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Subject: search.filters.subject.materia orgánica

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    Biomarcadores aplicados al estudio de crudos extraídos de la Formación Magallanes, Cuenca Austral, Argentina
    (2022) Tomas, Germán; Acuña, Adrian
    En la columna estratigráfica de la Cuenca Austral son varias las unidades que actúan como rocas de yacimiento, y una de ellas es la Formación Magallanes. Sus características litológicas la convierten en una unidad de interés para la definición de los sistemas petrolíferos de la cuenca. Por tal motivo, los biomarcadores geoquímicos orgánicos: saturados (n-parafinas, isoprenoides acíclicos pristano y fitano, esteranos y terpanos) y aromáticos (naftalenos, fenantrenos y dibenzotiofenos) fueron evaluados en cinco crudos provenientes de dos yacimientos de la Formación Magallanes con la finalidad de establecer el tipo de materia orgánica que les dio origen, el grado de madurez térmica alcanzado por los mismos y, por otro lado, determinar la litología y las condiciones de depositación que controlaron la acumulación y preservación de la materia orgánica en su roca madre. Los crudos fueron sometidos a una separación de sus fracciones alifáticas y aromáticas por cromatografía de adsorción sólido-líquido en columna y los extractos obtenidos fueron analizados por separado mediante cromatografía de gases acoplada a espectrometría de masas (GCMS). A partir de las relaciones de diagnóstico, calculadas con las abundancias relativas de los biomarcadores, se sugiere que la materia orgánica precursora fue de tipo mixto marino - continental, depositada en un ambiente con concentración moderada de oxígeno (disóxico- subóxico), en el cual la roca madre se caracterizó por ser de naturaleza marina y siliciclástica (lutitas de prodelta). Se observó una única diferencia en la madurez térmica, los crudos del yacimiento Agua Fresca son maduros y los de María Inés se ubicaron en el límite entre maduros y sobremaduros. Las evidencias experimentales permiten proponer que este último grupo de petróleos sufrió un proceso de maduración térmica en su yacimiento.
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    Estudio comparativo de biomarcadores a partir de crudos provenientes de la Cuenca Austral y del Golfo
    (2019) Tomas, Germán; Vargas, Walter; Acuña, Adrian
    El petróleo o “aceite de roca” es un recurso no renovable que se puede separar en 4 grandes fracciones (alifáticos, aromáticos, resinas y asfáltenos). Las dos primeras fracciones contienen moléculas específicas de importancia para la Geoquímica Orgánica conocidas como “Biomarcadores”. El objetivo de este trabajo fue determinar los perfiles de biomarcadores (isoprenos, hopanos y esteranos, etc) para dos muestras de crudo pertenecientes a la Cuenca Austral (CA) y dos a la Cuenca del Golfo (CG). Para tal fin las muestras de crudo fueron sometidas a una separación de sus fracciones alifáticas y aromáticas por cromatografía en columna de sílica gel y los extractos obtenidos fueron analizados por separado por cromatografía gaseosa con detección de masas estudiando los iones característicos para los diferentes compuestos de interés. Con los datos obtenidos se calcularon diferentes relaciones de diagnóstico como ser Pr/Fi, Pr/n-C17, Fi/n- C18, Ts/Tm, entre otros. Los resultados mostraron como a partir del estudio de biomarcadores pueden establecerse diferencias entre las muestras a nivel de una misma cuenca y más aún si se hace entre cuencas. Las muestras de la CG se caracterizaron por un ambiente deposición más anóxico, mayores niveles de biodegradación del crudo y un aporte de materia orgánica predominantemente marino ya que la relación Pr/Fi fue cercano a 1; en el caso de las relaciones Pr/n-C17 y Fi/n-C18 los valores se ubicaron por encima de 0,5 y en estas muestras se detectó la presencia de metilesteranos (S30). Como conclusión podemos destacar que el estudio de los biomarcadores constituye una poderosa herramienta para caracterizar un yacimiento a partir de muestras obtenidas de él, y que como aspecto secundario esto permite marcar las diferencias existentes ellas.
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    Crude oils from Austral and Golfo San Jorge Basins. Similarity and differences based on biomarker ratios
    (2021-01) Tomas, Germán; Vargas, Walter; Acuña, Adrian Javier
    Biomarker profiles are characteristic of oils. The goal of this study was to evaluate the biomarkers in oil samples using geochemical analysis. Oil samples were obtained from Austral Basin and Golfo San Jorge Basins. Specifically, aliphatic and aromatic fractions were analyzed by Gas Chromatography coupled to Mass Spectrometry. Biomarker ratios were calculated for isoprenoids, terpanes and steranes to correlate the organic matter precursor, deposition environment and source rock to differentiate distinct crude oil sources. Based on the specific parameters, crude from the Austral Basin appears to have been generated from organic matter types II-III (mixed), in deposition environments with moderate oxygen concentration, associated with a siliciclastic lithology and a moderate to high thermal maturity. On the contrary, the crude oils from the Golfo San Jorge Basin displayed biomarkers profiles characteristics of a type II (marine) kerogen, corresponding to an anoxic deposition environment, carbonated lithology and low thermal maturity.