Reconstrucción de la historia termal de las cuencas sedimentarias de la República Dominicana

Unidad I+D para la Exploración y Explotación de Petróleo y Gas

INFORME EJECUTIVO 2 1 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS DE ANÁLISIS GEOQUÍMICOS, PETROFÍSICOS Y PETROGRÁFICOS RECONSTRUCCIÓN DE LA HISTORIA TERMAL DE LAS CUENCAS SEDIMENTARIAS DE LA REPÚBLICA DOMINICANA PROYECTO DE INVESTIGACIÓN

2024

INFORME EJECUTIVO

1

INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS DE ANÁLISIS GEOQUÍMICOS, PETROFÍSICOS Y PETROGRÁFICOS RECONSTRUCCIÓN DE LA HISTORIA TERMAL DE LAS CUENCAS SEDIMENTARIAS DE LA REPÚBLICA DOMINICANA PROYECTO DE INVESTIGACIÓN

Unidad I+D para la Exploración y Explotación de Petróleo y Gas Refidomsa

2024

Responsables: Ing. Gregorio Rosario, PhD. Subdirector Unidad I+D para la Exploración y Explotación de Petróleo y Gas - Refidomsa

Lcda. Claudia Acra Vicerrectora Proyectos de Investigación, Vinculación e Internacionalización - UNPHU.

Vera Cedeño Pérez Ricardo Reynoso Villafaña Geólogos co-investigadores

Rosill Rodríguez Gian Caolo Greylin Melo Soporte Administrativo

Mario García González, PhD. Asesor Científico Exploración de Petróleo y Gas

Sahira Doñé Johnny Gregory Cedeño Asistentes de Investigación

Mauricio Vásquez Pinto Asesor en Modelos de Sistemas Petrolíferos

Lcdo. José Eduardo Collado Diagramación y Diseño de Portada

De esta edición © Refinería Dominicana de Petróleo S. A. 2024 ISBN: 978-9945-8930-7-6 Impreso en Santo Domingo, República Dominicana

4 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

7 8 10

Palabras del presidente Perfil Unidad I+D Resumen ejecutivo

01 15 15 15 16 17

Introducción Objetivo general Objetivos específicos Trabajo de campo Recepción de muestras y selección para análisis

02 22 22 22 23 23 23 24 24

30 30 30

MÉTODOS

Métodos analíticos Análisis de Carbono Orgánico Total (TOC) y Azufre Total (TS) Análisis de Pirólisis Rock Eval Análisis de Reflectancia de Vitrinita (Ro) Análisis de porosidad y permeabilidad Extracción y corte Porosidad Convencional Permeabilidad Convencional

03 28

INTRODUCCIÓN

FUNDAMENTO TEÓRICO

Contenido

04 34 34 38 46 68 110 125 126 128

Resultados de análisis geoquímicos en roca fuente Resultados de cantidad de materia orgánica Resultados de la Cuenca de Azua Resultados de calidad de materia orgánica: índice de hidrógeno (IH) Resultados de madurez termal de la materia orgánica Resultados de análisis petrográficos de sección delgada roca fuente y roca reservorio Resultados de análisis petrofísicos en roca reservorio Resultados de porosidad Resultados de permeabilidad

05 132 135

RESULTADOS

CONCLUSIONES

Conclusiones Referencias

Fundamento teórico del sistema petrolífero Análisis geoquímicos en roca fuente: definición de parámetros Cantidad de materia orgánica: carbono orgánico total (TOC) Calidad de materia orgánica: índice de hidrógeno (IH)

Refidomsa ∙ 5

“

Después de dos años de arduo trabajo,

presentamos este informe con un alto valor

científico, tecnológico y comercial, no sólo para nuestra empresa, sino también para atraer el desarrollo de la inversión y los negocios

nacionales e internacionales en el sector de

“

Petróleo y Gas en la República Dominicana. Por lo que demostramos que #EstamosCambiando.

PALABRAS DEL DR. LEONARDO AGUILERA Presidente del Consejo de Administración Refinería Dominicana de Petróleo (REFIDOMSA)

INVESTIGACIÓN Y DESARROLLO PARA LA EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE PETRÓLEO Y GAS Un acontecimiento sin precedentes en la historia de la exploración y explotación de petróleo y gas en República Dominicana ha sido la iniciativa y voluntad política del señor presidente de la República, Luis Abinader, en gestionar e impulsar la creación de la Unidad de Investigación y Desarrollo (I+D) para la exploración y explotación de petróleo y gas en la Refinería Dominicana de Petróleo (REFIDOMSA).

En enero de 2022, hicimos efectiva la creación de nuestra Unidad I+D para la exploración y explotación de petróleo y gas como un ente innovador basado en ciencia y tecnología para responder al interés estratégico del Estado dominicano de determinar si en su suelo y sus costas marinas existen hidrocarburos, ya sea petróleo o gas natural.

Luego de dos años de arduo trabajo, presentamos los logros de nuestros estudios geoquímicos, petrofísicos y petrográficos de muestras de rocas en cuatro cuencas sedimentarias de la República Dominicana. Este conocimiento tiene alto valor científico, tecnológico y comercial no sólo para nuestra empresa, sino también para atraer el desarrollo de la inversión y los negocios nacionales e internacionales en el sector de petróleo y gas en el país.

Agradecemos la motivación y el compromiso de nuestros investigadores y el equipo gerencial que colaboraron en la elaboración de este informe.

PERFIL CORPORATIVO

Unidad de Investigación y Desarrollo para la Exploración y Explotación del Petróleo y Gas Historia:

Gobernanza:

En enero de 2022 surge la iniciativa del señor presidente de la República, Luis Abinader, y el Presidente de la Refinería Dominicana de Petróleo, Dr. Leonardo Aguilera, de la creación de la Unidad I+D para la exploración y explotación de petróleo, en la Refinería Dominicana de Petróleo (REFIDOMSA). Ésta se creó como un ente innovador basado en ciencia y tecnología para responder al interés estratégico del Estado dominicano de determinar si en su suelo y sus costas marinas existen hidrocarburos, ya sea petróleo o gas natural.

Tenemos una estructura organizativa pionera, dinámica, abierta y de base tecnológica, que nos impulsa a promover planes, programas y proyectos de investigación y desarrollo para la exploración y explotación de petróleo y gas en República Dominicana.

Nuestra Unidad I+D encamina esfuerzos con centros de investigación y universidades, nacionales e internacionales, para fortalecer la infraestructura de conocimiento a los fines de atraer la inversión en la exploración y explotación de petróleo y gas, destacándose reuniones técnicas de cooperación y proyectos conjuntos con Argentina, Bolivia, Canadá, China, Colombia, Bolivia, Brasil, Ecuador, Estados Unidos, Guyana, Surinam, entre otros.

Visión: Ser el líder en la exploración y explotación de petróleo y gas, con tecnologías de punta y servicios globales para una República Dominicana más eficiente, competitiva y sostenible.

Misión: Crear información de alto valor científico, tecnológico y comercial para atraer el desarrollo de la inversión y los negocios, nacionales e internacionales en el sector de petróleo y gas, mejorando los niveles de seguridad energética y oferta exportadora de la República Dominicana.

8 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL Febrero, 2024

COORDINADOR GENERAL Gestionar fuentes de financiamiento y cooperación Liderar proyectos de investigación y desarrollo Planes de negocios y comercialización Promoción del desarrollo de la industria petrolera

GEOINFORMACIÓN

GEOCIENCIAS

GEOLOGÍA DE PETRÓLEO

Investigaciones y creación de valor comercial Proyectos de tecnologías de información Planes estratégicos y operativos Base de datos, informes y documentos técnicos

Campañas de muestreo, sondeos e investigaciones Estudios cuencas sedimentarias on-shore, off-shore Integración y análisis base de datos hidrocarburos Áreas con potencial hidrocarburíferas

Localización de depósitos de petróleo y gas Administración de perforaciones exploratorias Estimación de reservas en áreas prospectivas Seguridad, salud y medioambiente

GEOFÍSICA DEL PETRÓLEO

GEOQUÍMICA DEL PETRÓLEO

Campañas de sísmica 1D, 2D y 3D Integración y visualización de datos Estadística, mapas e informes técnicos Requerimientos de calidad de datos

Análisis y caracterización geoquímica Requerimientos de calidad de datos Modelado geoquímico 1D, 2D y 3D Estadística, mapas e informes técnicos

PROYECTOS Y COOPERACIÓN INTERINSTITUCIONAL Formulación y seguimiento de proyectos Fuentes de financiación y cooperación Planes estratégicos y operativos Alianzas y acuerdos

Refidomsa ∙ 9

Resumen Ejecutivo

S

e realizó una campaña de muestreo superficial en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo, donde se recolectaron más de 100 muestras superficiales de roca; esto con el objetivo de realizar análisis geoquímicos, petrográficos y petrofísicos en rocas generadoras, reservorio y sello de potenciales sistemas petrolíferos en la República Dominicana. Este muestreo se enfocó en las formaciones geológicas más antiguas que afloran en cada una de las cuencas antes mencionadas. De esta manera, se obtuvieron muestras de edad Eoceno en la Cuenca de Azua, muestras de edades Eoceno a Plioceno en la Cuenca de San Juan, muestras de edades Cretáceo Superior a Mioceno en la Cuenca del Cibao, y muestras de edades Eoceno a Neógeno en la Cuenca de Enriquillo.

Las rocas fuentes de hidrocarburos consisten en calizas tipo micritas, biomicritas y lutitas de ambientes marinos. Los resultados de carbono orgánico total (%TOC) indican que la mayor parte de las muestras presentan contenidos pobres de TOC menores a 0.5% como consecuencia de la meteorización de las rocas obtenidas en superficie. Sin embargo, se destacan muestras con altos contenidos de TOC (3.627%) en rocas cretácicas de la Cuenca del Cibao, muestras de edad Eoceno con contenidos de TOC regulares en la Cuenca de Azua y muestras de edad Mioceno con contenidos de TOC que varían entre bueno, muy bueno y excelente en las Cuencas de San Juan (2.332% TOC) y Enriquillo (4.499% TOC).

La calidad de la materia orgánica en las rocas fuente fue caracterizada por los índices de hidrógeno (IH) e índice de oxígeno (IO). Los resultados obtenidos indican unos contenidos que varían entre

bajos y muy bajos de IH, lo cual se debe a la meteorización de las muestras colectadas; por esta razón, los resultados obtenidos no identifican correctamente el tipo de querógeno, así como tampoco muestran el potencial real de generación de las rocas fuente. No obstante, los resultados obtenidos mediante otras técnicas analíticas indican que las rocas fuente de hidrocarburos de las diferentes formaciones en las cuencas ya mencionadas consisten en querógeno tipo II de ambiente marino de baja profundidad.

La maduración termal de las rocas fuente fue evaluada por dos parámetros: la temperatura máxima (Tmax) y la reflectancia de vitrinita (Ro). No obstante, el intemperismo de las muestras afectó el parámetro de Tmax, por esta razón, la mayoría de las muestras analizadas muestran una aparente inmadurez termal de acuerdo con el parámetro. Por otra parte, los resultados de reflectancia de vitrinita (%Ro) indican claramente que las rocas fuente en las cuatro cuencas analizadas (Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo) son maduras termalmente y están en las ventanas de generación de petróleo y gas. Estos resultados explican la ocurrencia de manifestaciones o rezumaderos de petróleo y/o gas en superficie y manifestaciones de hidrocarburos en la mayoría de los pozos exploratorios perforados en República Dominicana.

Los análisis petrográficos realizados indican que las rocas fuente de hidrocarburos consisten principalmente en calizas de ambientes marinos de baja profundidad, consistentes en micritas y biomicritas. Por su parte, las rocas reservorio consisten en areniscas clasificadas como litoareniscas y sub-litoareniscas con baja madurez composicional y buen calibrado; estas areniscas se depositaron en ambientes marinos de baja profundidad cercanos a la costa.

10 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Los análisis petrofísicos de las muestras de roca estudiadas en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo, consisten en calizas y areniscas cementadas con bajos valores de permeabilidad entre 0.520 mD y 6.620 mD que corresponden a yacimientos de baja permeabilidad en el límite entre los yacimientos convencionales y no convencionales.

Los resultados de carbono orgánico total (TOC), índice de hidrógeno (IH) y temperatura máxima (Tmax) están afectados por los efectos de la meteorización de las rocas superficiales; esta situación es común en muestras superficiales. Los resultados de reflectancia de vitrinita indican que, en las cuatro cuencas mencionadas, las rocas fuente han alcanzado niveles de maduración termal correspondientes a Las muestras de crudo analizadas fueron las ventanas de generación de petróleo recolectadas en las localidades de Male- y, en algunos casos, gas termogénico. no e Higuerito en la Cuenca de Azua. Los resultados de densidades API varían en- Se recomienda realizar un muestreo sistetre 19 y 21 grados API y corresponden a mático con control estratigráfico para forcrudos pesados con bajas viscosidades. maciones generadoras, reservorio y seLos contenidos de azufre son altos y, por llo en las cuatro cuencas antes referidas, consiguiente, estos crudos son conside- esto con el fin de conocer a detalle la porados agrios y corrosivos para la refine- sición estratigráfica de cada formación, ría. El ambiente de formación de estos el espesor, las características litológicas, crudos corresponde a un ambiente ma- petrofísicas y geoquímicas. Asimismo, se rino en condición reductora. Los croma- recomienda estudiar la información de togramas de whole oil indican diferentes pozo disponible, así como las muestras grados de biodegradación, en donde el de pozo existentes. crudo del pozo Maleno 1 presenta la mejor calidad y los crudos de los pozos de Se recomienda además realizar correlaHiguerito presentan alta biodegradación ciones crudo-roca y crudo-crudo a partir y menor calidad. Los análisis geoquími- de muestras de roca tomadas en pozo cos realizados en las muestras de crudo y afloramiento y muestras de crudo toindican que fueron generados a partir de madas en pozo, rezumaderos activos materia orgánica en ambientes marinos presentes en las cuencas de estudio y/o reductores, con un nivel de maduración crudos extraídos de areniscas saturadas termal de 1.3% de reflectancia de vitrini- en hidrocarburos. Esto con el fin de identa calculada, que coincide con los valores tificar la o las rocas fuente que están gemedidos en muestras de roca. nerando o generaron hidrocarburos en cada una de las cuencas (Azua, San Juan, En suma, los resultados analíticos permi- Cibao y Enriquillo). De esta manera, se tieron confirmar que en las Cuencas de establecerá la afinidad genética existenAzua, San Juan, Cibao y Enriquillo se pre- te entre estos crudos, el estado de biosentan potenciales sistemas petrolíferos, degradación, la madurez termal y la edad puesto que se identificaron rocas fuente específica de esta roca fuente responsaconsistentes en calizas de ambientes ma- ble de la generación de hidrocarburos. rinos, rocas reservorio consistentes en areniscas líticas y rocas sello consistentes en intercalaciones de lavas volcánicas.

Refidomsa ∙ 11

Ilustración 1. Afloramiento de rocas sedimentarias compuestas por lutitas, calizas y areniscas de la formación El Número.

Fotografía: Gregorio Rosario.

INTRODUCCIÓN

Ilustración 2. Afloramiento estratificado de caliza, marga, lutita y arenisca (flysch) en Hondo Valle.

Fotografía: Gregorio Rosario.

14 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

1. Introducción

el fin de conocer tanto la formación geológica sobre la cual se realizó el muesl presente informe relaciona la in- treo, como su edad geológica indicada terpretación de los análisis geoquí- en el mapa. micos en roca fuente, petrofísicos en roca reservorio y petrográficos en La base de datos que se provee en este roca fuente y reservorio. El equipo de reporte se basa en muestras físicas que investigación estuvo conformado por están en custodia de la Unidad de Invesexpertos de la Unidad de I+D para la tigación y Desarrollo de Refidomsa; por Exploración y Explotación de Petróleo y consiguiente, los resultados aquí preGas, la Universidad Nacional Pedro Hen- sentados podrían ser validados y corroríquez Ureña (UNPHU) y la Universidad borados por compañías petroleras inteIndustrial de Santander de Colombia. resadas en exploración y explotación de En este trabajo, cada punto de muestreo hidrocarburos en República Dominicafue georreferenciado y localizado en el na. mapa geológico correspondiente, con

E

1.1. Objetivos 1.1.1. Objetivo general Realizar análisis geoquímicos, petrofísicos y petrográficos de muestras de rocas recolectadas en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo de República Dominicana.

1.1.2. Objetivos específicos • • • • • •

Realizar análisis de carbono orgánico total (TOC).

Realizar análisis de azufre total (TS).

Realizar análisis de Rock Eval.

Realizar análisis de reflectancia de vitrinita (Ro).

Realizar análisis petrofísicos.

Realizar análisis petrográficos.

Refidomsa ∙ 15

1.2. Trabajo de campo El trabajo de campo que inició con una visita técnica a los pozos petroleros de Maleno e Higuerito en la provincia Azua, liderado por el presidente de Refidomsa, Dr. Leonardo Aguilera y el Dr. Armando Zamora de la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia, se planificó y ejecutó con el siguiente equipo de expertos: Ing. Ramón Cruz, director; Dr. Gregorio Rosario, subdirector; Dr. Mario García, asesor internacional; geóloga Tania Palmera, asesora internacional; geólogo Ricardo Villafaña, coinvestigador; y geóloga Vera Cedeño, coinvestigadora.

A partir de la revisión de la información existente que incluyeron los mapas geológicos, se seleccionaron las cuencas sedimentarias con posible potencial petrolífero. Posterior a estas reuniones, el Dr. Mario García realizó una visita a República Dominicana, en la cual se impartió el primer taller sobre Geología del Petróleo en la Universidad Nacional Pedro Henríquez Ureña (UNPHU) y una capacitación en las técnicas de muestreo.

En este taller se resaltó la importancia de registrar los siguientes datos de las

muestras: coordenadas de localización de cada muestra, descripción del afloramiento, descripción macroscópica de cada muestra y, finalmente, la localización de cada punto de muestreo en el mapa geológico con el fin de conocer la formación geológica muestreada. Los puntos de muestreo se seleccionaron con base en los mapas geológicos.

Se realizaron trabajos de campo para la campaña de muestreo en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo, con el fin de muestrear rocas de afloramiento con características de rocas fuente, rocas reservorio y rocas sello (ver Ilustración 3). La campaña de muestreo contó con la participación del siguiente personal: Ing. Ramón Cruz, director; Dr. Gregorio Rosario, subdirector; Dr. Mario García, asesor internacional; geólogo Ricardo Villafaña, coinvestigador; y la geóloga Vera Cedeño, coinvestigadora.

Las muestras recolectadas fueron debidamente identificadas, embaladas y enviadas al Laboratorio de Geoquímica del Petróleo de la Universidad Industrial de Santander, Bucaramanga, Colombia.

Ilustración 3. Trabajos de muestreo en afloramiento de lutitas en la formación Jura, Peralta.

Fotografía: Gregorio Rosario.

16 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

1.3. Recepción de muestras y selec- muestras para petrofísica y 15 muestras para petrografía. ción para análisis

6) Entrega de informe de recepción a El Laboratorio de Geoquímica del Ramón Cruz y Gregorio Rosario, con la Petróleo (LGP) hizo la recepción de las siguiente información: muestras enviadas desde República Dominicana, de acuerdo con el siguiente • Acta de recepción de las muestras procedimiento: con su respectivo registro fotográfico por muestra.

1) Inventario de las muestras recibidas (118 muestras).

• Un archivo .KMZ con la localización 2) Descripción macroscópica de las muestras recibidas (118 muestras).

3) Verificación de localización en los mapas geológicos, con el fin de identificar la formación geológica sobre la cual se realizó el muestreo en cada punto.

4) Elaboración de un mapa general de muestreo (ver Figura 2) y elaboración de los mapas de muestreo escala 1:50.000 en cada cuenca.

5) Selección y distribución de las muestras para cada técnica analítica que consistió en 100 muestras para análisis del TOC y TS, 50 para Rock Eval y Ro, 15

de los 118 puntos de muestreo, agrupados por cuenca.

•

Un mapa con la geolocalización de los 118 puntos de muestreo realizados, agrupados por cuenca (ver Figura 2).

•

Un documento Excel con la información de cada muestra, fotografía de la muestra, la descripción macroscópica realizada en muestra de mano, la formación y edad de la formación a la que pertenece cada muestra según la geolocalización.

Figura 1. Roca caliza de la Cuenca de San Juan.

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Figura 2. Mapa de localización de los 118 puntos de muestreo.

18 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Refidomsa ∙ 19

Ilustración 4. Facilidades del Laboratorio de Geología del Petróleo, Universidad Industrial de Santander Fotografía: Gregorio Rosario.

MÉTODOS

2. Métodos analíticos

E

n esta sección se especifica la información técnica del método analítico usado en cada uno de los análisis realizados. A continuación, se detalla el tipo de análisis, método analítico implementado (especificando norma internacional y trazabilidad), equipo usado y las condiciones específicas para la ejecución de cada análisis.

2.1. Análisis de carbono orgánico total (TOC) y azufre total (TS) Método o Análisis de TOC y TS por combustión en un horno de alta temperatura con metodología detección infrarroja no dispersiva DNIR. usada Equipo Analizador de Carbono y azufre LECO SC-144DR. Condiciones del • Temperatura horno de combustión: 1357.40 °C. análisis • Gas de oxidación: Oxígeno de alta pureza.

• Temperatura horno celdas infrarrojas: 48.86 °C. Normatividad • NORMA NTC: 17000; Definiciones específicas relativas a la certificación y aplicada acreditación de laboratorios.

• NORMA NTC 3484: Determinación de la humedad en la muestra de análisis.

• NORMA NTC ISO/IEC 17025:2017, Requisitos generales para la competencia de los laboratorios de ensayo y calibración.

• NORMA NTC: ISO 9000; Definiciones generales relativas a la calidad.

• NORMA NTC: 2194:1997; Norma Técnica Colombiana, vocabulario de términos básicos y generales en metrología.

2.2. Análisis de pirólisis Rock Eval Método o Análisis para la estimación y prospección de los hidrocarburos a partir de la metodología pirólisis y combustión en una muestra de roca, con detección de ionización usada en llama (FID) e infrarroja selectiva (CO y CO2) en tiempo real.

Equipo Analizador Anhídrido de muestras de roca y suelo Rock Eval Turbo 6.

Condiciones del • Método: Bulk Rock. análisis • Ciclo: Basic.

• Temperatura final del horno de pirólisis: 650 °C. • Temperatura final del horno de Oxidación: 850 °C. Normatividad • NORMA NTC: 17000; Definiciones específicas relativas a la certificación y aplicada acreditación de laboratorios.

• NORMA NTC ISO/IEC 17025:2017, Requisitos generales para la competencia de los laboratorios de ensayo y calibración.

• NORMA NTC: ISO 9000; Definiciones generales relativas a la calidad.

• NORMA NTC: 2194:1997; Norma Técnica Colombiana, Vocabulario de términos básicos y generales en metrología.

22 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

2.3. Análisis de reflectancia de vitrinita (Ro) Método o Análisis de Reflectancia de la Vitrinita, determinación del grado de madurez metodología termal de la roca fuente y análisis de Macerales. Los resultados se presentan usada en forma de porcentaje%Ro. Equipo Microscopio trilocular Imaginer Z2 Carl Zeiss.

Condiciones del Esta prueba cuenta con la acreditación internacional de análisis de Reflectancia análisis de Vitrinita en Materia Orgánica Dispersa (DOMVR), otorgada por el comité internacional de petrología orgánica y del carbón -ICCP (por sus siglas en ingles).

Normatividad ASTM D7708-11, 2011. Standard Test Method for Microscopical Determination aplicada of the Reflectance of Vitrinite Dispersed in Sedimentary Rocks. Annual book of ASTM standards: Petroleum products, lubricants, y fossil fuels; Gaseous fuels; Coal y Coke, sec. 5, v. 5.06: ASTM International, West Conshohocken, PA, p.

823-830.

2.4. Análisis de porosidad y permeabilidad 2.4.1. Extracción y corte Método o Los plugs de roca se extrajeron con una prensa taladro de broca hueca metodología diamantada, empleando salmuera como agente de corte y se pasaron por una usada pulidora de superficies de muestras cilíndricas. Luego de ello, se limpiaron a través de una extracción Soxhlet por 2 días empleando una mezcla 80:20 de tolueno:metanol como disolvente. Finalmente, los plugs se secaron durante un día en la estufa para eliminar restos de disolvente impregnados en la roca.

Equipo • Taladro de broca hueca diamantada Core Pet® (Core Pet©, EE.UU.).

• Pulidora F.A.G.® (F.A.G.©, Colombia).

• Estufa Memmert UN110® (Memmert GmbH + Co. KG. ©, Alemania).

Condiciones del • Diámetro interno del taladro: 2,54 cm (1”). análisis • Temperatura horno de secado: 60 °C.

Refidomsa ∙ 23

2.4.2. Porosidad convencional Método o La porosidad de cada plug de roca se determinó haciendo uso del porosímetro, metodología teniendo en cuenta la norma API RP-40:1998, sección 5, numeral 5.3.2.1.1. Para ello, usada la muestra a analizar se montó en la celda Matrix cup conectada a otra celda con helio a presión constante, y se adicionaron discos de volumen conocido para compensar el espacio vacío generado por la muestra. Luego, se abrió la válvula para dejar ingresar el gas a la celda y así poder ocupar los espacios vacíos del plug, generando una caída gradual de la presión del sistema hasta que se alcanzó el equilibrio entre las dos celdas, punto en el cual se halló el volumen de los granos haciendo uso de las presiones iniciales y finales mostradas en el porosímetro y, por último, se determinó la porosidad calculando la diferencia entre este volumen y el volumen teórico del plug.

Equipo Porosímetro de Boyle Core Pet® (Core Pet©, EE.UU.).

Condiciones • Presión de la celda con helio: 80 psi. del análisis

2.4.3. Permeabilidad Convencional Método o La permeabilidad de cada plug de roca se determinó haciendo uso del permeámetro, metodología teniendo en cuenta la norma API RP-40:1998, sección 6, numeral 6.3.1.1. Inicialmente, usada las muestras se por la estufa para eliminar la humedad presente en las rocas. Luego de ello, las muestras fueron pesadas y se les midió el diámetro y la longitud de cada una de ellas, para posteriormente ser introducidas en el portamuestras del permeámetro, donde se sometieron a una presión de confinamiento a condiciones de laboratorio.

El equipo inyectó el gas nitrógeno (N2) presurizado al plug por el orificio de entrada, mientras que se medía la diferencia de presión y el flujo del gas en el orificio de salida.

Finalmente, la permeabilidad se determinó utilizando el software Permeámetro.

Equipo Permeámetro Core Pet® (Core Pet©, EE.UU.).

Estufa Memmert UN110® (Memmert GmbH + Co. KG. ©, Alemania).

Condiciones Temperatura horno de secado: 80 °C. del análisis Tiempo en el horno de secado: 8 horas.

Presión de confinamiento: 200 psi.

Ilustración 5. Visita técnica del personal de la Unidad I+D de Refidomsa a las facilidades del laboratorio de la Universidad Industrial de Santander.

24 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Ilustración 6. Trabajo de muestreo en corte de roca sedimentaria en la formación Las Guayabas.

Fotografía: Gregorio Rosario.

Refidomsa ∙ 25

Ilustración 7. Cantera de rocas volcano-sedimentarias de la formación Las Guayabas.

Fotografía: Gregorio Rosario.

FUNDAMENTO TEÓRICO

3. Fundamento teórico del sistema petrolífero

L

a exploración de los hidrocarburos se realiza con el siguiente proceso: a) identificación de la(s) cuenca(s) sedimentaria(s); b) identificación del posible sistema petrolífero presente en la cuenca; c) determinación de las áreas prospectivas (plays); y d) determinación de los prospectos de petróleo y/o gas en cada cuenca (Perrodon, 1992; Magoon y Dow, 1994) (ver Figura 3). Véase el ejemplo de roca caliza de la Cuenca de San Juan en la Figura 4.

CUENCA SEDIMENTARIA Económicamente no importante SISTEMA PETROLÍFERO

PLAY Económicamente muy importante PROSPECTO

Figura 3. Elementos requeridos para la determinación de un prospecto efectivo.

Tomado y adaptado de Magoon y Dow (1994).

Figura 4. Roca caliza de la Cuenca de San Juan.

28 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

El estudio de la cuenca sedimentaria permite establecer la secuencia estratigráfica y su estilo estructural.

Mientras que el sistema petrolífero evidencia la relación genética estrecha entre la roca fuente y las acumulaciones de hidrocarburos (líquido o gas) presentes en el sistema (Figura 3). Por su parte, el play y el prospecto muestran el potencial exploratorio para las reservas comerciales de petróleo y gas no descubiertas (Figura 3). En donde, el play puede contener uno o más prospectos; mientras, el prospecto señala una trampa potencial, la cual deberá ser evaluada para determinar si efectivamente posee las cantidades comerciales de hidrocarburos requeridas para una explotación efectiva y eficaz (Figura 3) (Perrodon, 1992; Magoon y Dow, 1994).

conforman un sistema petrolífero son las siguientes: • Roca Fuente: Son las rocas que poseen un contenido de materia orgánica suficiente que, luego de ser sometidas a un calentamiento durante un tiempo determinado, alcanzan la madurez termal requerida para generar hidrocarburos (Garcia et al., 2009). Las rocas fuente tienen la capacidad de generar y expulsar hidrocarburos para formar acumulaciones comerciales de petróleo y gas (Hunt, 1996).

• Roca Reservorio: Son las rocas cuya porosidad y permeabilidad permiten tanto el almacenaje de hidrocarburos como su circulación en el medio poroso (García et al., 2009).

El término sistema petrolífero (petroleum system) fue usado por primera vez • Roca Sello: Son las rocas cuya baja permeabilidad detiene la migración por Perrodon (1992). Sin embargo, del hidrocarburo en las trampas fueron Magoon y Dow (1994) quienes donde se ha acumulado (García et introdujeron el término oil system, al., 2009). basados en el concepto de correlación existente entre el crudo y la roca fuente.

• Roca sobrecarga: Es la secuencia de rocas que suprayace a la roca fuente, la cual contribuye a que se generen las condiciones necesarias para la generación de hidrocarburos a partir de la materia orgánica contenida en la roca fuente (García et al., 2009).

• Trampa: Es el elemento geológico básico para la acumulación de hidrocarburos. Este constituye el factor más crítico para establecer un prospecto efectivo, ya que cierra el ciclo generación-migraciónacumulación de hidrocarburos (García et al., 2009).

Ilustración 8. Cantera de calizas y Las definiciones de los elementos que margas en la formación Neiba.

Fotografía: Gregorio Rosario.

Refidomsa ∙ 29

3.1. Análisis geoquímicos en roca 3.2. Cantidad de materia orgánica: fuente: definición de parámetros carbono orgánico total (TOC) La capacidad de una roca fuente para generar petróleo y gas está controlada por tres factores principales: cantidad, calidad y grado de evolución térmica de la materia orgánica (Tissot y Welte, 1984). Los dos primeros factores, a su vez, están controlados por características propias del ambiente de depósito, tales como: la productividad biológica, el nivel de preservación, la tasa de sedimentación de la materia orgánica y el tamaño de grano de los sedimentos (Demaison y Moore, 1980). Por su parte, el parámetro de madurez termal se refiere a la temperatura máxima a la cual estuvo expuesta la roca fuente en una cuenca sedimentaria.

MUESTRA DE SEDIMIENTO

GAS/ ACEITE CARBONO EOM

El carbono orgánico total es una medida de la riqueza orgánica de las rocas sedimentarias (Figura 5) (Jarvie, 1991); sin embargo, el porcentaje de carbono orgánico total no es por sí solo un indicador del potencial de una roca para generar hidrocarburos. Los constituyentes del carbono en el TOC son los siguientes: la materia orgánica extraíble (EOM), el potencial remanente para generar hidrocarburos y el carbono no reactivo, el cual no posee potencial para producir hidrocarburos (Figura 5) (Espitalie, 1982).

CARBONO ORGÁNICO

KERÓGENO CARBONO CONVERTIBLE

CARBONO RESIDUAL

CARBONO ORGÁNICO TOTAL

Figura 5. Distribución del carbono orgánico en una muestra de sedimento. Tomado y adaptado de Jarvie (1991).

El análisis del contenido de materia or- de forma cualitativa el potencial de la gánica total (TOC) se expresa en por- roca fuente, tal y como se evidencia en centaje peso/peso (p/p) y de acuerdo la Tabla 1. con este porcentaje se puede clasificar 30 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

3.3. Calidad de materia orgánica: índice de hidrógeno (IH)

donde altos valores de IH indican alto potencial para generar hidrocarburos líquidos (Jarvie, 1991; Peters y Cassa, El índice de hidrógeno es la cantidad 1994). de hidrocarburos generados tras el craqueo termal de la materia orgánica no La Tabla 2 muestra la clasificación del volátil por unidad de TOC. Este resul- tipo de querógeno presente en la roca tado muestra si la roca fuente contiene fuente de acuerdo con los valores de IH aceite, aceite y gas, gas o un potencial obtenidos en el análisis Rock Eval, así limitado de hidrocarburos, es decir, el IH como el tipo de producto esperado sees un indicador de la cantidad de hidró- gún el tipo de querógeno. geno disponible en el querógeno, en Tabla 1. Clasificación cualitativa del potencial de una roca fuente de acuerdo con el% TOC, según Peters y Cassa (1994).

Tabla 2. Clasificación de la calidad de la materia orgánica de acuerdo con el contenido de IH y el tipo de producto esperado, según Peters y Cassa (1994).

Potencial Materia Orgánica

Calidad de la Materia Orgánica

Clasificación cualitativa Pobre Regular Buena Muy Buena Excelente

% TOC (p/p)

IH (mgHC/gTOC)

<0,5 0,5 - 1,0 1,0 - 2,0 2,0 - 4,0 > 4,0

< 50 50 -200 200 - 300 300 - 600 >600

Tipo de querógeno

Tipo de producto

IV III II / III II I

Gas Gas y petróleo Petróleo Petróleo

Ilustración 9. Planificación de trabajo de campo en Barahona.

Fotografía: Gregorio Rosario.

Refidomsa ∙ 31

3.4. Grado de madurez termal de la materia orgánica: temperatura máxima (Tmax) y Reflectancia de vitrinita (Ro)

El Tmax es la temperatura del horno de pirólisis durante el craqueo del querógeno o durante la generación máxima que ocurre en el pico S2 y se expresa en °C. Esta temperatura máxima (Tmax) es un parámetro de madurez termal del El grado de evolución térmica de la ma- querógeno. teria orgánica en una roca fuente puede ser establecida mediante los siguientes La Tabla 3 contiene la clasificación del dos parámetros: la temperatura máxima estado de madurez termal de la roca (Tmax) obtenida en el análisis Rock Eval fuente de acuerdo con los rangos de y el análisis de reflectancia de vitrinita temperatura máxima (Tmax) y porcenta(Ro). je de reflectancia de vitrinita (Ro).

Tabla 3. Clasificación del grado de evolución térmica de una roca fuente de acuerdo con los parámetros de Tmax (°C) y%Ro, según Peters y Cassa (1994).

Madurez Termal Clasificación cualitativa

Tmax (°C)

%Ro

Inmadurez Madura Temprana Pico de generación Final de generación Sobremadura

< 435

0,20 - 0,60

435 - 445 445 - 450 450 - 470 > 470

0,60 - 0,65 0,65 - 0,90 0,90 - 1,35 > 1,35

El análisis de reflectancia de vitrinita (Ro) es la técnica más usada para estudiar la madurez termal de una roca, dado que el maceral de vitrinita aumenta su reflectividad en la medida que aumenta su madurez termal. El bitumen sólido también aumenta su reflectividad con el incremento de la temperatura a la cual estuvo expuesta la roca. Este análisis se lleva a cabo en un microscopio de luz

reflejada y se expresa como porcentaje de luz reflejada con las siglas%Ro para vitrinita y%BRo para bitumen.

La Tabla 3 también contiene los rangos de madurez termal de la roca fuente de acuerdo con el%Ro establecido en el análisis petrográfico.

32 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Ilustración 10. Consulta comunitaria para trabajos de campo.

Fotografía: Gregorio Rosario.

Refidomsa ∙ 33

Ilustración 11. Superposición de mapa geológico, relieve y puntos de muestreo en las áreas de interés.

RESULTADOS

4. Resultados de análisis geoquímicos en roca fuente 4.1. Resultados de cantidad de materia orgánica: carbono orgánico total (TOC) 4.1.1. Resultados generales Los resultados de carbono orgánico total (%TOC), expresados como porcentaje peso/peso, permitieron identificar lo siguiente, de acuerdo con la clasificación cualitativa de Peters y Cassa (1994): 1) muestras de edad Cretácico Superior con contenido de TOC muy buenos en la Cuenca del Cibao (muestra RV-46 con 3.627% de TOC); 2) muestras de edad Eoceno con contenidos de TOC regulares en las Cuencas de Azua (muestras RV-31 y RV-132) y Cibao (muestras RV-106, CO01, y RV-107); y finalmente, 3) muestras de edad Mioceno con contenidos de TOC que varían entre bueno, muy

bueno y excelente en las Cuencas de San Juan (RV-67 con 2.332% de TOC) y Enriquillo (RV-09 con 4.499% de TOC y RV-17-Frontera con 1.884% de TOC), ver Figura 10 y Tabla 4.

Figura 6. Roca caliza de la Cuenca del Cibao.

Figura 7. Caliza micrítica de la Cuenca de San Juan.

Figura 8. Caliza de la Cuenca de Enriquillo.

Figura 9. Caliza tableada de la Cuenca de San Juan.

En general, la mayor parte de las rocas presentan contenidos pobres de TOC, es decir, valores de TOC inferiores al 0.5% de acuerdo con la tabla de clasificación de Peters y Cassa (1994), ver Figura 10 y Tabla 4.

36 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Se recomienda realizar un muestreo con mayor control cronoestratigráfico y, en lo posible, contar con muestras de pozo para realizar correlaciones roca-roca.

De esta manera, se podría realizar una caracterización geoquímica comparativa entre roca fuente expuesta en afloramiento y roca fuente de pozo, eliminando así la incertidumbre generada por los procesos de intemperismo y evidenciando las características geoquímicas reales de las rocas fuente presentes en cada sistema petrolífero.

Figura 10. Resultados generales de cantidad de materia orgánica: Carbono orgánico total (%TOC). Esta figura muestra la variación de TOC en relación con su edad geológica aproximada de acuerdo con la información cartográfica.

Refidomsa ∙ 37

Tabla 4. Resultados de cantidad de materia orgánica: Carbono orgánico total (%TOC).

ID

TOC (%p/p)

ID

TOC (%p/p)

ID

TOC (%p/p)

RV-19

0,172

RV-45

1,768

1,884

RV-20

1,458

RV-16

1,530

RV-17 Frontera RV-17

0,564

RV-23

1,345

RV-72

0,109

RV-07

0,453

RV-24

0,122

RV-74

0,135

RV-09

4,499

RV-25

0,143

RV-78

0,196

RV-76

0,587

RV-26

0,713

RV-101

0,274

RV-77

0,200

RV-03

0,917

RV-40

0,259

RV-134

0,199

RV-05

1,531

RV-06

1,739

RV-130

0,382

RV-54

0,106

RV-08

0,631

RV-131

0,107

RV-58

0,103

RV-50

0,123

RV-132

0,564

RV-59

0,341

RV-51

0,143

RV-133

0,165

RV-63

0,117

RV-52

0,109

RV-35

0,217

RV-64

0,319

RV-53

0,188

RV-36

0,181

RV-65

0,265

RV-55

0,182

RV-102

0,133

Fm. Sier-01

0,137

RV-56

0,387

RV-104

0,104

Fm. Sier-01

0,327

RV-57

0,705

RV-107

0,952

SN-02

0,299

RV-60

0,524

RV-109

0,198

RV-18

1,156

RV-61

0,352

SN-01

0,271

RV-02

0,465

RV-62

0,535

SN-03

0,275

RV-69

1,575

RV-66

0,277

SN-04

0,078

RV-70

0,742

RV-67

2,332

SN-06

0,015

RV-71

0,593

RV-68

0,195

LaCharca-02

0,051

RV-79

0,105

RV-73

0,205

LaCharca-01

0,192

RV-44

0,164

RV-33

0,156

38 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

ID

TOC (%p/p)

ID

TOC (%p/p)

ID

TOC (%p/p)

RV-41

0,155

RV-39

0,308

RV-04

0,106

RV-43

0,167

RV-42

0,176

RV-38

0,253

RV-75

0,081

RV-21

0,242

RV-46

3,627

RV-87

0,248

RV-22

0,371

ES-01

0,097

RV-83

0,092

RV-31

0,807

ES-02

0,298

RV-84

0,223

RV-32

0,211

CO-01

0,579

RV-34

0,046

CO-02

0,167

RV-90

0,107

RV-103

0,078

SN-07

0,370

RV-105

0,141

RV-80

0,086

RV-106

0,939

RV-81

0,052

RV-108

0,121

RV-37

0,267

Ilustración 12. Afloramiento de lutita estratificada color gris con fuerte buzamiento.

Fotografía: Gregorio Rosario.

Refidomsa ∙ 39

4.1.2. Resultados de la Cuenca de las rocas con un potencial regular para generar hidrocarburos.

Azua: TOC En la Cuenca de Azua se observó que los resultados de carbono orgánico total (%TOC) varían entre 0.015% y 0.952%, presentando un valor promedio de 0.246% de TOC (Figura 11 y Tabla 5).

Estos resultados permiten clasificar las rocas muestreadas en la cuenca como rocas con potencial pobre o regular para generar hidrocarburos.

Los contenidos de materia orgánica de mayor interés se observaron en las muestras: RV-106 con 0.939% de TOC, correspondiente a la Formación Jura; CO-01 con 0.579% de TOC; y RV-107 con 0.952% de TOC, correspondiente a la Formación Número. Las anteriores muestras son de edad Eoceno (ver Figura 11 y Tabla 5). Estos resultados clasifican

Se recomienda realizar un muestreo con mayor control cronoestratigráfico para la Formación Jura (edad Eoceno) y la Formación Número (edad Eoceno) y, en lo posible, contar con muestras de pozo para realizar correlaciones roca-roca. De esta manera, se podría realizar una caracterización geoquímica comparativa entre roca fuente expuesta en afloramiento y roca fuente de pozo, eliminando así la incertidumbre generada por los procesos de intemperismo y evidenciando las características geoquímicas reales de las rocas fuente presentes en el o los sistemas petrolíferos existentes en la Cuenca de Azua.

Tabla 5. Resultados del potencial de generación de roca fuente en la Cuenca de Azua, según la cantidad de materia orgánica: parámetro contenido de materia orgánica total (%TOC).

ID

TOC (%p/p)

ID

TOC (%p/p)

ID

TOC (%p/p)

Fm. Sier-01

0,137

RV-109

0,198

RV-103

0,078

Fm. Jura-01

0,327

SN-01

0,271

RV-105

0,141

SN-02

0,299

SN-03

0,275

RV-106

0,939

RV-79

0,105

SN-04

0,078

RV-108

0,121

RV-78

0,196

SN-06

0,015

SN-07

0,370

RV-101

0,274

LaCharca-02

0,051

RV-80

0,086

RV-102

0,133

LaCharca-01

0,192

RV-81

0,052

RV-104

0,104

CO-01

0,579

RV-107

0,952

CO-02

0,167

40 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Figura 11. Potencial de generación de roca fuente en la Cuenca de Azua, según la cantidad de materia orgánica: parámetro contenido de materia orgánica total (%TOC). Nótese que las muestras RV-106 (Formación Jura), CO-01 y RV-107 (Formación Número) de edad Eoceno alcanzan valores cercanos al 1% de TOC y las demás muestras presentan valores inferiores a 0.5% de TOC.

Refidomsa ∙ 41

4.1.3. Resultados de la Cuenca de con mayor control estratigráfico sobre la formación a la que pertenece o sobre la San Juan: TOC

zona donde se llevó a cabo el muestreo, En la Cuenca de San Juan se observó ya que podría señalar una zona de inteque los resultados de carbono orgáni- rés de roca fuente. co total (%TOC) varían entre 0.081% y 2.332%, presentando un valor prome- Se recomienda realizar un muestreo con dio de 0.381% de TOC (ver Figura 12 mayor control cronoestratigráfico para y Tabla 6). Estos resultados permiten la Formación Sombrerito (edad Mioceclasificar, de manera general, las rocas no) y, en lo posible, contar con muesmuestreadas en la cuenca como rocas tras de pozo para realizar correlaciones con un potencial pobre y/o regular para roca-roca. De esta manera, se podría generar hidrocarburos. Sin embargo, realizar una caracterización geoquímica se observó un comportamiento atípico comparativa entre roca fuente expuesta en la muestra RV-67 consistente en una en afloramiento y roca fuente de pozo, caliza bioesparita de edad Mioceno, co- eliminando así la incertidumbre generarrespondiente a la Formación Sombre- da por los procesos de intemperismo y rito, la cual presenta un contenido de evidenciando las características geoquíTOC igual a 2.332% (ver Figura 12 y Ta- micas reales de las rocas fuente presenbla 6); este resultado permite clasificar tes en el o los sistemas petrolíferos exisesta muestra con un potencial muy bue- tentes en la Cuenca de San Juan. no para generar hidrocarburos. Por tanto, se recomienda realizar un muestreo Tabla 6. Resultados del potencial de generación de roca fuente en la Cuenca de Azua, según la cantidad de materia orgánica: parámetro contenido de materia orgánica total (%TOC).

ID

TOC (%p/p)

ID

TOC (%p/p)

ID

0,106

RV-72

0,109

RV-60

0,524

TOC (%p/p)

RV-83

0,092

RV-58

0,103

RV-74

0,135

RV-61

0,352

RV-84

0,223

RV-59

0,341

RV-76

0,587

RV-62

0,535

RV-90

0,107

RV-63

0,117

RV-77

0,200

RV-66

0,277

RV-64

0,319

RV-50

0,123

RV-67

2,332

RV-65

0,265

RV-51

0,143

RV-68

0,195

RV-69

1,575

RV-52

0,109

RV-73

0,205

RV-70

0,742

RV-53

0,188

RV-75

0,081

RV-71

0,593

RV-57

0,705

RV-87

0,248

ID

TOC (%p/p)

RV-54

42 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Figura 12. Potencial de generación de roca fuente en la Cuenca de San Juan, según la cantidad de materia orgánica: parámetro contenido de materia orgánica total (%TOC). Nótese que la muestra RV-67 consistente en una caliza bioesparita de edad Mioceno correspondiente a la Formación Sombrerito, la cual presenta un contenido de TOC igual a 2.332%.

Refidomsa ∙ 43

4.1.4. Resultados de la Cuenca del muestra RV-31 consistente en una caliza dismicríta de edad Eoceno Inferior, perCibao: TOC En la Cuenca del Cibao se observó que los resultados de carbono orgánico total (%TOC) varían entre 0.046% y 3.627%, presentando un valor promedio de 0.460% de TOC (ver Figura 13 y Tabla 7).

Estos resultados permiten clasificar las rocas muestreadas en la cuenca como rocas con un potencial que varía entre pobre y muy bueno para generar hidrocarburos.

Los contenidos de materia orgánica de mayor interés se observaron en las siguientes muestras: 1) la muestra RV-46 consistente en una caliza dismicríta de edad Cretácico Superior, perteneciente a la Formación Los Hidalgos, presenta un TOC igual a 3.627% (ver Figura 13 y Tabla 7); este resultado permite clasificar la roca con un potencial muy bueno para generar hidrocarburos; y 2) la

teneciente a la Formación San Marcos, presenta un TOC igual a 0.807% (ver Figura 13 y Tabla 7), lo cual clasifica la roca con un potencial regular para generar hidrocarburos.

Se recomienda realizar un muestreo con mayor control cronoestratigráfico para la Formación Los Hidalgos (edad Cretácico Superior) y, en lo posible, contar con muestras de pozo para realizar correlaciones roca-roca. De esta manera, se podría realizar una caracterización geoquímica comparativa entre roca fuente expuesta en afloramiento y roca fuente de pozo, eliminando así la incertidumbre generada por los procesos de intemperismo y evidenciando las características geoquímicas reales de las rocas fuente presentes en el o los sistemas petrolíferos existentes en la Cuenca del Cibao.

Tabla 7. Resultados de potencial de generación de roca fuente en la Cuenca del Cibao, según la cantidad de materia orgánica: parámetro contenido de materia orgánica total (%TOC).

ID

TOC (%p/p)

ID

TOC (%p/p)

ID

TOC (%p/p)

RV-44

0,164

RV-35

0,217

RV-34

0,046

RV-45

1,768

RV-36

0,181

RV-38

0,253

RV-40

0,259

RV-37

0,267

RV-46

3,627

RV-134

0,199

RV-39

0,308

ES-01

0,097

RV-130

0,382

RV-41

0,155

ES-02

0,298

RV-131

0,107

RV-42

0,176

RV-132

0,564

RV-43

0,167

RV-133

0,165

RV-31

0,807

RV-33

0,156

RV-32

0,211

44 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Figura 13. Potencial de generación de roca fuente en la Cuenca del Cibao, según la cantidad de materia orgánica: parámetro contenido de materia orgánica total (%TOC). Nótese que las muestras RV-46 (caliza micrítica) de edad Cretácico Superior, perteneciente a la Formación Los Hidalgos, presenta un TOC igual a 3.627%; y la muestra RV-31 (caliza micrítica) de edad Eoceno Inferior, perteneciente la Formación San Marcos, presenta un TOC igual a 0.807%; se clasifican como rocas con un potencial muy bueno y regular, respectivamente, para generar hidrocarburos.

Refidomsa ∙ 45

4.1.5. Resultados de la Cuenca de perteneciente a la Unidad Barahona (1.739%TOC) y la muestra RV-17-Frontera Enriquillo: TOC En la Cuenca de Enriquillo se observó que los resultados de carbono orgánico total (%TOC) varían entre 0.106% y 4.499%, presentando un valor promedio de 1.002% de TOC (ver Figura 14 y Tabla 8). Estos resultados permiten clasificar las rocas muestreadas en la cuenca como rocas con un potencial que varía entre pobre y excelente para generar hidrocarburos.

Los contenidos de materia orgánica de mayor interés se observaron en las siguientes muestras: 1) la muestra RV09 consistente en una caliza biomicrita de edad Mioceno, perteneciente a la Formación Sombrerito, presenta un TOC igual a 4.499% de TOC (ver Figura 14 y Tabla 8); este resultado permite clasificar la roca con un potencial excelente para generar hidrocarburos; mientras, 2) la muestra RV-06 consistente en una caliza brecha calcárea de edad Mioceno,

consistente en una caliza biomicrita de edad Mioceno, perteneciente a la Formación Sombrerito (1.884% de TOC) (ver Figura 14 y Tabla 8), se clasifican como rocas con un potencial muy bueno para generar hidrocarburos.

Se recomienda realizar un muestreo con mayor control cronoestratigráfico para las Formaciones Sombrerito (edad Mioceno) y la Unidad Barahona (edad Mioceno) y, en lo posible, contar con muestras de pozo para realizar correlaciones roca-roca. De esta manera, se podría realizar una caracterización geoquímica comparativa entre roca fuente expuesta en afloramiento y roca fuente de pozo, eliminando así la incertidumbre generada por los procesos de intemperismo y evidenciando las características geoquímicas reales de las rocas fuente presentes en el o los sistemas petrolíferos existentes en la Cuenca de Enriquillo.

Tabla 8. Resultados de potencial de generación de roca fuente en la Cuenca de Enriquillo, según la cantidad de materia orgánica: parámetro contenido de materia orgánica total (%TOC).

ID

TOC (%p/p)

ID

TOC (%p/p)

ID

TOC (%p/p)

RV-19

0,172

RV-18

1,156

RV-08

0,631

RV-20

1,458

RV-02

0,465

RV-04

0,106

RV-23

1,345

RV-16

1,530

RV-21

0,242

RV-24

0,122

1,884

RV-22

0,371

RV-25

0,143

RV-17 Frontera RV-17

0,564

RV-26

0,713

RV-07

0,453

RV-03

0,917

RV-09

4,499

RV-05

1,531

RV-06

1,739

46 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Figura 14. Potencial de generación de roca fuente en la Cuenca de Enriquillo, según la cantidad de materia orgánica: parámetro contenido de materia orgánica total (%TOC). Nótese que la muestra RV-09 (caliza biomicrita) de edad Mioceno, perteneciente a la Formación Sombrerito, presenta un TOC igual a 4.499% de TOC; la muestra RV-06 (caliza brecha calcárea) de edad Mioceno perteneciente a la Unidad Barahona (1.739% de TOC) y la muestra RV-17-Frontera consistente en una caliza biomicríta de edad Mioceno perteneciente a la Formación Sombrerito (1.884% de TOC). Estas muestras presentan un potencial que varía entre excelente y muy bueno para generar hidrocarburos.

Refidomsa ∙ 47

4.2. Resultados de calidad de materia acuerdo con la clasificación propuesta por Peters y Cassa (1994), ver Figura 16 orgánica: índice de hidrógeno (IH) 4.2.1. Resultados generales El índice de hidrógeno es un indicador de la cantidad de hidrocarburo disponible en el querógeno de la roca muestreada; por tanto, si este parámetro muestra altos valores de IH (> 200 mgHC/g de TOC), indicará que la roca presenta un alto potencial para generar hidrocarburos líquidos y gas, de acuerdo con los rangos de IH expuestos en la Tabla 2 (Jarvie, 1991; Peters y Cassa, 1994). Por otra parte, el índice de oxígeno (IO) es un parámetro que indica la cantidad de oxígeno presente en el querógeno y su comportamiento es inversamente proporcional al IH, es decir, que un alto contenido de IO mostraría un bajo potencial para generar hidrocarburos líquidos.

En general, los resultados obtenidos del análisis de IH versus IO en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo indican que el querógeno presente en las rocas fuente analizadas se clasificaría como un querógeno tipo III y IV, de

y Tabla 9. Sin embargo, los bajos índices de hidrógeno se pueden explicar por la meteorización que presentan las muestras recolectadas, lo cual afecta la identificación correcta del tipo de querógeno en las muestras, ya que es de esperar que la mayoría de las muestras de ambientes sedimentarios marinos presenten querógeno tipo II con mejor potencial para generación de hidrocarburos.

Se recomienda realizar un muestreo con mayor control cronoestratigráfico y, en lo posible, contar con muestras de pozo para realizar correlaciones roca-roca. De esta manera, se podría realizar una caracterización geoquímica comparativa entre roca fuente expuesta en afloramiento y roca fuente de pozo, eliminando así la incertidumbre generada por los procesos de intemperismo y evidenciando las características geoquímicas (%IH) reales de las rocas fuente presentes en cada sistema petrolífero.

Figura 15. Roca fosilizada de la Cuenca Enriquillo.

48 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Figura 16. Resultados generales de la calidad de la materia orgánica presente en las rocas fuente de las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo usando el parámetro de índice de oxígeno versus el índice de hidrógeno. Nótese que las muestras se encuentran en el campo de querógeno tipo III de ambientes continentales, esto se debe al intemperismo de las muestras que afecta la correcta identificación del tipo de querógeno. Dado el ambiente sedimentario marino de las muestras recolectadas se esperaría encontrar querógeno tipo II.

Refidomsa ∙ 49

Tabla 9. Resultados generales de la calidad de la materia orgánica presente en las rocas fuente de las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo usando el parámetro de índice de oxígeno versus el índice de hidrógeno.

ID

IH (mgHC/ IO (mgCO2/ gTOC) gTOC)

ID

IH (mgHC/ IO (mgCO2/ gTOC) gTOC)

RV-16

9,150

37,255

RV-60

7,628

112,520

RV-17

8,865

40,780

RV-61

25,573

102,290

RV-17 Frontera

10,615

64,220

RV-62

24,278

89,642

RV-18

3,459

17,295

RV-64

31,339

100,285

RV-20

26,748

127,568

RV-65

26,409

75,455

RV-23

10,410

22,307

RV-66

14,462

119,314

RV-26

15,439

51,930

RV-67

3,859

18,437

RV-02

12,890

19,335

RV-69

6,349

14,603

RV-03

41,423

146,070

RV-70

8,088

29,658

RV-05

5,878

32,654

RV-71

10,119

65,773

RV-06

8,624

31,623

RV-76

15,342

78,415

RV-07

24,295

50,798

RV-101

29,197

43,796

RV-08

9,504

15,840

RV-106

0,000

12,780

RV-09

4,001

4,445

RV-107

10,505

50,426

RV-31

11,158

35,952

CO-01

12,098

55,307

RV-33

19,293

244,373

LaCharca-01

52,198

130,494

RV-35

23,063

179,889

LaCharca-02

157,270

786,349

RV-37

41,254

206,271

SN-01

22,180

107,201

RV-39

29,257

19,505

SN-02

26,738

60,160

RV-45

6,786

3,393

SN-03

14,533

127,167

RV-46

1,379

3,308

SN-07

27,052

121,735

RV-130

5,231

81,081

Fm.Jura-01

67,256

195,653

RV-132

14,196

86,949

Fm.Sier-01

29,296

212,399

ES-02

20,106

63,670

RV-56

5,167

28,420

RV-57

14,188

53,913

RV-59

41,048

55,709

50 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Los parámetros de TOC versus potencial genético (PG) son usados para identificar el potencial de generación de rocas fuente de hidrocarburos.

excelente de acuerdo con el parámetro de contenido de carbono orgánico total (TOC), pero un potencial de generación pobre según el parámetro PG, (ver Figura 17 y Tabla 10). Nuevamente esta En la Figura 17 se puede evidenciar que situación se explica por el intemperismo algunas de las rocas muestreadas en de las muestras analizadas que fueron las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao obtenidas en los afloramientos. y Enriquillo presentan un potencial de generación que varía entre bueno y

Figura 17. Resultados generales de la calidad de la materia orgánica presente en las rocas fuente muestreadas según el contenido de materia orgánica total (TOC) versus el potencial de generación (PG).

Nótese que el potencial genético de las muestras se encuentra en la categoría de pobre, esta situación se debe al intemperismo de las muestras.

Refidomsa ∙ 51

Tabla 10. Resultados generales de la calidad de la materia orgánica presente en las rocas fuente muestreadas según el contenido de materia orgánica total (TOC) versus el potencial de generación (PG).

ID

PG

TOC (%p/p)

ID

PG

TOC (%p/p)

RV-16

0,170

1,530

RV-59

0,180

0,341

RV-17

0,070

0,564

RV-60

0,060

0,524

RV-17 frontera

0,250

1,884

RV-61

0,120

0,352

RV-18

0,050

1,156

RV-62

0,170

0,535

RV-20

0,570

1,458

RV-64

0,130

0,319

RV-23

0,230

1,345

RV-65

0,100

0,265

RV-26

0,150

0,713

RV-66

0,110

0,277

RV-02

0,090

0,465

RV-67

0,120

2,332

RV-03

0,450

0,917

RV-69

0,140

1,575

RV-05

0,120

1,531

RV-70

0,090

0,742

RV-06

0,190

1,739

RV-71

0,090

0,593

RV-07

0,150

0,453

RV-76

0,130

0,587

RV-08

0,090

0,631

RV-101

0,110

0,274

RV-09

0,250

4,499

RV-106

0,010

0,939

RV-31

0,130

0,807

RV-107

0,140

0,952

RV-33

0,050

0,156

CO-01

0,110

0,579

RV-35

0,080

0,277

LaCharca-01

0,130

0,192

RV-37

0,140

0,267

LaCharca-02

0,160

0,051

RV-39

0,120

0,308

SN-01

0,080

0,271

RV-45

0,150

1,768

SN-02

0,110

0,299

RV-46

0,070

3,627

SN-03

0,060

0,275

RV-130

0,040

0,382

SN-07

0,140

0,370

RV-132

0,110

0,564

Fm.Jura-01

0,480

0,327

ES-02

0,110

0,298

Fm.Sier-01

0,070

0,137

RV-56

0,040

0,387

RV-57

0,130

0,705

52 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

4.2.2. Resultados de la Cuenca de Por otra parte, el parámetro potencial de generación (PG) versus el contenido Azua: IH En la Cuenca de Azua se observó que los resultados de índice de hidrógeno (IH) varían entre 0 mgHC/gTOC y 157.270 mgHC/gTOC, presentando un valor promedio de 37.360 mgHC/gTOC (Figura 19 y Tabla 11). La mayoría de las muestras presentan resultados de IH inferiores a 50 mgHC/gTOC, lo que permite establecer que el querógeno presente en estas rocas es un querógeno tipo IV (Peters y Cassa, 1994), es decir, es un querógeno que no posee potencial para generar hidrocarburos líquidos ni gaseosos. Sin embargo, las muestras La Charca-01 perteneciente a la Formación Valdesia de edad Eoceno Superior (con IH igual a 52.198 mgHC/gTOC), La Charca-02 perteneciente a la Formación Número de edad Eoceno Superior (con IH igual a 157.270 mgHC/gTOC), y Jura01 perteneciente a la Formación Sierra del Número de edad Holoceno (con IH igual a 67.256 mgHC/gTOC), presentan valores de IH que varían entre 50 y 200 mgHC/gTOC; lo que permite establecer que el querógeno presente en estas 3 muestras (La Charca-01, La Charca-02 y Jura-01) son un querógeno tipo III (Peters y Cassa, 1994), es decir, es un querógeno que posee potencial para generar gas (Figura 19 y Tabla 11). No obstante, el bajo contenido de IH de estas muestras se encuentra asociado al intemperismo que estas presentan; por tanto, estos IH están reducidos de su valor original.

de materia orgánica total (TOC), evidencian que las muestras de la Cuenca de Azua presentan un potencial de generación que varía entre pobre (mayoría de las muestras) y regular (muestras RV106, RV 107 y CO-01), de acuerdo con el parámetro de contenido de carbono orgánico total (TOC), pero un potencial de generación pobre según el parámetro PG. Las muestras La Charca-01, La Charca-02 y Jura-01 muestran un potencial de generación pobre de acuerdo con los parámetros de TOC versus PG (Figura 20 y Tabla 12). El bajo potencial de generación, de acuerdo con los parámetros PG versus TOC, se encuentra asociado al intemperismo que presentan las muestras.

Se recomienda realizar un muestreo con mayor control cronoestratigráfico para la Formación Valdesia (edad Eoceno Superior), la Formación Número (edad Eoceno Superior) y, en lo posible, contar con muestras de pozo para realizar correlaciones roca-roca. De esta manera, se podría realizar una caracterización geoquímica comparativa entre roca fuente expuesta en afloramiento y roca fuente de pozo, eliminando así la incertidumbre generada por los procesos de intemperismo y evidenciando las características geoquímicas reales de las rocas fuente presentes en el o los sistemas petrolíferos existentes en la Cuenca de Azua.

Refidomsa ∙ 53

Tabla 11. Resultados de la calidad de la materia orgánica presente en las rocas fuente de la Cuenca de Azua, según el parámetro de índice de oxígeno versus el índice de hidrógeno.

ID

IH (mgHC/ IO (mgCO2/ gTOC) gTOC)

RV-101

29,197

43,796

RV-106

0,000

12,780

RV-107

10,505

50,426

CO-01

12,098

55,307

LaCharca-01

52,198

130,494

LaCharca-02

157,270

786,349

SN-01

22,180

107,201

SN-02

26,738

60,160

SN-03

14,533

127,167

SN-07

27,052

121,735

Fm.Jura-01

67,256

195,653

Fm.Sier-01

29,296

212,399

Figura 18. Lutita de la Cuenca de Azua.

54 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Figura 19. Resultados de la calidad de la materia orgánica presente en las rocas fuente de la Cuenca de Azua, según el parámetro de índice de oxígeno versus el índice de hidrógeno. Nótese que las muestras se encuentran en el campo de querógeno tipo III de ambientes continentales, esto se debe al intemperismo de las muestras que afecta la correcta identificación del tipo de querógeno. Dado el ambiente sedimentario marino de las muestras recolectadas se esperaría encontrar querógeno tipo II.

Refidomsa ∙ 55

Figura 20. Resultados generales de la calidad de la materia orgánica presente en las rocas fuente muestreadas en la Cuenca de Azua, según el potencial de generación (PG) versus contenido de materia orgánica total (TOC). Nótese que el potencial genético de las muestras se encuentra en la categoría de pobre, esta situación se debe al intemperismo de las muestras.

56 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Tabla 12. Resultados de la calidad de la materia orgánica presente en las rocas fuente de la Cuenca de Azua, según el parámetro de índice de oxígeno versus el índice de hidrógeno.

ID

PG

TOC (%p/p)

RV-101

0,110

0,274

RV-106

0,010

0,939

RV-107

0,140

0,952

CO-01

0,110

0,579

LaCharca-01

0,130

0,192

LaCharca-02

0,160

0,051

SN-01

0,080

0,271

SN-02

0,110

0,299

SN-03

0,060

0,275

SN-07

0,140

0,370

Fm.Jura-01

0,480

0,327

Fm.Sier-01

0,070

0,137

Figura 21. Caliza tableada de la Cuenca de Azua.

Refidomsa ∙ 57

4.2.3. Resultados de la Cuenca de Se recomienda realizar un muestreo con mayor control cronoestratigráfico para San Juan: IH En la Cuenca de San Juan se observó que los resultados de índice de hidrógeno (IH) varían entre 3.859 mgHC/gTOC y 41.048 mgHC/gTOC, presentando un valor promedio de 16.703 mgHC/gTOC (Figura 22 y Tabla 13). La mayoría de las muestras presentan resultados de IH inferiores a 50 mgHC/gTOC, lo que permite establecer que el querógeno presente en estas rocas es un querógeno tipo IV (Peters y Cassa, 1994), es decir, es un querógeno que no posee potencial para generar hidrocarburos líquidos ni gaseosos. No obstante, los bajos contenidos de IH que presentan las muestras en la Cuenca de San Juan, se encuentran asociados al intemperismo de estas; por tanto, estos IH están reducidos de su valor original. Sin embargo, no se descarta que las calizas marinas de las Formaciones Jura (edad Eoceno), Ventura (edad Eoceno) y Sombrerito (edad Mioceno) puedan presentar algún potencial de generación que podría corroborarse analizando muestras provenientes de los pozos exploratorios.

Por otra parte, el parámetro potencial de generación (PG) versus el contenido de materia orgánica total (TOC) evidencian que las muestras de la Cuenca de San Juan presentan un potencial de generación que varía entre pobre (mayoría de las muestras), regular (TOC entre 0.5% y 1%) y bueno (muestras RV-67 y RV-69), de acuerdo con el parámetro de contenido de carbono orgánico total (TOC), pero un potencial de generación pobre según el parámetro PG (Figura 24 y Tabla 14). El bajo potencial de generación, de acuerdo con los parámetros PG versus TOC, se encuentra asociado al intemperismo que presentan las muestras.

las Formaciones Jura (edad Eoceno), Ventura (edad Eoceno) y Sombrerito (edad Mioceno) y, en lo posible, contar con muestras de pozo para realizar correlaciones roca-roca. De esta manera, se podría realizar una caracterización geoquímica comparativa entre roca fuente expuesta en afloramiento y roca fuente de pozo, eliminando así la incertidumbre generada por los procesos de intemperismo y evidenciando las características geoquímicas reales de las rocas fuente presentes en el o los sistemas petrolíferos existentes en la Cuenca de San Juan.

Tabla 13. Resultados de la calidad de la materia orgánica presente en las rocas fuente de la Cuenca de San Juan, según el parámetro de índice de oxígeno versus el índice de hidrógeno.

ID

IH (mgHC/ IO (mgCO2/ gTOC) gTOC)

RV-56

5,167

28,420

RV-57

14,188

53,913

RV-59

41,048

55,709

RV-60

7,628

112,520

RV-61

25,573

102,290

RV-62

24,278

89,642

RV-64

31,339

100,285

RV-65

26,409

75,455

RV-66

14,462

119,314

RV-67

3,859

18,437

RV-69

6,349

14,603

RV-70

8,088

29,658

RV-71

10,119

65,773

RV-76

15,342

78,415

58 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Figura 22. Resultados de la calidad de la materia orgánica presente en las rocas fuente de la Cuenca de San Juan, según el parámetro de índice de oxígeno versus el índice de hidrógeno. Nótese que las muestras se encuentran en el campo de querógeno tipo III de ambientes continentales, esto se debe al intemperismo de las muestras que afecta la correcta identificación del tipo de querógeno. Dado el ambiente sedimentario marino de las muestras recolectadas se esperaría encontrar querógeno tipo II. Refidomsa ∙ 59

Tabla 14. Resultados generales de la calidad de la materia orgánica presente en las rocas fuente muestreadas en la Cuenca de San Juan, según el potencial de generación (PG) versus contenido de materia orgánica total (TOC).

ID

PG

TOC (%p/p)

ID

PG

TOC (%p/p)

RV-56

0,040

0,387

RV-65

0,100

0,265

RV-57

0,130

0,705

RV-66

0,110

0,277

RV-59

0,180

0,341

RV-67

0,120

2,332

RV-60

0,060

0,524

RV-69

0,140

1,575

RV-61

0,120

0,352

RV-70

0,090

0,742

RV-62

0,170

0,535

RV-71

0,090

0,593

RV-64

0,130

0,319

RV-76

0,130

0,587

Figura 23. Caliza micrítica de la Cuenca de San Juan.

60 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Figura 24. Resultados generales de la calidad de la materia orgánica presente en las rocas fuente muestreadas en la Cuenca de San Juan, según el potencial de generación (PG) versus contenido de materia orgánica total (TOC). Nótese que el potencial genético de las muestras se encuentra en la categoría de pobre, esta situación se debe al intemperismo de las muestras.

Refidomsa ∙ 61

4.2.4. Resultados de la Cuenca del Se recomienda realizar un muestreo con mayor control cronoestratigráfico para Cibao: IH En la Cuenca del Cibao se observó que los resultados de índice de hidrógeno (IH) varían entre 1.379 mgHC/gTOC y 41.254 mgHC/gTOC, presentando un valor promedio de 17.172 mgHC/gTOC (Figura 25 y Tabla 15). La mayoría de las muestras presentan resultados de IH inferiores a 50 mgHC/gTOC, lo que permite establecer que el querógeno presente en estas rocas es un querógeno tipo IV (Peters y Cassa, 1994), es decir, es un querógeno que no posee potencial para generar hidrocarburos líquidos ni gaseosos. Sin embargo, la muestra RV-37 perteneciente a la Formación Altamira de edad Eoceno Medio (con IH igual a 41.254 mgHC/gTOC), posee un IH cercano a 50 mgHC/gTOC; por tanto, podría tratarse de un querógeno tipo III (Peters y Cassa, 1994), es decir, es un querógeno que posee potencial para generar gas (Figura 25 y Tabla 15). No obstante, los bajos contenidos de IH que presentan las muestras en la Cuenca del Cibao se encuentran asociados al intemperismo de estas; por tanto, estos IH están reducidos de su valor original.

Por otra parte, el parámetro potencial de generación (PG) versus el contenido de materia orgánica total (TOC) evidencian que las muestras de la Cuenca del Cibao presentan un potencial de generación que varía entre pobre (mayoría de las muestras), regular (TOC entre 0.5% y 1%) y bueno (muestras RV-45 y RV-46) de acuerdo con el parámetro de contenido de carbono orgánico total (TOC), pero un potencial de generación pobre, según el parámetro PG (Figura 28 y Tabla 16). El bajo potencial de generación, de acuerdo con los parámetros PG versus TOC, se encuentra asociado al intemperismo que presentan las muestras.

la Formación Hidalgos (Cretácico Superior), Formación Altamira (edad Eoceno), Formación San Marcos (edad Eoceno), Formación Luperón (edad Eoceno), Formación Imbert (edad Eoceno) y, en lo posible, contar con muestras de pozo para realizar correlaciones roca-roca. De esta manera, se podría realizar una caracterización geoquímica comparativa entre roca fuente expuesta en afloramiento y roca fuente de pozo, eliminando así la incertidumbre generada por los procesos de intemperismo y evidenciando las características geoquímicas reales de las rocas fuente presentes en el o los sistemas petrolíferos existentes en la Cuenca del Cibao.

Tabla 15. Resultados de la calidad de la materia orgánica presente en las rocas fuente de la Cuenca del Cibao, según el parámetro de índice de oxígeno versus el índice de hidrógeno.

ID

IH (mgHC/ IO (mgCO2/ gTOC) gTOC)

RV-31

11,158

35,952

RV-33

19,293

244,373

RV-35

23,063

179,889

RV-37

41,254

206,271

RV-39

29,257

19,505

RV-45

6,786

3,393

RV-46

1,379

3,308

RV-130

5,231

81,081

RV-132

14,196

86,949

ES-02

20,106

63,670

62 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Figura 25. Resultados de la calidad de la materia orgánica presente en las rocas fuente de la Cuenca del Cibao, según el parámetro de índice de oxígeno versus el índice de hidrógeno. Nótese que las muestras se encuentran en el campo de querógeno tipo III de ambientes continentales, esto se debe al intemperismo de las muestras que afecta la correcta identificación del tipo de querógeno. Dado el ambiente sedimentario marino de las muestras recolectadas se esperaría encontrar querógeno tipo II. Refidomsa ∙ 63

Tabla 16. Resultados generales de la calidad de la materia orgánica presente en las rocas fuente muestreadas en la Cuenca del Cibao, según el potencial de generación (PG) versus contenido de materia orgánica total (TOC).

ID

PG

TOC (%p/p)

ID

PG

TOC (%p/p)

RV-31

0,130

0,807

RV-45

0,150

1,768

RV-33

0,050

0,156

RV-46

0,070

3,627

RV-35

0,080

0,277

RV-130

0,040

0,382

RV-37

0,140

0,267

RV-132

0,110

0,564

RV-39

0,120

0,308

ES-02

0,110

0,298

Figura 26. Lutita de la Cuenca del Cibao.

Figura 27. Caliza grisácea de la Cuenca del Cibao.

64 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Figura 28. Resultados generales de la calidad de la materia orgánica presente en las rocas fuente muestreadas en la Cuenca del Cibao, según el potencial de generación (PG) versus contenido de materia orgánica total (TOC). Nótese que el potencial genético de las muestras se encuentra en la categoría de pobre, esta situación se debe al intemperismo de las muestras.

Refidomsa ∙ 65

4.2.5. Resultados de la Cuenca de lo posible, contar con muestras de pozo para realizar correlaciones roca-roca. De Enriquillo: IH En la Cuenca de Enriquillo se observó que los resultados de índice de hidrógeno (IH) varían entre 3.459 mgHC/gTOC y 41.423 mgHC/gTOC, presentando un valor promedio de 13.664 mgHC/gTOC (Figura 29 y Tabla 17). La mayoría de las muestras presentan resultados de IH inferiores a 50 mgHC/gTOC, lo que permite establecer que el querógeno presente en estas rocas es un querógeno tipo IV (Peters y Cassa, 1994), es decir, es un querógeno que no posee potencial para generar hidrocarburos líquidos ni gaseosos. No obstante, los bajos contenidos de IH que presentan las muestras en la Cuenca de Enriquillo se encuentran asociados al intemperismo de estas; por tanto, estos IH están reducidos de su valor original.

Por otra parte, el parámetro potencial de generación (PG) versus el contenido de materia orgánica total (TOC) evidencian que las muestras de la Cuenca de Enriquillo presentan un potencial de generación que varía entre regular (muestras con TOC entre 0.5% y 1%), bueno (muestras RV-16, RV-17 Frontera, RV-18, RV-20, RV-23, RV-05, y RV-06) y excelente (muestra RV-09), de acuerdo con el parámetro de contenido de carbono orgánico total (TOC), pero un potencial de generación pobre según el parámetro PG (Figura 31 y Tabla 18). El bajo potencial de generación, de acuerdo con los parámetros PG versus TOC, se encuentra asociado al intemperismo que presentan las muestras.

esta manera, se podría realizar una caracterización geoquímica comparativa entre roca fuente expuesta en afloramiento y roca fuente de pozo, eliminando así la incertidumbre generada por los procesos de intemperismo y evidenciando las características geoquímicas reales de las rocas fuente presentes en el o los sistemas petrolíferos existentes en la Cuenca de Enriquillo.

Tabla 17. Resultados de la calidad de la materia orgánica presente en las rocas fuente de la Cuenca de Enriquillo, según el parámetro de índice de oxígeno versus el índice de hidrógeno.

ID

IH (mgHC/ IO (mgCO2/ gTOC) gTOC)

RV-16

9,150

37,255

RV-17

8,865

40,780

RV-17 Frontera

10,615

64,220

RV-18

3,459

17,295

RV-20

26,748

127,568

RV-23

10,410

22,307

RV-26

15,439

51,930

RV-02

12,890

19,335

RV-03

41,423

146,070

RV-05

5,878

32,654

RV-06

8,624

31,623

RV-07

24,295

50,798

RV-08

9,504

15,840

RV-09

4,001

4,445

Se recomienda realizar un muestreo con mayor control cronoestratigráfico para la Formación Dumisseau (edad Cretácico Superior), Unidad de Polo (edad Eoceno), Formación Neyba (edad Eoceno) y Formación Sombrerito (edad Mioceno) y, en 66 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Figura 29. Resultados de la calidad de la materia orgánica presente en las rocas fuente de la Cuenca de Enriquillo, según el parámetro de índice de oxígeno versus el índice de hidrógeno. Nótese que las muestras se encuentran en el campo de querógeno tipo III de ambientes continentales, esto se debe al intemperismo de las muestras que afecta la correcta identificación del tipo de querógeno. Dado el ambiente sedimentario marino de las muestras recolectadas se esperaría encontrar querógeno tipo II. Refidomsa ∙ 67

Tabla 18. Resultados generales de la calidad de la materia orgánica presente en las rocas fuente muestreadas en la Cuenca de Enriquillo, según el potencial de generación (PG) versus contenido de materia orgánica total (TOC).

ID

PG

TOC (%p/p)

ID

PG

TOC (%p/p)

RV-16

0,170

1,530

RV-02

0,090

0,465

RV-17

0,070

0,564

RV-03

0,450

0,917

RV-17 frontera

0,250

1,884

RV-05

0,120

1,531

RV-18

0,050

1,156

RV-06

0,190

1,739

RV-20

0,570

1,458

RV-07

0,150

0,453

RV-23

0,230

1,345

RV-08

0,090

0,631

RV-26

0,150

0,713

RV-09

0,250

4,499

Figura 30. Caliza de la Cuenca de Enriquillo.

68 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Figura 31. Resultados generales de la calidad de la materia orgánica presente en las rocas fuente muestreadas en la Cuenca de Enriquillo, según el potencial de generación (PG) versus contenido de materia orgánica total (TOC). Nótese que el potencial genético de las muestras se encuentra en la categoría de pobre, esta situación se debe al intemperismo de las muestras.

Refidomsa ∙ 69

4.3. Resultados de madurez termal de la materia orgánica: parámetros Temperatura máxima (Tmax) y Reflectancia de vitrinita (Ro) 4.3.1. Resultados generales La madurez termal de la materia orgánica se refiere al régimen de temperatura y tiempo de exposición al que ha estado sometida determinada formación geológica en el subsuelo. El parámetro de temperatura máxima (Tmax) es un parámetro que se obtiene en laboratorio mediante la técnica de pirólisis Rock Eval.

El Tmax corresponde a la temperatura máxima del pico S2 durante la pirólisis Rock Eval; este parámetro se expresa en °C. Las rocas que muestren temperaturas de Tmax entre 435°C y 470°C, son rocas de interés en el sistema petrolífero; dado que estas rocas fuente se encontrarían en un estado de madurez termal propicio para generar hidrocarburos líquidos (punto de inicio de ventana de generación o final de ventana de generación de hidrocarburos) (Peters y Cassa, 1994); mientras, las rocas con valores de Tmax > 470°C indicarían un interés para la generación de gas. Las rocas con valores de Tmax < 435°C se consideran inmaduras termalmente y presentan potencial de generación (Peters y Cassa, 1994).

El análisis de reflectancia de vitrinita (%Ro) es otro de los parámetros usados para determinar el grado de madurez termal de una roca fuente, dado que la vitrinita aumenta su reflectividad en la medida que aumenta la madurez termal en la cuenca. Este parámetro es correlacionable con rangos de temperatura, tal como se evidencia en la tabla 3, de acuerdo con Peters y Cassa (1994).

En este contrato también se realizaron

análisis de reflectancia sobre el bitumen (%BRo) encontrado en las areniscas (rocas reservorio); esto con el fin de identificar el estado termal de la roca fuente y corroborar los procesos de migración hacia las rocas reservorio en las cuencas.

En general, los resultados de Tmax obtenidos en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo evidencian que las rocas fuente muestreadas se encuentran en un estado de inmadurez termal, con valores de Tmax inferiores a 435°C (Figura 33 y Tabla 19). Sin embargo, la muestra RV-39 con 492°C, perteneciente a la Unidad Agua Clara (edad Eoceno) de la Cuenca del Cibao, y la muestra RV-17-Frontera con 490°C, perteneciente a la Formación Sombrerito (edad Mioceno) de la Cuenca de Enriquillo, muestran que alcanzaron temperaturas (Tmax) superiores a 470°C y, por tanto, debieron generar gas (ver Figura 33 y Tabla 19).

No obstante, el intemperismo de las muestras afecta el parámetro pico S2 y, en consecuencia, también afecta el parámetro de Tmax. Por esta razón, la mayoría de las muestras analizadas muestran una aparente inmadurez termal de acuerdo con el parámetro.

Los resultados de reflectancia de vitrinita (tanto%Ro como%BRo) muestran claramente que las rocas fuente en las cuatro cuencas analizadas (Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo) han alcanzado la madurez termal requerida para generar hidrocarburos líquidos y gas. En la Figura 20 se logra evidenciar que, a excepción de la muestra ES-02 (Cuenca del Cibao), todas las muestras se encuentran entre inicio de ventana de generación y final de ventana de generación de hidrocarburos.

70 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Este resultado permite explicar la ocurrencia de manifestaciones o rezumaderos de petróleo y/o en superficie y manifestaciones en la mayoría de los pozos exploratorios perforados en República Dominicana. Es decir, que el régimen de temperaturas ha sido suficiente para lograr una madurez termal que permita la generación de petróleo y gas en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo (ver Figura 35 y Tabla 20).

de vitrinita, esto debido a la afectación de las muestras por procesos de meteorización o intemperismo. Se recomienda realizar un muestreo con mayor control cronoestratigráfico con el fin de identificar las facies generadoras con menor afectación de meteorización y así continuar con los análisis geoquímicos o, en lo posible, conseguir muestras de pozo de los intervalos de interés para realizar correlaciones roca-roca.

Se observó además que el parámetro de Tmax en este caso no sería tan confiable como el parámetro de reflectancia

Figura 32. Lutita de la Cuenca del Cibao.

Refidomsa ∙ 71

Tabla 19. Resultados generales del grado de evolución térmica de la materia orgánica en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo, a partir del parámetro de temperatura máxima (Tmax).

ID

Tmax (°C)

ID

Tmax (°C)

RV-20

390

490

RV-23

318

RV-17 Frontera

RV-26

317

RV-17

337

RV-03

423

RV-07

344

RV-05

346

RV-09

385

RV-59

492

RV-76

315

RV-64

336

RV-130

403

RV-65

326

RV-132

318

Fm.Sier-01

338

RV-35

322

Fm.Jura-01

365

RV-107

339

SN-02

344

SN-01

333

RV-18

330

SN-03

320

RV-02

312

LaCharca-02

328

RV-69

340

LaCharca-01

334

RV-70

311

RV-33

346

RV-71

333

CO-01

327

RV-45

492

RV-106

331

RV-16

353

RV-37

311

RV-101

342

RV-39

492

RV-06

329

RV-31

311

RV-08

314

SN-07

379

RV-56

355

RV-46

326

RV-57

300

ES-02

324

RV-60

315

RV-61

314

RV-62

334

RV-66

347

RV-67

326

72 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Figura 33. Resultados generales del grado de evolución térmica de la materia orgánica en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo, a partir del parámetro de temperatura máxima (Tmax). Nótese que la mayoría de las muestras se encuentran en estado de inmadurez termal, según el parámetro Tmax, lo cual se debe al intemperismo en las muestras.

Refidomsa ∙ 73

Tabla 20. Resultados generales del grado de evolución térmica de la materia orgánica en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo, a partir del parámetro de Reflectancia de vitrinita (Ro).

ID

%Ro (Promedio)

ID

%Ro (Promedio)

RV-65

0,722

SN-01

0,99

Fm.Sier-01

0,990

SN-03

1,243

SN-02

0,894

LaCharca-02

0,882

RV-101

1,353

LaCharca-01

0,927

RV-57

0,906

RV-33

1,193

RV-60

1,21

CO-01

1,162

RV-76

1,361

RV-37

1,032

RV-130

0,755

RV-39

1,546

RV-132

0,849

SN-07

0,90036

RV-35

0,695

ES-02

0,547

Figura 34. Arenisca de la Cuenca de Azua.

74 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Figura 35. Resultados generales del grado de evolución térmica de la materia orgánica en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo, a partir del parámetro de Reflectancia de vitrinita (Ro). Nótese que la mayoría de las muestras analizadas están en el rango de madurez termal de petróleo.

Refidomsa ∙ 75

4.3.2. Resultados de la Cuenca de Azua: Tmax En la Cuenca de Azua se observó que los resultados de temperatura máxima (Tmax) varían entre 320°C y 379°C, presentando un valor promedio de 340°C (Figura 36 y Tabla 21). De acuerdo con lo anterior, todas las muestras presentan resultados de Tmax inferiores a 435°C; lo que indicaría que las rocas generadoras muestreadas en esta cuenca se encuentran en un estado de inmadurez termal (Figura 36) (Peters y Cassa, 1994). Sin embargo, este resultado se encuentra afectado por el intemperismo de las rocas, lo cual resulta en bajos valores de Tmax que no corresponden con el estado de madurez termal.

Por otra parte, los resultados del análisis de reflectancia de vitrinita (%Ro) en la Cuenca de Azua varían entre 0.882%Ro y 1.353%Ro, mostrando un valor promedio de 1.038%Ro (Figura 39 y Tabla 22).

Estos resultados evidencian que las rocas fuente de la Cuenca de Azua se encuentran en un estado de madurez termal que varía entre el pico de generación (445°C-450°C) y el final de ventana de generación de petróleo (450°C-470°C), ver Figuras 37, 38 y 39 (Peters y Cassa, 1994).

La variación de los resultados obtenidos entre los parámetros de temperatura máxima (Tmax) y reflectancia de vitrinita (Ro), se debe principalmente a la afectación de las muestras por procesos de meteorización o intemperismo. Por tanto, el parámetro Tmax en este caso no sería confiable para el análisis de madurez termal. Se recomienda realizar un muestreo con mayor control cronoestratigráfico en la Cuenca de Azua con el fin de identificar las facies generadoras con menor afectación de meteorización.

Tabla 21. Resultados del grado de evolución térmica de la materia orgánica en la Cuenca de Azua, a partir del parámetro de temperatura máxima (Tmax).

ID

Tmax (°C)

Fm.Sier-01

338

Fm.Jura-01

365

SN-02

344

RV-79

N/A

RV-78

N/A

RV-101

342

RV-102

N/A

RV-104

N/A

RV-107

339

RV-109

N/A

SN-01

333

SN-03

320

SN-04

N/A

SN-06

N/A

LaCharca-02

328

LaCharca-01

334

CO-01

327

CO-02

N/A

RV-103

N/A

RV-105

N/A

RV-106

331

RV-108

N/A

SN-07

379

RV-80

N/A

RV-81

N/A

76 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Figura 36. Resultados del grado de evolución térmica de la materia orgánica en la Cuenca de Azua, a partir del parámetro de temperatura máxima (Tmax). Nótese que todas las muestras presentan una aparente inmadurez termal causada por el intemperismo de las mismas.

Refidomsa ∙ 77

Tabla 20. Resultados generales del grado de evolución térmica de la materia orgánica en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo, a partir del parámetro de Reflectancia de vitrinita (Ro).

ID

%Ro (Promedio)

Fm.Sier-01

0,990

Fm.Jura-01

N/P

SN-02

0,894

RV-79

N/A

RV-78

N/A

RV-101

1,353

RV-102

N/A

RV-104

N/A

RV-107

N/P

RV-109

N/A

SN-01

0,99

SN-03

1,243

SN-04

N/A

SN-06

N/A

LaCharca-02

0,882

LaCharca-01

0,927

CO-01

1,162

CO-02

N/A

RV-103

N/A

RV-105

N/A

RV-106

N/P

RV-108

N/A

SN-07

0,9036

RV-80

N/A

RV-81

N/A

Figura 37. Microfotografía del análisis de reflectancia de vitrinita (Ro) realizado en la muestra La Charca01-Lodolita perteneciente a la Formación Número (edad Eoceno Superior), Cuenca de Azua. Esta muestra presenta valores promedio de 0.927%Ro.

Figura 38. Microfotografía del análisis de reflectancia de vitrinita (Ro) realizado en la muestra SN-07-Lodolita perteneciente a la Formación Ventura (edad Eoceno Inferior) Cuenca de Azua. Esta muestra presenta valores promedio de 0.904%Ro.

78 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Figura 39. Resultados generales del grado de evolución térmica de la materia orgánica en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo, a partir del parámetro de Reflectancia de vitrinita (Ro). Nótese que la mayoría de las muestras analizadas están en el rango de madurez termal de petróleo.

Refidomsa ∙ 79

4.3.3. Resultados de la Cuenca de San Juan: Tmax En la Cuenca de San Juan se observó que los resultados de temperatura máxima (Tmax) varían entre 300°C y 492°C, presentando un valor promedio de 339°C (Figura 40 y Tabla 23). De acuerdo con lo anterior, todas las muestras presentan resultados de Tmax inferiores a 435°C; lo que permite establecer que las rocas generadoras muestreadas en esta cuenca se encuentran en un estado de inmadurez termal (Peters y Cassa, 1994). Sin embargo, este resultado se encuentra afectado por el intemperismo de las rocas, lo cual resulta en bajos valores de Tmax que no corresponden con el estado de madurez termal.

Por otra parte, los resultados del análisis de reflectancia de vitrinita (%Ro) en la Cuenca de San Juan varían entre 0.722%Ro y 1.361%Ro, mostrando un valor promedio de 1.050%Ro (Figura 43 y Tabla 24). Estos resultados evidencian que las rocas fuente de la Cuenca de San Juan se encuentran en un estado de madurez termal que varía entre pico de generación (445°C-450°C) y final de ventana de generación de petróleo (450°C-470°C), ver Figuras 41, 42 y 43 (Peters y Cassa, 1994).

La variación de los resultados obtenidos entre los parámetros de temperatura máxima (Tmax) y reflectancia de vitrinita (Ro), se debe principalmente a la afectación de las muestras por procesos de meteorización o intemperismo. Por tanto, el parámetro Tmax en este caso no sería confiable para el análisis de madurez termal. Se recomienda realizar un muestreo con mayor control cronoestratigráfico en la Cuenca de San Juan con el fin de identificar las facies generadoras con menor afectación de meteorización. Así mismo, se recomienda analizar muestras de pozos disponibles para realizar correlaciones roca-roca.

Tabla 23. Resultados del grado de evolución térmica de la materia orgánica en la Cuenca de San Juan, a partir del parámetro de temperatura máxima (Tmax).

ID

Tmax (°C)

RV-54

N/A

RV-58

N/A

RV-59

492

RV-63

N/A

RV-64

336

RV-65

326

RV-69

340

RV-70

311

RV-71

333

RV-72

N/A

RV-74

N/A

RV-76

315

RV-77

N/A

RV-50

N/A

RV-51

N/A

RV-52

N/A

RV-53

N/A

RV-55

N/A

RV-56

355

RV-57

300

RV-60

315

RV-61

314

RV-62

334

RV-66

347

RV-67

326

RV-68

N/A

RV-73

N/A

RV-75

N/A

RV-87

N/A

RV-83

N/A

RV-84

N/A

RV-90

N/A

80 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Figura 40. Resultados del grado de evolución térmica de la materia orgánica en la Cuenca de San Juan, a partir del parámetro de temperatura máxima (Tmax). Nótese que las muestras analizadas en esta cuenca se encuentran en la ventana de generación de petróleo.

Refidomsa ∙ 81

Tabla 24. Resultados del grado de evolución térmica de la materia orgánica en la Cuenca de San Juan, a partir del parámetro de Reflectancia de vitrinita (Ro).

ID

%Ro (Promedio)

RV-54

N/A

RV-58

N/A

RV-59

N/P

RV-63

N/A

RV-64

N/P

RV-65

0,722

RV-69

N/P

RV-70

N/P

RV-71

N/P

RV-72

N/A

RV-74

N/A

RV-76

1,361

RV-77

N/A

RV-50

N/A

RV-51

N/A

RV-52

N/A

RV-53

N/A

RV-55

N/A

RV-56

N/P

RV-57

0,906

RV-60

1,21

RV-61

N/P

RV-62

N/P

RV-66

N/P

RV-67

N/P

RV-68

N/A

RV-73

N/A

RV-75

N/A

RV-87

N/A

RV-83

N/A

RV-84

N/A

RV-90

N/A

Figura 41. Microfotografía del análisis de reflectancia de vitrinita (Ro) realizado en la muestra RV-57Lodolita perteneciente a la Formación Sombrerito (Edad Eoceno), Cuenca de San Juan. Esta muestra presenta valores promedio de 0.906%Ro.

Figura 42. Microfotografía del análisis de reflectancia de bitumen (BRo) realizado en la muestra RV-65Arenisca (edad Holoceno), Cuenca de San Juan. Esta muestra presenta valores promedio de 0.722%BRo.

82 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Figura 43. Resultados del grado de evolución térmica de la materia orgánica en la Cuenca de San Juan, a partir del parámetro de Reflectancia de vitrinita (Ro). Nótese que la mayoría de las muestras analizadas en esta cuenca se encuentran en la ventana de generación de petróleo.

Refidomsa ∙ 83

4.3.4. Resultados de la Cuenca del roca se encuentra en un estado de inmadurez termal o presenta una grave afectaCibao: Tmax En la Cuenca del Cibao se observó que los resultados de temperatura máxima (Tmax) varían entre 311°C y 492°C, presentando un valor promedio de 365°C (Figura 44 y Tabla 25). De acuerdo con lo anterior, a excepción de las muestras RV-39 y RV-45, la mayoría de las muestras presentan resultados de Tmax inferiores a 435°C; lo que permite establecer que las rocas generadoras muestreadas en esta cuenca se encuentran en un aparente estado de inmadurez termal (Peters y Cassa, 1994). Las muestras RV-39 pertenecientes a la Unidad Agua Clara (edad Eoceno) y RV-45 pertenecientes a la Formación Mao Adentro (edad Plioceno) presentan un Tmax de 492°C, lo cual evidencia que esta roca fuente se encuentra en un aparente estado de madurez tardía o sobremadurez y, por tanto, debió generar gas (ver Figura 44). Sin embargo, estos resultados se encuentran afectados por el intemperismo de las rocas, lo cual resulta en bajos valores de Tmax que no corresponden con el estado de madurez termal.

Por otra parte, los resultados del análisis de Reflectancia de vitrinita (%Ro) en la Cuenca del Cibao varían entre 0.547%Ro y 1.546%Ro, mostrando un valor promedio de 0.945%Ro (Figura 47 y Tabla 26).

Los resultados de la mayoría de las muestras (a excepción de las muestras ES-02 y RV-39) evidencian que las rocas fuente de la Cuenca del Cibao se encuentran en un estado de madurez termal que varía entre pico de generación (445°C-450°C) y final de ventana de generación de hidrocarburos (450°C-470°C), ver Figuras 45, 46 y 47 (Peters y Cassa, 1994). La muestra ES-02, perteneciente a la Formación las Guayabas (edad Cretácico Superior), presenta un valor de%Ro igual a 0.547% (Figura 47 y Tabla 26), lo cual muestra que esta

ción por intemperismo. La muestra RV-39, perteneciente a la Unidad de Agua Clara (edad Eoceno), presenta un valor de%Ro de 1.546%, indicando que esta roca se encuentra en un estado de sobremadurez termal y, por tanto, debió generar gas (Figura 47 y Tabla 26).

La variación de los resultados obtenidos entre los parámetros de temperatura máxima (Tmax) y reflectancia de vitrinita (Ro), se debe principalmente a la afectación de las muestras por procesos de meteorización o intemperismo. Por tanto, el parámetro Tmax, en este caso, no sería confiable para el análisis de madurez termal. Se recomienda realizar un muestreo con mayor control cronoestratigráfico en la Cuenca del Cibao con el fin de identificar las facies generadoras con menor afectación de meteorización. Así como análisis en muestras de pozo para realizar correlación roca-roca.

Tabla 25. Resultados del grado de evolución térmica de la materia orgánica en la Cuenca del Cibao, a partir del parámetro de temperatura máxima (Tmax).

ID

Tmax (°C)

ID

Tmax (°C)

RV-44

N/A

RV-39

492

RV-45

492

RV-41

N/A

RV-40

N/A

RV-42

N/A

RV-134

N/A

RV-43

N/A

RV-130

403

RV-31

311

RV-131

N/A

RV-32

N/A

RV-132

318

RV-34

N/A

RV-133

N/A

RV-38

N/A

RV-33

346

RV-46

326

RV-35

322

ES-01

N/A

RV-36

N/A

ES-02

324

RV-37

311

84 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Figura 44. Resultados del grado de evolución térmica de la materia orgánica en la Cuenca del Cibao, a partir del parámetro de temperatura máxima (Tmax). Nótese que todas las muestras presentan una aparente inmadurez termal (a excepción de dos muestras) causada por el intemperismo de las mismas.

Refidomsa ∙ 85

Tabla 26. Resultados del grado de evolución térmica de la materia orgánica en la Cuenca del Cibao, a partir del parámetro de Reflectancia de vitrinita (Ro).

ID

%Ro (Promedio)

RV-44

N/A

RV-45

N/P

RV-40

N/A

RV-134

N/A

RV-130

0,755

RV-131

N/A

RV-132

0,849

RV-133

N/A

RV-33

1,193

RV-35

0,695

RV-36

N/A

RV-37

1,032

RV-39

1,546

RV-41

N/A

RV-42

N/A

RV-43

N/A

RV-31

N/P

RV-32

N/A

RV-34

N/A

RV-38

N/A

RV-46

N/P

ES-01

N/A

ES-02

0,547

Figura 45. Microfotografía del análisis de reflectancia de vitrinita (Ro) realizado en la muestra RV-37Lodolita, perteneciente a la Formación Altamira (edad Eoceno), Cuenca del Cibao. Esta muestra presenta valores promedio de 1.032%Ro.

Figura 46. Microfotografía del análisis de reflectancia de bitumen (BRo) realizado en la muestra RV-132-Arenisca perteneciente a la Formación Altamira (edad Eoceno), Cuenca del Cibao. Esta muestra presenta valores promedio de 0.849%BRo.

86 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Figura 47. Resultados del grado de evolución térmica de la materia orgánica en la Cuenca del Cibao, a partir del parámetro de Reflectancia de vitrinita (Ro). Nótese que la mayoría de las muestras se encuentran en la ventana de generación de petróleo.

Refidomsa ∙ 87

4.3.5. Resultados de la Cuenca de Enriquillo: Tmax En la Cuenca de Enriquillo se observó que los resultados de temperatura máxima (Tmax) varían entre 312°C y 490°C, presentando un valor promedio de 356°C (Figura 49 y Tabla 27). De acuerdo con lo anterior, a excepción de la muestra RV-17-Frontera, la mayoría de las muestras presentan resultados de Tmax inferiores a 435°C; lo cual indicaría que las rocas generadoras muestreadas en esta cuenca se encuentran en un estado de aparente inmadurez termal (Peters y Cassa, 1994). La muestra RV-17-Frontera perteneciente a la Formación Sombrerito (edad Mioceno), presenta un Tmax de 490°C, lo cual evidencia que esta roca fuente se encuentra en un aparente estado de madurez tardía o sobremadurez y, por tanto, debió generar gas (Figura 49). Sin embargo, estos resultados se encuentran afectados por el intemperismo de las rocas, lo cual resulta en bajos valores de Tmax que no corresponden con el estado de madurez termal.

Tabla 27. Resultados del grado de evolución térmica de la materia orgánica en la Cuenca de Enriquillo, a partir del parámetro de temperatura máxima (Tmax).

ID

Tmax (°C)

ID

Tmax (°C)

RV-19

N/A

RV-16

353

RV-20

390

490

RV-23

318

RV-17 Frontera

RV-24

N/A

RV-17

337

RV-25

N/A

RV-07

344

RV-26

317

RV-09

385

RV-03

423

RV-06

329

RV-05

346

RV-08

314

RV-18

330

RV-04

N/A

RV-02

312

RV-21

N/A

RV-22

N/A

Por otra parte, en la Cuenca de Enriquillo se seleccionaron 14 muestras de roca fuente para realizar análisis de reflectancia de vitrinita (%Ro); sin embargo, ninguna de las 14 muestras mostró presencia del maceral vitrinita o de bitumen sobre el cual se pudiera realizar este análisis (ver Figura 48).

Como se observó en las Cuencas de Azua, San Juan y Cibao, el parámetro Tmax no sería confiable para el análisis de madurez termal, debido a la afectación de las muestras por procesos de meteorización o intemperismo. Se recomienda realizar un muestreo con mayor control cronoestratigráfico en la Cuenca de Enriquillo con el fin de identificar las facies generadoras con menor afectación de meteorización.

Figura 48. Microfotografía del análisis de reflectancia de vitrinita (Ro) realizado en la muestra RV-17-Frontera-Caliza perteneciente a la Formación Sombrerito (edad Mioceno), Cuenca de Enriquillo.

No se observó presencia del maceral vitrinita o bitumen en esta muestra.

88 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Figura 49. Resultados del grado de evolución térmica de la materia orgánica en la Cuenca de Enriquillo, a partir del parámetro de temperatura máxima (Tmax). Nótese que todas las muestras presentan una aparente inmadurez termal (a excepción de una muestra) causada por el intemperismo de las mismas.

Refidomsa ∙ 89

4.4. Resultados generales de aná- roca, o 2) el ambiente de depósito de la roca fuente no es un ambiente marino lisis de azufre

anóxico restringido, sino un ambiente El ambiente de depositación de una marino óxico (Peters y Moldowan, 1993). roca fuente puede ser relacionado con el contenido de azufre total (%TS) pre- Por otra parte, la relación TOC:TS indica sente en la roca; si el porcentaje de azu- que las muestras analizadas en las cuatro fre es alto (> 1%), la roca fuente puede cuencas se encuentran asociadas a un relacionarse con un ambiente de de- ambiente marino anóxico, dado que prepósito marino, o si los porcentajes de sentan una relación TOC: TS < 1.5% (ver azufre son bajos (< 1%), la roca fuente Figura 52 y Tabla 29). Sin embargo, es de tendría mayor relación con un ambiente notar que los valores de TS pueden prede depósito lacustre o terrígeno (Peters sentar afectación a causa de la meteoy Moldowan, 1993). Por otra parte, la rización en las muestras, lo cual reduce relación TOC:TS también permite esta- sustancialmente los valores de TS. blecer un tipo de ambiente de depositación para la roca fuente, de acuerdo con Se recomienda realizar un muestreo con lo siguiente: valores de TOC:TS >5% mayor control cronoestratigráfico para evidencian un ambiente de depósito las formaciones de interés que se menoxigenado; valores de TOC:TS 5 -1.5% cionan en cada cuenca. Así mismo, gesevidencian un medio de depósito con tionar muestras de pozo para realizar influencia de anoxia periódica o intermi- correlaciones roca-roca y crudo-roca. tente; y finalmente, valores de TOC:TS < De esta manera, se podría realizar una 5% evidencian un ambiente de depósito caracterización y correlación geoquímicon anoxia (Berner, 1984; Raiswell et al., ca de cada uno de los parámetros, per1988; Leventhal y Taylor, 1990; Craft et mitiendo establecer el estado de madurez termal, el ambiente de depositación al., 1991; Hedges, 2002). y la edad de la(s) roca(s) fuente en los En general, los resultados de contenido sistemas petrolíferos de cada cuenca de de azufre (%TS) obtenidos en las Cuen- estudio. cas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo son relativamente bajos y varían entre 0.1% y 0.5% (Figura 51 y Tabla 28). Se esperaba que las muestras analizadas en cada una de las cuatro cuencas presentaran valores de contenido de azufre iguales o superiores al 1%, dado que en el análisis petrográfico se establece la influencia de un ambiente marino en las muestras. Sin embargo, los valores relativamente bajos de contenido de azufre (%TS) podrían relacionarse con alguno de los siguientes procesos: 1) intemperismo o meteorización en las rocas muestreadas, lo cual genera constantes procesos de oxidación y eliminación paulatina del contenido de azufre en la

Figura 50. Flysch de la arenisca y lutita de la Cuenca de Azua.

90 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Figura 51.

Resultados generales de contenido de azufre (%) presente en las rocas fuente de las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo.

Refidomsa ∙ 91

Tabla 28. Resultados generales de contenido de azufre (%) presente en las rocas fuente de las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo.

ID

TS (%p/p)

ID

TS (%p/p)

ID

TS (%p/p)

ID

TS (%p/p)

RV-19

0,019

RV-08

0,015

RV-109

0,031

RV-108

0,017

RV-20

0,225

RV-50

0,033

SN-01

0,011

RV-37

0,013

RV-23

0,016

RV-51

0,036

SN-03

0,014

RV-39

0,016

RV-24

0,014

RV-52

0,013

SN-04

0,080

RV-42

0,015

RV-25

0,023

RV-53

0,030

SN-06

0,012

RV-26

0,016

RV-55

0,032

LaCharca-02

0,063

RV-21

0,063

RV-03

0,095

RV-56

0,015

LaCharca-01

0,046

RV-22

0,013

0,584

RV-57

0,014

0,037

0,013

RV-05

RV-33

RV-31

RV-54

0,032

RV-41

0,029

0,019

0,016

0,014

RV-58

RV-60

RV-32

RV-43

0,056

0,011

0,014

0,015

RV-59

RV-61

RV-34 RV-90

0,014

0,034

0,015

0,016

RV-63

RV-62

RV-75

SN-07

0,041

0,023

0,038

0,012

RV-64

RV-66

RV-87

0,029

RV-80

0,264

0,027

0,039

RV-83

RV-65

RV-67

0,032

RV-81

0,362

0,020

0,029

RV-84

Fm.Sier-01

RV-68 RV-73

0,028

CO-01

0,058

RV-04

0,038

Fm.Sier-02

0,012

0,050

CO-02

0,010

RV-38

0,057

SN-02

0,014

RV-17 Frontera

0,017

RV-18

0,011

0,080

0,013

RV-46

RV-17

RV-103

0,268

RV-02

0,083

0,050

0,016

ES-01

RV-07

RV-105

0,264

RV-69

0,033

0,023

0,013

ES-02

RV-09

RV-106

RV-70

0,053

RV-76

0,030

RV-71

0,020

RV-77

0,027

RV-79

0,027

RV-134

0,145

RV-44

0,047

RV-130

0,027

RV-45

0,047

RV-131

0,012

RV-16

0,009

RV-132

0,044

RV-72

0,092

RV-133

0,019

RV-74

0,112

RV-35

0,041

RV-78

0,087

RV-36

0,030

RV-101

0,058

RV-102

0,022

RV-40

0,025

RV-104

0,028

RV-06

0,027

RV-107

0,023

92 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Figura 52. Resultados generales de la relación parámetro TOC: TS para definir ambiente de depositación de la roca fuente en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo.

Figura 53. Caliza de la Cuenca de Enriquillo.

Refidomsa ∙ 93

Tabla 29. Resultados generales de la relación parámetro TOC: TS para definir ambiente de depositación de la roca fuente en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo.

ID

TS TOC (%p/p) (%p/p)

ID

TS (%p/p)

TOC (%p/p)

RV-19

0,019

0,172

RV-08

0,015

0,631

RV-20

0,225

1,458

RV-50

0,033

0,123

RV-23

0,016

1,345

RV-51

0,036

0,143

RV-24

0,014

0,122

RV-52

0,013

0,109

RV-25

0,023

0,143

RV-53

0,030

0,188

RV-26

0,016

0,713

RV-55

0,032

0,182

RV-03

0,095

0,917

RV-56

0,015

0,387

RV-05

0,584

1,531

RV-57

0,014

0,705

RV-54

0,032

0,106

RV-58

0,019

0,103

RV-60

0,016

0,524

RV-59

0,011

0,341

RV-61

0,014

0,352

RV-63

0,034

0,117

RV-62

0,015

0,535

RV-64

0,023

0,319

RV-66

0,038

0,277

RV-65

0,027

0,265

RV-67

0,039

2,332

Fm.Sier-01

0,020

0,137

RV-68

0,029

0,195

RV-73

0,028

0,205

Fm.Sier-02

0,012

0,327

0,050

1,884

SN-02

0,014

0,299

RV-17 Frontera

RV-18

0,011

1,156

RV-17

0,080

0,564

RV-02

0,083

0,465

RV-07

0,050

0,453

RV-69

0,033

1,575

RV-09

0,023

4,499

RV-70

0,053

0,742

RV-76

0,030

0,587

RV-71

0,020

0,593

RV-77

0,027

0,200

RV-79

0,027

0,105

RV-134

0,145

0,199

RV-44

0,047

0,164

RV-130

0,027

0,382

RV-45

0,047

1,768

RV-131

0,012

0,107

RV-16

0,009

1,530

RV-132

0,044

0,564

RV-72

0,092

0,109

RV-133

0,019

0,165

RV-74

0,112

0,135

RV-35

0,041

0,217

RV-78

0,087

0,196

RV-36

0,030

0,181

RV-101

0,058

0,274

RV-102

0,022

0,133

RV-40

0,025

0,259

RV-104

0,028

0,104

RV-06

0,027

1,739

RV-107

0,023

0,952

94 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

ID

TS TOC (%p/p) (%p/p)

ID

TS TOC (%p/p) (%p/p)

RV-109

0,031

0,198

RV-108

0,017

0,121

SN-01

0,011

0,271

RV-37

0,013

0,267

SN-03

0,014

0,275

RV-39

0,016

0,308

SN-04

0,080

0,078

RV-42

0,015

0,176

SN-06

0,012

0,015

LaCharca-02

0,063

0,051

RV-21

0,063

0,242

LaCharca-01

0,046

0,192

RV-22

0,013

0,371

RV-33

0,037

0,156

RV-31

0,013

0,807

RV-41

0,029

0,155

RV-32

0,014

0,211

RV-43

0,056

0,167

RV-34

0,015

0,046

RV-75

0,016

0,081

RV-90

0,014

0,107

RV-87

0,012

0,248

SN-07

0,041

0,370

RV-83

0,029

0,092

RV-80

0,264

0,086

RV-84

0,032

0,223

RV-81

0,362

0,052

CO-01

0,058

0,579

RV-04

0,038

0,106

CO-02

0,010

0,167

RV-38

0,057

0,253

RV-103

0,013

0,078

RV-46

0,017

3,627

RV-105

0,016

0,141

ES-01

0,268

0,097

RV-106

0,013

0,939

ES-02

0,264

0,298

Figura 54. Conglomerado estratificado con areniscas y cantos de andesitas de la Cuenca del Cibao.

Refidomsa ∙ 95

4.4.1. Resultados de la Cuenca de Se recomienda realizar un muestreo con mayor control cronoestratigráfico para la Azua: Azufre En la Cuenca de Azua se observó que los resultados de contenido de azufre (%TS) varían entre 0.010% y 0.362%, presentando un valor promedio de 0.054% (ver Figura 55 y Tabla 30). Los valores de contenido de azufre relativamente más altos en esta cuenca se observaron en la muestra RV-80-caliza (0.264%TS) perteneciente a la Formación Ventura (edad Eoceno Inferior) (Figura 55). Por otra parte, los valores relativamente bajos de contenido de azufre (%TS), observados en esta cuenca, podrían relacionarse con alguno de los siguientes procesos: 1) intemperismo o meteorización en las rocas muestreadas, lo cual genera constantes procesos de oxidación y eliminación paulatina del contenido de azufre en la roca, o 2) el ambiente de depósito de la roca fuente no es un ambiente marino anóxico restringido sino un ambiente marino óxico (Peters y Moldowan, 1993).

La relación TOC:TS indica que las muestras analizadas en la Cuenca de Azua se encuentran asociadas a un ambiente marino anóxico, dado que presentan una relación TOC: TS < 1.5% (ver Figura 56 y Tabla 31). La muestra RV-80-caliza (0.264%TS) perteneciente a la Formación Ventura de edad Eoceno Inferior, muestra una aparente influencia de un ambiente óxico, según la relación TOC:TS >5% (ver Figura 56) (Berner, 1984; Raiswell et al., 1988; Leventhal y Taylor, 1990; Craft et al., 1991; Hedges, 2002). Sin embargo, es de notar que los valores de TS pueden presentar afectación por causa de la meteorización de las muestras, lo cual reduce sustancialmente los valores de TS.

Formación Ventura (edad Eoceno Inferior) y gestionar la toma de muestras de pozo para realizar correlaciones roca-roca. De esta manera, se podría realizar una caracterización y correlación geoquímica de cada uno de los parámetros, permitiendo establecer el estado de madurez termal, el ambiente de depositación y la edad de la(s) roca(s) fuente en los sistemas petrolíferos de la Cuenca de Azua.

Tabla 30. Resultados de contenido de azufre (%TS) en la Cuenca de Azua.

ID

TS (%p/p)

ID

TS (%p/p)

Fm.Sier-01

0,020

CO-01

0,058

Fm.Jura-01

0,012

CO-02

0,010

SN-02

0,014

RV-103

0,013

RV-79

0,027

RV-105

0,016

RV-78

0,087

RV-106

0,013

RV-101

0,058

RV-108

0,017

RV-102

0,022

SN-07

0,041

RV-104

0,028

RV-80

0,264

RV-107

0,023

RV-81

0,362

RV-109

0,031

SN-01

0,011

SN-03

0,014

SN-04

0,080

SN-06

0,012

LaCharca-02

0,063

LaCharca-01

0,046

96 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Figura 55. Resultados de contenido de azufre (%TS) en la Cuenca de Azua.

Refidomsa ∙ 97

Figura 56. Resultados generales de la relación parámetro TOC: TS para definir ambiente de depositación de la roca fuente en la Cuenca de Azua.

Figura 57. Arenisca de la Cuenca de Azua.

98 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Tabla 31. Resultados generales de la relación parámetro TOC: TS para definir ambiente de depositación de la roca fuente en la Cuenca de Azua.

ID

TS (%p/p) TOC (%p/p)

ID

TS (%p/p) TOC (%p/p)

Fm.Sier-01

0,020

0,137

LaCharca-02

0,063

0,051

Fm.Jura-01

0,012

0,327

SN-02

0,014

0,299

LaCharca-01

0,046

0,192

RV-79

0,027

0,105

CO-01

0,058

0,579

RV-78

0,087

0,196

CO-02

0,010

0,167

RV-103

0,013

0,078

RV-101

0,058

0,274

RV-105

0,016

0,141

RV-102

0,022

0,133

RV-106

0,013

0,939

RV-104

0,028

0,104

RV-108

0,017

0,121

RV-107

0,023

0,952

SN-07

0,041

0,370

RV-109

0,031

0,198

RV-80

0,264

0,086

SN-01

0,011

0,271

RV-81

0,362

0,052

SN-03

0,014

0,275

SN-04

0,080

0,078

SN-06

0,012

0,015

Figura 58. Lutita caliza de la Cuenca de Azua.

Refidomsa ∙ 99

4.4.2. Resultados de la Cuenca de San Juan: Azufre En la Cuenca de San Juan se observó que los resultados de contenido de azufre (%TS) varían entre 0.011% y 0.112%, presentando un valor promedio de 0.030% (ver Figura 59 y Tabla 32). Estos valores relativamente bajos de contenido de azufre (%TS) podrían relacionarse con alguno de los siguientes procesos: 1) intemperismo o meteorización en las rocas muestreadas, lo cual genera constantes procesos de oxidación y eliminación paulatina del contenido de azufre en la roca, o 2) el ambiente de depósito de la roca fuente no es un ambiente marino anóxico restringido sino un ambiente marino óxico (Peters y Moldowan, 1993).

La relación TOC:TS indica que las muestras analizadas en la Cuenca de San Juan se encuentran asociadas a un ambiente marino anóxico, dado que presentan una relación TOC: TS < 1.5% (ver Figura 60 y Tabla 33) (Berner, 1984; Raiswell et al., 1988; Leventhal y Taylor, 1990; Craft et al., 1991; Hedges, 2002). Sin embargo, es de notar que los valores de TS pueden presentar afectación por causa de la meteorización de las muestras, lo cual reduce sustancialmente los valores de TS. Se recomienda realizar un muestreo con mayor control cronoestratigráfico para la Formación Ventura y Jura (edad Eoceno Inferior) y para la Formación Sombrerito (edad Mioceno). Así mismo, gestionar la toma de muestras de pozo para realizar correlaciones roca-roca. De esta manera, se podría realizar una caracterización y correlación geoquímica de cada uno de los parámetros, permitiendo establecer el estado de madurez termal, el ambiente de depositación y la edad de la(s) roca(s) fuente en los sistemas petrolíferos de la Cuenca de San Juan.

Tabla 32. Resultados de contenido de azufre (%TS) en la Cuenca de San Juan.

ID

TS (%p/p)

RV-54

0,032

RV-58

0,019

RV-59

0,011

RV-63

0,034

RV-64

0,023

RV-65

0,027

RV-69

0,033

RV-70

0,053

RV-71

0,020

RV-72

0,092

RV-74

0,112

RV-76

0,030

RV-77

0,027

RV-50

0,033

RV-51

0,036

RV-52

0,013

RV-53

0,030

RV-55

0,032

RV-56

0,015

RV-57

0,014

RV-60

0,016

RV-61

0,014

RV-62

0,015

RV-66

0,038

RV-67

0,039

RV-68

0,029

RV-73

0,028

RV-75

0,016

RV-87

0,012

RV-83

0,029

RV-84

0,032

RV-90

0,014

100 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Figura 59. Resultados de contenido de azufre (%TS) en la Cuenca de San Juan.

Refidomsa ∙ 101

Figura 60. Resultados generales de la relación parámetro TOC: TS para definir ambiente de depositación de la roca fuente en la Cuenca de San Juan.

Figura 61. Caliza de la Cuenca de San Juan.

102 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Tabla 33. Resultados generales de la relación parámetro TOC: TS para definir ambiente de depositación de la roca fuente en la Cuenca de San Juan.

ID

TS (%p/p)

TOC (%p/p)

ID

TS (%p/p)

TOC (%p/p)

RV-54

0,032

0,106

RV-53

0,030

0,188

RV-58

0,019

0,103

RV-55

0,032

0,182

RV-59

0,011

0,341

RV-56

0,015

0,387

RV-63

0,034

0,117

RV-57

0,014

0,705

RV-64

0,023

0,319

RV-60

0,016

0,524

RV-65

0,027

0,265

RV-61

0,014

0,352

RV-69

0,033

1,575

RV-62

0,015

0,535

RV-70

0,053

0,742

RV-66

0,038

0,277

RV-71

0,020

0,593

RV-67

0,039

2,332

RV-72

0,092

0,109

RV-68

0,029

0,195

RV-74

0,112

0,135

RV-73

0,028

0,205

RV-76

0,030

0,587

RV-75

0,016

0,081

RV-77

0,027

0,200

RV-87

0,012

0,248

RV-50

0,033

0,123

RV-83

0,029

0,092

RV-51

0,036

0,143

RV-84

0,032

0,223

RV-52

0,013

0,109

RV-90

0,014

0,107

Figura 62. Arenisca estratificada de la Cuenca de San Juan.

Refidomsa ∙ 103

4.4.3. Resultados de la Cuenca del realizar una caracterización y correlación geoquímica de cada uno de los parámeCibao: Azufre En la Cuenca del Cibao se observó que los resultados de contenido de azufre (%TS) varían entre 0.012% y 0.268%, presentando un valor promedio de 0.054% (ver Figura 63 y Tabla 34). Los valores de contenido de azufre relativamente más altos en esta cuenca se observaron en las muestras ES01 (0.268%TS) y ES-02 (0.264%TS), pertenecientes a la Formación Guayabas de edad Cretácico Superior (Figura 63). Sin embargo, los valores relativamente bajos de contenido de azufre (%TS) obtenidos en esta cuenca pueden relacionarse con alguno de los siguientes procesos: 1) intemperismo o meteorización en las rocas muestreadas, lo cual genera constantes procesos de oxidación y eliminación paulatina del contenido de azufre en la roca, o 2) el ambiente de depósito de la roca fuente no es un ambiente marino anóxico restringido sino un ambiente marino óxico (Peters y Moldowan, 1993).

La relación TOC:TS indica que las muestras analizadas en la Cuenca del Cibao se encuentran asociadas a un ambiente marino anóxico, dado que presentan una relación TOC: TS < 1.5% (ver Figura 64 y Tabla 35) (Berner, 1984; Raiswell et al., 1988; Leventhal y Taylor, 1990; Craft et al., 1991; Hedges, 2002). Sin embargo, es de notar que los valores de TS pueden presentar afectación por causa de la meteorización de las muestras, lo cual reduce sustancialmente los valores de TS. Se recomienda realizar un muestreo con mayor control cronoestratigráfico para la Formación Hidalgos (edad Cretácico Superior) y para las Formaciones Altamira, San Marcos, Luperón, Imbert (edad Eoceno). Así mismo, gestionar la toma de muestras de pozo para realizar correlaciones roca-roca. De esta manera, se podría

tros, permitiendo establecer el estado de madurez termal, el ambiente de depositación y la edad de la(s) roca(s) fuente en los sistemas petrolíferos de la Cuenca del Cibao.

Tabla 34. Resultados de contenido de azufre (%TS) en la Cuenca del Cibao.

ID

TS (%p/p)

RV-44

0,047

RV-45

0,047

RV-40

0,025

RV-134

0,145

RV-130

0,027

RV-131

0,012

RV-132

0,044

RV-133

0,019

RV-33

0,037

RV-35

0,041

RV-36

0,030

RV-37

0,013

RV-39

0,016

RV-41

0,029

RV-42

0,015

RV-43

0,056

RV-31

0,013

RV-32

0,014

RV-34

0,015

RV-38

0,057

RV-46

0,017

ES-01

0,268

ES-02

0,264

104 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Figura 63. Resultados de contenido de azufre (%TS) en la Cuenca del Cibao.

Refidomsa ∙ 105

Figura 64. Resultados generales de la relación parámetro TOC: TS para definir ambiente de depositación de la roca fuente en la Cuenca de Cibao.

Figura 65. Caliza de la Cuenca del Cibao.

106 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Tabla 35. Resultados generales de la relación parámetro TOC: TS para definir ambiente de depositación de la roca fuente en la Cuenca del Cibao.

ID

TS (%p/p)

TOC (%p/p)

ID

TS (%p/p)

TOC (%p/p)

RV-44

0,047

0,164

RV-39

0,016

0,308

RV-45

0,047

1,768

RV-41

0,029

0,155

RV-40

0,025

0,259

RV-42

0,015

0,176

RV-134

0,145

0,199

RV-43

0,056

0,167

RV-130

0,027

0,382

RV-31

0,013

0,807

RV-131

0,012

0,107

RV-32

0,014

0,211

RV-132

0,044

0,564

RV-34

0,015

0,046

RV-133

0,019

0,165

RV-38

0,057

0,253

RV-33

0,037

0,156

RV-46

0,017

3,627

RV-35

0,041

0,217

ES-01

0,268

0,097

RV-36

0,030

0,181

ES-02

0,264

0,298

RV-37

0,013

0,267

Figura 66. Lutita de la Cuenca del Cibao.

Refidomsa ∙ 107

4.4.4. Resultados de la Cuenca de correlación geoquímica de cada uno de los parámetros, permitiendo establecer Enriquillo: Azufre

el estado de madurez termal, el ambiente En la Cuenca de Enriquillo se observó de depositación y la edad de la(s) roca(s) que los resultados de contenido de azufre fuente en los sistemas petrolíferos de la (%TS) varían entre 0.009% y 0.584%, pre- Cuenca de Enriquillo. sentando un valor promedio de 0.073% (ver Figura 67 y Tabla 36). Los valores de Tabla 36. Resultados de contenido de azufre (%TS) en la Cuenca de Enriquillo. contenido de azufre relativamente más altos en esta cuenca se observaron en las muestras RV-05 (0.584%TS) y RV-20 ID TS (%p/p) (0.225%TS) de edad Holoceno (Figura 67). Sin embargo, los valores relativamenRV-19 0,019 te bajos de contenido de azufre (%TS) RV-20 0,225 obtenidos en esta cuenca pueden relacionarse con alguno de los siguientes proRV-23 0,016 cesos: 1) intemperismo o meteorización RV-24 0,014 en las rocas muestreadas, lo cual genera RV-25 0,023 constantes procesos de oxidación y eliminación paulatina del contenido de azufre RV-26 0,016 en la roca, o 2) el ambiente de depósito RV-03 0,095 de la roca fuente no es un ambiente marino anóxico restringido sino un ambiente RV-05 0,584 marino óxico (Peters y Moldowan, 1993).

RV-18 0,011 La relación TOC:TS indica que las muestras analizadas en la Cuenca de Enriquillo se encuentran asociadas a un ambiente marino anóxico, dado que presentan una relación TOC: TS < 1.5% (ver Figura 68 y Tabla 37) (Berner, 1984; Raiswell et al., 1988; Leventhal y Taylor, 1990; Craft et al., 1991; Hedges, 2002). Sin embargo, es de notar que los valores de TS pueden presentar afectación por causa de la meteorización de las muestras, lo cual reduce sustancialmente los valores de TS. Se recomienda realizar un muestreo con mayor control cronoestratigráfico para la Formación Dumisseau (edad Cretácico Superior), la Formación Neyba (Eoceno), y las Formaciones Sombrerito y Barahona (Mioceno). Así mismo, gestionar la toma de muestras de pozo para realizar correlaciones roca-roca. De esta manera, se podría realizar una caracterización y

RV-02

0,083

RV-16

0,009

RV-17 Frontera

0,050

RV-17

0,080

RV-07

0,050

RV-09

0,023

RV-06

0,027

RV-08

0,015

RV-04

0,038

RV-21

0,063

RV-22

0,013

108 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Figura 67. Resultados de contenido de azufre (%TS) en la Cuenca de Enriquillo.

Refidomsa ∙ 109

Figura 68. Resultados generales de la relación parámetro TOC: TS para definir ambiente de depositación de la roca fuente en la Cuenca de Enriquillo.

Figura 69. Carbonato de calcio de la Cuenca de Enriquillo.

110 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Tabla 37. Resultados generales de la relación parámetro TOC: TS para definir ambiente de depositación de la roca fuente en la Cuenca de Enriquillo.

ID

TS (%p/p)

TOC (%p/p)

ID

TS (%p/p)

TOC (%p/p)

RV-19

0,019

0,172

RV-16

0,009

1,530

RV-20

0,225

1,458

0,050

1,884

RV-23

0,016

1,345

RV-17 Frontera

RV-24

0,014

0,122

RV-17

0,080

0,564

RV-25

0,023

0,143

RV-07

0,050

0,453

RV-26

0,016

0,713

RV-09

0,023

4,499

RV-03

0,095

0,917

RV-06

0,027

1,739

RV-05

0,584

1,531

RV-08

0,015

0,631

RV-18

0,011

1,156

RV-04

0,038

0,106

RV-02

0,083

0,465

RV-21

0,063

0,242

RV-22

0,013

0,371

Figura 70. Caliza recristalizada de la Cuenca de Enriquillo.

Refidomsa ∙ 111

4.5. Resultados de análisis petro- Los análisis petrográficos de las calizas gráficos de sección delgada: roca permitieron identificar la presencia de rocas fuente en el sistema petrolífero asociafuente y roca reservorio El análisis petrográfico en sección delgada realizado en 15 muestras de las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo, permitió identificar la presencia de calizas tipo micrita y biomicrita; areniscas de tipo areniscas limosas, litoarenita feldespáticas y sublitoarenita; lutitas; y rocas volcánicas de tipo Riolítas, Dacita, Andesitas y Tobas.

Rocas calcáreas Las rocas calcáreas sedimentarias están constituidas por calizas tipo micrita y biomicrita. Las micritas se caracterizan por su grano muy fino, con una baja porosidad primaria y secundaria; las microfracturas se encuentran cementadas por calcita (ver Tablas 42, 43, 44 y 46). El contenido de opacos es muy bajo; se detectó la presencia esporádica de asfalto en las microfracturas, indicando que estas calizas constituyen rocas generadoras de hidrocarburos en el sistema petrolífero (ver Tablas 42, 43, 44 y 46). Las biomicritas están formadas por restos de fósiles que varían en contenido entre 1 y > 50%. Los restos fósiles consisten en bivalvos, oolitos, algas, corales y foraminíferos planctónicos (glonerina, globirinoides, vernulinaceos) y algunos líticos (ver Tablas 42, 43, 44 y 46).

El contenido fósil de las micritas y biomicritas permite identificar el ambiente sedimentario que consiste en un ambiente marino de baja profundidad al cual se asocian rocas generadoras de hidrocarburos con querógeno tipo II (ver Tablas 42, 43, 44 y 46).

do a ambiente marino rico en querógeno tipo II. No obstante, los análisis geoquímicos del índice de hidrógeno (IH), relacionados en la sección 7.2, indican la presencia de querógeno tipo III; esta situación se explica por la meteorización o intemperismo de las muestras de roca obtenidas en afloramiento.

Rocas siliciclásticas Los análisis petrográficos en las rocas siliciclásticas analizadas permitieron identificar las presencias de areniscas de tipo litoarenita feldespáticas, sublitoarenita y areniscas lodosas. Estas litologías pueden constituir en rocas reservorio en el sistema petrolífero (ver Tablas 39 y 43).

Las litoarenita feldespáticas presentan fragmentos líticos sedimentarios, ígneos y metamórficos. Las sublitoarenita presentan similares características a las litoarenita diferenciándose en un mayor contenido de fragmentos de roca y de feldespatos.

Los granos presentan buena redondez y selección (ver Tablas 39 y 43). Estas areniscas presentan porosidad primaria, reducida por el cemento calcáreo en poros y microgrietas. También se observó la presencia de porosidad secundaria ocasionada por disolución y microfracturamiento (ver Tablas 39 y 43). Las características texturales y composicionales de este tipo de roca indican una madurez textural buena y una inmadurez composicional asociada a un ambiente de depósito cercano a la fuente, y con un transporte de alta energía y corta distancia (ver Tablas 39 y 43). El ambiente de depósito puede estar asociado a plataformas marinas de baja profundidad cercanas al continente. Por su parte,

112 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

las areniscas lodosas presentan una baja madurez textural, indicando que pueden asociarse con ambientes de baja energía y poco transporte (ver Tablas 39 y 43).

En general, los análisis petrográficos de las areniscas indican que las rocas reservorio no son de buena calidad, pero presentan una porosidad y permeabilidad suficiente para la migración de hidrocarburos, tal como lo evidencia la presencia de bitumen en poros y microfracturas de estas rocas.

Estas rocas volcánicas se presentan como cuerpos intrusivos cortando secuencias sedimentarias y también como flujos de lavas interestratificados con rocas sedimentarias (ver Tablas 41, 45 y 47). La presencia de estas rocas volcánicas en las cuatro cuencas evaluadas indica que la actividad volcánica ha resultado en un flujo de calor alto que favoreció la maduración termal de las rocas fuentes de petróleo y gas. Asimismo, las más interestratificadas actúan como rocas sello en el sistema petrolífero (ver Tablas 41, 45 y 47).

Rocas ígneas Las rocas ígneas analizadas petrográficamente permitieron identificar rocas volcánicas consistentes en riolitas, dacita, y andesitas; así como rocas piroclásticas consistentes en tobas (ver Tablas 41, 45 y 47).

Figura 71. Flysch de arenisca y lutita de la Cuenca de Azua.

Refidomsa ∙ 113

4.5.1. Resultados de la Cuenca de Azua Tabla 38. Resultados de análisis petrográficos sección delgada de la Cuenca de Azua: clasificación de rocas siliciclásticas.

Rocas Siliciclásticas ID

RV-102

Clasificación Composicional (Folk 1974)

Arenisca Limosa

Descripción General

La muestra RV-102 corresponde a una arenisca limosa con cemento calcáreo esparítico y una matriz de calcita microcristalina, bien seleccionada con alto contenido de opacos. Además, presenta poca porosidad primaria al estar muy bien cementada.

Tabla 39. Resultados de análisis petrográficos sección delgada de la Cuenca de Azua: clasificación de rocas calcáreas.

Rocas Calcáreas ID

RV-80

Clasificación Composicional (Folk 1974)

Micrita Fosilífera

Descripción General La muestra RV-80 presenta bandas paralelas donde se alterna el contenido de material calcáreo. Se observan zonas de agrietamiento y porosidad secundaria, producto de fracturas en la muestra; algunas de estas se encuentran rellenas de material carbonáceo.

Presencia de patinas de oxidación locales. La mayor parte de la muestra se encuentra comprendida por clastos de composición silicatada en una matriz calcárea.

Los clastos y material silicatado podrían deberse al reemplazamiento de los componentes originales de los clastos por sílice, en algunos casos posiblemente se encuentra cuarzo fibroso radiado (calcedonia).

Se observan regiones con una organización y dirección preferencial de algunos clastos y material biogénico.

114 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Rocas Siliciclásticas Microfotografía (NP)

Microfotografía (NC)

Rocas Calcáreas Microfotografía (NP)

Microfotografía (NC)

Refidomsa ∙ 115

Rocas Calcáreas ID

SN-01

SN-02

Clasificación Composicional (Folk 1974)

Micrita

Micrita Fosilífera

Descripción General

La muestra SN-01 es una caliza de grano muy fino, muy equigranular y bien seleccionada, con la presencia de una matriz de características micríticas, un contenido en opacos bajo y poca presencia de porosidad primaria y secundaria al estar muy bien cementada. La sección presenta flujos de asfalto rellenando fracturas.

La muestra SN-02 se encuentra constituida por clastos de tamaño fino en una matriz esencialmente calcárea (micrita). Se presentan clastos de cuarzo monocristalino, chert, plagioclasa, bioclástos, líticos, micas, presencia esporádica de glauconita.

Tabla 40. Resultados de análisis petrográficos sección delgada de la Cuenca de Azua: clasificación de rocas ígneas.

Rocas Ígneas ID

Clasificación Composicional

RV-81

Dacita

Descripción General

La muestra RV-81 es una dacita con matriz de vidrio, presenta cristales de plagioclasa del tipo fibrosa y xenolitos de feldespato y algunos intraclastos calcáreos.

116 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Rocas Calcáreas Microfotografía (NP)

Microfotografía (NC)

Rocas Ígneas Microfotografía (NP)

Microfotografía (NC)

Refidomsa ∙ 117

4.5.2. Resultados de la Cuenca de San Juan Tabla 41. Resultados de análisis petrográficos sección delgada de la Cuenca de San Juan: clasificación de rocas calcáreas.

Rocas Calcáreas ID

RV-60

RV-62

Clasificación Composicional (Folk 1974)

Biomicrita Rala

Biomicrita Empaquetada

Descripción General

La muestra RV-60 es una caliza biomicrita rala (aloquímicos <50%), presencia de plagioclasas con macla carlsbad, presencia de cuarzo con extinción ondulante (cuarzo monocristalino), alteración en feldespatos.

La muestra RV-62 es una caliza con matriz biomicrita empaquetada (>50% de aloquímicos), presenta algunos fragmentos de bivalvos, oolitos, algas, corales y foraminíferos planctónicos (glonerina, globirinoides, vernulinaceos), y algunos líticos, bien seleccionados, compuestos mayormente por cristales de calcita de un tamaño promedio de 10-20 μm, bioclastos micritizados entre 20-30 μm, presenta siderita.

Ilustración 13. Afloramiento de lutita estratificada fracturada con fuerte buzamiento.

Fotografía: Gregorio Rosario.

118 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Rocas Calcáreas Microfotografía (NP)

Microfotografía (NC)

Refidomsa ∙ 119

4.5.3. Resultados de la Cuenca del Cibao Tabla 42. Resultados de análisis petrográficos sección delgada de la Cuenca del Cibao: clasificación de rocas siliciclásticas.

Rocas Siliciclásticas ID

Clasificación Composicional (Folk 1974)

RV-134

Litarenita Feldespática

BP-01

Sublitarenita

Descripción General

La muestra RV-134 es una Arcosa lítica con gran contenido en opacos, bien seleccionada, con granos muy bien redondeados a esférica. Posee gran contenido en líticos sedimentarios, ígneos y metamórficos. La sección presenta porosidad primaria siendo rellanada por cemento calcáreo, además se da la presencia de porosidad secundaría causada por disolución y por grietas.

La muestra BP-01 corresponde a una lodolita con una matriz de calcita microcristalina con cemento calcáreo y algunas incidencias de cemento ferruginosos rellanando algunos poros. Presenta aperturas de fracturas rellenas de asfalto y de opacos oxidados de forma zonal en los márgenes de los cristales.

Tabla 43. Resultados de análisis petrográficos sección delgada de la Cuenca del Cibao: clasificación de rocas calcáreas.

Rocas Calcáreas ID

RV-38

Clasificación (Folk 1974)

Micrita

Descripción General La sección RV-38 corresponde a una lodolita de grano muy fino con una matriz de calcita microcristalina y un cemento calcáreo, bien seleccionada, a pesar de tener largos fragmentos de calcita subhedral en forma de venas a lo largo de la sección. Además, la sección presenta venillas de porosidad secundaria y poca porosidad primaria debido a rellenos del cemento calcáreo.

120 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Rocas Siliciclásticas Microfotografía (NP)

Microfotografía (NC)

Rocas Calcáreas Microfotografía (NP)

Microfotografía (NC)

Refidomsa ∙ 121

Tabla 44. Resultados de análisis petrográficos sección delgada de la Cuenca del Cibao: clasificación de rocas ígneas.

Rocas Ígneas ID

Clasificación de Rocas Ígneas (Streckeisen 1979)

RV-30

Lava Andesítica

ID

Clasificación de Rocas Ígneas (Castro Dorado, 1989)

RV-34

Toba Vítrea

Descripción General

La muestra RV-30 corresponde a una Lava Andesítica (Según la clasificación de rocas ígneas, Streckeisen 1979) compuesta por cristales de Plagioclasas, Piroxenos, Rutilos, Óxidos, Opacos y algunos cristales de Cuarzo, además de Sericita y Serpentina por alteración.

Descripción General

La muestra RV-34 corresponde a una Toba Vítrea (Tuff Vídreo, con base en la clasificación de Tobas Según el tipo de piroclasto. Castro Dorado, 1989) compuesta principalmente por vidrio volcánico, fragmentos de rocas félsicas silicatada, algunos fragmentos de cristales de cuarzo y opacos, además de pequeñas acumulaciones de material bituminoso.

122 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Rocas Ígneas Microfotografía (NP)

Microfotografía (NC)

Microfotografía (NP)

Microfotografía (NC)

Refidomsa ∙ 123

4.5.4. Resultados de la Cuenca de Enriquillo

Tabla 45. Resultados de análisis petrográficos sección delgada de la Cuenca de Enriquillo: clasificación de rocas calcáreas.

Rocas Calcáreas ID

Clasificación Composicional (Folk 1974)

RV-07

RV-26

Micrita Fosilífera

Biomicrita Rala

Descripción General

La muestra RV-07 es una caliza con matriz biomicritica lodo soportada y con un alto contenido de aloquímicos. Los cristales se encuentran entre 0.01y 0.03 mm, presenta fragmentos líticos sedimentarios, algunos opacos y fragmentos de bivalvos con foraminíferos planctónicos (globerina). Presenta porosidad primaria y secundaria con un sorting muy bien clasificado; posee un proceso de disolución alto.

La muestra RV-26 es una biomicrita rala con aloquímicos (<50%). Sus cristales tienen un tamaño promedio de 0.26mm. Presenta fragmentos líticos sedimentarios, oxidación, siderita, porosidad secundaria por fracturamiento y recristalización de calcita.

Tabla 46. Resultados de análisis petrográficos sección delgada de la Cuenca de Enriquillo: clasificación de rocas ígneas.

Rocas Ígneas ID

RV-14

Clasificación Composicional (Streckeisen 1979)

Riolita

Descripción General

La muestra RV-14 presenta una matriz principal de cristales silicadados de feldespatos y plagioclasas con presencia de algunos cuarzos, acompañados de cristales dispersos de piroxenos. De igual forma, se encuentran minerales opacos sobre toda la sección, en algunos casos con procesos de oxidación hacia los bordes del cristal.

La mayor parte de los minerales del grupo de los feldespatos presentan alteración (contenidos de sericita y posible caolinita). De igual forma, se encuentran como minerales menores algunos pequeños cristales de rutilo.

124 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Rocas Calcáreas Microfotografía (NP)

Microfotografía (NC)

Rocas Ígneas Microfotografía (NP)

Microfotografía (NC)

Refidomsa ∙ 125

Ilustración 14. Trabajo de muestreo en afloramiento de caliza tableada.

Fotografía: Gregorio Rosario.

Ilustración 15. Medición de rumbo y buzamiento en afloramiento calizo.

Fotografía: Gregorio Rosario.

126 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

4.6. Resultados de análisis petrofí- porosidades que varíen entre 3-5%; y 3) desfavorable, para porosidades infesicos en roca reservorio En un sistema convencional, las rocas reservorio son aquellas que permiten tanto el almacenaje de los hidrocarburos como la circulación de los mismos a través de su medio poroso. Sin embargo, en los sistemas no convencionales, la roca fuente no sólo es la roca generadora, sino también suple el papel de roca reservorio, permitiendo el almacenamiento de los hidrocarburos en su reducido espacio poroso. Los sistemas no convencionales se caracterizan por presentar condiciones no favorables para el movimiento del fluido a través de su espacio poroso, ya sea por su baja permeabilidad o porosidad, o por tratarse de hidrocarburos de alta viscosidad. La extracción de los hidrocarburos entrampados en yacimientos no convencionales se lleva a cabo mediante técnicas de fracturamiento hidráulico (fracking), el cual permite incrementar la permeabilidad del yacimiento.

riores a 3%. Por otra parte, la permeabilidad en un sistema no convencional puede variar así: 1) reservorios con alta favorabilidad, permeabilidades entre 1 mD y 10 mD; 2) reservorios con favorabilidad moderada; permeabilidades entre 1 mD y 0.1 mD; 3) reservorio con favorabilidad baja; permeabilidades entre 0.1 mD y 0.01 Md, 4) reservorios con favorabilidad moderadamente baja; permeabilidades entre 0.01 mD y 0.001 Md; 5) reservorios con favorabilidad muy baja, permeabilidades entre 0.001 mD y 0.0001 mD (Paris de Ferrer, 2009).

Los resultados de porosidad y permeabilidad obtenidos en las cuatro cuencas evaluadas indican que las rocas reservorio presentan características de yacimientos situados en la zona de transición entre convencionales y no convencionales que requieren fracturamiento hidráulico para su desarrollo. Sin embargo, no se descarta la presencia de yacimientos convencionales que deben ser evaluaUsualmente, la porosidad en los yaci- dos mediante un estudio estratigráfico mientos no convencionales puede clasi- detallado. ficarse así: 1) favorable, para porosidades superiores al 5%; 2) intermedia, para

Figura 72. Arenisca-lutita de la Cuenca del Cibao.

Refidomsa ∙ 127

4.6.1. Resultados de porosidad En general, los resultados obtenidos del análisis petrofísico de porosidad en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo evidencian que las rocas reservorio presentan una porosidad que varía entre 0.57% y 39.02% (ver Figura 74, Tabla 48).

Los reservorios analizados en la Cuenca de Azua presentan una porosidad mínima de 0.680% y máxima de 9.280%, con un promedio de 3.661% de porosidad (Figura 74 y Tabla 48). En la Cuenca de San Juan, los reservorios presentan porosidades mínimas de 0.57% y máximas de 8.4%, con un promedio de 4.03% (Figura 74 y Tabla 48). Las rocas reservorio analizadas en la Cuenca del Cibao presentan porosidades mínimas de 8.29% y máximas de 39.92%, con un promedio de 20.88%; lo cual evidencia que en la Cuenca del Cibao existen reservorios favorables para el almacenamiento de hidrocarburos (Figura 74 y Tabla 48). Sin embargo, se deben realizar más análisis petrofísicos en la Cuenca del Cibao para corroborar lo antes expuesto. Por otra parte, las rocas reservorio analizadas en la Cuenca de Enriquillo presentan porosidades de alrededor de 6.25% (Figura 74 y Tabla 48); sin embargo, este dato podría no ser representativo, dado que sólo fue posible realizar análisis petrofísicos en una muestra (muestra RV-26).

En suma, las porosidades obtenidas en las cuatro cuencas varían entre 0.57% y 39.02%, siendo este último valor anómalo que requiere verificación con más estudios. Los resultados de los análisis de porosidad en las cuatro cuencas indican que estas rocas pueden clasificarse como reservorio no convencional.

Tabla 47. Resultados generales del análisis petrofísico en rocas reservorio de las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo, a partir del parámetro porosidad.

ID

Porosidad

RV-26

6,25

Fm.Jura-01

1,43

RV-79

2,59

RV-101

1,89

RV-60

8,4

RV-76

3,12

RV-77

0,57

RV-133

8,29

RV-102

7,08

SN-04

0,68

RV-105

2,68

RV-39

21,17

RV-32

14,14

RV-34

39,92

RV-81

9,28

Los análisis petrográficos realizados sobre las areniscas y calizas indican que la porosidad es de tipo no efectivo, debido a que los poros no presentan interconexión.

128 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Figura 73. Resultados generales del análisis petrofísico en rocas reservorio de las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo, a partir del parámetro porosidad. Nótese el incremento de la porosidad con la edad de la roca reservorio que podría indicar desarrollo de porosidad secundaria.

Refidomsa ∙ 129

4.6.2. Resultados de permeabilidad este dato podría no ser representativo, dado que solo fue posible realizar análiEn general, los resultados obtenidos del sis petrofísicos en una muestra (muestra análisis petrofísico de permeabilidad en RV-26). las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao Tabla 48. Resultados generales del análisis y Enriquillo evidencian que las rocas petrofísico en rocas reservorio de las Cuencas de reservorio en estas cuencas presentan Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo, a partir del parámetro permeabilidad. permeabilidades que varían entre 0.520 mD y 6.620 mD (Figura 75, Figura 74).

Los reservorios analizados en la Cuenca de Azua presentan una permeabilidad mínima de 0.520 mD y máxima de 6.620 mD, con un promedio de 3.411 mD de permeabilidad (Figura 75 y Figura 74).

En la Cuenca de San Juan, los reservorios presentan permeabilidades mínimas de 1.69 mD y máximas de 5.83 mD, con un promedio de 3.173 mD (Figura 75 y Figura 74). Las rocas reservorio analizadas en la Cuenca del Cibao presentan permeabilidades mínimas de 1.27 mD y máximas de 5.05 mD, con un promedio de 3.415 mD (Figura 75 y Figura 74).

Por otra parte, las rocas reservorio analizadas en la Cuenca de Enriquillo presentan permeabilidad de alrededor de 1.7 mD (Figura 75 y Figura 74), sin embargo,

ID

Porosidad

RV-26

1,7

Fm.Jura-01

3,9

RV-79

2,8

RV-101

2,67

RV-60

5,83

RV-76

1,69

RV-77

2

RV-133

1,27

RV-102

3,85

SN-04

3,52

RV-105

0,52

RV-39

4,33

RV-32

3,01

RV-34

5,05

RV-81

6,62 Figura 74. Distribución de permeabilidad en yacimientos convencionales y no convencionales. Nótese que los valores de permeabilidad de los yacimientos estudiados en República Dominicana están en el orden de los mD que corresponden al límite entre los yacimientos convencionales y no convencionales de calizas y areniscas cementadas.

130 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

En suma, las muestras de roca estudiadas en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo consisten en calizas y areniscas cementadas con bajos valores de permeabilidad entre 0.520 mD y 6.620 mD que corresponden a yacimientos de baja permeabilidad en el límite entre los yacimientos convencionales y no convencionales (ver Figuras 74 y 75).

Se recomienda realizar estudios estratigráficos con el objeto de conocer la posición estratigráfica de los diferentes yacimientos, su espesor y características petrográficas y petrofísicas. También se recomienda el estudio de muestras de pozos exploratorios perforados en las diferentes cuencas de República Dominicana.

Figura 75. Resultados generales del análisis petrofísico en rocas reservorio de las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo, a partir del parámetro permeabilidad. Nótese el incremento de la permeabilidad con la edad de la roca reservorio.

Refidomsa ∙ 131

Ilustración 16. Alternancia de areniscas, calizas y lutitas (flysch) en Formación Ocoa.

Fotografía: Gregorio Rosario.

CONCLUSIONES

5. Conclusiones

L

os resultados de carbono orgánico total (%TOC), de acuerdo con la clasificación de Peters y Cassa (1994), indican que: 1) la mayoría de las muestras presentan pobres contenidos de TOC, menores al 0.5%, debido al intemperismo de las muestras de superficie recolectadas; 2) las muestras de edad Cretácico Superior presentan contenidos de TOC muy buenos en la Cuenca del Cibao (muestra RV-46 con 3.627%); 3) las muestras de edad Eoceno presentan contenidos de TOC regulares en las Cuencas de Azua y del Cibao (muestras RV-106, CO-01, y RV107); y 4) las muestras de edad Mioceno con contenidos buenos a excelentes de TOC en las Cuencas de San Juan (RV67 con 2.332%TOC) y Enriquillo (RV-09 con 4.499% de TOC y RV-17-Frontera con 1.884% de TOC). Los resultados de análisis de TOC están relacionados con rocas fuente de ambientes marinos consistentes en calizas y lutitas, en donde los valores de TOC se encuentran disminuidos por la meteorización de las muestras.

La calidad de la materia orgánica fue evaluada con los índices de hidrógeno (IH) y de oxígeno (IO) para identificar el tipo de querógeno presente en las muestras analizadas. Los resultados obtenidos en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo indicarían que el querógeno presente en las rocas fuente se identifica como querógeno tipo III. Sin embargo, estos bajos índices de hidrógeno se explican como resultado de la meteorización que presentan las muestras recolectadas, lo cual afectó la identificación correcta del tipo de querógeno en las muestras, ya que es de esperar que la mayoría de las muestras de ambientes sedimentarios marinos presenten

predominancia del querógeno tipo II. En efecto, los análisis petrográficos en muestras de calizas indican la presencia de rocas depositadas en ambientes marinos ricos en querógeno tipo II. Por la razón antes expuesta, el potencial de generación de las muestras se presenta reducido de su real valor y, en consecuencia, estos valores no son indicativos del real potencial de generación de las calizas y lutitas analizadas.

La madurez termal de las muestras fue analizada por análisis de pirólisis Rock Eval y por reflectancia de vitrinita. Los resultados de Tmax obtenidos en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo indicarían que la mayoría de las muestras de las cuencas antes indicadas estarían en la zona de inmadurez termal con valores de Tmax menores a 435°C; sin embargo, algunas muestras no alteradas muestran altos valores de madurez termal para rocas del Eoceno, Mioceno y el Holoceno. En efecto, la muestra RV39 con 492°C, perteneciente a la Unidad Agua Clara (edad Eoceno) de la Cuenca del Cibao, y la muestra RV-17-Frontera con 490°C perteneciente a la Formación Sombrerito (edad Mioceno) de la Cuenca de Enriquillo, presentan valores de (Tmax) superiores a 470°C y, por tanto, debieron generar gas termogénico. Los bajos valores del parámetro Tmax se deben a la meteorización presente en las muestras y, en consecuencia, estos valores se deben analizar en este contexto, resaltando que las muestras con bajo intemperismo arrojan altos valores de Tmax.

Los resultados de reflectancia de vitrinita indican claramente que las rocas fuente en las cuatro cuencas analizadas (Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo) han alcanzado la madurez termal requerida para generar hidrocarburos líquidos y gaseosos.

134 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

En la Cuenca del Cibao, todas las muestras se encuentran entre el inicio de ventana de generación y el final de ventana de generación de hidrocarburos. Este resultado permite explicar la ocurrencia de manifestaciones o rezumaderos de petróleo y/o en superficie y otras manifestaciones en la mayoría de los pozos exploratorios perforados en República Dominicana. Es decir, que el régimen de temperaturas ha sido suficiente para lograr una madurez termal que permita la generación de petróleo y gas en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo. Este resultado es muy alentador, ya que indica que el régimen termal de las cuencas sedimentarias de la isla ha alcanzado temperaturas suficientes para generar hidrocarburos en las cuatro cuencas estudiadas.

Los resultados de contenido de azufre (%TS) obtenidos en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo son relativamente bajos y varían entre 0.1% y 0.5%.

Se esperaba que las muestras analizadas en cada una de las cuatro cuencas presentaran valores de azufre iguales o superiores al 1%, dado que en los análisis petrográficos se identificaron muestras de ambiente marino. Por otra parte, la relación TOC:TS indica que las muestras analizadas en las cuatro cuencas se encuentran asociadas a un ambiente marino anóxico, dado que presentan una relación TOC: TS < 1.5%. Los análisis petrográficos permitieron la correcta identificación de rocas fuente, reservorio y sello de posibles sistemas petrolíferos.

Las rocas fuentes de hidrocarburos consisten en calizas del tipo micritas y biomicritas con un contenido fósil asociado a ambiente marino de baja profundidad al cual se asocian rocas generadoras de hidrocarburos con querógeno tipo II. De otra parte, las rocas reservorio identificadas por análisis petrográficos consis-

ten en areniscas líticas y sublitaneritas con baja madurez composicional y buen calibrado. El ambiente marino de estas areniscas se encuentra asociado con arenas de ambiente marino de baja profundidad y energía; y cortas distancias de transporte entre la fuente y el sitio de depósito de estas arenas.

Las areniscas identificadas presentan bajos contenidos de porosidad efectiva, ya que no se observó interconexión entre los poros. En general, los reservorios en areniscas son de baja calidad en comparación con reservorios de otras cuencas petrolíferas del Caribe.

Las rocas sello identificadas por petrografía consisten en intercalaciones de lavas de composición andesítica y dacítica de grano muy fino y texturas afaníticas.

La presencia de estas rocas volcánicas explica el alto grado de maduración termal de las rocas fuente en las cuatro cuencas analizadas.

Las tres muestras de crudo analizadas fueron recolectadas en las localidades de Maleno e Higuerito en la Cuenca de Azua. Los resultados de densidades API varían entre 19 y 21 grados API y corresponden a crudos pesados; no obstante, las viscosidades son relativamente bajas entre 7 y 11 sCT. Los contenidos de azufre son altos y, por consiguiente, estos crudos son considerados agrios y corrosivos para la refinería. El aspecto atractivo de los crudos es su buen contenido en compuestos saturados. El ambiente de formación de estos crudos corresponde al ambiente marino en condición reductora. Los cromatogramas de whole oil indican que la muestra del pozo Maleno 1 presenta la mejor calidad entre las tres muestras analizadas debido al bajo grado de biodegradación en contraste con las muestras de los pozos de HigueRefidomsa ∙ 135

rito, en donde se observa una alta biodegradación. Asimismo, los resultados analíticos de la fracción de aromática en las tres muestras indican que estos crudos fueron generados en la ventana de generación de crudo con una reflectancia equivalente de 1.3% que coincide con los análisis de madurez termal realizados sobre muestras de roca antes referidas.

Los resultados de porosidad y permeabilidad obtenidos en las cuatro cuencas evaluadas indican la presencia de rocas reservorio de hidrocarburo que presentan características de yacimientos situados en la zona de transición entre yacimientos convencionales y no convencionales.

En suma, los resultados analíticos permitieron confirmar que en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo se presentan potenciales sistemas petrolíferos, puesto que se identificaron rocas fuente consistentes en calizas de ambientes marinos, rocas reservorio consistentes en areniscas líticas y rocas sello consistentes en intercalaciones de lavas volcánicas. Los resultados de carbono orgánico total (TOC), índice de hidrógeno (IH) y temperatura máxima (Tmax) están afectados por los efectos de la

meteorización de las rocas superficiales; esta situación es común en muestras superficiales.

Se recomienda realizar un muestreo sistemático con control estratigráfico para formaciones generadoras, reservorio y sello, en las cuatro cuencas antes referidas. Asimismo, se recomienda realizar correlaciones crudo-roca y crudo-crudo a partir de muestras de roca tomadas en pozo y afloramiento y muestras de crudo tomadas en pozo, rezumaderos activos (presentes en las cuatro cuencas) y/o crudos extraídos de areniscas saturadas en hidrocarburos. Esto con el fin de identificar la o las rocas fuente que están generando o generaron hidrocarburos en cada una de las cuencas (Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo). De esta manera, se establecerá la afinidad genética existente entre estos crudos, el estado de biodegradación, la madurez termal y la edad específica de esta roca fuente responsable de la generación de hidrocarburos.

Ilustración 17. Estratificaciones centimétricas de lutitas, areniscas y calizas con notables microfallas por esfuerzos tectónicos.

Fotografía: Gregorio Rosario.

136 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

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Refidomsa ∙ 137

Refidomsa Unidad de Investigación y Desarrollo para la Exploración y Explotación de Petróleo y Gas Av. Enrique Jiménez Moya, No. 32, 4to Piso, Santo Domingo, República Dominicana.

Apartado Postal 1439 Teléfono: (809) 533-1127 Fax: (809) 535-8704

138 ∙ Interpretación de Resultados de Análisis Geoquímicos, Petrofísicos y Petrográficos

Gregorio Rosario Michel es ingeniero con doctorado en ciencias en la Universidad Católica de Lovaina (KU LEUVEN), Bélgica.

Investigador senior en materia energética y gobernanza de tecnologías geoespaciales.

Gregorio Rosario es ingeniero electromecánico mención electrónica de la Universidad Autónoma de Santo Domingo (2001), con grado de maestría en telecomunicaciones de esta misma universidad (2003). El Sr. Rosario ha obtenido el título de máster en geotecnologías cartográficas aplicadas a la ingeniería y la arquitectura en la Universidad de Salamanca, España (2009).

En el 2013, finalizó el máster en geomática en la National Cheng Kung University, Taiwán. En el 2023 obtuvo el título de doctor en ciencias en el instituto de gobernanza pública de la Universidad KU LEUVEN, Bélgica.

En materia energética, su línea de investigación está orientada a la explotación de bases de datos espaciales masivos para la exploración minera y la prospección de recursos petróleo y gas. En relación con las tecnologías geoespaciales, ha liderado proyectos de investigación y desarrollo sobre el análisis espacial de residuos aceitosos en el gran Santo Domingo, identificación de requerimientos de usuarios, valor socioeconómico de los datos y análisis multiactor multicriterio para la gobernanza de las infraestructuras de datos espaciales en el Caribe.

El Dr. Gregorio Rosario se desempeña como subdirector de la Unidad de Investigación y Desarrollo para la Exploración y Explotación de Petróleo y Gas de la Refinería Dominicana de Petróleo (REFIDOMSA). Docente de Fotogrametría y Cartografía en la Escuela de Agrimensura, Facultad de Ingeniería y Arquitectura, Universidad Autónoma de Santo Domingo.

Refidomsa ∙ 139

Unidad I+D para la Exploración y Explotación de Petróleo y Gas