Embed Size (px)
Citation preview
Rev. Téc. Ing. Univ. Zulia. Vol. 36, Nº2, 1 - 13, 2013
Origin, thermal maturity and alteration level of oil seeps in the Perija range foothills,
Venezuela
Edgar Portillo1, Johanna Torres2, Anaís González2, Iván Esteves1, Juan Rojas3 y Marcos Escobar1,4
1Fundación Instituto Zuliano de Investigaciones Tecnológicas. Km 15 vía La Cañada de
Urdaneta, Maracaibo, Venezuela. [email protected] [email protected] . 2Programa de Ingeniería de Petróleo, Núcleo Costa Oriental del Lago, Universidad del
Zulia. 3Departamento de Geología de INGEOMIN Zulia. 4Postgrado de Geología Petrolera,
Facultad de Ingeniería, Universidad del Zulia. Maracaibo, Venezuela.
Abstract
In order to establish source rock, physicochemical sedimentary environment conditions and
alteration processes of oil seeps located at the Alturitas oilfield of the Machiques
Municipality, Zulia State, Venezuela, located at the foothills of the Sierra de Perijá, two oil
seep samples were collected and analyzed including soxhlet extraction, SARA isolation, gas
chromatography coupled to mass spectrometry (GC-MS) analysis of saturated and aromatic
hydrocarbons fractions, and biomarkers distribution evaluation. Results indicate that oil
seeps under study were generated from carbonatic source rock; organic precursor material
was a Kerogen Type II deposited in a marine environment under strong anoxic conditions.
These oil seeps have been affected by moderate biodegradation process. The integration of
both, obtained results and literature reviewing, allow to infer that these organic fluids have
been generated by the Cretaceous La Luna Formation from the Maracaibo Lake Basin.
Geochemical parameters of C15+ biomarkers indicate that the source rock of these oil seeps had reached an oil window thermal maturity stage [1].
Key words:
Oil seeps, Maracaibo Lake Basin, Alturitas, biomarker, La Luna Formation.
Origen, madurez térmica y nivel de alteración de menes en el piedemonte de la Sierra de Perijá, Venezuela
Resumen
Con el propósito de establecer la roca madre, las condiciones fisicoquímicas de acumulación,
el tipo de material biogénico precursor y los procesos de alteración de menes provenientes
del piedemonte de la Sierra de Perijá, específicamente del campo Alturitas en el Municipio
Machiques del Estado Zulia, dos muestras de menes fueron sometidas a una serie de
análisis que incluyeron la extracción de bitumen con diclorometano, su separación en
fracciones SARA y la evaluación de la distribución de biomarcadores por cromatografía de
gases-espectrometría de masas (CG-EM) de las fracciones de hidrocarburos saturados y
aromáticos. Los resultados obtenidos permiten concluir que estos menes han sido afectados
por un moderado proceso de biodegradación. Los mismos fueron generados por una roca
madre de litología calcárea y Kerógeno tipo II, depositada en un ambiente marino
fuertemente reductor, bajo condiciones fisicoquímicas anóxicas. Todo lo antes expuesto,
aunado a la revisión de la literatura, permite proponer que estos fluidos orgánicos han sido
generados por la Formación La Luna del Cretáceo de la Cuenca del Lago de Maracaibo.
Finalmente, a través de la evaluación realizada sobre los biomarcadores, se estableció que
la roca madre de estos menes, alcanzó, en términos de madurez térmica, la ventana del petróleo [1].
Palabras clave:
Menes, Cuenca del Lago de Maracaibo, Alturitas, biomarcadores, Formación La Luna.
Introducción
La geoquímica orgánica proporciona una evaluación anticipada de las posibilidades de
encontrar hidrocarburos en el subsuelo. Esto se realiza a partir de la determinación de
parámetros imprescindibles en la evaluación del potencial generador de una unidad
estratigráfica, como lo son la cantidad, calidad y madurez térmica de la materia orgánica
presente en rocas sedimentarias de grano fino. Esta materia orgánica es sintetizada por los
organismos vivos y luego acumulada junto con los sedimentos, donde sufre una serie de
alteraciones fisicoquímicas, debido básicamente a la acción de cuatro factores fundamentales: Actividad biológica, temperatura, presión y tiempo [1, 2].
La geoquímica también proporciona evidencias para el conocimiento del origen, tiempo de
expulsión y migración del crudo y del gas de la roca generadora, y su posterior acumulación
en las rocas reservorio. A tal fin, se utiliza para ello diversas técnicas o grupos de técnicas
que van desde la extracción y cuantificación del bitumen en la roca, hasta los análisis por
CG-EM para el estudio de biomarcadores [1, 2].
Los biomarcadores constituyen una pequeña fracción dentro de las moléculas de la materia
orgánica cuyo esqueleto resiste los procesos de transformación de la materia orgánica
viviente en el petróleo. Por esta razón, han sido propuestos como trazadores para determinar grado de madurez, migración o ambiente depositacional [3, 4].
El presente estudio tiene como finalidad estudiar las características principales de dos
menes provenientes de la región correspondiente al campo Alturitas, del Municipio
Machiques del Estado Zulia, ubicado en el piedemonte de la Sierra de Perijá, empleando la
técnica de análisis de biomarcadores. Así, se pudo establecer la situación de la materia
orgánica original, la disposición del ambiente de sedimentación, y la calidad y madurez
térmica de la materia orgánica presente en la roca madre. Adicionalmente, se comparan los resultados obtenidos con los datos reportados para crudos del campo Alturitas [5].
Experimental
Las dos muestras de menes disponibles para el presente estudio, fueron muestreadas de
manera no probabilística en dos afloramientos de la Formación La Villa [6] en la región
correspondiente al campo Alturitas, del Municipio Machiques del Estado Zulia, en el
piedemonte de la Sierra de Perijá (Tabla 1 y Figura 1). El bitumen de estas dos
impregnaciones sobre areniscas, fue extraído empleando un equipo soxhlet con
diclorometano como solvente durante 16 horas. Posteriormente, se tomo una alícuota de
aproximadamente 0,05 g. de muestra, la cual es fraccionada en asfaltenos y maltenos
(ASTM D3279) [7], con la posterior separación de hidrocarburos saturados, aromáticos y
resinas [8]. Las dos primeras fracciones fueron analizadas en un cromatógrafo de gas
acoplado a un detector de espectrometría de masa (CG 6890 NW-EM 5973 NW de Agilent
Technologies), con una columna capilar HP-5MS de 30 m de longitud por 0.25 mm de
diámetro interno y 0.25 µm de espesor de la fase estacionaria. Se usó un programa de
calentamiento de temperatura inicial a 80°C por cuatro minutos, una rampa de 4°/min,
hasta alcanzar una temperatura de 290°C, la cual es mantenida por 20 min. El flujo del gas
portador fue de 2,4 mL/min y la temperatura del inyector se estableció en 270°C. Todas
estas condiciones se mantienen constantes para la reproducibilidad del método, el cual presenta una precisión de 1-3%.
Figura 1. Ubicación geográfica de los dos menes objeto de estudio.
Resultados y Discusión
La determinación de las concentraciones (% en peso) de las fracciones S.A.R.A., revela que
los dos menes presentan valores muy parecidos en las fracciones de los hidrocarburos
saturados y aromáticos, con resinas mas asfaltenos en el orden del 30% en peso, como se indica en la Tabla 2.
La Figura 2 (A) muestra el cromatograma correspondiente a la fracción total de saturados,
para el mene MCL-1. La ausencia de n-parafinas es indicativa que las muestras de menes
objeto del estudio, han sido biodegradadas. La figura anterior es comparada con un crudo
del campo Alturitas que no ha sido afectado por este proceso. Debido a que estos menes
han sido recolectados en el área geográfica correspondiente al campo petrolero Alturitas, se
decidió comparar los resultados obtenidos del presente estudio, con datos publicados sobre
crudos provenientes de pozos en este campo. Existe la posibilidad que los menes
analizados, correspondan a petróleo previamente acumulado en la estructura productora de
crudo en el campo Alturitas, el cual ha alcanzado la superficie por algún mecanismo natural,
como por ejemplo la reactivación de una falla. La Figura 2 (B) muestra un cromatograma de
gases de la muestra procedente del pozo Alt-37, produciendo crudo de la Formación
Marcelina, en la cual se observa la distribución completa de n-alcanos, así como los hidrocarburos isoprenoides pristano y fitano.
Figura 2. Cromatograma de gases para el mene MCL-1 (A) y el crudo Alt-37 (B) [5]. Las
señales
prominentes en (B) corresponden a las n-parafinas (denotadas varias de ellas por el
número
de átomos de carbono) y a los hidrocarburos isoprenoides fitano, pristano y nor-pristano.
A fin de evaluar el grado de biodegradación que han sufrido los menes objeto de estudio, se
presenta a continuación el fragmentograma m/z 113, característico de alcanos acíclicos
(Figura 3). La presencia de los hidrocarburos isoprenoides pristano y fitano permite
establecer un proceso de biodegradación clasificado como ligero, en el nivel 2 de la tabla de
biodegradación presentada por Peters y Moldowan [3]. Las relaciones pristano/fitano,
arrojan valores de 0,23 para el mene MCL-1, y 0,40 para el mene MCL-2. Entendiéndose
que, a pesar que este valor puede estar ligeramente alterado por biodegradación diferencial
entre uno y otro mene [9, 10], cocientes pristano/fitano inferiores a la unidad, son
característicos de rocas madres depositadas bajo condiciones fisicoquímicas altamente
reductoras [1, 2]. Este es el caso común de los crudos presentes en la Cuenca del Lago de
Maracaibo [11-13] originados a partir de la Formación La Luna del Cretáceo, la cual es la
principal roca madre de petróleo en esta Cuenca [13-15].
Figura 3. Ampliación del fragmentograma de relación m/z 113, identificando pristano y fitano.
A objeto de completar la interpretación relativa al grado de biodegradación alcanzado por
los menes estudiados, se presenta a continuación el fragmentograma de relación m/z 177 (Figura 4).
Figura 4. Fragmentograma de relación m/z = 177, para ver hopanos demetilados (evidencias de biodegradación intensa [3]). La señal se explica en el texto.
Los 25-norhopanos, u hopanos demetilados, son el producto de la biotransformación de los
hopanos normales en las etapas avanzadas de la biodegradación [3, 12]. Este
fragmentograma no muestra evidencias de la presencia de tales hidrocarburos, excepto en
la señal (*, Figura 4 y 5), justo antes del C29 hopano, hidrocarburo que aparece de forma
conspicua es este framentograma. Respecto a la señal en cuestión, se presume que puede
corresponder a 17 a(H)-28,30- bisnorhopano y C2917a(H)-25-norhopano, superpuestos y
con baja intensidad [16]. El origen del primer compuesto no es claro [16, 17], pero el
segundo, es derivado del ataque bacterial sobre el hopano regular C30 [16, 17]. La
presencia de estos hidrocarburos, comparativamente en baja concentración respecto al
hopano C29, permite ratificar que los menes objeto del presente estudio, han sufrido un
proceso de biodegradación incipiente, caracterizado exclusivamente por la desaparición de las parafinas normales [17].
Figura 5. Fragmentogramas de relación m/z = 191 mostrando diterpanos tricíclicos (señales
XX-3) y
hopanos, o terpanos pentacíclicos (señales 29, 30, etc.). Ts y Tm son terpanos tetracíclicos
[19].
La señal * se explica en el texto. Del pico C31 a C35, se reportan dobletes,
correspondientes a isómeros ópticos de configuración S y R, respectivamente.
Los fragmentogramas de relación m/z 191, característico de los hidrocarburos de la familia
de los terpanos, se incluyen en la Figura 5. En los terpanos tricíclicos es notable la presencia
de señales que van desde C21-3 hasta C25-3 con la máxima altura para la señal del alcano
C23-3, lo cual permite concluir que los menes han sido generados por rocas madres carbonáticas depositadas bajo condiciones fuertemente reductoras [18].
La relación C23-3/(C23-3+C30) correlaciona las concentraciones del diterpano tricíclico C23
y el triterpano pentacíclico regular (hopano) C30. Se obtuvieron valores de 0,42 y 0,33 para
los menes MCL-1 y MCL-2, lo cual permite afirmar que las rocas fuentes de los menes
objeto de estudio, fueron depositadas en un paleoambiente sedimentario marino [20].
Aunando estos resultados con las interpretaciones derivadas de la relación pristano/fitano, y
la predominancia de C23-3 en la familia de diterpanos tricíclicos, se puede concluir que la
roca madre de los menes, corresponde a una secuencia de calizas depositadas en un medio
sedimentario marino bajo condiciones fisicoquímicas fuertemente reductoras. Todas estas
evidencias apuntan hacia la Formación La Luna del Cretáceo como la roca madre de los menes objeto de estudio [11-15].
El gráfico de los terpanos tricíclicos C23/C21 vs. C23/C24 (Figura 6) ha sido propuesto [12]
como indicador de la variación de la madurez térmica en un grupo de muestras de petróleo.
Figura 6. Correlación entre concentraciones
de los diterpanos tricíclicos C23/C21 vs.
C23/C24. (Datos de crudos de Alturitas tomado de Azuaje [5]).
Se observa que los crudos del Paleoceno (Marcelina) del campo Alturitas, estudiados por
Azuaje [5], se ubican en el mismo campo composicional de los menes. Este resultado
permite proponer, por una parte, poca variación de madurez térmica entre estas muestras,
y segundo, que los menes corresponden al mismo tipo geoquímico de crudo que actualmente se produce en los pozos del campo petrolero.
La distribución de los hopanos (m/z 191, Figura 5) presenta un intervalo que va desde C29
hasta C35 para ambos menes, muy similares entre si, y además a la obtenida para los
crudos analizados en [5], con predominio del norhopano C29 y el hopano C30, y
disminución monótona de concentración desde C30 hasta C35. Los hopanos provienen
principalmente de la contribución de la masa bacteriana a los sedimentos que conforman la
roca madre de los crudos [21]. La similitud reportada para todas estas muestras, en los
fragmentogramas m/z 191, corrobora que, tanto los menes objeto de estudio, como los
crudos que se producen del campo Alturitas, son el mismo tipo geoquímico de crudo. Se
aprecia la ausencia generalizada del triterpano pentacíclico 18(a)H-oleanano (indicador de
origen continental [22]) en los fragmentogramas correspondientes al ión m/z 191 (Figura
5), lo cual coincide con las características expuestas para crudos cuya roca madre es la
Formación La Luna [11-13]. En relación con la madurez térmica de la materia orgánica
fuente de los menes, fue calculada la relación %22S, obteniéndose valores que están por
encima de 0,6 (0,62 para MCL-1, 0,66 para MCL-2), lo cual es característico de crudos
térmicamente maduros [19, 23], originados por kerógenos ubicados en la región correspondiente al pico máximo de la ventana del petróleo [1].
Los fragmentogramas de relación m/z 217 (Figura 7), permiten la identificación de los
isómeros ópticos de los esteranos regulares, mejor visualizados en las ampliaciones de los espectros para aquellos de 27, 28 y 29 átomos de carbono.
Figura 7. Fragmentogramas de relación m/z = 217 (normales y ampliados) y m/z = 218,
menes MCL-1
y MCL-2, para ver esteranos. En estos últimos, se aprecian los esteranos regulares con
configuración
??. Mene MCL-1: C27 (37%); C28 (30%); C29 (33%). Mene MCL-2: C27 (37%); C28
(31%); C29 (32%).
La relación % 20S (esterano C29 a,a,a) = 20S/(20S+20R)), la cual representa la
isomerización del carbono C20sobre el esterano regular aaC29, aumenta desde 0 a 0,5 a
medida que aumenta el grado de madurez térmica [19, 23]. Los valores encontrados (MCL-
1=0,47 y MCL-2=0,43) se corresponden con crudos generados por rocas madres, cuya
materia orgánica posee madurez térmica cercana al máximo de la ventana del petróleo [1].
La relación % bb (esteranos b,b C29) = a,b,b (R+S)/(esteranos C29 totales) que representa
la isomerización hacia los carbonos C14 y C17 en el esterano C29, aumenta desde 0-0,5 hasta
0,70-0,75 con el aumento en la madurez [19, 23]. Los resultados para las muestras
analizadas (MCL-1=0,54 y MCL-2=0,51), ratifican que se trata de crudos maduros [24].
La relación TT/S (triterpanos/esteranos) se determina como un cociente entre las
concentraciones del hopano regular C30 y la suma de los valores correspondientes a los dos
esteranos C29 con configuración aa. Ha sido propuesta [19, 23] como indicativa de la
naturaleza y tipo del ambiente sedimentario de formación de la roca madre. El presente
estudio arroja resultados menores a 5 (TT/S: MCL-1=3,71 y MCL-2=3,52), lo cual se
corresponde con materia orgánica precursora del tipo marina, con una contribución
dominante de algas planctónicas [25]; observación que se confirma con la predominancia
del esterano C27 respecto a C28 y C29, en los fragmentogramas de los iones m/z 218 de la fracción de saturados (Figura 7) [1, 2].
A continuación, se discutirán los resultados obtenidos de la cromatografía de gases sobre la
fracción de aromáticos en las muestras de menes bajo análisis en el presente trabajo.
La Figura 8 incluye los fragmentogramas de relación m/z 178 y 192, para revisar los compuestos de la familia del fenantreno.
Figura 8. Fragmentograma de relación m/z = 178 (fenantreno), y 192 (metilfenantrenos)
para el mene
MCL-1, se observan los isómeros 3-metil, 2-metil, 9-metil y 1-metil. Se inserta una sección
del fragmentograma 192, para apreciar la distribución de los isómeros del metil-fenantreno
sin interferencias del fragmentograma 178.
Las relaciones entre diversos homólogos de familias de compuestos aromáticos, cambian en
una forma regular con el incremento en la madurez térmica de la materia orgánica, lo cual
es expresado a través del Índice de Metilfenantreno MPI 1 [26].
El cálculo realizado para los dos menes, arroja valores de MPI 1 de 0,88 (MCL-1) y 0,47
(MCL-2). La diferencia entre ambos valores, para muestras geoquímicamente relacionadas,
se debió a la baja resolución de las señales del mene MCL-2, especialmente entre las
señales de los isómeros del metilfenantreno. Consecuentemente, se utilizará para el
siguiente cálculo, solamente el valor obtenido para el mene MCL-1.
Se ha encontrado una correlación lineal bastante alta entre los valores de MPI 1 y la
reflectancia de vitrinita promedio (Rm), lo cual ha permitido la postulación de ecuaciones para calcular valores de Rm a partir de datos de MPI 1 [27]:
El valor del porcentaje de reflectancia media de la vitrinita (%Rm), calculado sobre el mene
MCL-1, arrojó un resultado de 0,93. En consecuencia, se corrobora que los menes
analizados provienen de una roca madre que ha alcanzado el máximo de la etapa principal de generación de hidrocarburos, es decir, es una roca madre madura [1, 2].
Se discutirán a continuación los resultados obtenidos del análisis de los compuestos
orgánicos de azufre (COS) de la familia del benzotiofeno (Figura 9). La distribución de los
COS constituye una de las herramientas más empleadas en la caracterización geoquímica de
este tipo de muestras, ya sea como trazadores paleoambientales de acumulación del
material biogénico precursor ó como indicadores para medir el grado de evolución térmica de la materia orgánica [26, 28-29].
Figura 9. Fragmentograma de relación m/z = 184 (dibenzotiofeno, DBT), y 196
(metildibenzotiofenos; 4-metil, (2+3)-metil y 1-metil), mene MCL-1.
Hughes y otros [30, 31] presentaron una serie de evidencias que demostraron que una
distribución de los metildibenzotiofenos tipo “V” donde 4-metil- > 2,3-metil- < 1-metil, tal
como la que se observa en la Figura 9, es típica de crudos provenientes de una roca madre
marina, constituida esencialmente por minerales del grupo de los carbonatos (roca fuente
calcárea). Para rocas siliciclásticas, o rocas carbonáticas muy maduras o sobremaduras,
caso este último que no corresponde al presente estudio, como se concluyó de la
interpretación del valor de %Rm calculado, la distribución esperada es 4-metil- > 2,3-metil-
>1-metil- (distribución en escalera). La interpretación derivada de la distribución de los
dibenzotiofenos metilados, confirma lo atrás concluido, en el sentido que la roca madre de
los menes analizados, corresponde a una roca calcárea de origen marino, hecho que de
nuevo apunta hacia la Formación La Luna del Cretáceo de la Cuenca del Lago de Maracaibo, como la roca madre de los menes objeto del estudio.
Conclusiones
Las muestras de menes analizadas, han sido generadas por una roca madre depositada en un ambiente marino, bajo condiciones intensamente reductoras.
El material orgánico precursor es de tipo marino con una contribución dominante de algas
planctónicas y/o bénticas
La roca madre de los fluidos estudiados alcanzó una madurez térmica equivalente al máximo de la ventana del petróleo.
Los fluidos orgánicos estudiados, resultaron ser del mismo tipo geoquímico que los crudos
almacenados en el yacimiento Marcelina (Paleoceno) del campo Alturitas, y todos estos han
sido muy probablemente generados de la Formación La Luna, del Cretáceo de la Cuenca del Lago de Maracaibo.
Referencias Bibliográficas
1. Tissot B. y Welte D.: “Petroleum Formation and Occurrence (2nd Edition)”, Springer- Verlag, Berlin, 1984. [ Links ]
2. Hunt J.M.: “Petroleum Geochemistry and Geology (2nd Edition)”: Freeman and Company, San Francisco, 1996.
3. Peters K.E. and Moldowan J.M.: “The Biomarker Guide”. Prentice Hall, New Jersey 1993.
4. Philp P.: “Biological markers in fossil fuel production”. Mass Spectrometric Reviews, Vol. 4, No. 1 (1985) 1-54.
5. Azuaje V.: “Caracterización geoquímica de los crudos del yacimiento Marcelina del
Campo Alturitas a través de biomarcadores”. Universidad del Zulia, Facultad de Ingeniería, Postgrado de Geología Petrolera, Tesis de Maestría, 2006.
6. González de Juana C., Iturralde J.M. y Picard X.: “Geología de Venezuela y de sus Cuencas Petrolíferas”: Ediciones Foninves, Caracas 1980.
7. American Society for Testing and Materials: “Test Method ASTM D3279”. Annual Book of
ASTM Standards 2005, Volumes 05.01 and 05.02, ASTM International, West Conshohocken,
PA (2005).
8. De La Cruz C., Marquez N., Escobar M. and Segovia S.: “An improved chromatographic
method for the separation of saturated hydrocarbons, aromatic hydrocarbons, resins and
asphaltenes from heavy crude oils”. 213th American Chemical Society National Meeting,, San Francisco, CA (1997).
9. Bailey N.J.L., Jobson A.M. and Rogers M.A.: “Bacterial degradation of crude oils:
Comparison of field and experimental data”. Chem. Geol., Vol. 11, No. 2 (1973) 203-221.
10. Connan J., Le Tran K. and Van der Weide B.: “Alteration of petroleum in resevoirs”. Proc. 9th World Petrol. Congr., Tokio, Vol. 2 (1975) 171-178.
11. Gallango O., Talukdar S. y Chin-A-Lien M.: “Características de los crudos marinos en la
Cuenca de Maracaibo, Venezuela Occidental”. En: Memorias VI Congreso Geológico Venezolano, Barquisimeto, Tomo III (1985) 1661-1693.
12. Cassani F., Gallango O., Talukdar S., Vallejos C. y DeToni B.: “Geoquímica orgánica de
los crudos venezolanos”. En: Memorias III Simposio Bolivariano: Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas. Tomo II (1988) 613-637.
13. Talukdar S., Gallango O., and Chin-A-Lien M.: “Generation and migration of
hydrocarbons in the Maracaibo Basin, Venezuela: An integrated basin study”. In:
Leythaeuser D. and Rullkoter J., eds. Advances in Organic Geochemistry 1985: Org. Geochem, Vol. 10, No. 1/3 (1986) 261-279.
14. Escalona A. and Mann P.: “An overview of the petroleum system of Maracaibo basin”. AAPG Bull., Vol. 90, No. 4 (2006) 657-678.
15. Hedberg, H.D.: “Cretaceous limestones as petroleum source rock in North-Western Venezuela”. AAPG Bull., Vol.15, No. 3, (1931) 229-246.
16. Nytoft H.P., Bojesen J.A. and Christiansen F.G.: “C26 and C28-C34 28-norhopanes in sediments and petroleum”. Org. Geochem., Vol. 31 (2000) 25-39.
17. Peters, K., Walters, C. and Moldowan, J.: “The Biomarker Guide (2nd Edition)”,
Cambridge University Press, New York, 2005.
18. Palacas J.G.: “Carbonate rocks as sources of petroleum: Geological and chemical
characteristics and oil-source correlations”: Proceeding of the 11th World Petroleum Congress, Vol. 12 (1983) 31-33.
19. Seifert W.K. and Moldowan J.M.: “Application of steranes, terpanes and monoaromatic
to the maturation, migration and source of crude oils”. Geochim. Cosmochim. Acta, Vol. 42,
No. 1, (1978) 77-95.
20. Hanson A., Zhang J., Moldowan M., Liang D. and Zhang B.: “Molecular organic
geochemistry of the Tarim Basin, Northwest China”. AAPG Bulletin, Vol. 84, No. 8 (2000) 1109–1128.
21. de Rosa M., Gambacorta A., Minales L. and Bu´Lock J.D.: “Bacterial triterpenes (thermophyllics)”. Chem. Communications, Vol. 1971 (1971) 619-620.
22. Alberdi M. and López L.: “Biomarker 18?(H)-Oleanane: A geochemical tool assess
Venezuelan petroleum systems”. J. South Amer. Earth Sci. Vol. 13, No. 8 (2000) 751-760.
23. Seifert W. and Moldowan J.: “Palaeoreconstruction by biological markers”. Geochim. Cosmochim. Acta, Vol. 45, (1981) 783-794.
24. Farrimond P., Taylor A. and Telnaes N.: “Biomarker maturity parameters: The role of generation and thermal degradation”. Org. Geochem., Vol. 29, No. 5-7 (1998) 1181-1197.
25. Moldowan M.; Seifert W. and Gallegos E.: “Relationship between petroleum composition
and depositional environment of petroleum source rocks”. AAPG Bull., Vol. 69, No. 8 (1985)
1255-1268.
26. Radke M., Welte D.H. and Willsch H.: “Geochemical study on a well in the Western
Canada Basin: Relation of the aromatic distribution pattern to maturity of organic matter”. Geochim. Cosmochim. Acta, Vol. 46, (1982) 1-10.
27. Radke M. and Welte D.: “The Methylphenantrene Index (MPI): A maturity parameter
based on aromatic hydrocarbons”. In: Bjoroy M. et al., eds., Advances in Organic
Geochemistry 1981, Wiley, Chichester (1983) 504-512.
28. Radke M., Welte D.H. and Willsch H.: “Maturity parameters based on aromatic
hydrocarbons: Influence of the organic matter type”. In: Leythaeuser D. and Rullkotter J.,
eds., Advances in Organic Geochemistry 1985: Org. Geochem. Vol. 10, No. 1/3 (1986) 51-63.
29. Santamaría-Orozco D., Horsfield B., Di Primio R. and Welte D.H.: “Influence of maturity
on distributions of benzo- and bibenzothiophenes in Tithonian source rocks and crude oils, Sonda de Campeche, Mexico”. Org. Geochem, Vol. 28, No. 7-8 (1998) 423-439.
30. Hudges W.B.: “Use of thiophenic organosulphur compounds in characterizing of oils
derived from carbonate versus siliciclastic sources”. In: Palacas G., ed., Petroleum
Geochemistry and Source Rock Potential of Carbonate Rocks: AAPG Studies in Geology, No.
18, (1985) 181-196.
31. Hughes W., Holba A. y Dzou L.: “The ratios of dibenzothiophene to phenantrene and
pristane to phytane as indicators of depositional environment and lithology of petroleum source rocks”. Geochim. Cosmochim. Acta, Vol. 59 (1995) 3581-3598.
