Geoquímica del gas natural

Actualmente existen escasas dudas que los hidrocarburos se iniciaron por una “generosa cocción” de materia orgánica proveniente de vegetación marina o remanente de animales marinos (Hunt, 1863) en un habitat (georeactor) generado por rocas sedimentarias que contribuyeron a ocluir, compactar y profundizar la materia orgánica.

Todo el petróleo y la mayoría del gas natural (un 80 %) actualmente encontrados en cuencas sedimentarias se formaron por un proceso de degradación térmica o cracking muy posiblemente catalizados por ciertos minerales arcillosos. Al gas de este origen se lo denomina gas térmico o termogénico.

El 20 % restante del gas natural presente en los reservorios, proviene de actividad bacteriana en medios inicialmente abundantes en oxígeno y finalmente anóxicos y se denomina gas biogénico.
A diferencia del gas térmico el biogénico es un gas seco (virtualmente metano puro).

Geoquímica de los HCs

La característica más notable de los compuestos orgánicos presentes en los hidrocarburos es la alta proporción de compuestos de bajo peso molecular (C1 a C4 un 50%) respecto de los compuestos complejos de alto peso molecular existentes en los organismos vivos.
Si la materia orgánica sedimentaria (MOS) derivada de organismos vivos es la materia prima básica de los hidrocarburos, los efectos del material de origen diferente (aguas, rocas) como también los del ambiente de dispersión y deposición (oxidación, evaporación, cizallamiento) contribuyen sustancialmente a los cambios químicos acontecidos luego del enterramiento.

El desarrollo de la cromatografía gaseosa (GC) en los años 50 permitió que muchos componentes de petróleo y gas y de bitumen extraído de rocas fueran separados e identificados. La GC permitió, con su contribución, fundamentar la contradicción acerca de la teoría de la acumulación directa de los HCs en los reservorios actuales.

Parte delos componentes del gas natural, se sabe que estan distribuidos de la siguiente manera:

A) C3 a C14 están ausentes en los organismos vivos.
B) Los “hidrocarburos modernos” muestran preferentemente parafinas con número de átomos de carbono impar, sin embargo, en el petróleo la relación par-impar es casi igual.

Agentes como la temperatura contribuyeron significativamente, en tiempos geológicos, a la maduración de la materia orgánica sedimentaria y la generación de petróleos livianos e hidrocarburos gaseosos.

Otro aspecto crítico para la geoquímica orgánica es explicar como los HCs generados en la roca madre migraron a trampas de acumulación (actuales reservorios). Existe hoy bastante acuerdo que la migración ocurrió en forma bifásica de flujo desde la roca madre (migración primaria) tanto como ducto dentro de los reservorios (migración secundaria).
Es evidente que el agua y sus especies disueltas desempeñaron un rol muy importante en los
procesos geoquimicos que tuvieron lugar tanto en la migración primaria como en la secundaria.

La MOS es el Kerogeno que constituye la principal fuente de hidrocarburos del subsuelo (su materia prima). Luego de entrampado el Kerogeno resulta sujeto a sucesivas transformaciones descriptas por Tissot y Welter (1978) como:

• La “Diagenesis” es la etapa mas superficial, se pierde oxígeno ocluido como ácido carbónico y agua. Se generan fósiles geoquimicos o moléculas sintetizadas por los organismos vivos al momento de la depositacion que serán los HCs. Se genera metano biogénico. A una velocidad de sedimentación de 30 cm. en 1.000 años, valor en general razonable, la formación de metano en el sedimento llevaría 3.000 años. Durante ese breve (geológicamente hablando) lapso se suceden reacciones químicas que afectan a la materia orgánica según el hábitat, todas con liberación de energía.

• La “Catagénesis” sucede entre 50 y 120ºC, el kerógeno pierde hidrogeno como HCs livianos, se forman HCs líquidos algunos de los cuales craquean (descomponen térmicamente) a gaseosos (gas húmedo o gas saturado con HCs livianos (C5-C10)).

• La “Metagénesis” sucede a más de 120ºC y en ella se forman los HC gaseosos (gas seco).

Compuestos no hidocarburos presentes en el gas natural

Azufre en el Gas Natural.

Las cuatro principales fuentes de compuestos de azufre en los hidrocarburos son:
1. La reducción termoquímica de los sulfatos inorgánicos o del azufre elemental (GN con más de 10% de H2S).
2. La descomposición térmica del azufre orgánico existente en kerógeno/petróleo bajo la forma de heterocompuestos.
3. La reducción de sulfatos por bacterias (GN con menos de 5% de H2S y temperaturas inferiores a 80 ºC).
4. La hidrólisis acida de sulfuros metalicos, particularmente de hierro.

Por estudios isotópicos se han comprobado que el H2S de los reservorios someros proviene de la reducción microbiológica de sulfatos del agua y biodegradación de la materia orgánica.
En rocas evaporiticas profundas el origen del H2S es por reducción termoquímica.

El Nitrógeno en el gas natural

El He se encuentra usualmente asociado con depositos de uranio, es un producto de desintegración radioactiva de las cadenas de uranio y thorio, dos precursores naturales.
La presencia del N2/He en el GN esta asociada a la carbonización (coalification) de los hidrocarburos.

El grado de carbonización puede expresarse como FCC (fixed carbon content) donde:

FCC = 100- materia volátil en %

El N2 parece liberarse en forma constante pero en pequeñas cantidades a través de un gran rango de carbonización. La generación de nitrógeno es inversa a la generación de metano.
Al comienzo, los % de N2 del GN son relativamente insignificantes pero aumentan cuando FCC> 95, esto es cuando la generación de CH4 se reduce.

Además del carbono y la materia carbonosa desplazada en el medio sedimentario, el N2
parece también ser generado a partir de compuestos de nitrógeno y de inclusiones en rocasarcillosas durante la diagenesis tardía.

El CO2 en el gas natural

Uno de muchos de los factores responsables de generación de CO2 es la reacción química del ácido clorhídrico (HCl) procedente del magma con calizas paleozoicas. En reservorios poco profundos se ha propuesto que el CO2 es generado, al menos en parte por la oxidación bacteriana de la materia orgánica por iones tales como el sulfato como fuente de oxigeno.

Análisis Isotópico para el Estudio del Origen del gas Natural

La medición de las concentraciones de isótopos estables ha permitido ajustar el análisis de los constituyentes del GN además de contribuir a la geoquímica del mismo. La principal ventaja del análisis de isótopos estables es que acompañan a los procesos de migración sin alterarse mayormente por reacciones químicas con el medio rocoso y los fluidos.

Así como los años 50 la geoquímica orgánica clarifico muchas cuestiones mediante el empleo de GC, otra técnica contemporánea que recientemente ha aportado mucha información acerca de la
geoquímica del GN en su estudio por MS (espectrometría de masas) o GC-MS (cromatografía gaseosa acoplada con detector de masas). Toda estas técnicas permiten separar los componentes del GN por peso molecular y luego determinar su relación isotópica.

Conclusiones

Los modelos geoquímicos sobre el origen del gas natural parecen estar menos maduros que los existentes para el petróleo. En síntesis, los principales compuestos del gas natural parecen tener su origen geoquímico en:

1. Hidrocarburos:
   · Decarboxilacion de Ácidos Grasos
2. No Hidrocarburos:
   CO2:
   · Decarboxilacion de Ácidos Grasos
   · Reacción ácido clorhídrico magmático con calizas
   · Oxidación bacteriana
   · Descomposición térmica de carbonatos
   H2S:
   · Reducción bacteriana de sulfatos.
   · Reducción termoquímica.
   N2:
   · Existencia de niveles carbonosos (alto N2).
   · Transformación de aminoácidos y nitratos durante la diagénesis y el metamorfismo.
   · Entrampamiento de aire fósil (bajo N2).

Referencias

Artículo publicado por: José A. Lijó - Juan Carlos Sotomayor (G.P.A. Estudios y Servicios Petroleros S.R.L.)