metodo de lopatin (traduccion)

7/21/2019 Metodo de Lopatin (Traduccion)

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The American Association of Petroleum Geologists BuHetinV. 64, No. 6 (June 1980) P. 916-926, 13 Figs., 4 Tables

TIEMPO Y TEMPERATURA EN LA FORMACIN DEL PETRLEO: APLICACIN DEL MTODO DE

LOPATLN PARA EXPLORACIN DE PETRLEO

INICIO

Abetract N. V.Lopatin en la Unin Sovitica desarrollo un mtodo para tomar tanto tiempo y temperaturatomando en cuenta los factores de maduracin trmica del Kergeno. El ndice de maduracin tiempo-temperatura de Lopatin (TTI) evala la correlacin con los regmenes trmicos correspondientes a lageneracin y preservacin de hidrocarburos. Porque esta informacin es de gran inters para la exploracinde petrleo, una calibracin y evaluacin ha sido hecha por el mtodo de Lopatin. Dentro de las limitacionesde los datos disponibles actualmente las siguientes declaraciones pueden ser hechas:

1.

La rata de las reacciones qumicas en la maduracin trmica de la materia orgnica pareceduplicarse a cada 10C (18F) aumenta la temperatura.

2. Los valores del umbral del ndice de tiempo-temperatura de la maduracin de Lopatin son:

15 Inicio de la generacin

75 Pico de generacin de Petrleo

160 Final de la Generacin de Petrleo.

~500 40 Plazo de preservacin de Petrleo. (oil preservation deadline)

~1,000 5O Plazo de preservacin de Petrleo.

~1,500 Plazo de preservacin del gas hmedo. Wet gas preservation deadline

>65,000 Plazo de preservacin del gas seco

3- TTI Los valores calculados de las reconstrucciones de Lopatin constantemente coinciden con losotros parmetros de maduracin comnmente usados por la geoqumica del petrleo.

Las aplicaciones potenciales del mtodo para la explotacin petrolera de Lopatin incluyen el timing de lageneracin de aceite, calcular el volumen de hidrocarburos generados dentro de una cuenca, y ladeterminacin de los plazos econmicos.

INTRODUCCION

Ha estado generalmente establecido en los ltimos aos que tanto tiempo como la temperatura son factoresimportantes en el proceso de la generacin de Hidrocarburos y en el subsecuente crakeo, rompimient oagrietamiento de petrleo a metano. En 1971, N.V. Lopatin en la Unin Sovitica pblico un documento en elque describi un mtodo simple por el cual los efectos tanto de tiempo y temperatura podan serconsiderados calculando la maduracin trmica del material orgnico en los sedimentos. El desarrollo unndice tiempo-temperatura de madurez (TTI) para cuantificar su mtodo.

Lopatin en la Unin Sovitica public un trabajo que describi un mtodo simple por el que los efectos detanto tiempo como la temperatura podan ser considerados in calcular la madurez trmica del materialorgnico en sedimentos.

CONSTRUCCION DEL MODELO GEOLOGICO

La implementacin del mtodo de Lopatin comienza con una reconstruccin de la historia tectnica y


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depositasional de la seccin geolgica de inters. Esta es la mejor manera de lograrlo mediante el trazado dela profundidad de la era geolgica enterrada, como se muestra en el ejemplo hipottico en la Figura 1. Debeser recordado que tales reconstrucciones no son secciones transversales geolgicas. En el ejemplo en laFigura 1 sedimentos del cretcico inferior fueron depositados hace 250m.y (m.a), en la superficiesedimentaria (profundidad= 0). Desde su depositacin el sedimento ha tenido la historia de tiempo -profundidad mostrada por la lnea slida en Figure 1, movindose de izquierda a derecha, Su historiaconsisti en depositacin continua a varias ratas hasta 80 m.a. B.P, a un tiempo breve (2 m.a.) ocurri unlevantamiento en el cual los sedimentos fueron levantados desde una profundidad de 7,000 (2,134 m) ft a6,000 ft (1,829 m). El levantamiento fue seguido por una subsidencia renovada hasta la depositacin de unhiato que alcanzo 20 m.a. B.P. El hiato continui hasta 6 m.a. B.P. cuando la subsidencia comenz ora vez.Sedimentos en tiempo presente (time= 0 m.a. B.P) a una profundidad de 10,500 ft (3,200 m).

La lnea en la Figura 1 sigue por lo tanto la relacin profundidad-tiempo de los sedimentos. Cualquier estratopoco profundo, tal como se muestra en la Figura 2, la lnea profundidad-tiempo tendr subparalela laprimera lnea, comenzando con su depositacin. Un set (o juego) de estas lneas como en la Figura 2, formanla reconstruccin geologica de Lopatin. Excepto en situaciones seguras o certeras (ser impartido luego en laseccin titulada Casos Especiales) los segmentos de la lnea profundidad -tiempo para varios horizontessern siempre paralelas.

Las reconstrucciones geolgicas estn basadas en la mejor informacin disponible. Algunas reconstrucciones

sern fciles de hacer con un alto nivel de confianza, particularmente donde las depositacin ha sidocontinua. Para los sedimentos que han tenido una historia compleja, sin embargo, La reconstruccin podrarepresentar solamente una mejor conjetura.


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El Segundo aspecto del modelo geolgico es la cuadricula de temperatura. La temperatura del subsuelodebe ser especificada desde el principio hasta el final para cada profundidad del pasado geolgico. Elcamino ms simple para hacer esto es calcular el gradiente geotrmico del presente-da y suponga quetanto el gradiente como la temperatura de superficie han sido constantes en todo el intervalo de tiempocubierto por la reconstruccin; por lo tanto, la cuadricula de temperatura es simplemente una serie delneas equitativamente espaciadas. Un espaciado de 10C es conveniente. En la Figura 3 se muestra unasituacin ms complicada, en el cual hay una rotura (break) en el gradiente geotrmico en el presente-da.

La parte superior de la seccin, es principalmente arena, tiene un gradiente bajo, pero la parte de Lutitamas baja tiene un gradiente alto. Si es supuesto que la pendiente geotrmica est relacionada con lolitologa, La pendiente geotrmica antes de 88 m.Y. B.P. debe haber sido alta para la seccin entera,

solamente las Lutitas estaban presentes. El gradiente bajo comenz a existir luego de los 88 m.a. B:P.,cuando empez la depositacin de las arenas. La Isotrmicas (lneas corridas) en la Figura 3 representanpor lo tanto las temperaturas subsuperficie como una funcin del tiempo geolgico. No hay ningn lmiteterico para la complejidad la cual puede ser introducida en la historia de la temperatura de una seccin.Sin embargo, ms datos necesarios para una reconstruccin altamente sofisticada simplemente no estarndisponibles.

El mtodo de Lopatin puede ser aplicado para cualquier modelo geolgico, Sin considerar la tosquedad ocomplejidad del modelo. Una reconstruccin bien planeada y detallada producir ms resultados confiablesque uno que est basado en gran parte de conjeturas. Estas limitaciones deben estar soportadas encualquier interpretacin subsecuente de los datos de Lopatin. Sin embargo, incluso un modelo muy tosco oaproximado puede estar capacitado para responder preguntas muy importantes acerca de la generacin ypreservacin de hidrocarburos.

CASOS ESPECIALES

Aunque muchos modelos geolgicos pueden ser formulados en una manera sencilla, hay algunas situacin enque la precaucin es aconsejable, o donde las tcnica especiales son necesarias. Cuando el levantamiento y laerosin ocurren, algunas secciones se pierden. Por lo tanto, aunque las lneas permanecen horizontalesdespus de tal evento, la distancia entre ellos ser reducida, como se ilustr en la Figura 4.Otro problema puede surgir cuando la seccin examinada es cortada por una falla. Tales secciones porencima y por debajo de la falla podran haber tenido historias trmicas diferentes. Es por lo tanto, necesario


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hacer dos reconstrucciones geolgicas diferentes para las dos partes diferentes de la falla y combinarlos paraobtener la reconstruccin completa para la seccin.

THEORY OF LOPATIN S METHOD

Lopatin y muchos otros creen que los factores, tiempo y temperatura, son importantes en la generacin ydestruccin de hidrocarburos. Estos dos factores son intercambiables: una alta temperatura actuando porun corto periodo de tiempo puede tener el mismo efecto de maduracin de una temperatura baja actuandopor un largo periodo de tiempo. Lopatin supone que la dependencia de la madurez en el tiempo es lineal-duplicar el tiempo de coccin a una temperatura constante duplica la madurez.

La teora de rate de reaccin qumica predice que la dependencia de temperatura de la madurez serexponencial. Para tener en cuenta esta relacin entre rata de reaccin y la temperatura, Lopatin dividi elperfil de temperatura en intervalos de 10C y dibuj las isotrmicas, como se muestra en la Figure 3.

Escogi entonces intervalos de 100 a 110C como la base del intervalo y le asigno un ndice de valor n= 0.Los otros intervalos estaban asignados a los ndices de valores como se muestra en la Tabla 1. Lopatin

defini entonces al factor , el cual refleja la dependencia exponencial de la temperatura de la madurez delpetrleo. Supuso que la rata de maduracin incrementa por un factor r para cada 10C aumenta enreaccin de la temperatura. Por lo tanto para cualquier intervalo de temperatura el factor temperatura y=m.donde n es el valor del ndice apropiado dado en la Tabla 1.

Para el factor tiempo lopatin uso la longitude del tiempo (en m.a.) para los sedimentos gastados en cadaintervalo de temperatura. La madurez aadida en cualquier intervalo de temperatura i es dado pormadurez= (T) (rni), donde T; es la longitud de tiempo gastado por los sedimentos en el intervalo de latemperatura i. Porque los efectos de la maduracin en la materia orgnica son aditivos, la madurez total (oTTI) de un sedimento en particular es dada por la suma de los vencimientos adquiridos en cada intervalo.

Por lo tanto donde nmax y nmin son los n-valores para los ms altos y ms bajos intervalos de temperaturaencontrados. Si la idea de Lopatin es correcta, el valor de TTI debe correlacionar con dato obtenitada usandootros mtodos para la evaluacin de la madurez termal de la materia orgnica.

El trabajo actual intento primero escoger un valor para r, y segundo establecer una correlacin entre TTI yla reflectancia de la vitrinita y mediciones de ndice de la alteracin trmica (TAI ndice de alteracintrmica).


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ELIGIENGO EL VALOR DE r

La ecuacin de Arrhenius dice que las ratas de las reacciones qumicas se duplican aproximadamente paracada 10C aumento en la temperatura. Lopatin acepto esta regla, y selecciono por lo tanto 2 para r. Otrostrabajadores han cuestionado esta eleccin (Neruchev and Parparova, 1972; Golitsyn, 1973). Debido a lacomplejidad de las reacciones qumicas actualmente involucradas y a los extensos rangos de temperaturasobre los cuales suceden estas reacciones, No es posible hacer un pronstico terico acertado sobre el mejor

valor para r. Fue decidido para tratar de valorar r empricamente mirando una larga cantidad de datos deTAI y reflectancia de Vitrinita (Ro) y eligiendo el valor de r que dio la mejor correlacin entre lasmediciones calculadas y la maduracin.

Los datos de maduracin trmica para 402 muestras de 31 pozos mundiales fueron tabulados. los muestrasde sedimentos tenan un rango de edad peleozoica temprana a cuaternaria. Y representan por lo tanto un

amplio intervalo de tiempo. La maduracin estaba medida por TAI o por Ro. Para comparar el valor de TTIcon un solo parmetro de maduracin, los valores de TAI fueron cambiados por su equivalente de Ro deacuerdo con la escala en la tabla 2. El rango de valores de la reflectancia de las muesras esta alrededor de 0.4a 6.Para probar empricamente el mas apropiado valor para r, se trazo TTI versus Ro para varios valores de r, seextiende desde 1.0 a 10.0

La correlaciones entre la maduracin calculada y medida son pobres en los valores extremos de r, pero songeneralmente buenas para los valores de r entre 1.6 y 2.5. El tramo de TTI versus Ro para r=2 se indica en laFigura 5.


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CALCULO DE VALOR DE TTI

Los principios involucrados en calcular valores de TII han sido explicados en el precedente; aqu pasaremosun ejemplo especfico. En la Figura 6 se muestra un modelo geolgico que tiene 3 horizontes de sedimento

(A, B Y C) y una cuadricula de temperatura medianamente complicada. El clculo para cada horizonte esdado en la Tabla 3. El clculo de computadora de los valores de TII es fiable.

Es tambin posible calcular el valor de TTI en cualquier momento en el pasado del mismo modo. Supongaque estamos interesados en el valor de TTI del horizonte A 60 m.a atrs (representada por el punto P en laFigura 6). Los clculos son llevados de una manera anloga que la hecha previamente pero se detiene en 60m.a en vez de en el presente. El clculo del valor de TTI para el punto P en la Figura 6 es 5.9.

INTERPRETACION DEL VALOR DE TTI

Lopatin (1971) propuso que los valores de TTI definidos corresponden a las diferentes etapas en losprocesos de generacin de petrleo. El valor especifico que eligi, sin embargo, pareci ser incorrectodebido a los errores en su reconstruccin geolgica original. Una nueva escala de TII versus reflectancia de

vitrinita (Ro) ha sido, por lo tano, formulada comparando valores de Ro medidos con valores de TTIcalculados de nuestros modelos geolgicos. Los resultados de estas correlaciones, que estn basado en elanlisis estadstico antes mencionado de 402 muestras de 31 reconstrucciones mundiales, son dados en laTabla 4

La tabla 5 muestra Ro. TAI, y TTI valores para varias etapas importantes de la generacin de petrleo ypreservacin. Los lmites de la ventana de generacin de petrleo son muy similares a los propuestos porDow (1977) y muchos otros.


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Los lmites de preservacin del petroleo se basan en datos no publicados de Chevron. Estas correlacionesdefinen de manera efectiva el rango de TTI en el que se produce la generacin de petroleo (15 a 160); los

valores ms altos TTI en la que se conservan el petroleo de 40 y 50 API (aproximadamente 500 y 1.000,respectivamente); y los valores ms altos TTI en la que el gas hmedo se pueden preservar (1500). El gasseco se produce en la Unin de California 1-33 Bruner, Condado de Beckham, Oklahoma, desde un horizonteque tiene un TTI de alrededor de 65.000, pero an no se ha establecido que este es el mximo posible TTIen la que el metano es todava estable.

CORRELACIN DE TTI CON OTRAS DATOS GEOQUMICOS

Valores TII calculados fueron comparados con los datos medidos de muchas muestras en todo el mundoque representan una variedad de edades y litologas. Se presentan las correlaciones de TII con TAI,reflectancia de la vitrinita, relacin carbono bitumen/organico (Bti/Corg), ndice de preferencia del carbn

(CPI), relacin kergeno hidrogeno/carbono (H/C), porcentaje de arcillas expandibles, y la gravedad (API)grficamente presentadas en las figuras 7 a 11. Los resultados de cada una de estas relaciones conducen a lamisma conclusin: TII es una medida vlida de la madurez trmica de la materia orgnica.


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Proporciones de Carbon Bitumen Organico

Se acepta en general entre los geoqumicos orgnicos que proporciones Bit-CORG deberan mostrar unaumento en la ventana de generacin de petrleo. En la prctica real, sin embargo, este aumento nosiempre es claramente visible, debido a factores tales como la migracin y el tipo de kergeno puedenafectar fuertemente el contenido de bitumen. Cuando se analiza estadsticamente un gran nmero demuestras, sin embargo, un mximo en la relacin media Bit/Corg debe ser visible dentro de la ventana


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generativa

La Figura 7 muestra una grfica de TTI frente Bit/Corg donde cada punto representa el promedio de hasta46 piezas individuales de datos. Un mximo visible, donde la proporcin es de alrededor de dos veces la dela lnea de base es aparente entre TTI = 25 y TTI = 200. Esta regin corresponde bastante bien a la ventanagenerativa petroleo (TII = 15-160) como se determina a partir de datos TAI y Ro.

ndice de Preferencia de Carbono


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En general se acepta que los valores CPI disminuyen con el aumento de madurez trmica. Los datos de laFigura 8 confirman la verdad de esa declaracin. Valores CPI para muestras inmaduras van desde bajo amuy alto, pero entre las muestras ms maduras valores muy altos brillan por su ausencia. El valor mximoCPI posible para un valor dado TTI disminuye a medida que aumenta TII, como se muestra por la lnea dela envolvente en la figura 8. De acuerdo con estos datos, bitmenes asociados con kergenos dentro de la

ventana generativa de petroleo pueden tener valores CPI de hasta 1.75 (al TTI = 15) o 1.2 (al TTI = 160).As, aunque una disminucin de la mxima CPI se correlaciona con la generacin de petrleo, los CPI realesde bitmenes recin generados no llegan necesariamente a los bajos valores que normalmente seencuentran en los petroleos crudos (CPI 1.1), indicando que la madurez trmica es slo uno de los posiblesfactores que pueden influir fuertemente en las distribuciones de n-parafina (Tissot et al, 1977).

Proporciones de Kergeno H C

La Figura 9 muestra un grfico de TTI versus proporciones promedio de kergeno H/C, con cada puntoque representa hasta 49 muestras individuales. De nuevo TTI refleja directamente la madurez trmica, paralas relaciones de H/C promedio disminuyen con el aumento de los valores de TTI.

Porcentaje de arcillas expandibles

Aunque la transformacin de montmorillonita (arcilla expandible) para ilita (arcilla no expansible) amenudo ha sido pensado para ser asociado con una temperatura subsuperficial definido, la transformacin

M ->I puede ser en realidad un proceso controlado cinticamente. Por lo tanto, debera ser posible aplicar elmtodo de Lopatin a las transformaciones de arcilla de la misma manera en la que se aplica a catagnesisde material orgnico.


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Con este fin se hizo un grfico de TTI versus el porcentaje de capas de arcilla expandible (Fig. 10). Hay una fuertecorrelacin entre el mximo porcentaje de capas expandibles y el TTI, como se muestra por la lnea continua. Lasmuestras que yacen significativamente a la izquierda de la lnea en la regin trmicamente inmaduraprobablemente representan material que contena menos de 100% de capas expandibles cuando se depositoriginalmente.Alrededor del 50% del agua de la capa intermedia ya se ha perdido entre las capas; antes de la aparicin de la

generacin de petrleo, y otro 25% antes de alcanzar su punto mximo de generacin de petrleo. La cantidad deagua disponible expulsada de la capa intermedia para el transporte de el petroleo recien generado es por lo tantomucho mas pequea (excepto quizs en los regmenes super normalmente presurizados) de lo que algunostrabajadores han estimado. Esta observacin debe ser importante para futuros estudios de los mecanismos de lamigracin primaria.

La gravedad API del Petroleo

Se dispona de datos de gravedad API de 57 petroleos de todo el mundo a partir de seccionesreconstruidas. TTI se represent versus a la gravedad de petroleo en la Figura 11. La mayora de lospetroleos, incluyendo todos los de baja gravedad ( 160; es decir, de reservorios que han sido sometidos amaduracin trmica adicional despus de la generacin de petroleo.


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Porque la gravedad del petrleo es generalmente concedida por lo menos en parte relacionado con lamadurez trmica, es significativo que la baja-gravedad de los petrleos (inmaduras) no se encuentrenasociados con valores altos TII.A partir de estos datos limitados, es posible estimar "fechas lmite" tentativas para la preservacin depetrleos de cierta gravedad API. La lnea continua en la Figura 11 indica aproximadamente el valor TIIsuperior a la que una gravedad dada de petrleo puede ser preservada. As, el valor mximo TII paraencontrar un aceite de 40 sera de alrededor de 500, y para un petroleo de 50, alrededor de 1000. Estos

nmeros deben, sin embargo, ser vistos con cautela ya que meramente las mejores extrapolaciones posiblesen la actualidad son en base a nuestros datos limitados.

Gas Natural

Los datos de 36 localidades de gas natural estaban disponibles. Aunque los datos son demasiado escasos parapermitir un clculo exacto del valor mximo TII en la que el gas hmedo (> 5% C2 +) puede ser preservado,un valor de TII alrededor de 1.500 podra ser una estimacin razonable para el plazo de gas hmedo.

El plazo de gas-seco (por debajo del cual se produce el gas metano desde el pozo de la Unin de California 1-33 Bruner en el Condado de Beckham, Oklahoma, en un TII de alrededor de 65.000. El pozo Lone Star 1


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Baden en el Condado de Washita, Oklahoma, azufre lquido struck en un TII de 972.000, lo que indica que elplazo de gas seco probablemente se encuentra en un valor TII entre 65.000 y 972.000. es interesante que laSocal l James descubrimiento de gas seco en el condado de Wheeler, Texas, el productor ms profundo delmundo en 22.918 a 23.938 pies (6985 a 7296 m), que est en un TTI de slo 17.500.

APLICACIN DE DATOS TTI PARA LA EXPLORACIN

Los valores de TTI obtenidos por aplicacin del mtodo de Lopatin pueden ser tiles en varias formas parala exploracin de petrleo. Si estamos interesados cuan profundo podemos esperar encontrar acumulacionesconservados de petrleo, gas hmedo, o gas seco, slo tenemos que calcular el presente-dia de los valores deTII de los reservorios sospechosos y encontrar el rgimen de TII en la cual caen. Por ejemplo, supongamosque se espera que un cierto reservorio se encontrara a 12.000 pies (3.758 m) en un pozo propuesto. Sepuede esperar petrleo o gas, y si hay petrleo, de que gravedad?

Supongamos que calculamos un TTI de 1200 para la formacin del reservorio. Esto significa que el reservoriotiene un valor mayor que la TII en el que un petroelo de 50 puede ser preservada (1000 de la Tabla 5).Predeciriamos desde las calibraciones de TII que el reservorio se encuentra ms all de la fecha lmite dePetroleo, y por lo tanto podra contener slo gas hmedo o seco. Como se dijo anteriormente, el nivel deconfianza de esta interpretacin depender de la calidad del modelo geolgico.

Una segunda manera en que los valores TII pueden ayudar en la exploracin de petrleo est en responder ala pregunta de si es o no la madurez trmica necesaria para la generacin de hidrocarburos producidos enuna regin. Por ejemplo, una lutita rica orgnicamente se ha encontrado en una cuenca, y queremos saber si

esta lutita ha alcanzado la madurez trmica. Al hacer reconstrucciones de tiempo y profundidad para variospuntos en la cuenca, podemos calcular valores presentes de TTI para la lutita en estos puntos, como semuestra en el ejemplo hipottico en la Figura 12. Contorneando los valores TTI nos podemos hacer una ideade la extensin del rea de lutitas ricas que ha entrado en la ventana generativa. En el ejemplo en la Figura12 la zona generativa (dentro de los contornos TTI = 15) representa slo una pequea parte del total de lacuenca; por lo tanto, slo una pequea fraccin de las lutitas ricas podra haber comenzado a generarpetrleo. As, el riesgo de la exploracin de las prospectos adyacentes a esta cuenca sera considerablementems alto que si toda la cuenca ya haba alcanzado la madurez trmica.

Una tercera aplicacin de los datos de TTI en la exploracin est en responder preguntas sobre el tiempo


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(timing= sincronizacion de los elementos del sistema petrolero) de generacin. La Figura 13 muestra unmodelo geolgico en que los valores de TTI 15 y 160 se han situado en cada uno de los varios horizontes. Sicontorneamos valores iso-TTI en este modelo tenemos dos lneas que delimitan la ventana generativa depetrleo para toda la seccin a lo largo del pasado geolgico. La regin sombreada en la Figura 13 indica la

ventana generativa.

Supongamos que una formacin particular, indicada como "Roca madre de petroleo" "Oil Source Rock" enla figura 13, es solamente la verosimil roca madre de petroleo (OSR, siglas en ingles "Oil Source Rock") deesta regin. Podemos determinar por la cuando en el pasado geolgico la OSR genero petroleo por lainspeccin de la Figura 13. La OSR entro en la ventana de petroleo 181 m.a y dejo de generar 120 m.a.B.P. La regin en la que las condiciones de tiempo y profundidad son apropiados para la generacin depetroleo en el OSR se muestra en la Figura 13 en negro. Como ahora sabemos el lapso de tiempo durante elcual se produjo la generacin de de petrleo (181 a 120 m.a B.P.), podemos comenzar a responder a laspreguntas importantes acerca de la sincronizacin de la generacin de petrleo y la formacin de la trampa.Supongamos que las nicas trampas estructurales en la regin fue creado durante un levantamiento quedura 100-90 m.a B.P. Porque la formacin de la trampa se produjo en al menos 20 m.a. subsiguiente a lafinalizacin de la generacin de petrleo, la probabilidad es baja de que este petroleo podra haber sidocapturado por estas trampas locales. Es ms probable que en el momento en que se formaron estas trampasel petrleo ya haba migrado de la regin porque no haba ninguna barrera para su movimiento.Esta lista de posibles aplicaciones del mtodo de Lopatin est, sin duda incompleta, por el mtodo es muy

verstil. Gelogos creativas sin duda descubrir nuevas formas de utilizar los datos de TTI para responder apreguntas especficas importantes en sus propias particulares reas de exploracin.

CONCLUSIONES

Este estudio ha comprobado que la maduracin de material orgnico en sedimentos depende tanto detiempo y temperatura. Hay una buena correlacin entre los valores calculados de TTI y los parmetrosmedidos de medurez-geoquimca.

Una escala correlacionando valores de TTI con datos de TAI y Ro ha sido construida. Los valores de TTIcorrespondientes a la regin generadora de petroleo se han determinado.

Usando estos valores TII es posible predecir si un sedimento dado ha alcanzado la madurez trmica y, en

caso afirmativo, en qu momento en el pasado geolgico.los valores TTI correspondientes a los plazos de conservacin de diversos tipos de depsitos dehidrocarburos tambin se han determinado. Estos valores TII delimitan de manera efectiva los lmites deprofundidad en cada rea en la que petrleo, gas hmedo y gas seco se puede esperar. Los valores TTIcalculados a partir de reconstrucciones de Lopatin coinciden consistentemente con otros parmetroscomnmente empleados por los geoqumicos de petrleo en la estimacin de la madurez trmica de lamateria orgnica.

Potencial aplicacin del mtodo de Lopatin para la exploracin de petrleo es considerable. Entre lasposibilidades ms obvias estn el anlisis cuantitativo de la cuenca, la comparacin de la sincronizacin de lageneracin de petrleo con la formacin de trampa, y la determinacin de basamento econmico. Otrasaplicaciones, sin duda, seran descubiertas por los gelogos de exploracin como mtodo de Lopatin comienzaa ser empleado de forma rutinaria.

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