Relación entre Tmax y Reflectancia de la Vitrinita en las cuencas de ante-arco del Sur-Oeste del Ecuador
Barra lateral del artículo
Contenido principal del artículo
Resumen
La cuantificación de Ro y Tmax son dos técnicas independientes utilizadas para caracterizar la madurez termal de las rocas. Más aún, varios estudios han demostrado que existe una relación lineal-directa entre estos dos parámetros. Para el caso de las cuencas del Sur-Oeste de Ecuador, se ha establecido una ecuación [Ro = 0.0228*Tmax – 9.21] basada en las muestras de los pozos Tiburon-0001 y B2-ANX1-1X, los cuales son considerados como los más confiables. Adicionalmente, se incorporó una zona de confianza (Tmax ± 1σ). Las muestras que caen fuera de esta zona no fueron consideradas en posteriores interpretaciones. La ecuación propuesta ha sido probada eficientemente para otros pares de datos analizados en este trabajo e incluso resulta funcional para otras cuencas. La caracterización termal del Sur-Oeste del Ecuador, da cuenta de la existencia de dos zonas que habrían alcanzado la suficiente madurez termal para generar hidrocarburos. La primera está asociada con las rocas del Cretácico tardío presentes en la Cordillera de Chongón-Colonche y a rocas del Paleoceno del Levantamiento de Santa Elena. La segunda está relacionada con rocas del Neógeno y que se encuentran afectadas por el sistema de fallas Puná-Santa Clara. La madurez termal observada en estas zonas ha sido vinculada con procesos tectónicos, ya sea por la acreción de terrenos (Sistema Cretácico tardío – Paleoceno) y al escape del Bloque Nor-Andino (Sistema Neógeno).
Descargas
Métricas
Detalles del artículo
Esta obra está bajo una licencia internacional Creative Commons Atribución 4.0.
Citas
Barba D. (2017) Gradiente Geotermal de las Cuencas de Ante-arco del Ecuador. Resúmenes extendidos de las VIII Jornadas en Ciencias de la Tierra, EPN, 5 p.
Barker C., Pawlewicz M. (1994) Calculation of Vitrinite Reflectance from Thermal Histories and Peak Temperatures - A Comparison of Methods, in: Mukhopadhyay, P., Dow, W. (Eds.), Vitrinite Reflectance as a Maturity Parameter. American Chemical Society, 216–229.
Calderón Y., Baby P., Vela Y., Hurtado C., Eude A., Roddaz M., Brusset S., Calvès G., and Bolaños R. (2017) Petroleum Systems Restoration of the Huallaga–Marañon Andean Retroforeland Basin, Peru, in Mahdi A. AbuAli, Isabelle Moretti, and Hege M. Nordgård Bolås, eds., Petroleum Systems Analysis—Case Studies: AAPG Memoir 114, p. 95–116.
Espitalié J., Laporte L., Madec M., Marquis F., Leplate P., Pault J., Boutefeu A. (1977) Methode rapid de caracterisation des rock meres, deleur potential petrolier et leurdegre devolution. Rev. Inst. Fr. Petrol., 32, 23-42.
Grobe A., Urai J., Littke R., Lünsdorf N. (2016) Hydrocarbon generation and migration under a large overthrust: The carbonate platform under the Semail Ophiolite, Jebel Akhdar, Oman. International Journal of Coal Geology, Volume 168, Part 1, 3-19.
French K., Birdwell J., Lewan M. (2020) Trends in thermal maturity indicators for the organic sulfur-rich Eagle Ford Shale. Marine and Petroleum Geology, http://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2020.104459.
Gentzis T., Goodarzi F., Snowdon L. (1993) Variation of maturity indicators (optical and Rock-Eval) with respect to organic matter type and matrix lithology: an example from Melville Island, Canadian Arctic Archipelago, Marine and Petroleum Geology, v. 10, p. 507-513.
Hernández V. (1998) Evaluación Potencial Generador Cordillera Oriental. http://recordcenter.sgc.gov.co/B3/12005000520702/documento/pdf/0101207021101000.pdf.
Issler D. Jiang C., Reyes J., Obermajer M. (2016) Integrated analysis of vitrinite reflectance, Rock-Eval 6, gas chromatography, and gas chromatography-mass spectrometry data for the Reindeer D-27 and Tununuk K-10 wells, Beaufort-Mackenzie Basin, northern Canada. Geological Survey of Canada, Open File 8047, 94 p.
Jarvie D., Claxton B., Henk F., Breyer J. (2001) Oil and shale gas from the Barnett Shale, Fort Worth Basin, Texas (abs.): AAPG Annual Convention, Denver, Colorado, June 3–6, 2001, accessed March 28, 2017.
Jarvie D. (2018) Correlation of Tmax and Measured Vitrinite Reflectance, TCU Energy Institute Notes, 13 p.
Lewan M. & Pawlewicz M. (2017) Reevaluation of thermal maturity and stages of petroleum formation of the Mississippian Barnett Shale, Fort Worth Basin, Texas. AAPG Bulletin, v. 101, No. 12, 1945-1970.
McCarthy K., Rojas K., Niemann M., Palmowski D., Peters K., Stankiewicz A. (2011) Basic Petroleum Geochemistry for Source Rock Evaluation. Oilfield Review Summer, Schlumberger 23, No. 2, 12 p.
Mongenot T., Tribovillard N.-P., Desprairies A., Lallier E., Laggoun F. (1996) Trace elements as palaeoenvironmental markers in strongly mature hydrocarbon source rocks: the Cretaceous La Luna Formation of Venezuela. Sedimentary Geology, 103, 23-37.
Struss I., Artiles V., Cramer B., Winsemann J. (2008) The Petroleum System in the Sandino Forearc Basin, Offshore Western Nicaragua. Journal of Petroleum Geology, v. 31(3), 221-244.