarburos en el Petróleo Crudo

El petróleo crudo consiste esencialmente en una mezcla compleja de hidrocarburos de diferentes puntos de ebullición, conteniendo principalmente hidrógeno, carbono, azufre y compuestos nitrogenados.

Clasificación del Petróleo según su Gravedad API

Relacionando el petróleo con su gravedad API, el American Petroleum Institute (API) lo clasifica en: liviano, mediano, pesado y extrapesado.

• Crudo Liviano o Ligero

  Se define como aquel que tiene gravedades API mayores a 31.1º API. Son típicos de regiones como Argelia, el sudeste de Australia e Indonesia.

• Crudo Medio o Mediano

  Es aquel que tiene gravedades API entre 22.3 y 31.1º API.

• Crudo Pesado

  Se define como aquel que tiene gravedades API entre 10 y 22.3º API. Son de menor valor comercial y de más difícil extracción. Son típicos de regiones como California, Venezuela, México y Sicilia.

• Crudo Extrapesado

  Es aquel que tiene gravedades API menores a 1º API. Estos crudos también se los denomina bitúmenes.