DIFERENCIAS ENTRE EL OIL-SHALE Y EL CARBÓN SAPROPÉLICO (TORBANITA Y CANNEL COAL) GEOQUIMICA,...

DIFERENCIAS GEOLÓGICAS, PETROLÓGICAS Y

GEOQUÍMICAS ENTRE EL OIL-SHALE Y EL

CARBÓN SAPROPÉLICO Y SU POTENCIAL EN

COLOMBIA

Julián David De Bedout Ordóñez

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DIFERENCIAS GEOLÓGICAS, PETROLÓGICAS Y

GEOQUÍMICAS ENTRE EL OIL-SHALE Y EL CARBÓN

SAPROPÉLICO Y POTENCIAL EN COLOMBIA

Presentado por:

Julián David De Bedout Ordóñez 2090621

Presentado a:

Sergio Null Amaya Ferreira

Geólogo M.Sc.

Universidad Industrial de Santander

Facultad de Ingenierías Físico-Químicas

Escuela de Geología

Geología del Carbón

Bucaramanga

4 de Octubre de 2013

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CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN 3

2. OBJETIVOS 4

3. ASPECTOS GEOLÓGICOS 5

3.1 Ambiente de depositación 5

3.2 Secuencias estratigráficas típicas 17

3.3 Diferencias en el proceso de Carbonificación 21

4. ASPECTOS PETROLÓGICOS 22

4.1 Tipos de Materia Orgánica que los origina 22

4.2 Macerales presentes 27

4.3 Grados de madurez termal que alcanzan 46

5. ASPECTOS GEOQUÍMICOS 48

5.1 Tipos de cadenas orgánicas que los constituyen 48

5.2 Evolución de la Materia Orgánica 54

5.3 %TOC y tipo de Rocas Orgánicas 59

6. PRESENCIA EN COLOMBIA 61

6.1 Cuencas con potencial en Colombia 61

6.2 Formaciones potencialmente productoras 64

7. EXTRACCIÓN DEL OIL-SHALE 67

8. CONCLUSIONES 70

9. LITERATURA CITADA 74

10.REFERENCIAS ELECTRÓNICAS 76

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1. INTRODUCCIÓN

El presente documento es el resultado de un trabajo de Investigación asignado

como parte de las actividades de la materia Geología del Carbón de la Universidad

Industrial de Santander durante el periodo académico 2013-I.

La importancia de trabajos Investigativos como el presente radica en que se

pueden analizar y contrastar las características Geológicas, Petrológicas y

Geoquímicas entre un Carbón Sapropélico y un Oil-Shale, esto con el fin de

entender de manera holística los procesos que fueron claves durante la formación

de estos tipos de rocas sedimentarias orgánicas al comparar sus diferencias.

Tradicionalmente ha habido una gran confusión ya que a los Carbones

Sapropélicos: Torbanita (también llamada Boghead Coal) y Cannel Coal se les

considera como “Oil-Shales” ya que poseen gran cantidad de Liptinita y una

naturaleza propicia para generar petróleo. Pero el caso es; que este tipo de Rocas

orgánicas, entran mejor dentro de la clasificación de Carbón (Roca con más del

50% de materia Orgánica) ya que los contenidos de Ceniza que poseen son muy

bajos (3-15%), en comparación a los del Oil-Shale que posee valores de 60% de

ceniza.

La importancia de determinar cuáles son las diferencias entre un Carbón

Sapropélico y un Oil-Shale es la de poder explorar y descartar áreas con poco

potencial mientras que se concentra la atención en las zonas con mayor interés

tan solo teniendo en cuenta las características presentes en las Litologías, ya que

no en todos los lugares se tienen las condiciones óptimas para formar estos tipo

de rocas orgánicas.

Teniendo en cuenta el concepto de Oil-Shale como roca inmadura con alto

contenido de materia orgánica en forma de Kerógeno, se pretende determinar si la

Formación la Luna y sus demás análogos en edad como la Formación Chipaque

tienen potencial para la presencia de yacimientos de Oil-Shale, ya que estas rocas

se depositaron en eventos muy anóxicos y de abundante productividad primaria de

materia orgánica, lo cual desde el punto de vista comercial las hace atractivas

para la implementación de métodos de extracción de Oil-Shale como el proceso

de conversión in situ patentado por Shell.

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2. OBJETIVOS

Objetivo General:

Determinar las diferencias Geológicas, Petrológicas y Geoquímicas entre el Oil-Shale y el Carbón Sapropélico.

Objetivos Específicos:

Determinar si en Colombia existe la posibilidad de encontrar yacimientos de Oil-Shale o de Carbón Sapropélico.

Identificar si la Formación La Luna y sus análogos tienen potencial como yacimientos de Oil-Shale.

Establecer claramente los procesos de formación del Carbón Sapropélico y del Oil-Shale.

Analizar y contrastar los tipos de Macerales que conforman este tipo de rocas Sedimentarias Orgánicas.

Analizar los tipos de Kerógenos, los ambientes y las condiciones de depositación que dan origen al Oil-Shale y al Carbón Sapropélico.

Determinar los procesos que sufre la materia orgánica desde que se deposita hasta la formación este tipo de rocas.

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3. ASPECTOS GEOLÓGICOS

A continuación se hace un análisis desde el punto de vista Geológico de los

procesos que dan origen al Oil-Shale y al Carbón Sapropélico con el fin de

determinar las diferencias que dan origen a este tipo de rocas sedimentarias.

3.1 AMBIENTE DE DEPOSITACIÓN

3.1.1 FACTORES PARA LA PRESERVACIÓN DE LA M.O

A pesar del gran interés en las rocas con alto contenido de materia orgánica como

el Oil-Shale y el Carbón Sapropélico no existe una única manera de formarlos ya

que de hecho como se aprecia en la FIGURA 1 su formación está controlada por

tres factores diferentes: La presencia de Anoxia (Niveles bajos de oxígeno), una

alta Productividad de materia Orgánica y la presencia de una baja sedimentación

que no diluya el contenido orgánico de los sedimentos. (Katz, 1990); (Tyson,

2001); (Arthur and Sageman, 2005); (Bohacs et al, 2005); (Harris, 2005)

FIGURA 1: Tres factores claves para la formación de rocas con alto contenido en materia

orgánica: La Productividad Primaria, La Preservación y la Dilución de la materia Orgánica

controlada por la sedimentación. (Tomado y modificado de Katz, 1990)

La PRODUCTIVIDAD DE MATERIA ORGÁNICA es estimulada usualmente por

un alto flujo de nutrientes (P, N, Si) que opaquen (sobrepasen) la capacidad de

oxidación del cuerpo de agua. Siendo alta esta productividad primaria en zonas de

Upwellings (Surgencias) en ambientes marinos, o en mares epicontinentales poco

profundos, o en ambientes lacustres con aportes de nutrientes traídos por los ríos.

Estos aportes masivos de nutrientes que llegan a un cuerpo de agua pueden

desencadenar fenómenos de Eutroficación. (Katz, 1990); (Tyson, 2001); (Arthur

and Sageman, 2005); (Bohacs et al, 2005); (Harris, 2005)

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La Eutroficación (Ver FIGURA 2) es un fenómeno donde se genera un exceso de

materia orgánica a causa de un aporte masivo de nutrientes, lo que causa el

consumo del oxígeno y muerte de la mayoría de animales acuáticos, a excepción

del Fitoplancton y las Algas lo que causa un frenado en la circulación del cuerpo

de agua. (Katz, 1990); (Tyson, 2001); (Harris, 2005).

FIGURA 2: En la parte izquierda de la imagen se observa un Lago que ha sufrido el

proceso de Eutroficación a causa de un aporte masivo de nutrientes por parte de algún río

en época de lluvia. Nótese en la parte derecha de la imagen la cantidad de Algas que se

producen las cuales ocupan casi la totalidad del agua mientras que consumen el oxígeno

del lago, causando el fallecimiento de todas las otras formas de vida del cuerpo de Agua.

La PRESERVACIÓN DE MATERIA ORGÁNICA es favorecida cuando hay niveles

bajos de Oxígeno, es decir; cuando hay condiciones Anóxicas. Esto se debe a que

el O2 destruye la materia orgánica durante las reacciones de oxidación que

descomponen el carbono orgánico. Estas condiciones óptimas de preservación se

presentan comúnmente cuando hay una estratificación de la columna de agua lo

cual ocurre en condiciones tranquilas y sin mucha turbulencia, permitiendo de esta

manera el desarrollo de un fondo Anóxico favorable. (Katz, 1990); (Tyson, 2001);

(Arthur and Sageman, 2005); (Bohacs et al, 2005); (Harris, 2005)

La Anoxia se puede generar por dos causas: La primera es por los patrones de

circulación del cuerpo de agua los cuales no son turbulentos sino muy tranquilos,

permitiendo de esta manera la formación de una columna de agua estratificada. La

segunda por otro lado se debe a una elevada bioproductividad que termina

consumiendo todo el oxígeno disponible en un proceso que se conoce como

Eutroficación. (Arthur and Sageman, 2005); (Bohacs et al, 2005); (Harris, 2005)

7

En el modelo de la preservación el carbono orgánico se preserva en zonas

anóxicas o cuando su tiempo de exposición al ambiente oxidante fue corto.

Además los tipos de materia orgánica tienen diferentes resistencias a la oxidación

a causa de su composición química y su ambiente de formación. El Fitoplancton y

las Algas son menos resistentes por ser de ambientes acuáticos menos oxidantes

y estar compuestas de Proteínas y Lípidos. Mientras que por otro lado, las Plantas

superiores se desarrollan en ambientes oxidantes y su composición química es

más compleja al poseer carbohidratos y Ligninas. (Tissot and Welte, 1984); (Katz,

1990); (Tyson, 2001); (Harris, 2005)

En ambientes Anóxicos las comunidades Microbianas Anóxicas son ineficientes

para degradar la materia orgánica ya que carecen de enzimas (oxigenantes) para

poder romper las cadenas de hidrocarburos, los dobles enlaces C-C y los Anillos

Aromáticos. (Katz, 1990); (Bohacs et al, 2005)

Las condiciones Anóxicas se generan cuando el consumo de Oxígeno supera el

suministro del mismo a causa de la Respiración (Tomar O2 y expulsar CO2) y de

la Descomposición de la Materia Orgánica (Se consume O2 para fraccionar el

material orgánico). Esto a su vez depende de la cantidad y tipo de materia

orgánica, ya que hay un mayor consumo de O2 vía Descomposición y Respiración

cuando el Carbono orgánico es del tipo de Kerógeno I y II, mientras que hay una

demanda limitada cuando el material orgánico es del tipo III y IV. (Katz, 1990);

(Harris, 2005)

La SEDIMENTACIÓN Y DILUCIÓN DE LA MATERIA ORGÁNICA están

íntimamente relacionadas ya que si se tiene una alta taza de sedimentación se

diluye el contenido orgánico en los sedimentos a causa del gran aporte mineral,

mientras que si se desarrolla una baja taza de sedimentación aumenta el

contenido del carbono orgánico depositado generando delgadas secuencias

condensadas de materia orgánica. Por otro lado, también se puede acumular

materia orgánica en los sedimentos cuando hay altas tazas de enterramiento que

atrapan el carbono orgánico antes de que pueda ser destruido, pasando

rápidamente a través de las zonas de degradación Bacteriana. (Katz, 1990);

(Tyson, 2001); (Arthur and Sageman, 2005); (Bohacs et al, 2005); (Harris, 2005)

En mar abierto se depositan sedimentos pelágicos a bajas tazas de

sedimentación: 1cm/1000 años, mientras que en márgenes continentales se

forman secciones condensadas como respuesta a aumentos rápidos del nivel del

mar, en donde la falta de aportes detríticos concentra la materia orgánica. (Katz,

1990); (Bohacs et al, 2005)

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RELACIÓN ENTRE LOS TRES FACTORES

El consenso en la Literatura es que no hay un único camino para la formación de

rocas con alto contenido de materia orgánica (Como el Oil-Shale y el Carbón

Sapropélico) sino que de hecho hay muchas maneras para que ocurra un

enriquecimiento de carbono orgánico en los sedimentos. Ningún modelo puede

basarse en un solo factor sino en el análisis de la interacción de estos tres

factores. (Katz, 1990); (Tyson, 2001); (Arthur and Sageman, 2005); (Bohacs et al,

2005); (Harris, 2005)

Como se logra apreciar en la FIGURA 3 si se tienen altas tazas de

Bioproductividad posiblemente causadas por el aporte masivo de nutrientes, a

medida que la materia orgánica cae al fondo y se descompone se producen

reacciones de oxidación que consumen Oxígeno. Esto causa que bajen los niveles

de O2 en el fondo del cuerpo de agua, lo cual sirve para preservar la nueva

materia orgánica que siga llegando después. (Harris, 2005)

FIGURA 3: Primero se da la alta productividad que consume el oxígeno del fondo

generando Anoxia, luego la nueva materia orgánica se puede preservar en ese fondo

creado por las reacciones de descomposición. (Tomado y modificado de Harris, 2005)

La pregunta que se hace a continuación es si estas condiciones de bajo contenido

de O2 se mantienen o no, lo cual va a depender de la taza de resuministro de

Oxígeno al fondo del cuerpo de agua, lo cual va a estar controlado por el patrón de

circulación del agua, ya que esta puede estar estratificada por miles de años pero

si ocurre algún fenómeno que altere dramáticamente la turbulencia del sistema,

puede que exista un rompimiento del equilibrio tenido hasta ese momento. (Harris,

2005)

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Ningún factor por si solo provee un control universal en la depositación de

sedimentos ricos en C orgánico ya que interactúan siempre entre sí, pero en

algunos casos predomina uno más que los demás. Por ejemplo, la Productividad

presenta mayores niveles cuando se encuentra asociada a buenas zonas

Anóxicas. (Katz, 1990); (Tyson, 2001); (Arthur and Sageman, 2005); (Bohacs et al,

2005); (Harris, 2005)

Como se logra observar en la FIGURA 4 unas bajas condiciones de oxígeno se

traducen en una disminución del enterramiento de los Fosfatos (PO4) el cual es el

principal nutriente para las formas de vida acuáticas. Este aumento en la

disponibilidad de Fósforo (P) se traduce en un aumento de la Productividad a largo

plazo, lo cual genera un aumento en el contenido de materia orgánica en los

sedimentos. Este ciclo de retroalimentación puede durar mucho miles de años

hasta que se rompa el sistema por algún cambio en el patrón de circulación del

agua causado por un evento tectónico o climático limitando hasta algún punto la

concentración orgánica en los sedimentos lo cual, si se superan los valores del

50% se trataría de un Carbón Sapropélico, mientras que si solo se pudo acumular

entre 10 y 49% se trataría de un Oil-Shale y menos del 10% se formarían Rocas

Generadoras de petróleo. (Katz, 1990); (Harris, 2005)

FIGURA 4: Bloque diagrama donde se ilustra como a causa del fondo Anóxico y

estratificación de la columna de agua el Fósforo disminuye su velocidad de enterramiento

permitiendo su utilización en la Productividad de Materia Orgánica que al caer se preserva

en el fondo Anóxico. (Tomado y modificado de Katz, 1990)

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ENRIQUECIMIENTO ÓPTIMO DE MATERIA ORGÁNICA

El ENRIQUECIMIENTO ÓPTIMO (Formación del CARBÓN SAPROPÉLICO)

ocurre cuando la PRODUCTIVIDAD es maximizada y la DESTRUCCIÓN y

DILUCIÓN son minimizadas, logrando concentrar la suficiente cantidad de materia

orgánica antes de que ocurra un evento Tectónico o Climático que altere el patrón

de circulación del agua y la vuelva turbulenta, causando el fin de la acumulación y

enriquecimiento de materia orgánica en los sedimentos. (Katz, 1990); (Harris,

2005); (Bohacs et al, 2005).

Los tipos de combinaciones que se pueden dar entre la Destrucción, Dilución y

Productividad de la materia orgánica se pueden apreciar en la FIGURA 5 en

donde se logra observar que la Alta Dilución de la materia orgánica no es capaz

de generar Rocas Orgánicas (Como el Oil Shale y el Carbón Sapropélico).

Además, se puede apreciar que cuando hay alta Destrucción no es posible

depositar rocas orgánicas sino Shale. (Katz, 1990); (Tyson, 2001); (Arthur and

Sageman, 2005); (Bohacs et al, 2005); (Harris, 2005)

Cuando se tienen las mismas condiciones bajas o moderadas de Dilución y

Destrucción pero la Productividad cambia, se generan Delgadas capas

Condensadas de Rocas Orgánicas cuando hay Baja Producción (como ocurre en

mar abierto) mientras que si la producción es moderada o alta es en esas

circunstancias cuando se originan las mejores rocas orgánicas, lo cual ocurre

generalmente el Lagos con buen aporte de nutrientes o en Mares epicontinentales

Poco profundos. (Katz, 1990); (Tyson, 2001); (Arthur and Sageman, 2005);

(Bohacs et al, 2005); (Harris, 2005)

El tipo de materia orgánica, también juega un papel importante en la formación del

Carbón Sapropélico, ya que si se dan procesos de aportes masivos de nutrientes

a un ambiente Lacustre, se va a presentar el fenómeno de Eutroficación el cual va

a favorecer la acumulación de gran cantidad de Algas, las cuales van a terminar

formando una Torbanite. (Hutton, 1987); (Katz, 1990); (Harris et al, 2005)

Mientras que si se posee un Lago con un aporte restringido de nutrientes, pero se

encuentra rodeado de una gran cantidad de Plantas superiores, es posible que el

viento sirva como medio de transporte de una gran cantidad de Resinas, Esporas,

Cutículas y Ceras, las cuales al depositarse en el fondo Anóxico del Lago; pueden

llegar a formar de esta manera un Cannel Coal. (Hutton, 1987); (Katz, 1990);

(Harris et al, 2005)

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FIGURA 5: Diagrama donde se muestran las posibles rocas que le formarían según las

combinaciones entre Dilución, Producción y Destrucción de la Materia Orgánica (Tomado

y modificado de Bohacs et al, 2005)

3.1.2 AMBIENTE DE DEPOSITACIÓN DEL OIL-SHALE

El Oil-Shale es una roca con altos contenidos de materia orgánica que aún no ha

sido madurada, por lo tanto se encuentra en forma de Kerógeno y que al

calentarse libera grandes cantidades de petróleo. Estas rocas no se depositan en

un solo tipo de ambiente sino que se pueden depositar cuando la interrelación de

la Dilución, Preservación y Producción de la materia orgánica son favorables (Ver

FIGURA 5) y esto puede ocurrir tanto en ambientes marinos como Lacustres, por

lo tanto no existe una única manera ni ambiente de depósito que puedan generar

Oil-Shale. (Bohacs et al, 2005); (Harris, 2005)

ALTA Marga/Chert/Shale/Limolita/Arenisca

Shale/Limolita/AreniscaALTA

BAJA Shale/Limolita/Arenisca

Marga/Chert/Shale/Limolita/AreniscaMODERADA

ALTA Shale/Limolita/Arenisca

Shale/Limolita/AreniscaBAJA

MODERADA Shale/Limolita/Arenisca

Marga/Chert

Marga/ChertALTA

BAJA Shale/Limolita/Arenisca

Shale/Limolita/AreniscaMODERADA

Roca Orgánica / Shale MODERADA

ALTA Shale

Marga/ChertBAJA

MODERADA

(1-5mg/cm2/año)

BAJA

(<1mg/cm2/año)

MODERADA

(1-5mg/cm2/año)

ALTA

(>5mg/cm2/año)

ALTA

(>30mg/cm2/año)

BAJA

MODERADA

ALTA

BAJA

MODERADA

Roca Orgánica / Shale

Chert

Chert

BAJA

(<1mg/cm2/año)

MODERADA

(1-5mg/cm2/año)

ALTA

(>5mg/cm2/año)

Shale

Shale

Shale

Roca Orgánica

Delgada Roca Oránica (Sapropel)

Delgada Roca Orgánica

Shale

Rica Roca Orgánica

Roca Orgánica

Shale

ALTA (>5mg/cm2/año)

BAJA

MODERADA

ALTA

ALTA

MODERADA

BAJA

DILUCIÓN PRODUCCIÓN DESTRUCCIÓN PRODUCTO

BAJA (<1mg/cm2/año)

MODERADA (1-5mg/cm2/año)

BAJA

(<5mg/cm2/año)

BAJA

(<1mg/cm2/año)

MODERADA

(1-5mg/cm2/año)

ALTA

(>5mg/cm2/año)

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AMBIENTES LACUSTRES

Los ambientes lacustres difieren de los marinos, no solo por su distribución areal

restringida (Ver FIGURA 6) sino en que típicamente necesitan desarrollar una

piscina interna de nutrientes antes de ser capaces de mantener elevados niveles

de Productividad. En los lagos a medida que aumenta su madurez, su contenido

de nutrientes también aumenta; siendo el resultado de la evolución topográfica la

cual al ser erosionada aporta gran cantidad de nutrientes a la red de drenaje que

termina aportándolos al Lago. (Katz, 1990); (Harris et al, 2005)

La concentración de niveles estratigráficos con alto contenido de %TOC en los

ambientes lacustres está relacionada con los patrones de fluctuación del nivel de

agua del Lago, siendo mayor el contenido de materia orgánica cuando se presenta

un aumento en el nivel del agua, mientras que es menor cuando dicho nivel

desciende. Esto se debe a que un aumento del nivel de agua de un Lago se

presenta cuando ocurren periodos de gran cantidad de lluvia, la cual favorece la

meteorización química causando una gran removilización de nutrientes al lago

generando condiciones de alta Productividad que de ser lo suficientemente

efectivas pueden generar fenómenos de Eutroficación y de esta manera generar

potentes capas de Oil-Shale. (Katz, 1990); (Harris et al, 2005)

FIGURA 6: Bloque diagrama donde se ilustra la manera en que se desarrolla el ambiente

Lacustre. Nótese que la parte más profunda del Lago presenta las mejores condiciones de

Anoxisidad la cual junto con la productividad orgánica asociada al aporte de nutrientes

que traen los ríos permiten la Preservación de gran cantidad de Materia Orgánica en los

Sedimentos. (Tomado de Nichols, 2009)

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AMBIENTES MARINOS

Como se logra apreciar en la FIGURA 7 en los mares epicontinentales poco

profundos causados por transgresiones se genera la interacción de los tres

factores necesarios para la depositación de rocas con alto contenido de materia

orgánica: Dilución, Producción y Descomposición (Preservación). Siendo la parte

topográficamente más baja dentro de la cuenca la que posee las mejores

condiciones ya que hacia los bordes de dicha cuenca se depositan los sedimentos

de grano más grueso los cuales diluyen el carbono orgánico. Además, si lo que

interesa es la depositación de materia orgánica marina como las Algas y el

Fitoplancton, esta se da en la parte central de la cuenca, lejos de las zonas de

Dilución y donde las condiciones Anóxicas mejor se desarrollan, lo cual facilita la

formación de rocas enriquecidas en materia orgánica como lo son los Oil-Shale.

(Arthur and Sageman, 2005); (Bohacs et al, 2005)

FIGURA 7: Esquema que relaciona el ambiente marino con los factores de

enriquecimiento de la materia orgánica: Descomposición (Destrucción), Producción de

Materia Orgánica (continental en los bordes y marina en la parte central) y Dilución de la

materia orgánica por la sedimentación. Nótese la taza de sedimentación es mayor en los

bordes y los clastos de menor tamaño y la materia orgánica se concentran en las zonas

topográficamente más bajas dentro de la cuenca. (Tomado de Arthur and Sageman,

2005)

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Por otro lado, hay autores que proponen el papel de las Transgresiones marinas,

es decir el aumento del nivel del Mar y formación de mares epicontinentales como

papel maestro en la depositación de rocas con alto contenido de materia orgánica

(Ver FIGURA 8) en dichos ambientes marinos ya que favorecen el desarrollo de

las tres variables fundamentales para la formación de rocas orgánicas: Dilución,

Preservación y Productividad. Debido a que los sedimentos se quedan cerca de la

costa, disminuyendo la Dilución, se crean fondos anóxicos que permiten una mejor

preservación de la materia orgánica y se da un aporte abundante de nutrientes

traídos desde el mar lo cual favorece la Productividad de materia orgánica.

(Schlanger and Jenkyns, 1976); (Arthur and Sageman, 2005)

FIGURA 8: Mapa conceptual donde se ilustra la gran importancia de los aumentos del

Nivel del Mar como factor maestro en el control marino de los factores de Dilución,

Preservación y Producción de materia orgánica. (Tomado de Arthur and Sageman, 2005)

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EVENTOS OCEÁNICOS ANÓXICOS (OAE)

Los Eventos Anóxicos Oceánicos (Oceanic Anoxic Events [OAE]) son periodos en

donde se desarrollan globalmente sedimentos ricos en Materia Orgánica que a

causa de su amplia distribución y presencia en gran cantidad de ambientes

marinos no pudieron ser controlados por la geometría local de las cuencas sino

por el producto de un “Evento Anóxico Oceánico”. (Schlanger and Jenkyns, 1976)

Estos OAE son particularmente notorios en el Cretácico y se deben a la

combinación tanto de cambios Geológicos como Climáticos Globales, tales como

la Transgresión Marina del Cretácico Superior, la cual aumentó el área y volumen

de los mares epicontinentales poco profundos (generándose mucha materia

orgánica). Además por la presencia de un clima estable a nivel global el cual

redujo el ascenso del agua fría y anóxica desde el fondo oceánico. (Schlanger and

Jenkyns, 1976)

Bajo estas circunstancias de baja circulación del agua fría y anóxica del fondo

oceánico se generó una delgada capa muy pobre en oxígeno que junto con la gran

abundancia de materia orgánica, permitió la preservación de gran cantidad de

carbono orgánico en los sedimentos. En particular, se registraron dos eventos de

este tipo durante el Cretácico, uno en el Aptiano-Albiano y otro mucho más

importante en el Cenomaniano-Turoniano como se muestra en la FIGURA 9.

(Schlanger and Jenkyns, 1976)

FIGURA 9: Diagrama donde se muestran los Eventos Anóxicos Oceánicos del Albiano-

Aptiano y Cenomaniano-Turoniano (Tomado de Schlanger and Jenkyns, 1976)

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Teniendo en cuenta el concepto de OAE es posible analizar que las rocas

depositadas en estos periodos poseen mucha materia Orgánica que sobre todo

está compuesta por un Kerógeno tipo II, lo cual hace referencia a su procedencia

marina y que tienen el potencial de formar grandes yacimientos de Oil-Shale con

distribuciones laterales de muchos Kilómetros. (Schlanger and Jenkyns, 1976)

3.1.3 AMBIENTE DE DEPOSITACIÓN DEL CARBÓN

SAPROPÉLICO

Los lagos a diferencia del Mar, están mucho menos influenciados por el efecto de

las olas y las corrientes de viento en cuanto a la distribución y retrabajamiento de

los sedimentos, aunque pueden operar con cierta extensión en las costas del

Lago, normalmente no son capaces de afectar el fondo del mismo. Por esta razón

las aguas de los Lagos tienden a ser Estratificadas de forma permanente. Siendo

denominada la parte superior más caliente y Oxidante como Epilimnion, mientras

que la parte más profunda, fría y Anóxica de dicho Lago se denomina Hypolimnion

(Ver FIGURA 10) la cual está empobrecida en oxígeno y nutrientes lo que

restringe el desarrollo de la vida Bentónica y favorece la preservación de la

materia orgánica ya que su destrucción es minimizada. (Einsele, 1992); (Nichols,

2009)

Si tales condiciones de estratificación se mantienen por grandes periodos de

tiempo, por lo menos unos miles de años, y además se produce un

Enriquecimiento Optimo, es decir que la Productividad sea maximizada, la

Destrucción y Dilución minimizadas, es posible concentrar grandes cantidades de

sedimento laminado rico en materia orgánica llamado sapropel el cual va a dar

origen al Carbón Sapropélico dependiendo el tipo de materia orgánica que se

deposite ya que la Torbanite está compuesta principalmente por Telalginita

derivada del Alga rica en Lípidos Botryococcus, mientras que el Cannel Coal está

compuesto por resinas, esporas, cutículas y ceras derivadas de plantas superiores

que pudieron caer en el Lago y preservarse. (Hutton, 1987); (Katz, 1990); (Einsele,

1992); (Harris, 2005); (Harris et al, 2005)

La materia orgánica tiende de esta manera a ser mejor preservada en los

sedimentos de los Lagos que en los Marinos ya que en los Lagos existen mayores

tazas de sedimentación de materia orgánica la cual se entierra rápidamente y no

logra ser destruida de forma tan eficiente como ocurre en el ambiente marino,

además cuando ocurren periodos de gran aporte de nutrientes al lago favorecidos

durante periodos de gran lluvia que facilita la meteorización química del relieve.

(Katz, 1990); (Einsele, 1992); (Harris, 2005); (Harris et al, 2005)

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Normalmente cuando se da un aumento del nivel del Lago coincide con la

depositación de los intervalos de mayor abundancia de carbono orgánico (Carbón

Sapropélico), mientras que por otro lado los intervalos de menor contenido de

materia orgánica y depositación de capas evaporíticas están asociados a

momentos áridos causados por la disminución del nivel del Lago. (Katz, 1990);

(Einsele, 1992); (Harris et al, 2005)

FIGURA 10: Diagrama que muestra un ambiente de depositación lacustre en donde el

fondo Frío y Anóxico (Hypolimnion) permiten una excelente preservación de la materia

orgánica, la cual es generada a causa del aporte de nutrientes que traen los ríos. Nótese

la parte superficial del lago a causa de las mareas y vientos se encuentra Oxigenado y es

también más caliente (Epilimnion) mientras que la parte profunda se encuentra en calma

generandodse la estratificación del cuerpo de agua, favoreciendo la preservación de la

materia orgánica en el fondo lacustre. (Tomado de Nichols, 2009)

3.2 SECUENCIAS ESTRATIGRÁFICAS TÍPICAS

3.2.1 SECUENCIAS ESTRATIGRÁFICAS TÍPICAS DEL OIL-SHALE

Como se aprecia en la FIGURA 11 el Oil-Shale se desarrolla en la parte más

profunda de las secuencias estratigráficas tanto Lacustres como Marinas ya que

se dan las mejores de Preservación de la materia orgánica generada. (Einsele,

1992); (Nichols, 2009)

18

FIGURA 11: Secuencias estratigráficas del Oil-Shale en facies de Lago y de Plataforma

marina (Tomado y modificado de Nichols, 2009)

19

3.2.2 SECUENCIAS ESTRATIGRÁFICAS TÍPICAS DEL CARBÓN

SAPROPÉLICO

Tal y como se logra apreciar en la FIGURA 12 el carbón Sapropélico se puede

desarrollar más prominentemente en ambientes Lacustres, los cuales

dependiendo del tipo de materia orgánica y las condiciones del Lago pueden dar

dos posibilidades: Formar Torbanite o Cannel Coal.

En el caso de la Torbanite, es mucho más probable formarla cuando el Lago sufre

procesos de alto aporte de nutrientes, los cuales son aportados por los ríos en

épocas de lluvia. Este aporte masivo de nutrientes permite el desarrollo de unas

condiciones de Eutroficación las cuales permiten el desarrollo de una gran

cantidad de Algas, las cuales al ser depositadas en el fondo Anóxico por un tiempo

considerable, pueden llegar a enriquecer los sedimentos, hasta alcanzar

contenidos de materia orgánica que superen el 50% dando origen de esta manera

a un Carbón Sapropélico. (Katz, 1990); (Harris et al, 2005)

Por otro lado, si las condiciones del Lago son simplemente las de estratificación de

la columna de agua, generándose de esta manera un fondo Anóxico, y además no

se presenta un aporte masivo de nutrientes sino un aporte moderado, no se

podrían generar abundantes Algas para formar Torbanite. (Hutton, 1987); (Katz,

1990); (Harris et al, 2005); (Nichols, 2009)

Pero puede existir el caso donde se presente un Lago rodeado por muchas

Plantas superiores, las cuales por acción del viento, logran depositar gran cantidad

de Polen, Esporas y Cutículas dentro del Lago, generándose de esta manera la

preservación de gran cantidad de esa materia orgánica terrestre dando origen al

Cannel Coal en el fondo de dicho Lago. (Hutton, 1987); (Katz, 1990); (Harris et al,

2005); (Nichols, 2009)

20

FIGURA 12: Secuencia típica del ambiente Lacustre, el cual es el más favorable para la

formación de Torbanite y Cannel Coal, los cuales van a ser formados dependiendo el tipo

de materia orgánica que se deposite, siendo la Torbanita favorecida cuando hay gran

cantidad de Algas y el Cannel Coal cuando el Lago recibió muchos aportes de esporas de

Plantas superiores que rodeaban el Lago. (Tomado y modificado de Nichols, 2009)

21

3.3 DIFERENCIAS EN EL PROCESO DE CARBONIFICACIÓN

La Diagénesis de la Materia Orgánica inicia desde que los Biopolímeros

(Proteínas, Lípidos, Ligninas y Carbohidratos) y termina cuando estas moléculas

se juntan y terminan formando el Kerógeno. En el caso del Oil-Shale y el Carbón

Sapropélico los Biopolímeros principales son los Lípidos y algo de proteínas, ya

que son los constituyentes principales de la materia orgánica que se deposita y

forma estas rocas orgánicas. (Tissot and Welte, 1984)

El proceso de Carbonificación es el mismo para el Oil-Shale (de Kerógeno tipo I) y

el Carbón Sapropélico, ya que el tipo de materia orgánica es muy similar, pero la

diferencia es la cantidad, siendo mayor en el carbón. Mientras que el Oil-Shale de

Kerógeno tipo II (Marino), puede poseer diferencias en el tipo de moléculas que

hacen parte de la materia orgánica, pero en esencia los procesos que conducen a

la formación del Kerógeno durante la Diagénesis son los mismos, aunque el Oil-

Shale debe permanecer en un estado inmaduro. (Tissot and Welte, 1984)

En los primeros metros la materia orgánica recién depositada es sometida a

alteraciones microbianas y químicas, lo que puede cambiar es su composición.

Los Biopolímeros que las constituyen son degradados por parte de las bacterias,

generando de esta manera monómeros de Hidrocarburos. Los cuales son

utilizados para nutrir a las bacterias y el residuo sufre un proceso llamado

Policondensación. (Tissot and Welte, 1984)

La Policondensación son una serie de reacciones químicas que dan como

resultado la formación de un Polímero, mediante la unión sucesiva de monómeros.

A medida que aumenta el enterramiento y la temperatura, la mayoría del material

orgánico se vuelve más Insoluble, como resultado de la Policondensación. (Tissot

and Welte, 1984)

En esta etapa se han formado dos tipos de sustancias: Los Ácidos Húmicos y los

Ácidos Fúlvicos, los cuales son mezclas heterogéneas producto de esos procesos

de Policondensación e Insolubilización de la Materia Orgánica que había sufrido

Degradación Bioquímica. (Tissot and Welte, 1984)

Los Ácidos Húmicos son la fracción de la materia orgánica que es soluble en

medio Alcalino [Na(OH)] en insoluble en medio Ácido [HCL], mientras que los

ácidos Fúlvicos es la fracción de la materia orgánica que es soluble tanto en medio

Alcalino [Na(OH)] como en medio Ácido [HCL]. (Tissot and Welte, 1984)

22

Con un aumento aún mayor de la profundidad y la temperatura, el resultado de las

tres etapas (Degradación Bioquímica, Policondensación e Insolubilización) es un

Policondensado insoluble en Álcalis [Na(OH)] llamado Húmin, el cual posee una

estructura análoga a la del Kerógeno, pero se diferencia en que una fracción del

Húmin aún es Hidrolizable, pero con el aumento de la profundidad esa fracción

hidrolizable disminuye hasta que se forma por completo la Macromolécula llamada

Kerógeno. (Tissot and Welte, 1984)

En este punto, la diferencia clara es que el Oil-Shale normalmente se queda en la

etapa de Diagénesis, es decir en una etapa inmadura, mientras que el Carbón

Sapropélico, puede mantenerse en esa etapa o madurarse y ser una excelente

roca generadora, además el Oil-Shale puede originarse a partir de materia

orgánica marina o lacustre, y por lo tanto en el proceso de Carbonificación, en la

etapa final de la Diagénesis, la macromolécula (Kerógeno) que se forme de

ambientes lacustres va a ser similar, mientras que la del ambiente marino va a

tener más contenido de azufre dentro de su estructura y más contendido de anillos

aromáticos que los presentes en los ambientes lacustres. (Tissot and Welte, 1984)

4. ASPECTOS PETROLÓGICOS

A continuación se hace un análisis desde el punto de vista Petrológico de las

diferencias que tienen el Oil-Shale y el Carbón Sapropélico.

4.1 TIPOS DE MATERIA ORGÁNICA

4.1.1 MATERIA ORGÁNICA DEL OIL-SHALE

Como se logra apreciar en la FIGURA 13 la materia orgánica en forma de

Kerógeno que hace parte del Oil-Shale dentro del diagrama de Van Krevelen

pertenece solamente al Tipo I y Tipo II y no al Tipo III. (Tissot and Welte, 1984)

Esto quiere decir que los Oil-Shale solamente se forman en ambientes Lacustres o

Marinos debido al tipo de materia orgánica que en ellos se deposita, ya que la

materia orgánica derivada de Plantas superiores, es más propensa a formar Shale

Carbonoso el cual posee mayor generación de Gas y no Petróleo como si ocurren

en el caso del Oil-Shale. (Tissot and Welte, 1984)

23

FIGURA 13: Diagrama de Van Krevelen donde se muestra que los Oil-Shale solamente

tienen Kerógeno tipo I y tipo II. (Tomado de Tissot and Welte, 1984)

Dentro de los diferentes constituyentes del Oil-Shale, las Algas (Ver FIGURA 14)

son unas de las más importantes debido a su gran enriquecimiento de Lípidos, los

cuales son substancias grasosas precursoras del Petróleo.

Otro tipo de materia orgánica importante en la formación del Oil-Shale es el

Fitoplancton (Ver FIGURA 15) el cual es el conjunto de organismos autótrofos del

Plancton, es decir que son capaces de generar su propio alimento mediante la

Fotosíntesis y además viven dispersos en el agua, dejándose llevar por esta.

24

FIGURA 14: Diagrama donde se muestran ejemplos de Algas marinas hacia la parte

izquierda y Algas Lacustres en la parte derecha de la imagen. (Tomado de

http://www.aquaticscape.com/articles/algae/hairalgae1.jpg)

FIGURA 15: Ejemplos de Fitoplancton. Nótese la gran cantidad de organismos

que componen este grupo de seres vivos. (Tomado de

http://vdmuriel9.files.wordpress.com/2011/08/img-101.jpg)

25

4.1.2 MATERIA ORGÁNICA DEL CARBÓN SAPROPÉLICO

TORBANITE

La Torbanita (También llamada Boghead) se puede formar a partir del Alga,

Botryococcus, la cual es muy importante ya que incluso en su estado de vida,

posee gran cantidad de Lípidos e incluso es capaz de generar Hidrocarburos

naturales tal y como se logra apreciar en la FIGURA 16 donde se muestra un

ejemplar actual de Botryococcus branuii la cual es un análogo moderno de los

Botryococcus que forman las Torbanitas.

FIGURA 16: Ejemplos actuales de Botryococcus Branuii, el cual posee tal cantidad de

Lípidos que incluso es capaz de sintetizar Hidrocarburos Líquidos en forma de gotas,

como se aprecia en la imagen. (Tomado de http://newenergyandfuel.com/wp-

content/uploads/2010/03/Botryococcus-braunii.jpg)

CANNEL COAL

Las CERAS presentes en las hojas de las plantas son mezclas complejas de

acilglicéridos (Acyl-Lípidos) de cadena larga, que las vuelve extremadamente

Hidrofóbicas, es decir que son muy insolubles en agua, razón por la cual las

Plantas las utilizan para recubrir sus hojas y de esta manera lograr

impermeabilizarlas. (Ver FIGURA 17)

26

FIGURA 17: Foto donde se muestra la naturaleza impermeable de las hojas a causa de

las Ceras que las recubren, haciéndolas de esta manera impermeables. (Tomado de

http://fichas.infojardin.com/foto-trepadoras/hoya-carnosa-flores.jpg)

La CUTÍCULA es una membrana formada por Lípidos que segrega la hoja, cuya

función es la de protegerla contra la desecación. La cutícula constituye la parte

externa de la epidermis de las Hojas de las plantas (Ver FIGURA 18), siendo más

delgada en plantas acuáticas y logrando adquirir considerables espesores en las

Plantas Superiores.

FIGURA 18: Vista en microscopio de una sección de la parte más superficial de la Hoja

de una Planta. Nótese que la Cutícula es la parte más exterior de este perfil, sirviendo de

protección al estar constituida de Lípidos. (Tomado de

http://imperiodelaciencia.files.wordpress.com/2012/05/figura5_5.jpg)

Las ESPORAS son empleadas por las Plantas para reproducirse debido a su

facilidad de dispersión con las corrientes de aire. Las esporas producen nuevos

organismos al dividirse por Mitosis produciendo un gameto unicelular. (Ver

FIGURA 19)

27

FIGURA 19: En la imagen se muestran esporas que se desarrollan en las hojas de las

Plantas con el fin de ser arrastradas por el viento y de esta manera garantizar su

reproducción. (Tomado de http://www.ecometta.org/images/p042_0_01_02.jpg)

4.2 MACERALES PRESENTES

4.2.1 MACERALES DEL OIL-SHALE

Los Oil-Shale como se muestra en la FIGURA 20 se pueden clasificar según su

ambiente de depositación y tipo de Macerales en seis principales categorías:

Marinita, Tasmanita, Kukersita, Torbanita (También llamada Boghead), Lamosita y

Cannel Coal (Hutton, 1987). Nótese que esta clasificación fue pensada más en el

tipo de materia orgánica y con un enfoque más desde el punto de vista comercial y

no de una netamente científica, ya que el Carbón Sapropélico (Torbanite y Cannel

Coal) se encuentra incluido en esta clasificación a pesar de que sus contenidos de

materia orgánica son mucho mayores que los presentes en los otros tipos de Oil-

Shale mostrados en la clasificación.

Los Oil-Shale de ambiente Lacustre son formados por materia orgánica rica en

Lípidos, la cual en el caso del Cannel Coal se deriva de Resinas, Esporas, Ceras y

Cutículas de las plantas que rodean el Lago y son transportados por el viento.

Además, en los lagos se depositan muchos Lípidos derivados de Algas, Acritarcos

(Organismos unicelulares de origen dudoso) y también dinoflagelados. (Hutton,

1987).

Para el estudio de estas rocas, se han adaptado varios términos de la petrografía

del carbón para el estudio del Oil-Shale:

28

TELALGINITA: Se refiere a la materia orgánica derivada de Algas grandes

coloniales o de Algas Unicelulares, típicamente generado por el Alga

Botryococcus. (Brilla de color amarillo o naranja en luz fluorescente)

LAMALGINITA: Se refiere a Algas coloniales de pared delgada, o Algas

unicelulares que ocurren a manera de láminas con pocas o no reconocibles

estructuras biológicas. (Brilla de color amarillo o naranja en luz fluorescente)

BITUMINITA: Son estructuras amorfas en las cuales no se puede reconocer

estructuras biológicas, fluorecen muy poco (gris o negro). Se presentan a manera

de matriz orgánica irreconocible (Groundmass) y pueden estar rodeadas por fino

material mineral.

FIGURA 20: Clasificación de los Oil-Shale según su ambiente. Nótese que los

Carbones Sapropélicos (Torbanite y Cannel Coal) también hacen parte de esta

clasificación, pero esto se hace porque poseen grandes contenidos de materia

orgánica que desde un punto de vista comercial cuando no se han madurado lo

suficiente se pueden considerar como “Oil-Shale” a pesar de no ser como tal uno,

ya que su contenido de materia orgánica es mucho mayor al 50% por eso se

denominan carbones. (Tomado de Hutton, 1987)

29

La Vitrinita e Inertinita son menos abundantes en el Oil-Shale, ya que proceden de

material Húmico derivado de Plantas Superiores, aunque si se presentan, lo hacen

con reflectancia moderada a alta y baja fluorescencia.

Hutton, 1987 reconoció seis clases diferentes de Oil-Shale, de las cuales las más

abundantes y que forman los depósitos más grandes en el mundo son las

Marinitas (Oil-Shale Marino) y las Lamositas (Oil-Shale Lacustre).

LAMOSITA

La Lamosita es un Oil-Shale de tonalidad pálida, gris-marrón, gris oscuro o negro;

en el cual el mayor constituyente orgánico es la Lamalginita derivada de Algas

Planctónicas Lacustres. Aunque puede tener componentes menores de Vitrinita,

Inertinita, Telalginita y Bitumen. Los depósitos de Oil-Shale Cenozoicos de la

formación Green River en el Oeste de los Estados Unidos y un número de

Depósitos lacustres del Este de Queensland, Australia son Lamositas. (Hutton,

1987)

MARINITA

La Marinita es un Oil-Shale de color gris, gris oscuro o negro; en la cual el mayor

componente orgánico es Lamalginita y Bituminita derivada principalmente de

Fitoplancton Marino. La Marinita también puede contener pequeñas cantidades de

Bitumen, Telalginita y Vitrinita. Las Marinitas se depositan típicamente en mares

epicontinentales poco profundos en la parte más tranquila de la plataforma donde

la acción de las corrientes marinas es mínima. Los depósitos del Devónico-

Carbonífero del este de Estados Unidos son Marinitas. Este tipo de depósitos son

se caracterizan por tener una amplia distribución, logrando cubrir cientos o miles

de Kilómetros cuadrados, pero son relativamente delgados, teniendo menos de

100m de espesor. (Hutton, 1987)

CANNEL COAL

El Cannel Coal es un Oil-Shale de color marrón a negro que se encuentra

compuesto por Resinas, Esporas, Ceras y Cutículas derivadas de Plantas

Superiores. Su principal Maceral es la Esporinita, aunque puede tener variades

cantidades de Vitrinita e Inertinita. Este tipo de roca orgánica se origina en Lagos

Anóxicos rodeados por árboles que por acción del viento recibía un gran aporte de

estos materiales ricos en Lípidos procedentes de las Plantas. (Hutton, 1987)

TORBANITA (También llamada Boghead), TASMANITA Y KUKERSITA

Estos tres tipos de Oil-Shale reciben sus nombres dependiendo del tipo específico

de Alga a la cual se encuentran directamente relacionados:

30

Los nombres se deben a sitios Geográficos de importancia: El nombre

TORBANITE se debe a Torbane Hill en Escocia, el cual es un Shale negro cuya

materia orgánica está compuesta principalmente de Telalginita, derivada del Alga

Botryococcus rica en Lípidos que se depositó en ambientes lacustres. Aunque

puede contener pequeñas cantidades de Vitrinita e Inertinita. Este tipo de

depósitos son comúnmente pequeños, pero extremadamente buenos en calidad.

(Hutton, 1987)

La TASMANITA recibe su nombre de unos depósitos de Oil-Shale en Tasmania,

los cuales son de tonos marrones a negros. La materia orgánica se compone

principalmente de Telalginita derivada preferencialmente del Alga unicelular

Tasmanitid la cual es de origen Marino, aunque también se pueden presentar

menores contenidos de Vitrinita, Lamalginita e Inertinita. (Hutton, 1987)

La KUKERSITA toma su nombre del Señorío Kukruse cerca del pueblo de Kohtla-

Järve, Estonia. Estos Oil-Shale de origen marino, son de color marrón claro y su

principal componente orgánico es la Telalginita derivada del Alga verde

Gloeocapsomorpha Prisca. (Hutton, 1987)

IMÁGENES PETROGRÁFICAS OIL-SHALE

A continuación se muestran imágenes petrográficas de los principales Macerales

presentes en el Oil-Shale:

FIGURA 21: En la imagen se

aprecia una sección pulida en

luz fluorecente de una Lacosita

de Rundle, Australia; donde se

observa una gran cantidad de

Lamalginita (color naranja) y

en negro una matriz de tamaño

arcilla. (Tomado de Cook and

Sherwood, 1991)

31



luz fluorecente de una

Torbanita donde se observa

una gran cantidad de

Telalginita (Relacionada al

Botryococcus) Se pueden

distinguir células de Algas

individuales. (Tomado de Cook

and Sherwood, 1991)



luz fluorecente de una Lacosita

de la Fm. Green River donde

domina la Lamalginita (color

amarillo a naranja) (Tomado

de Cook and Sherwood, 1991)




Marosita de la Fm. Kockatea

Shale, Australia donde se ve

Lamalginita derivada del

Acritarco Veryhachium (color

amarillo a naranja) En la parte

derecha se ve Bitosita con

Bituminita (gris claro) (Tomado

de Cook and Sherwood, 1991)

32




Tasmanita de Alaska donde

domina la Telalginita derivada

del Alga Tasmanita (color

naranja) en una matriz de

Bituminita y minerales ambos

negros (Tomado de Cook and

Sherwood, 1991)




Kukersita de Estonia, donde

domina la Telalginita derivada

de Gloeocapsomorpha (color

amarillo) y minerales de color

negro (Tomado de Cook and

Sherwood, 1991)




Marosita de la formación

Muderon Shale, Australia

donde domina la Lamalginita

derivada de Dinoflegelados y

acritarcos (color amarillo) y

minerales de color negro

(Tomado de Cook and

Sherwood, 1991)

33




Marobitosita de la Fm.

Toolebuc, Australia donde se

ve Lamalginita laminada

(color amarillo) También se

observa Bituminita (gris

claro) y matriz mineral negra

(Tomado de Cook and

Sherwood, 1991)




Torbanita donde se aprecia

claramente Líptinita derivada

de Botryococcus que fluorece

de color amarillo y está

rodeado de groundmass

(Tomado de Peppers and

Harvey, 1997)










Harvey, 1997)

34










Harvey, 1997)

4.2.2 MACERALES DEL CARBÓN SAPROPÉLICO

Si se aprecia la FIGURA 32 se puede apreciar la composición maceral promedio

que se encuentra en la Torbanita (También llamada Boghead) y el Cannel Coal.

Nótese la abundancia de Alginita en la Torbanita, y la gran cantidad de

Groundmass en la mayoría del Cannel Coal excepto uno donde la Sporinita es el

mayor constituyente. (Han et al, 1997)

FIGURA 32: Tabla donde se muestra que el principal Maceral de la Torbanita es la

Alginita, mientras que el Groundmass es el mayor constituyente del Cannel Coal, excepto

en un caso donde la Esporinita es el mayor. (Tomado de Han et al, 1997)

35

La Torbanite y el Cannel Coal poseen valores muy bajos de Ceniza los cuales

varían entre un 3% a 15% (Hutton et al, 1996), lo cual es muy bajo en

comparación con otro tipo de rocas sedimentarias, las cuales poseen valores de

ceniza (contenido mineral) de un 80-60% para el Oil-Shale y más de 90% para la

mayoría de las rocas Generadoras normales.

Es por estos bajos contenidos de ceniza, es decir bajo contenido mineral, que la

Torbanite y el Cannel Coal, poseen valores por encima del 50% de materia

Orgánica, lo que significa que encajan dentro de la clasificación de Carbón

Sapropélico y no de Oil-Shale como normalmente se hace. (Hutton et al, 1996)

A continuación se muestran ejemplos de imágenes petrográficas con los

Macerales presentes en el carbón Sapropélico: Torbanita (También llamada

Boghead) y Cannel Coal.

FIGURA 33: Foto en luz reflejada, Luz

blanca con inmersión de aceite de una

Torbanita que muestra una

predominancia de la Alginita Reinschia.

Las partículas gris verdosas son

Vitrinita degradada (Tomado de Han et

al, 1997)

36

FIGURA 34: Foto en luz

reflejada, Luz Fluorescente con

inmersión de aceite de Alginita

concentrada nótese el color

amarillo de la Alginita. (Tomado

de Han et al, 1997)


reflejada, Luz blanca con

inmersión de aceite de Vitrinita

degradada concentrada nótese

la alta reflectancia (Tomado de

Han et al, 1997)

37


Fluorescente con inmersión de aceite de

una Torbanita donde se muestra una

predominancia de Reinschia, La cual es

una Alginita con buena preservación de

la estructura celular. (Tomado de Han et

al, 1997)


reflejada, Luz Fluorescente con

inmersión de aceite de Alginita

concentrada nótese el color

amarillo de la Alginita. (Tomado

de Han et al, 1997)

38


reflejada, Luz fluorescente con

inmersión de aceite de

Groundmass concentrado que

muestra una baja fluorescencia

(Tomado de Han et al, 1997)


Fluorescente con inmersión de aceite

de un Cannel Coal que está dominado

por Lamalginita y en negro se aprecia

Groundmass (Tomado de Han et al,

1997)

39

FIGURA 40: Foto en luz reflejada,

Luz Fluorescente con inmersión

de aceite de Alginita concentrada

nótese el color amarillo de la

Alginita. (Tomado de Han et al,

1997)


Luz fluorescente con inmersión

de aceite de Groundmass

concentrado que muestra una

baja fluorescencia (Tomado de

Han et al, 1997)

40


Fluorescente con inmersión de aceite de

un Cannel Coal que está dominado por

Lamalginita y en negro se aprecia


1997)


Luz fluorescente con inmersión de

aceite de Groundmass



Han et al, 1997)

41






Han et al, 1997)



de aceite de un Cannel Coal que

está dominado por Lamalginita y

en negro se aprecia Groundmass


42


Blanca con inmersión de aceite de un

Cannel Coal que está dominado por

Lamalginita y Groundmass (Tomado de

Han et al, 1997)






Han et al, 1997)

43


Luz Blanca con inmersión de


concentrado (Tomado de Han et

al, 1997)


Fluorescente con inmersión de aceite

de un Cannel Coal que está dominado

por Lamalginita y en negro se aprecia


1997)

44




concentrado que muestra una baja

fluorescencia (Tomado de Han et

al, 1997)






Han et al, 1997)

45


Blanca con inmersión de aceite de un

Cannel Coal que está dominado por

Esporinita y también hay presencia de

Vitrinita de color gris y en Blanco

Inertinita. (Tomado de Han et al, 1997)



de aceite de Esporinita

concentrada (Tomado de Han et

al, 1997)

46


Luz blanca con inmersión de

aceite de Vitrinita concentrada

nótese la alta reflectancia


4.3 GRADOS DE MADUREZ TERMAL QUE ALCANZAN

OIL-SHALE

Para que una roca sea de interés económico para la extracción de Petróleo a

partir de Oil-Shale es necesario que no alcance niveles altos de maduración termal

ya que se necesita mantener la mayor cantidad de Kerógeno en forma intacta para

que durante procesos de calentamiento artificial se produzca una desestabilización

de dicha macromolécula (Kerógeno) para que se produzca la expulsión del

petróleo al desprenderse las cadenas de Hidrocarburos. (Yen and Chilingarian,

1976); (Tissot and Welte, 1984); (Dyni, 2006)

Por lo tanto, si se quiere hacer una extracción de la mayor cantidad de Petróleo

posible de manera artificial, no es conveniente que la roca posea niveles altos de

maduración ya que el Kerógeno remanente no va a ser capaz de expulsar una

cantidad de petróleo lo suficientemente atractiva, en comparación con una roca

que aún se encuentre en etapas de Diagénesis. (Yen and Chilingarian, 1976);

(Tissot and Welte, 1984); (Dyni, 2006)

CARBÓN SAPROPÉLICO (TORBANITE Y CANNEL COAL)

Con esos valores excelentes de tipo y cantidad de Materia Orgánica los Carbones

Sapropélicos pueden ser considerados comercialmente desde dos puntos de vista,

el Convencional y el No Convencional.

47

De forma CONVENCIONAL un Carbón Sapropélico (Torbanite y Cannel Coal)

tiene un gran interés ya que al poseer grandes cantidades de Materia Orgánica

cuyo contenido de Hidrógeno es muy bueno a causa de la gran presencia de

Lípidos que la conforman, de ser el caso que dicha roca sufra el proceso normal

de maduración al enterrarse y sufrir una desestabilización termal de la

macromolécula del Kerógeno, la cantidad de Hidrocarburos sería impresionante y

muy favorable económicamente. (Ver FIGURA 55). Por otro lado, como se logra

apreciar en la FIGURA 55, si al carbón Sapropélico (Torbanite y Cannel Coal) se

le considera de una manera NO CONVENCIONAL, es decir; si se les trata desde

el punto de vista comercial como un “Oil-Shale”, se requiere que estas rocas no

sufran un gran proceso de madurez termal, ya que en los proyectos de este tipo se

requieren altos contenidos de Kerógeno sin madurar, para que luego se pueda

calentar y desestabilizar, con el fin de generar un desprendimiento masivo de

Hidrocarburos que son los constituyentes del Petróleo. (Yen and Chilingarian,

1976); (Tissot and Welte, 1984); (Dyni, 2006)

FIGURA 55: Esquema donde se muestran las dos posibilidades que tiene el carbón

Sapropélico de formar Petróleo: Una de manera natural al sufrir el proceso normal de

calentamiento a causa del enterramiento, y la otra es de manera artificial al presentarse

condiciones de Diagénesis, es decir cuando está inmaduro; para lo cual se requiere

calentar el Kerógeno de manera artificial, siendo tratado de esta manera como si fuera un

“Oil-Shale”.

48

5. ASPECTOS GEOQUÍMICOS

En la siguiente parte de este trabajo de investigación se procede a analizar desde

el punto de vista Geoquímico, cuáles son las diferencias que existen entre el

Carbón Sapropélico y el Oil-Shale.

5.1 TIPOS DE CADENAS ORGÁNICAS QUE LOS

CONSTITUYEN

5.1.1 CADENAS ORGÁNICAS DEL OIL-SHALE

PROTEINAS

Las Proteínas son polímeros altamente ordenados compuestos de muchos

aminoácidos individuales (Ver FIGURA 56) y constituyen la mayoría de los

compuestos nitrogenados de los organismos. Son de importancia en los procesos

de mineralización tales como la formación de conchas. Por otro lado en la

presencia de agua las proteínas pueden ser fracturadas en sus monómeros

individuales. A esto se le llama la Hidrólisis del enlace Péptido, el cual se da entre

el grupo amino (-NH2) de un aminoácido y el grupo carboxilo (-COOH) de otro

aminoácido, como puede observarse en la FIGURA 56. (Tissot and Welte, 1984)

FIGURA 56: En la parte izquierda de la imagen se aprecia la Hidrólisis del enlace Péptido

(entre el grupo amino y el carboxilo de dos aminoácidos). En la parte derecha se aprecian

distintos ejemplos de Proteínas. (Tomado de Tissot and Welte, 1984)

49

LIPIDOS

Los Lípidos abarcan una gran cantidad de sustancias grasosas que son insolubles

en agua; tales como la grasa animal, los aceites vegetales y las ceras como las

que recubren las hojas. Naturalmente se presentan a manera de mezclas de

varios triglicéridos como el que se muestra en la FIGURA 57. Además, estas

sustancias pueden formar ácidos grasos que normalmente tienen entre 16 y 18

átomos de carbono, formando de esta manera al ácido Palmitico y Estearico

respectivamente (Ver FIGURA 58) (Tissot and Welte, 1984)

FIGURA 57: Esquema de la móleculas del Triglicérido, la cual es uno de los Lípidos más

comunes, y al hacerse mezclas de estos se forman gran parte de los Biopolímeros de los

seres vivos. (Tomado de Tissot and Welte, 1984)

FIGURA 58: Esquemas de las moléculas más comunes de los ácidos grasos de 16 y 18

carbonos, los cuales son comunes constituyentes de la materia orgánica del Oil-Shale.

(Tomado de Tissot and Welte, 1984)

50

Como se aprecia en la FIGURA 59 los Lípidos también se presentan en los

organismos a manera de ácidos insaturados los cuales son cadenas de n-alcanos

que pueden poseer gran cantidad de átomos de carbono, normalmente unidos con

enlaces simples, pero pueden poseer dobles enlaces y llegar a ser muy largos.

(Tissot and Welte, 1984)

FIGURA 59: Moléculas de Ácidos insaturados, los cuales son Lípidos que

normalmente son constituyentes de los organismos. Nótese la gran cantidad de

átomos de carbono que pueden llegar a poseer. (Tomado de Tissot and Welte, 1984)

51

5.1.2 CADENAS ORGÁNICAS DEL CARBÓN SAPROPÉLICO

TORBANITE

Las cadenas orgánicas del Torbanite son las mismas que la mayoría del Oil-Shale, ya que

las Algas y el Fitoplancton poseen una gran cantidad de grasas naturales llamada lípidos,

las cuales poseen las mismas estructuras químicas que las mostradas para el Oil-Shale

en la FIGURA 57, FIGURA 58 y en la FIGURA 59. (Tissot and Welte, 1984)

CANNEL COAL

El Cannel Coal es un tipo de Carbón Sapropélico que se desarrolla a causa de un

gran aporte de Resinas, Esporas, Cutículas y Ceras de las Plantas Superiores que

son arrastradas por el viento y terminan depositándose en el fondo Anóxico de un

Lago. Estas partes de las Plantas se encuentran enriquecidas en aceites

vegetales, es decir Lípidos de un grado de complejidad mucho mayor que el

encontrado en Las Algas o el Fitoplancton, tal y como se logra apreciar desde la

FIGURA 60 hasta la FIGURA 63 este tipo de Lípidos posee gran variedad de

aparición, teniendo dentro de su estructura enlaces de carbono simples, dobles y

presencia de Ciclo-alcanos. (Tissot and Welte, 1984)

FIGURA 60: En la imagen se muestra la estructura moléculas del Beta-Caroteno, el cual

es un tipo de Lípido presente en las Plantas Superiores que sirve como pigmento que les

da coloración. (Tomado de Tissot and Welte, 1984)

52

FIGURA 61: En la imagen se aprecian diferentes ejemplos de Monoterpenos, los cuales

son moléculas pertenecientes al grupo de los Lípidos. Estas moléculas compuestas por

ciclo-alcanos y enlaces simples, hacen normalmente parte los aceites esenciales de las

Plantas superiores. (Tomado de Tissot and Welte, 1984)

53

FIGURA 62: Esquema donde se muestra la estructura molecular de una clase de Lípidos

llamados sesquiterpenos, los cuales son unos isoprenoides típicos de las Pantas

Superiores. (Tomado de Tissot and Welte, 1984)

FIGURA 63: Ejemplos de Diterpenoides (a) aciclico, b) diciclico, c) tricíclico. Los cuales

son un tipo de Lípidos complejos presentes en las plantas superioresl los cuales se

presentan a manera de anillos, por lo tanto son ciclo-alcanos. (Tomado de Tissot and

Welte, 1984)

54

5.2 EVOLUCIÓN DE LA MATERIA ORGÁNICA

Tal y como logra apreciarse en la FIGURA 64 la materia orgánica, presenta 4 tipos

de Biopolímeros principales: Proteínas, Lípidos, Carbohidratos y Ligninas. Siendo

los Lípidos los de mayor importancia para el Oil-Shale y el Carbón Sapropélico.


Estos Biopolímeros altamente organizados, al ser depositados en los sedimentos,

sufren un gran ataque por parte de las bacterias del fondo oceánico, las cuales los

degradan para alimentarse, para lo cual tienen que descomponerlos en moléculas

más pequeñas y fáciles de digerir, a excepción de los Lípidos que resultan muy

difíciles de descomponer por las bacterias, lo que causa su enriquecimiento

preferencial en los sedimentos, al ser dejados a un lado por parte de las bacterias.


Luego de crearse esa gran cantidad de moléculas más pequeñas que no fueron

empleadas por las bacterias, se da un proceso llamado Policondensación (Ver

FIGURA 64) en el cual se busca obtener un equilibrio del sistema. Esta etapa

consiste en la unión de esos fragmentos que fueron separados de forma aleatoria

hasta lograr formar hacia el final de la Diagénesis una macromolécula compuesta

por la unión de todas esas moléculas menores, la cual se termina conociendo

como Kerógeno. Esta Macromolécula, presenta una gran cantidad de cadenas de

Hidrocarburos como se muestra en la FIGURA 65, y se presenta a manera de una

red tridimensional dentro de los sedimentos. (Tissot and Welte, 1984)

Si se continúa calentando la roca con alto contenido de materia orgánica (Oil-

Shale o Carbón Sapropélico) a causa del enterramiento, se produce una nueva

etapa de desequilibrio en el sistema, la cual se conoce como Catagénesis (Ver

FIGURA 64), es decir; la etapa principal de generación de Petróleo a partir del

desprendimiento de moléculas de Hidrocarburos del Kerógeno. (Tissot and Welte,

1984)

Acompañando al Petróleo formado a partir del Kerógeno, pueden estar otro tipo de

Hidrocarburos llamados Biomarcadores (Ver FIGURA 64), los cuales son

moléculas fósiles que casi no sufrieron alteración desde su momento de

depositación y pueden ser relacionadas con organismos actuales que las

sintetizan como parte de su estructura. (Tissot and Welte, 1984)

55

FIGURA 64: Diagrama donde se muestran los procesos que sufre la materia orgánica

durante su evolución en la etapa de la Diagénesis desde la temprana hasta llegar a la

tardía. Nótese que la materia orgánica termina en forma de una Macromolécula muy

compleja llamada Kerógeno o en forma de Fósiles Geoquímicos (Biomarcadores).

(Tomado de Tissot and Welte, 1984)

56

FIGURA 65: Modelo de la estructura de la Macromolécula del Kerógeno compuesta por

gran cantidad de cadenas alifáticas, anillos aromáticos, resinas y asfaltenos (Tomado de

Behar and Vandenbroucke, 1987)

Cuando la roca con alto contenido de materia orgánica (Oil-Shale o Carbón

Sapropélico) se calienta aún más, sufre un proceso de rompimiento masivo de los

enlaces carbono-carbono de los hidrocarburos, generando de esta manera Metano

(el Hidrocarburo más sencillo). A este proceso se le conoce como Cracking y

ocurre como parte de la etapa conocida como Metagénesis (Ver FIGURA 66), y

afecta tanto al Kerógeno que aún no ha sido transformado en Hidrocarburos, como

al Petróleo que ya se generó pero que aún no había alcanzado a salir de la roca

generadora. (Tissot and Welte, 1984)

Hacia el final de la Metagénesis todos los Hidrocarburos de mayor interés

económico terminan siendo destruidos a causa del Cracking, quedando de esta

manera una gran cantidad de carbono orgánico muy empobrecido en Hidrógeno y

Oxígeno. (Tissot and Welte, 1984)

57

FIGURA 66: Diagrama donde se ilustra el camino que sufre la materia orgánica durante

las etapas de Diagénesis, Catagénesis y Metagénesis. (Tomado de Tissot and Welte,

1984)

58

El Carbono Orgánico remanente de la etapa de Metagénesis termina luego

entrando al campo del Metamorfismo de bajo grado, sufriendo un gran

reordenamiento, hasta llegar a estabilizarse en forma de Grafito. El cual alcanza

grandes campos de estabilidad dentro de la corteza terrestre. Este grafito, puede

incluso alcanzar condiciones de Metamorfismo de muy alto grado como ocurre en

las zonas de Subducción, siendo posible de esta mansera que el carbono orgánico

derivado de los restos de plantas depositadas, pueda llegar a ser parte de unas

Eclogitas a manera de Diamantes tal y como se puede observar en la FIGURA 67,

donde se muestra que las zonas de Subducción pueden entrar dentro de la zona

de estabilidad del Diamante y si hay Grafito de origen orgánico, puede sufrir un

alto reordenamiento a causa de la presión y la temperatura, hasta llegar a ser un

diamante dentro de una Eclogita, como ya se ha reportado en numerosas

ocasiones. (Stachel and Harris, 2007)

FIGURA 67: Diagrama donde se relaciona la manera en que el carbono orgánico

puede pasar desde el campo del metamorfismo donde se presenta a manera de

Grafito, hasta llegar en zonas de subducción a alcanzar la zona de estabilidad del

Diamante, los cuales se pueden formar en Eclogitas (Tomado de Stachel and

Harris, 2007)

59

5.3 CANTIDAD DE CARBONO ORGÁNICO TOTAL Y TIPO DE

ROCAS ORGÁNICAS

Tal y como logra apreciarse en la FIGURA 68 según el tipo de Kerógeno y la

cantidad de carbono orgánico total que tenga la roca, se pueden generar

diferentes tipos de rocas orgánicas, en donde los equivalentes de cada una están

controlados según la cantidad de %TOC.

Al hacer un análisis solamente de las rocas generadas si el Kerógeno es de tipo I

y tipo II es posible analizar y contrastar la diferencia entre el Oil-Shale y el Carbón

Sapropélico en base a su contenido de Carbono Orgánico Total (%TOC) ya que el

Oil-Shale tiene más del 10%TOC pero no alcanza a tener valores tan altos como

un Carbón Sapropélico, el cual posee valores por encima del 50% de TOC. (Ver

FIGURA 68)

Además el Carbón Sapropélico (Torbanite y Cannel Coal) posee valores de ceniza

entre 3-15%, lo cual quiere decir que su contenido de material mineral es muy

bajo, siendo casi en su totalidad materia orgánica, lo cual hace que sobrepasen el

50% de materia orgánica, dándoles de esta forma el nombre de Carbones, pero de

tipo Sapropélico.

FIGURA 68: Cuadro comparativo donde se muestra la relación entre los tipos de

Kerógenos y las rocas que se forman según el contenido y tipo de materia

orgánica que las compone.

SHALE CARBONOSO

(>10% de Materia Orgánica)

OIL-SHALE


OIL-SHALE


CARBÓN HÚMICO


CARBÓN SAPROPÉLICO


KERÓGENO TIPO III KERÓGENO TIPO II KERÓGENO TIPO I

ROCAS ORGÁNICAS

SHALE (NO GENERADOR

DE PETRÓLEO)

SHALE (ROCA

GENERADORA)

SHALE (ROCA

GENERADORA)

60

Como se aprecia en la FIGURA 69 dependiendo del contenido de materia

orgánica se pueden clasificar los tipos de rocas orgánicas que poseen Kerógeno

Tipo I, comenzando con los diferentes %TOC que pueden tener los Shale

comenzado por valores menores a 0.5% lo que las hace prácticamente inútiles

como rocas generadoras, pero si el contenido de materia orgánica alcanza valores

por encima del 50% como ocurre con la Torbanita y en Cannel Coal, se trata

entonces de un Carbón Sapropélico.

FIGURA 69: Tabla comparativa entre el %TOC y los tipos de rocas orgánicas que

se generan para el Kerógeno tipo I.

>10% Oil-Shale

>50% Carbón Sapropélico

1.0-2.0% Justo

2.0-4.0% Buena

4.0-10% Excelente

% TOCROCA

GENERADORA

<0.5% Muy pobre

0.5-1.0% Pobre

61

6. PRESENCIA EN COLOMBIA

6.1 CUENCAS CON POTENCIAL EN COLOMBIA

Como se logra apreciar desde la FIGURA 70 hasta FIGURA 74 Colombia posee

varias cuencas con la presencia de los dos Eventos Anóxicos Oceánicos (OAE)

depositadas tanto en el OAE del Aptiano-Albiano (115-105Ma) como en el OAE

del Cenomaniano-Turoniano (100-85Ma). Dentro de estas cuencas se encuentran

El Valle Medio del Magdalena, Cordillera Oriental, el Valle Superior del

Magdalena, Caguán Putumayo y Catatumbo. En donde las rocas del evento

Cenomaniano-Turoniano poseen un mayor interés ya que son análogas a la

Formación la Luna la cual es una de las rocas Generadoras más importantes de

petróleo tanto en Colombia como en Venezuela. (Schlanger and Jenkyns, 1976);

(Sarmiento, 2011)

FIGURA 70: Esquema donde se muestra que las Cuencas del Valle Medio del Magdalena

y Cordillera Oriental poseen el potencial para formar yacimientos de Oil-Shale ya que

presentan varias Formaciones que se depositaron durante los Eventos Anóxicos

Oceánicos (OAE) del Cretácico. (Tomado de Sarmiento, 2011)

62

FIGURA 71: Esquema donde se muestra que la cuenca del Valle Superior del Magdalena

posee formaciones con potencial para la presencia yacimientos de Oil-Shale ya que

presenta formaciones depositadas durante los dos Eventos Anóxicos Oceánicos (OAE)

del Cretácico. (Tomado de Roncancio and Martinez, 2011)

FIGURA 72: Diagrama donde se muestra la presencia del Evento Anóxico Oceánico del

Cenomaniano-Turoniano en la Cuenca Caguán-Putumayo. (Tomado de Montenegro and

Barragán, 2011)

63

FIGURA 73: Diagrama que muestra el OAE del Cenomaniano-Turoniano en la Cuenca

del Catatumbo y la correlación lateral de estas unidades hacia la Cuenca del Lago de

Maracaibo lo cual hace interesante estas cuenca como posible productora de Oil-Shale.

(Tomado de Pedraza and Ramírez, 2011)

FIGURA 74: Diagrama donde se muestra la relación entre los Eventos Oceánicos

Anóxicos y las secuencias sedimentarias de las cuencas de Cesar-Ranchería y Valle

Medio del Magdalena. (Tomado de Mesa and Rengifo, 2011)

64

6.2 FORMACIONES POTENCIALMENTE PRODUCTORAS

Los Eventos Oceánicos Anóxicos reúnen las mejores condiciones para la

acumulación y preservación de la materia Orgánica debido a su facilidad para

poseer Columnas de agua estratificadas que conducen a la formación de fondos

anóxicos, Alta productividad de materia orgánica derivada de la gran cantidad de

nutrientes y las bajas tazas de sedimentación que se presentan.

Es por esto que para escoger un proyecto económicamente viable es necesario

“jugar a lo seguro”, por lo tanto es mejor empezar determinando las formaciones

con mejor potencial para poseer una distribución areal considerable y de buena

cantidad y calidad de carbono orgánico en el territorio Colombiano, siendo la

Formación la Luna y sus análogas del Evento Oceánico Anóxico (OAE) del

Cenomaniano-Turoniano las más interesantes, aunque las rocas que se

depositaron en el otro evento OAE del Aptiano-Albiano también son buenas

candidatas para este tipo de proyectos de extracción de Hidrocarburos no

Convencionales.

6.2.1 CUENCA DEL VALLE MEDIO DEL MAGDALENA

FORMACIÓN LA LUNA

Teniendo en cuenta que esta formación se depositó hace 90Ma durante el Evento

Oceánico Anóxico (AOE) del Cenomaniano-Turoniano (100-85Ma) no es de

extrañarse que esté ampliamente distribuida y conocida por ser la roca generadora

de varias cuencas tanto en Colombia como en Venezuela posea Calizas y

Lodolitas con excelentes características de rocas generadoras efectivas, ya que

poseen valores altos de carbono orgánico total (TOC) que en promedio es de 4% y

poseen un Kerógeno tipo II el cual desde el punto de vista comercial puede que no

sea tan bueno como el Kerógeno tipo I de un lago pero de todas formas es capaz

de servir como formador de un yacimiento de Oil-Shale. (Schlanger and Jenkyns,

1976); (Sarmiento, 2011)

FORMACIONES PAJA Y TABLAZO

El Evento Anóxico Oceánico (OAE) del Aptiano-Albiano (115-105Ma) coincide con

las edades de depositación de la parte superior de la Formación Paja (115Ma) y la

Formación Tablazo (112Ma) las cuales están constituidas por Calizas, Lodolitas, y

Lodolitas calcáreas, cuyas propiedades son bastante favorables como rocas

generadoras debido a su alto contenido de TOC y Kerógeno tipo II. (Schlanger and

Jenkyns, 1976); (Sarmiento, 2011)

65

6.2.2 CUENCA DEL VALLE SUPERIOR DEL MAGDALENA

GRUPO VILLETAS Y FORMACIÓN CABALLOS

En la cuenca del VSM las principales rocas generadoras y que también poseen el

mejor potencial para formar yacimientos de Oil-Shale son las Calizas y Lodolitas

del Grupo Villeta del Albiano-Coniaciano el cual coincide en su depositación con

los Eventos Oceánicos Anóxicos (OAE) del Cretácico. Este grupo se encuentra

conformado de base a techo por las formaciones Tetuán, Bambucá y La Luna las

cuales poseen un alto contenido de TOC y un Kerógeno tipo II. Por otro lado, las

Lodolitas de la Formación Caballos del Albiano son unas rocas de menor

importancia como rocas generadoras aunque podrían tener algún potencial.

(Schlanger and Jenkyns, 1976); (Roncancio and Martínez, 2011)

6.2.3 CUENCA DE LA CORDILLERA ORIENTAL

FORMACIÓN CHIPAQUE

La sucesión de Lodolitas y Calizas que forman la Formación Chipaque fueron

depositadas durante el Evento Anóxico Oceánico del Cenomaniano-Turoniano

(100-85Ma) y son temporalmente equivalentes a la formación la Luna pero en la

cuenca de la Cordillera Oriental, en donde esta formación constituye la mayor roca

generadora de dicha cuenca, al poseer materia orgánica de origen marino lo que

se traduce en un Kerógeno Tipo II y valores de TOC por encima del 2% en

promedio por lo que su potencial para formar yacimientos económicamente

atractivos de Oil-Shale resulta factible. (Schlanger and Jenkyns, 1976);

(Sarmiento, 2011)

6.2.4 CUENCA CAGUÁN-PUTUMAYO

GRUPO VILLETAS Y FORMACIÓN CABALLOS

Estas formaciones se encuentran continuando lateralmente desde la zona de la

cuenca del Valle Superior del Magdalena y representan las principales rocas

generadoras de la zona. Las Calizas y Lodolitas del Grupo Villeta del Albiano-

Coniaciano el cual coincide en su depositación con los Eventos Oceánicos

Anóxicos (OAE) del Cretácico se encuentra conformado de base a techo por las

formaciones Tetuán, Bambucá y La Luna las cuales poseen un alto contenido de

TOC y un Kerógeno tipo II. Por otro lado, las Lodolitas de la Formación Caballos

del Albiano son unas rocas de menor importancia como rocas generadoras

aunque podrían tener algún potencial para Oil-Shale. (Schlanger and Jenkyns,

1976); (Montenegro and Barragán, 2011)

66

6.2.5 CUENCA DEL CATATUMBO

FORMACIONES LA LUNA Y CAPACHO

En la cuenca del Catatumbo se da la continuación lateral de las unidades

pertenecientes a la Cuenca del Lago de Maracaibo ubicada en territorio

Venezolano. Estas formaciones presentan un buen potencial como yacimientos de

Oil-Shale ya que fueron depositadas durante el Evento Oceánico Anóxico (AOE)

del Cenomaniano-Turoniano (100-85Ma) dando como resultado unas Calizas

oscuras interestratificadas con láminas de Black Shale siendo de esta manera las

principales rocas generadoras de la Cuenca. En esta zona la Formación la Luna

se correlaciona hacia Venezuela, mientras que la Formación Capacho se conoce

con el nombre de la Formación Maraca en la zona de la cuenca del Lago de

Maracaibo. (Schlanger and Jenkyns, 1976); (Pedraza and Ramírez, 2011)

6.2.6 CUENCA DE CESAR-RANCHERÍA

FORMACIÓN LAGUNITAS

Hace parte de la secuencia cretácica de Shales y Calizas depositadas en el

Evento Anóxico Oceánico (OAE) del Aptiano-Albiano (115-105Ma)

correspondiendo lateralmente con la formación Tablazo en la Cuenca del Valle

Medio del Magdalena. Esta Formación posee un Kerógeno Tipo II debido a su

ambiente de depositación marino y alto contenido de TOC por lo que su posible

interés para extraer Oil-Shale es interesante. (Schlanger and Jenkyns, 1976);

(Mesa and Rengifo, 2011)

FORMACIONES AGUAS BLANCAS Y LA LUNA

Estas formaciones se depositaron durante el Evento Anóxico Oceánico del

Cenomaniano-Turoniano (100-85Ma) y desde el punto de vista comercial poseen

el mayor interés para la explotación de Oil-Shale ya que por haber sido

depositadas en un ambiente marino están compuestas por un Kerógeno tipo II y

poseen altos valores de TOC. (Schlanger and Jenkyns, 1976); (Mesa and Rengifo,

2011)

67

7. EXTRACCIÓN DEL OIL-SHALE

7.1SHELL IN SITU CONVERSION PROCESS (ICP)

El proceso de Combustión in situ patentado por la empresa Shell aparenta ser la

mejor opción para extraer el petróleo atrapado en el Oil-Shale. Este método

resulta ser muy provechoso debido a la calidad de crudos que genera ya que solo

extrae las fracciones más livianas mientras que las moléculas más pesadas y de

menor calidad como las resinas y asfaltenos terminan quedándose en

profundidad, esto sin necesidad de extraer a superficie el Oil-Shale para luego

hacerle Pirolisis lo cual como se aprecia en la FIGURA 75 no genera crudos de

buena calidad y en cambio sí causa grandes impactos ambientales debido a la

necesidad de extraer el material con técnicas de minería a cielo abierto. (Brandt,

2008); (Allix et al, 2011)

FIGURA 75: Gráfica que compara la calidad de los crudos generados con el proceso de

combustión in situ y la pirolisis en superficie. Nótese que el punto rojo represente el crudo

generado por la pirolisis, mientras que con el proceso patentado por Shell las fracciones

más pesadas se quedan dentro de la roca y solo se extraen crudos de buena calidad.

(Tomado de Allix et al, 2011)

Pero este proceso a diferencia de las técnicas normales de extracción de petróleo

requiere una serie de procesos complejos nunca antes vistos por la industria. Ya

que se debe hacer inicialmente un congelamiento del terreno (Ver FIGURA 76),

perforando pozos por los cuales se hace circular un líquido a -40°C para crear una

capa de Hielo que evite la salida del petróleo una vez iniciada la producción.

(Brandt, 2008); (Allix et al, 2011)

68

FIGURA 76: Proceso de perforación de pozos de congelamiento para generar áreas

aisladas que eviten el escape del petróleo generado y la infiltración de agua meteórica

dentro del área de extracción. (Tomado de Allix et al, 2011)

Para poder extraer los Hidrocarburos presentes es la roca es necesario

desestabilizar el Kerógeno presente en los sedimentos con el fin de que se

desprendan de dicha macromolécula las fracciones de interés que van a formar el

Petróleo (Ver FIGURA 77). Para ello se debe calentar lentamente la roca durante

un periodo de unos dos años, lo cual se realiza con unos calentadores eléctricos

que transmiten lentamente el calor al Shale para que se dé la desestabilización de

dicho Kerógeno y la eventual expulsión de los Hidrocarburos. (Brandt, 2008); (Allix

et al, 2011)

Este proceso de extracción aún dista de ser utilizado a gran escala pero es posible

que en unos pocos años se comiencen a hacer perforaciones comerciales de esta

técnica de extracción ya que el proceso normal de extraer en superficie con

métodos de minería no muestra un gran potencial, debido a la mala calidad de los

crudos que se terminan generando a partir de este proceso, en comparación con

los crudos que se pueden extraer de un proceso de conversión in situ. (Brandt,

2008); (Allix et al, 2011)

69

FIGURA 77: En la parte derecha de la imagen se muestra un bloque diagrama de la

pared de hielo creada por los pozos de congelamiento. Nótese que en la parte interna de

la pared la roca no se encuentra congelada y es allí donde ocurre el calentamiento. En la

parte izquierda se aprecia el lento proceso de extracción del petróleo atrapado en el Oil-

Shale mediante el calentamiento de la roca por unos dos años con el fin de desestabilizar

el Kerógeno y extraer el petróleo por los pozos productores. (Tomado de

http://www.centerwest.org/publications/oilshale/4getitright/1leases.php)

http://www.centerwest.org/publications/

70

8. CONCLUSIONES

El consenso en la Literatura es que no hay un único camino para la formación de

rocas con alto contenido de materia orgánica (Como el Oil-Shale y el Carbón

Sapropélico) sino que de hecho hay muchas maneras para que ocurra un

enriquecimiento de carbono orgánico en los sedimentos. Por lo tanto, ningún

modelo puede basarse en un solo factor sino en el análisis de la interacción de

estos tres factores.

Desde un punto de vista del ambiente de depositación una roca orgánica se da

cuando tres variables logran juntarse y actuar de manera efectiva: La

Productividad de Materia Orgánica, Las condiciones de Preservación (Anoxia) y la

presencia de una baja dilución de la Materia orgánica cuando se dan bajas tazas

de sedimentación.

Si se tienen altas tazas de Bioproductividad posiblemente causadas por el aporte

masivo de nutrientes, a medida que la materia orgánica cae al fondo y se

descompone se producen reacciones de oxidación que consumen Oxígeno. Esto

causa que bajen los niveles de O2 en el fondo del cuerpo de agua, lo cual sirve

para preservar la nueva materia orgánica que siga llegando después.

Las condiciones de bajo contenido de O2 pueden o no mantenerse, esto va a

depender de la taza de resuministro de Oxígeno al fondo del cuerpo de agua, lo

cual va a estar controlado por el patrón de circulación del agua, ya que esta puede

estar estratificada por miles de años. Pero si ocurre algún fenómeno que logre

alterar dramáticamente la tranquilidad del fondo, es decir propiciándole turbulencia

al sistema, se puede presentar un rompimiento del equilibrio tenido hasta ese

momento, causando que el enriquecimiento de materia orgánica no sea el

suficiente como para formar un Carbón Sapropélico sino un Oil-Shale.

La Anoxia se puede generar por dos causas: La primera es por los patrones de

circulación del cuerpo de agua los cuales no son turbulentos sino muy tranquilos,

permitiendo de esta manera la formación de una columna de agua estratificada. La

segunda por otro lado se debe a una elevada bioproductividad que termina

consumiendo todo el oxígeno disponible en un proceso que se conoce como

Eutroficación.

71

En ambientes Anóxicos las comunidades Microbianas Anóxicas son ineficientes

para degradar la materia orgánica ya que carecen de enzimas (oxigenantes) para

poder romper las cadenas de Hidrocarburos. Permitiendo de esta manera la

acumulación de grandes cantidades de materia orgánica, precursora de rocas

orgánicas como el Oil-Shale o el carbón Sapropélico.

Unas bajas condiciones de oxígeno, es decir la estratificación de la columna de

agua y creación de un fondo Anóxico, se traducen en una disminución del

enterramiento del Fosfato (PO4) el cual es un principal nutriente. Este aumento en

la disponibilidad de Fósforo (P) se traduce en un aumento de la Productividad lo

cual genera un mayor contenido de materia orgánica en los sedimentos.

La depositación óptima de carbono orgánico, es decir la formación del carbón

Sapropélico se presenta cuando se da una maximización de la Productividad y de

las condiciones de Anoxia, mientras que se reduce al máximo la Dilución de la

materia orgánica por las bajas tazas de sedimentación de minerales.

Los niveles más altos de materia orgánica dentro de los Lagos coinciden con los

valores más altos del nivel de agua, lo cual se debe a que en épocas de lluvia se

produce un mayor lavado del relieve, lo cual favorece una mayor meteorización

química que va a permitir la liberación de más cantidad de nutrientes como el

Fósforo (P), el cual es transportado por los ríos que terminan descargando esa

abundancia de nutrientes en el Lago.

A causa de ese aporte masivo de nutrientes por parte de los Ríos hacia el Lago,

se produce un fenómeno llamado Eutroficación el cual consiste en generar un

exceso de materia orgánica a causa de un aporte masivo de nutrientes, lo que

provoca el consumo del oxígeno y muerte de la mayoría de animales acuáticos, a

excepción del Fitoplancton y las Algas lo que causa un frenado en la circulación

del cuerpo de agua permitiendo la Anoxia del fondo que va a preservar toda esa

cantidad de materia Orgánica.

El tipo de materia orgánica, también juega un papel importante en la formación del

Carbón Sapropélico, ya que si se dan aportes masivos de nutrientes a un Lago, se

va a dar el fenómeno de Eutroficación el cual va a favorecer la acumulación de

gran cantidad de Algas, las cuales van a terminar formando una Torbanite.

Mientras que si se posee un Lago con un aporte restringido de nutrientes, pero se

que está rodeado de muchas Plantas superiores, es posible que el viento sirva

como medio de transporte de una gran cantidad de Resinas, Esporas, Cutículas y

Ceras, las cuales al depositarse en el fondo Anóxico del Lago; pueden llegar a

formar de esta manera un Cannel Coal.

72

El Oil-Shale se deposita en los mares epicontinentales poco profundos causados

por transgresiones ya que se genera la interacción de los tres factores necesarios

para la depositación de rocas con alto contenido de materia orgánica: Dilución,

Producción y Descomposición (Preservación). Siendo la parte topográficamente

más baja dentro de la cuenca la que posee las mejores condiciones ya que hacia

los bordes de dicha cuenca se depositan los sedimentos de grano más grueso los

cuales diluyen el carbono orgánico.

Los Eventos Anóxicos Oceánicos (Oceanic Anoxic Events [OAE]) son periodos en

donde se desarrollan globalmente sedimentos ricos en Materia Orgánica (como el

Oil-Shale) que a causa de su amplia distribución y presencia en gran cantidad de

ambientes marinos no pudieron ser controlados por la geometría local de las

cuencas sino por el producto de un “Evento Anóxico Oceánico”.

Estos OAE son particularmente notorios en el Cretácico y se deben a la

combinación, tanto de cambios Geológicos como Climáticos Globales, tales como

la Transgresión Marina del Cretácico Superior, la cual aumentó el área y volumen

de los mares epicontinentales poco profundos (generándose mucha materia

orgánica). Además por la presencia de un clima estable a nivel global el cual

redujo el ascenso del agua fría y anóxica desde el fondo oceánico, evitándose de

esta manera la turbulencia de esos mares Cretácicos.

Los lagos a diferencia del Mar, están mucho menos influenciados por el efecto de

las olas y las corrientes de viento en cuanto a la distribución y retrabajamiento de

los sedimentos, aunque pueden operar con cierta extensión en las costas del

Lago, normalmente no son capaces de afectar el fondo del mismo. Por esta razón

las aguas de los Lagos tienden a ser Estratificadas de forma permanente.

En los Lagos la parte superior (más caliente y Oxidante) se denomina como

Epilimnion, mientras que la parte más profunda (fría y Anóxica) de dicho Lago se

denomina Hypolimnion la cual está empobrecida en oxígeno y nutrientes lo que

restringe el desarrollo de la vida Bentónica y favorece la preservación de la

materia orgánica ya que su destrucción es minimizada.

El Carbón Sapropélico (Torbanite y Cannel Coal) posee valores de materia

orgánica por encima del 50% ya que presenta datos de ceniza entre el 3% y 15%

lo cual indica que su contenido mineral es anormalmente bajo en comparación

tanto con el Oil-Shale que posee valores de ceniza de aproximadamente 60%

como con las rocas generadoras normales cuyos valores de ceniza pueden

superar el 90%.

73

El %TOC de los Oil-Shale se presenta mayor al 10% pero no tan alto como el

presente en el Carbón Sapropélico (Torbanite y Cannel Coal), cuyos valores

superan el 50% de TOC.

El principal constituyente petrográfico de la Torbanita es la Alginita, mientras

estudios reciente muestran que en el Cannel Coal es el Groundmass (material

amorfo orgánico de variada composición) y en menos frecuencia la Esporinita

ocurre como el principal constituyente como comúnmente se pensaba.

El término Telalginita se refiere a la materia orgánica derivada de Algas grandes

coloniales o de Algas Unicelulares, típicamente generado por el Alga

Botryococcus. (Brilla de color amarillo o naranja en luz fluorescente)

El término Lamalginita se refiere a Algas coloniales de pared delgada, o Algas

unicelulares que ocurren a manera de láminas con pocas o no reconocibles

estructuras biológicas. (Brilla de color amarillo o naranja en luz fluorescente)

El término Bituminita o Groundmass corresponde a restos de materia orgánica

amorfa en la cual no se puede reconocer estructuras biológicas, fluorecen muy

poco (gris o negro). Se presentan a manera de matriz orgánica irreconocible

(Groundmass) y pueden estar rodeadas por fino material mineral.

Las Cuencas del Valle Medio del Magdalena, Valle Superior del Magdalena,

Cordillera Oriental, Caguán Putumayo, Cesar-Ranchería y Catatumbo son las que

poseen el mayor potencial de tener yacimientos económicamente atractivos de

Oil-Shale ya que presentan formaciones depositadas durante los dos Eventos

Anóxicos Marinos del Cretácico y poseen una amplia distribución lo cual las hace

atractivas desde el punto de vista comercial.

Las Formaciones que poseen potencial para sustentar proyectos económicamente

viables de Oil-Shale en Colombia son: La Luna, Paja, Tablazo, Caballos, Chipaque

Capacho, Lagunitas, Aguas Blancas y el Grupo Villetas.

El Proceso de Conversión In Situ patentado por Shell para la extracción de

petróleo a partir del Oil-Shale aparente ser la mejor opción en un futuro cercano en

cuanto a extracción de este tipo de yacimientos, ya que al calentar en profundidad

solamente se extraen las fracciones más livianas y de mejor calidad como los

alcanos, mientras que las fracciones más pesadas como las resinas y los

asfaltenos permanecen en profundidad.

74

9. LITERATURA CITADA

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DIFERENCIAS ENTRE EL OIL-SHALE Y EL CARBÓN SAPROPÉLICO (TORBANITA Y CANNEL COAL) GEOQUIMICA,...

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