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Caracterizacin geoqumica del petrleo de los reservorios de laFm
Napo del Cretcico (Ecuador) y su relacin con las lutitas
intercaladas como roca generadora de hidrocarburos
Oil geochemical characterization in the Cretaceous Napo
Formation reservoir (Ecuador) and its relationship withthe
interbedded shales as hydrocarbon source rock
Jenny Estupin Letamendi (1), Albert Permanyer (2) y Rafaela
Marfil Prez (3)
(1) Departamento de Ciencias de la Tierra, Facultad de Ciencias
del Mar y Ambientales, Universidad de Cdiz, 11510 Cdiz,
[email protected](2) Departamento de Geoqumica,
Petrologia i Prospecci Geolgica, Facultat de Geologa, Universitat
de Barcelona, 08028 Barcelona, [email protected](3)
Departamento de Petrologa y Geoqumica, Facultad de Geologa,
Universidad Complutense de Madrid, 28040 Madrid, Espaa.
[email protected]
ABSTRACT
The Napo Formation from the Cretaceous age is located in the
Oriente basin in Ecuador and iscomposed of limestones, shales, and
sandstones, the U and T sandstones, which are the most
importantreservoirs in the basin. The formation was deposited in
fluvial, transitional and marine environments, andtheir correlation
with the sequence stratigraphy may be associated with the
fluctuation of the eustatic sealevel. This work presents the
analyses of the organic composition and the thermal maturity of the
shalesinterbedded in the sandstones reservoir. Furthermore, the
geochemical characterization of oils from theU and T reservoirs was
preformed. The analyses were performed to establish the
contribution of theshale as a source rock in the generation of the
hydrocarbons. The spatial trend of the TOC in the shalesvaries from
1,78% in the Eden-10 well, located in the eastern part of the basin
to 0,56% in Jivino-1 welllocated in the center of the basin. The
hydrogen index (IH) varies from 116 to 414 mg/g, and the
thermalmaturity expressed as Tmax shows values of 445C. Oil studies
show the relationship between tricyclicterpanes (C20/C23) and
trisnorhopane/trisnoneohopane (Ts/Tm) among others biomarkers.
These data suggesta marine origin and the thermal maturity is
compatible with foundin thats the shale shows
(reflectanceequivalent of 0,6% - 0,9%, deduced from the analyses of
the regular steranes isomerization). Theinterpretation of all the
analyses suggests that the interbedded shales in the U and T
sandstones couldhave contributed to the source of the hydrocarbon
oil in the Oriente basin.
Key words: Crude oil, hydrocarbon, organic geochemistry, source
rock, Oriente Basin, Ecuador
Geogaceta, 46 (2009), 155-158ISSN: 0213683X
Introduccin
La Formacin Napo se encuentraampliamente representada en la
parteoriental de la Cuenca Oriente de Ecua-dor (Fig.1). Est
constituida por variasunidades estratigrficas entre las que
seencuentran dos importantes depsitos deareniscas denominadas U y
T. Laparte basal de cada unidad se caracterizapor sistemas
fluviales con influencia ma-rina, y a la parte superior se le
atribuyenambientes de baja energa de plataformamarina somera. Los
niveles de lutitas es-tn asociados a periodos de mximasinundaciones
(Barragn et al., 2004).Los intervalos de areniscas U y Tconstituyen
los reservorios principalesde hidrocarburos de la cuenca,
mientrasque los intervalos arcillosos actan
como rocas sello y como posibles rocasgeneradoras. Los sondeos
analizados al-canzan profundidades de hasta 3000 m ylas muestras de
lutitas estudiadas se en-cuentran a profundidades entre 2300 y3000
m (Fig.1), siendo sus espesores va-riables oscilando entre 5 y 25
m.
Los escasos estudios sobre la mate-ria orgnica realizados en el
Oriente deEcuador se centran en el intervalo delutitas de la Fm
Napo Shale o lutitasNapo Basal, considerado como principalroca
madre de hidrocarburos en la Cuen-ca Napo (Feininger, 1975; Baby et
al.,1998; Dashwood et al., 1990).
El objetivo de este trabajo es el es-tudio petrolgico y
geoqumico de lamateria orgnica de las lutitas interca-ladas en las
areniscas U y T y sucomparacin con las caractersticas
geoqumicas de los petrleos de la cuen-ca, con el fin de
determinar su contribu-cin como roca generadora de hidrocar-buros
en la formacin Napo.
Marco geolgico
La Cuenca Oriente pertenece a unaunidad morfo-estructural
conocida comoparte superior de la Cuenca Amaznica.Se encuentra
limitada al oeste por la Cor-dillera de los Andes y al este por el
escudoGuayans (Fig.1), con una extensin deaproximadamente 100 km2.
La cuencaOriente con direccin oeste-este esasimtrica y presenta un
moderado buza-miento hacia el oeste y el sur. El eje actualde la
cuenca est inmerso al sur-suroeste,donde los espesores de los
sedimentos al-canzan 1000 m (Canfield et al., 1982).
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Geologa aplicada
J. Estupin Letamendi et al.
da en hidrocarburos saturados y aromti-cos, por cromatografa de
gases (CG) ycromatografa de gases-espectrometra demasas
(CG-MS).
Resultados y discusin
Los resultados obtenidos por pirlisisRock-Eval han puesto de
manifiesto lapresencia de petrleo en alguna de lasmuestras
analizadas, provocando una in-terferencia en los resultados de
pirlisis,por lo que se procedi a su extraccin y aun nuevo anlisis.
Los contenidos en car-bono orgnico (TOC) son relativamentebajos,
oscilando entre 0,56% y 1,78%. Elpotencial petrolgeno (S2) vara de
0.8 a3,98 mg/g roca y el ndice de Hidrgenoentre 116 y 414 mg/g.
Estos resultadossugieren una poca capacidad generativade estos
materiales, formados por materiaorgnica de tipo II-III. Las
muestras pro-cedentes de los pozos de Jivino-1 yLimoncocha-9
muestran valores de Tmaxde 439C y 445C, correspondientes a
laventana del petrleo.
El estudio mediante microscopa defluorescencia ha puesto de
manifiesto lapresencia de numerosos restos de cutinitascon buena
ornamentacin y parches debituminita, ambas con colores amarillos
enel rango de la catagnesis (Fig. 3). Restosde esporas y plenes son
tambin frecuen-
tes y suelen estar acompaados por restosorgnicos de difcil
caracterizacin quepresentan dbil fluorescencia de tonosamarillos
oscuros. La presencia de aceiteya generado en la matriz
rgano-mineralse pone de manifiesto en fisuras ymicrofisuras cuando
la muestra se sometedurante varios minutos a radiacinultravioleta.
La presencia de bitumen se hapuesto tambin de manifiesto
enmicroscopa electrnica de barrido, for-mando pequeos niveles con
espesores de10 a 15 m. El bitumen aparece paralelo ala laminacin de
las arcillas o bien en es-pacios ocluidos por los mismos
mineralesarcillosos (Fig. 4). La alta proporcin deelementos
fluorescentes (liptinitas) y laausencia de componentes de los
grupos dela vitrinita e inertita confirman que estasrocas podran
ser generadoras de hidrocar-buros. La ausencia de vitrinita en las
arci-llas ha impedido que se tengan valores dereflectancia de
vitrinita que indique el gra-do de madurez de las mismas. Los
coloresde fluorescencia de las muestras que osci-lan entre
amarillo, amarillo dorado y local-mente dorado, se corresponden con
valo-res de reflectancia de alrededor de 0,7%.Estos valores son
compatibles con los va-lores de Tmax en muestras con escasa
in-fluencia de impregnacin de hidrocarbu-ros (Tmax 439- 445C
equivale a unareflectancia de 0,9%) (Tabla I).
Fig.2.- Distribu-cin de las rocasgeneradoras yalmacn de la
cuenca Oriente(Beroiz, 1994).
Fig. 2.-Distribution of thesource rocks andreservoir in
theOriente Basin(Beroiz, 1994).
La cuenca de Oriente presenta unbasamento de rocas cristalinas
pre-cmbricas del escudo Guayans, sobre elcual se depositaron
sedimentos delPaleozoico y del Mesozoico Inferior.Los sedimentos
del Mesozoico alcanzanespesores de 400 a 2.500 m. Durante
elCretcico se depositaron potentes seriesde materiales de origen
fluvial ,transicional y marino entre los que se en-cuentran las
areniscas U y T que al-ternan con lutitas y calizas marinas
per-tenecientes a la secuencia de la Fm.Napo (Fig.2), de edad
Albiense inferior -Maastrichtiense superior (Baldock,1982) y
ampliamente representada en lacuenca Oriente. Los
estudiosmicropaleontolgicos realizados en laslutitas han puesto de
manifiesto la presen-cia de nanofsiles y palinomorfos(Jaillard,
1997).
Metodologa
El estudio de la materia orgnica seha realizado a partir de 6
muestras delutitas procedentes de 5 sondeos produc-tores de
petrleos a diversas profundida-des. Para ello se ha utilizado
pirlisisRock Eval, microscopa electrnica debarrido (MEB) y
microscopa de fluores-cencia. Para la caracterizacin de los
pe-trleos se analizaron once muestras decrudos, de las cuales siete
corresponden ala arenisca U y cuatro a la areniscaT. Los anlisis se
realizaron, previofraccionamiento por cromatografa lqui-
Fig.1.- Mapa de situacin de los pozos estudiados en la
cuencaOriente, Ecuador.
Fig. 1.- The Oriente Basin, showing location of wells andcross
section line used in this study.
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Sociedad Geolgica de Espaa
Caracterizacin geoqumica del petrleo de los reservorios de la Fm
Napo del Cretcico (Ecuador)
Geoqumica del petroleo
La evaluacin geoqumica se realizen base a once muestras de
petrleo pro-cedentes de los reservorios productoresU y T. La
fraccin de hidrocarburossaturados para los crudos de
Dumbique-1(arenisca U) y de Auca-4 (areniscaT) muestra una
distribucin de n-alcanos, desde n-C14 hasta n-C32, con pre-dominio
de los alcanos n-C17 a n-C19 (Fig.5A), y distribucin de los
isoprenoidespristano y fitano similares. Estas caracte-rsticas
permiten inferir que los crudosanalizados en ambas areniscas son de
ori-gen transicional a marino. Asimismo, porel predominio de
n-alcanos livianos (< n-C22), se puede considerar un mayor
apor-te de materia orgnica de origen marino(Tissot y Welte,
1984).
Los esteranos regulares (C27, C28,C29) para los petrleos
analizados repre-sentados en el diagrama triangular pro-puesto por
Huang y Meinschein (1976,1979) presentan una misma distribucinen
todas las muestras, lo que denota unambiente de sedimentacin de la
rocageneradora comn para los petrleos dela arenisca U y T (Fig.
5B). Deacuerdo con el grado de isomerizacinde los esteranos
regulares, los petrleosestudiados presentan una madurez degrado
medio, con valores equivalentesde reflectancia de vitrinita de 0,6%
a0,9% (Fig. 6A) compatible con la quepresentan los niveles lutticos
(Ro de0,7% a 0,9%). La abundancia dediasteranos as como la alta
relacindiasteranos/esteranos es caractersticade rocas generadoras
siliciclsticas(Peters y Moldowan, 1993), como pro-ducto de la
conversin de esteranos re-gulares en diasteranos durante
ladiagnesis en sedimentos clsticos. Loscromatogramas de masas de
hidrocar-buros triterpanos (m/z 191) se caracte-rizan por
representar una buena distri-bucin de hidrocarburos tricclicos,
conun dominio claro de la relacin C23/C24,ausencia de C24
tetracclico, notablepresencia de C28 y C29 tricclicos, y va-lores
de Ts/Tm > 1. La serie de com-puestos hopnicos est dominada
porC30 hopano, presentando una disminu-cin progresiva de los
homohopanos
desde C31 a C35 (Fig.6B). Todos los pe-trleos, presentan
caractersticas simi-lares, como puede observarse en
loscromatogramas (Figs. 5A, 6B). Las ca-racterst icas relacionadas
con losbiomarcadores corroboran que la mate-ria orgnica que dio
origen a estos cru-dos era de origen marino, y las varia-ciones
menores en la distribucin de losmismos se pueden relacionar con
lige-ros cambios en el ambiente de sedimen-tacin de la roca
generadora.
Conclusiones
Los petrleos de los reservoriosU y T, poseen caractersticas
muycomunes entre si, lo que determina una
procedencia a partir de roca generado-ra nica. Esta roca se
caracterizara porestar constituida por materia orgnicade origen
marino, sedimentada en unambiente siliciclstico, con predomi-nio de
materiales arcillosos. La mate-ria orgnica de las lutitas
intercaladasen las areniscas U y T tiene ungrado de madurez en
ventana de petr-leo. La contribucin de estos nivelesarcillosos a la
generacin del crudo enla cuenca Oriente no puede ser descar-tada a
la luz de los resultados obteni-dos en el presente estudio. Sin
embar-go, la confirmacin de los mismos de-bera pasar forzosamente
por el estudiocomparativo de los niveles arcillososintercalados en
las areniscas T y
Fig. 3.- Componentes de las lutitas bajo el microscopio ptico de
fluorescencia. (A) Algasfilamentosas y probables bituminites (B)
matriz rgano mineral (C) cutinites.
Fig. 3.- Optical fluorescence microscope, showing the maturity
of the mudstones. (A)Filament weeds and probably bituminites. (B)
Organic mineral matrix. (C) Cutinites.
Fig. 4.- Fotografas al MEB con aspectos de la microfbrica de las
lutitas bituminosas; A y B)Detalle de los niveles de bitumen que
cortan las laminacin paralelas de las arcillas.
Fig. 4.- Scanning electron micrographs showing different aspects
of microfabric in theargillaceous rocks; A and B) Detail of
preferred particle orientation of the bitumen levels cutting
the parallel bedding plans.
Tabla I.- TOC y valores de anlisis depirlisis Rock-Eval.
Table I.- TOC and the pyrolysis Rock-Eval values.
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GEOGACETA, 46, 2009 J. Estupin Letamendi et al.
Geologa aplicada
U con muestras procedentes de laFm Napo Shale, considerada
comoprincipal roca generadora de los cru-dos de la cuenca
Oriente.
Los resultados obtenidos, en cuantoa la riqueza en materia
orgnica y a sugrado de madurez, no permiten descartarla contribucin
de los intervalos lutticosintercalados en las areniscas U y T,como
roca fuente secundaria en la gene-racin de petrleo dentro de la
cuencaOriente.
Agradecimientos
Este trabajo fue parcialmente finan-ciado por los proyectos
CCG07-UCM/AMB 2299, Proyecto REN 02-11404-E/MAR y Proyecto
CGL2006-01861 Losautores desean expresar su agradeci-miento al Ing.
Manuel Rivera Olaya deEcuador, jefe del rea de exploracin enel
bloque 15, Ecuador y al la DireccinNacional de Hidrocarburos
(Ecuador)por el permiso para publicar este artcu-lo. Gracias tambin
a D Mariam Bara-jas, D. Pedro Lozano, D Carmen
Valdehita, D. Alfredo Fernandez, D.Juan Luis Baldonado and D.
EugenioBaldonado por su asistencia tcnica envarios anlisis
realizados para este tra-bajo.
Referencias
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Fig. 6.- A) Cromatogramasde masas de triterpanos (m/z191) de los
pozos Dumbique-
1 (arenisca U) y Auca-4(arenisca T). B) Diagrama
de los esteranos regularesmostrando la madurez de lospetrleos de
las dos arenis-
cas.
Fig. 6.- A). Masschromatograms of triterpanes(m/z 191) of the
Dumbique-1
well (U sandstone) andAuca-4 (T sandstone). B)
Diagram of the regularsteranes showing the oilmaturity of the
reservoir
sandstones.
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Fig. 5.- A) Cromatogramas de gases (TIC)de la fraccin de
hidrocarburos saturados n-C15, de los pozos Dumbique-1 (arenisca
U)y Auca-4 (arenisca T). B) Diagrama trian-gular de los esteranos
regulares de los petr-leos de la arenisca U y T, mostrando un
origen comn de materia orgnica.
Fig. 5.- A) Gas chromatography (TIC) of thehydrocarbon sutured
fraction of n-C15, ofthe Dumbique-1 well (U sandstone) and
Auca-4 (T sandstone). B) Triangulardiagram of the regular
steranes of the oils
from U and T sandstones, showing thecommon origin of the organic
matter.
