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abril 5, 2020
Oil & Gas

Exploración petrolera en cuencas salinas en Golfo de México

Pemex enfrenta retrasos en campos prioritarios

La exploración petrolera en cuencas salinas constituye un gran reto tecnológico debido a diversos factores: la visualización y evaluación de prospectos exploratorios y las complicaciones operativas relacionadas con su perforación.

Las nuevas tecnologías sísmicas, como son la adquisición FAZ y WAZ entre otras, han permitido una mejora considerable en la visualización; y evaluación de prospectos en zonas dominadas por la sal.

La incorporación del análisis de sistemas petroleros a través del modelado de cuencas ha apoyado la evaluación de prospectos; mejorando el entendimiento de los procesos físicos y químicos que afectan a la materia orgánica, rocas y fluidos del sistema durante la evolución de una cuenca sedimentaria.

Con este tipo de modelos se ha observado que el régimen térmico, el cual impacta directamente a la madurez de las rocas generadoras puede verse afectado, positiva o negativamente; por los contrastes de conductividad térmica de las rocas, siendo la conductividad térmica de la sal un factor importante en esta afectación.

La sal tiene características físicas particulares, como son su baja o prácticamente nula permeabilidad, baja densidad y alta conductividad térmica; la cual contrasta drásticamente con la conductividad del resto de las rocas sedimentarias; esta gran diferencia puede alterar el régimen térmico de ciertos intervalos de la columna sedimentaria, sobre todo; si se toma en cuenta que por motivos de diferencia de densidades y los esfuerzos tectónicos locales y regionales la sal no permanece en su posición estratigráfica normal.

En este trabajo se realizaron experimentos con modelos esquemáticos para entender como la sal afecta térmicamente una columna sedimentaria; y cuál es el impacto de la edad de emplazamiento de la sal en la temperatura actual y la madurez de las rocas CMP2019_296 generadoras.  Asimismo, se realizó un modelo de la porción norte del Golfo de México en donde se observan tales efectos.

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Conclusiones: No fue posible afirmar de manera categórica que la sal enfría o calienta una columna sedimentaria; la sal es un elemento altamente conductivo que altera el régimen térmico de una columna sedimentaria; y es necesario establecer su relación estructural con las rocas circundantes para definir el tipo de alteración que provoca.

Ante la presencia de cuerpos de sal alóctona, es de gran importancia establecer mediante modelados de evolución estructural las rutas por las que ha transitado la sal; desde su posición actual, hasta la posición original en la que se depositó, así como sus tiempos.

Esta evolución incorporada a un modelado de cuencas y sistemas petroleros podría modificar de manera significativa tanto la madurez térmica de las rocas generadoras; como el momento de entrada a las diferentes ventanas de generación y por lo tanto el tipo de hidrocarburos esperados en un área determinada.

Cuando se tiene un cuerpo de sal enraizado tipo diapiro o pared, la temperatura que hay por encima de este, es un tanto más elevada que la temperatura circundante.

De aquí surge una pregunta: en caso de que la temperatura por encima del cuerpo de sal sea suficiente para madurar las rocas generadoras ubicadas en sus proximidades; ¿es posible tener una acumulación comercial de hidrocarburos, dado el limitado volumen de materia orgánica?

El trabajo fue presentado por Christian Lopez Martínez Christian, de Comisión Nacional de Hidrocarburos, durante la última edición del Congreso Mexicano de Petróleo.

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