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Estudio de las propiedades de adsorción – desorción de gases en los sistemas petroleros no convencionales en México y su aplicacion al modelo cinético de generación de hidrocarburos
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Authors
Abstract(s)
El objetivo principal de esta investigación, fue realizar un estudio de las propiedades de adsorción/desorción de gas en los reservorios no
convencionales ubicados en la porción noreste de México. Para ello, se realizó previamente una revisión bibliográfica sobre la
prospección del gas, retomando trabajos de investigación ya existentes para la Cuenca de Sabinas y la Cuenca de Chihuahua (Camacho
Ortegón 2009, De la O Burrola, 2013), con el fin de comprender su comportamiento desde el punto de vista de los yacimientos no
convencionales.Los trabajos de estos autores incluyen modelos que describen la historia termomecánica de la Cuenca de Sabinas, los
eventos geológicos que definen el comportamiento del sistema petrolero, su evolución y su relación con la generación de hidrocarburos.
Para continuar con el desarrollo de este proyecto, se llevó a cabo una campaña de muestreo a cargo del Servicio Geológico Mexicano
(SGM), el cual nos proporcionó un total de 50 muestras divididas entre las cuencas de Sabinas y Chihuahua, para su caracterización. La
caracterización general incluyó: (1) Análisis inmediatos o primarios de humedad y ceniza, (2) Análisis elemental para la determinación de
(C, H, O, N, y S), (3) Análisis petrográfico para determinar el tipo de materia orgánica, (4) Pirolisis Rock-Eval®6 para conocer su potencial
petrolífero. El conjunto de estos análisis nos permitieron evaluar y seleccionar 10 muestras divididas entre las cuencas de estudio, para
desarrollar los ensayos de adsorción/desorción y la interpretación de los parámetros que influyen en el proceso de adsorción.
Para la Cuenca de Sabinas, se observaron capacidades de almacenamiento de gas metano de 202.11 scf/ton (7.07m3/ton) a 364.76
scf/ton (10.47m3/ton), mientras que en la Cuenca de Chihuahua se presentaron capacidades de sorción más bajas, con un rango de 0.84
scf/ton (0.023m3/ton) a 3.48 scf/ton (0.084m3/ton). Estos resultados nos permitieron interpretar las características físicas y químicas que
influyen en la capacidad de almacenamiento del gas en el kerógeno. Anticipando como conclusión general que: la adsorción del gas
aumenta con el rango/madurez. También se estudio la influencia de la composición maceral en el proceso de sorción y se verificó que la
capacidad de almacenamiento de gas está íntimamente relacionada al contenido de vitrinita. Esto nos condujó a retomar las
declaraciones de algunos autores (Chalmers y Bustin, 2008; Zhang et al, 2012) quienes verificaron que la capacidad de adsorción en
base al COT aumenta en el siguiente orden: tipo I < tipo II < tipo III. Esto se atribuyó a que la vitrinita tiene una mayor capacidad de
adsorción, en comparación con otros tipos de macerales.
En este sentido se llevó a cabo una minuciosa observación a los modelos cinéticos y principalmente en los factores de adsorción (W)
propuestos por la versión más reciente del Software PetroMod®12 (Tipo I, W=0.80), (Tipo II W=0.75) y (Tipo III W=0.68).Se encontró una
discrepancia respecto a la bibliografía reportada por (Chalmers y Bustin, 2008; Zhang et al, 2012). Por lo que se retomaron los resultados
de adsorción/desorción de gas de esta investigación para realizar el cálculo del factor (W), para construir y proponer un nuevo modelo
cinético aplicable al proceso simulación del Software PetroMod®, tomando en cuenta la adsorción.
El nuevo modelo cinético nos permitió proponer un reajuste al modelado geoquímico de la Cuenca de Sabinas, realizando al mismo
tiempo una comparación del efecto de los factores de adsorción en el momento de la generación y expulsión de hidrocarburos. Este
modelo cinético por medio del Factor (W), toma en cuenta la cantidad de hidrocarburos adsorbidos en la roca generadora, induciendo un
comportamiento de carácter no convencional para la roca generadora, produciendo así un cambio en el balance de expulsión de
hidrocarburos del kerógeno.
Los resultados obtenidos a partir de los análisis implementados y la construcción del modelo cinético aplicado en la presente
investigación, permitieron establecer una serie de aportaciones nuevas para los kerógenos de la cuenca de Sabinas, la cuales se pueden
dividir principalmente en dos partes.
1.- Para la adsorción/desorción de gas, se estudiaron las variables físico-químicas que afectan a la capacidad de sorción de gas en
muestras de Carbón y Shale gas (Madurez/rango, Composición maceral y Contenido de materia mineral). Con base en los resultados del
análisis de petrografía orgánica fue posible observar y verificar que existe una mayor capacidad de sorción de metano en las muestras de
carbón cuando el rango/madurez aumenta. El contenido de vitrinita es otro parámetro importante en términos de capacidad de
almacenamiento gas al ser comparado con los otros macerales, debido a su estructura microporosa. En esta investigación se pudo
verificar que la cantidad de gas adsorbido se incrementa con el aumento del contenido de vitrinita, por el contrario, se producen curvas
más bajas de adsorción de gas en muestras con un mayor contenido de inertinita. También se verificó que el incremento del contenido de
materia mineral implica una disminución en la capacidad de sorción de gas en el carbón.
2.- Por otra parte el nuevo modelo cinético propuesto en este trabajo y su implementación en el proceso de simulación de la Cuenca de
Sabinas, permitió realizar un reajuste en el balance de expulsión de hidrocarburos en la roca generadora. Para conocer el efecto del
modelo cinético durante el proceso de simulación, se realizó un análisis comparativo entre el modelo cinético con un factor (W) =0.92
propuesto para este trabajo, respecto al mismo modelo cinético utilizando un factor (W) = 0.68 como parámetro estándar propuesto por el
Software PetroMod®12para el kerógeno tipo III.Esto nos permitió observar las variaciones generadas a partir de su aplicación, las cuales
nos indican que el modelo es altamente sensible al factor (W), ya que induce cambios en la expectativa de la migración de hidrocarburos
y carga de los almacenes.
L'objectif principal de cette recherche a été de réaliser une étude des propriétés d'adsorption/désorption du gaz dans les réservoirs non conventionnels situés dans la partie nord-est du Mexique. Nous avons commencée par un revue de la littérature concernant a l'exploration de gaz, reprenant des recherches existantes sur le Bassin de Sabinas et le Bassin de Chihuahua (Camacho-Ortegón 2009, De la O Burrola, 2013) afin de comprendre leur comportement du point de vue de réservoirs non conventionnels. Ces auteurs proposent des modèles qui décrivent l'histoire thermomécanique du bassin de Sabinas, des événements géologiques qui définissent le comportement du système pétrolier, son évolution et sa relation avec la production d'hydrocarbures. Nous avons réalisé une campagne d'échantillonnage en collaboration avec le Servicio Geológico Mexicano (SGM) au Mexique. Ils nous ont proposé un total de 50 échantillons répartis entre le Bassin de Sabinas et Chihuahua pour leur caractérisation. Cette caractérisation générale inclus: (1) Analyse immédiate ou primaire de l'humidité et de cendre (2) Analyse élémentaire pour déterminer (C, H, O, N, et S), (3) Analyse pétrographique pour déterminer le type de matière organique (4) Pyrolyse Rock-Eval®6 afin de connaître son potentiel pétrolier. Toutes ces analyses nous ont permis de sélectionner 10 échantillons entre les deux bassins de l'étude, afin de développer nous essais d‘expérimentation d'adsorption/désorption de gaz et interpréter ainsi par les courbes de Langmuir les paramètres affectant le processus d'adsorption du CH4 et CO2. Pour le Bassin de Sabinas, ont été mesurés des capacités de stockage de gaz méthane à partir de 202.11 scf/tonne (7.07 m3/tonne) à 364,76 scf/tonne (10.47 m3/tonne), alors que pour le Bassin du Chihuahua les capacités de sorption sont plus faibles, variant de 0,84 scf/tonne (0.023 m3/tonne) à 3,48 scf/tonne (0.084 m3/tonne). Ces résultats nous ont permis d'apporter une interprétation des caractéristiques physiques et chimiques qui influent sur la capacité de stockage de gaz dans le kérogène des roches sédimentaires de type Shale gas. Nous avons trouvé que dans les bassins étudies l'adsorption de gaz augmente avec le rang/maturité des matières organiques sédimentaires. Nous avons également étudiée l'influence de la composition Macérale sur les processus de sorption et nous avons vérifié que la capacité de stockage de gaz, est étroitement liée à la teneur en vitrinite. Cela nous conduit à prendre en considération les publications de certains auteurs (Chalmers et Bustin, 2008; Zhang et al, 2012) qui ont vérifié dans leurs travaux que les augmentations de la capacité d'adsorption sur la base du COT sont dans l'ordre suivant: le type I <Type II <type III. Cela a été attribué à la capacité d'adsorption précoce de la vitrinite par rapport aux autres types de macéraux. À cet égard, en effectuant une observation approfondie sur les modèles cinétiques principalement sur les facteurs d'adsorption (W) proposé par la dernière version du logiciel PetroMod®12 (type I, W = 0,80), (Type II W = 0,75) et (Type III W = 0,68), a été constaté un écart par rapport à la littérature rapporté par (Chalmers et Bustin, 2008; Zhang et al, 2012). Nous avons pris en compte en conséquence nous résultats de gaz d'adsorption/désorption pour effectuer le calcul du facteur (W) et construire et proposer un nouveau modèle cinétique pour nous bassins avec la simulation du Software PetroMod®, en prenant en compte l'adsorption. Le nouveau modèle cinétique nous a permis de proposer un re-ajustement et optimisation à la modélisation géochimique du Bassin de Sabinas, et réaliser ainsi au même temps une comparaison de l'effet des facteurs d'adsorption au moment de la production d'hydrocarbures et de l'expulsion. Ce modèle cinétique avec le nouveau Factor (W), prend en compte la quantité d'hydrocarbures adsorbés par les matières organiques de la roche avec un comportement pétrolier non conventionnel, que se traduit par des variations importantes dans bilan d'expulsion des hydrocarbures du kérogène. Les résultats obtenus a partir de l'analyse et la construction d'un modèle cinétique appliquée dans notre étude a permis d'établir un certain nombre de nouvelles informations sur le comportement cinétique du kérogène du Bassin Sabinas, lesquelles peuvent être divisés principalement en deux parties. 1. Les propriétés d'adsorption/désorption de gaz, les plus importantes qui affectant la capacité de sorption de gaz des échantillons de charbon et de Shale gas sont : maturité/rang, Composition macérale et le contenu de la matière minérale. Ces résultats de l'analyse pétrographique montrent en particulier une capacité de sorption élevée de méthane dans des échantillons de charbon lorsque le %PRV augmente. La teneur en vitrinite est également un paramètre important en termes de capacité de stockage de gaz par rapport aux autres macéraux, en raison de sa structure microporeuse. Dans cette étude, il a été constaté que la quantité de gaz adsorbée qui augmente avec la teneur en vitrinite, peut diminuer aussi avec des teneurs en inertinite élevées. Finalement l'augmentation de la teneur en matière minérale produit aussi une diminution de la capacité de sorption de gaz dans le charbon. 2. Le nouveau modèle cinétique proposé dans notre recherche a permis un réalignement dans le bilan de l'expulsion des hydrocarbures des roches mères de nous bassins. L‘analyse comparative de la cinétique du modèle avec un facteur (W) = 0,92 proposé par les résultats de notre étude et celui proposé par le même modèle cinétique standard utilisant un facteur (W) = 0,68 proposée par le logiciel PetroMod®12 pour le kérogène du type III, nous a permis d'observer des variations importantes de genèse et migration du pétrole lors du remplissage des roches réservoirs conventionnelles.
O principal objetivo desta pesquisa é o estudo das propriedades de adsorção/dessorção de gás em reservatórios não-convencionais localizados na zina Nordeste do México. Para isso, foi previamente realizada uma revisão da literatura sobre exploração de gás retomando trabalhos de investigação já existentes da Bacia de Sabinas e da Bacia de Chihuahua (Camacho-Ortegón, 2009; De la O Burrola, 2013) a fim de compreender o seu comportamento do ponto de vista dos reservatórios não-convencionais. As obras desses autores incluem modelos que descrevem a história termomecânica da Bacia de Sabinas, eventos geológicos que definem o comportamento do sistema petrolífero, a sua evolução e a sua relação com a geração de hidrocarbonetos. No decurso do desenvolvimento deste projeto, foi efectuada uma campanha de amostragem pelo Servicio Geologico Mexicano (SGM), fornecendo um total de 50 amostras para caracterização, divididas entre as bacias de Sabinas e de Chihuahua. A classificação geral inclui: (1) análise imediata ou primária de humidade e cinzas, (2) análise elementar para a determinação de C, H, O, N e S, (3) análise petrográfica para determinação do tipo de matéria orgânica, (4) pirólise por Rock-Eval 6, para conhecer o potencial petrolífero. Este conjunto de análises permitiu avaliar e selecionar 10 amostras, divididas entre as bacias em estudo, para efectuar os ensaios de adsorção/dessorção de gas e interpretar os parâmetros que afectam o processo de adsorção. Para a Bacia Sabinas, foram observadas capacidades de armazenamento de gás metano entre 202,11 scf/ton (7.07m3/ton) e 364,76 scf/ton (10.47m3/ton), enquanto que para a Bacia Chihuahua as capacidades de adsorção são mais baixas, variando entre 0,84 scf/ton (0.023m3/ton) e 3,48 scf/ton (0.084m3/ton). Estes resultados permitiram fazer a interpretação das características físicas e químicas que influenciam na capacidade da armazenamento de gás no cerogénio. Antecipando como uma conclusão geral, a adsorção de gás aumenta com o rang/maturação. Também se estudou a influência da composição maceral sobre o processo de adsorção verificando-se que a capacidade de armazenamento de gás está intimamente relacionado com o conteúdo em vitrinite, o que levou a retomar os resultados de alguns autores (Chalmers e Bustin, 2008; Zhang et al, 2012) que verificaram que a capacidade de adsorção com base no TOC aumenta na seguinte ordem: Tipo I <tipo II <tipo III, facto atribuído à capacidade de adsorção mais elevada na vitrinite em comparação com outros grupos de macerais. Neste sentido e levando a cabo uma observação minuciosa nos modelos cinéticos e, principalmente, nos factores de adsorção (W) propostos pela versão mais recente do Software PetroMod®12 (tipo I, W = 0,80, tipo II W = 0,75 e tipo III W = 0,68), encontrou-se uma discrepância em relação à literatura citada por Chalmers e Bustin (2008) e por Zhang et al. (2012). Neste contexto, foram retomados os resultados de adsorção/dessorção de gás obtidos na presente investigação para o cálculo do fator de adsorção (W) e, assim, construir e propor um novo modelo cinético aplicável na simulação do Software PetroMod®, considerando a adsorção de hidrocarbonetos produzidos. O novo modelo de cinética permitiu propor um ajustamento à modelagem geoquímica da bacia de Sabinas, levando, ao mesmo tempo, a cabo uma comparação do efeito e da influencia dos factores de adsorção no momento da geração e expulsão de hidrocarbonetos. Este modelo cinético pelo factor de adsorção (W) é importante uma vez que leva em conta a quantidade de hidrocarbonetos adsorvidos na rocha geradora, factor este que induz, claramente, o controlo do comportamento não-convencional da rocha geradora produzindo, assim, uma variação no balanço da expulsão de hidrocarbonetos do cerogénio. Os resultados obtidos a partir da metodologia, as análises efectuadas e a construção do modelo cinético utilizado nesta pesquisa permitiu estabelecer uma série de novas contribuições relativamente ao cerogénio da Bacia de Sabinas, a saber: 1.- Para a adsorção/dessorção de gás, foram estudadas as variáveis físico-químicas que afectam a capacidade de adsorção de gás nas amostras de carvão e deShale gas (rang/maturação, composição maceral e conteúdo em matéria mineral). Com base nos resultados das análises de Petrografia orgânica foi possível observar e verificar que há uma maior capacidade de adsorção de metano em amostras de carvão, quando o rang/maturação aumenta. O conteúdo em vitrinite é outro parâmetro importante em termos de capacidade de armazenamento de gás quando comparado com outros grupos de macerais, devido a sua estrutura microporosa. Nesta investigação, verificou-se que a quantidade de gás adsorvido aumenta com o aumento do teor em vitrinite; sendo que as curvas de adsorção de gás com valores mais baixos ocorrem em amostras com conteúdos mais elevados em inertinite. Verificou-se, também, que o aumento do teor em matéria mineral conduz à diminuição na capacidade de adsorção de gás pelo carvão. 2 - Por outro lado, o novo modelo cinético proposto neste trabalho e a sua implementação no processo de simulação da Bacia de Sabinas, permitiu um realinhamento no balanço de expulsão dos hidrocarbonetos da rocha geradora. Para, realmente, conhecer o efeito do modelo cinético durante o processo de simulação, realizou-se uma análise comparada do modelo cinético com o factor de adsorção (W) = 0,92, proposto neste trabalho, com o mesmo modelo cinético utilizando o factor de adsorção (W) = 0,68 como parâmetro padrão proposto no Software PetroMod®12 para cerogénio tipo III. Foi, assim, possível observar as mudanças verificadas as quais indicam que o modelo é altamente sensível ao factor de adsorção (W) no momento da expulsão dos hidrocarbonetos. Isto, obviamente, induz mudanças na expectativa de migração de hidrocarbonetos e do enchimento de reservatórios, tal como demonstrado no presente trabalho.
The main objective of this research was to study the gas adsorption/desorption properties in unconventional reservoirs located in the North-eastern Mexico. First, a literature review concerning gas exploration was carried out, about the research works in Sabinas Basin and Chihuahua Basin (Camacho-Ortegón 2009, De la O Burrola, 2013), and to understand the behavior of unconventional reservoirs. The work conducted by this authors include models that describes the thermomechanical history of the Sabinas Basin, the geological events that define the behavior of the petroleum system, the evolution and the relationship with hydrocarbon generation. The Servicio Geológico Mexicano (SGM)performeda sampling campaign in 2012.For the characterization, the SGM providing us 50 samples divided between the Sabinas Basin and the Chihuahua Basin. The general characterization included: (1) immediate or primary moisture and ash analysis (2) elemental analysis for (C, H, O, N, and S) quantification, (3) petrographic analysis for organic matter type determination, (4) Rock-Eval®6 Pyrolysis, for oil potential generation determination. After results evaluation, 10 samples were selected, divided between the study basins, in order to develop adsorption/desorption tests and to understand of parameters affecting the adsorption process. In the Sabinas Basinwere observed storage capacities of methane gas between 202.11 scf/ton (7.07m3/ton) and 364.76 scf/ton (10.47m3/ton), whereas in the Chihuahua basin lower capacities of sorption were measured, within a range of 0.84 scf/ton (0.023m3/ton) to 3.48 scf/ton (0.084m3/ton). The adsorption/desorption tests results, let us to identify the physical and chemical characteristics of the samples influencing the gas storage capacity in the kerogen. A general conclusion is given; the gas adsorption increases with the rank/maturity. Also, the influence of the maceral composition in the process of sorption is recognized, andthe capacity of gas storage is closely related to the vitrinite content. According to Chalmers y Bustin (2008), and Zhang et al.(2012), the capacity of adsorption as TOC, increases in the next order: type I < type II < type III. This is attributed tohighadsorption capacity of vitrinite, compared with other macerals types. A review of the kinetic models was conducted, the adsorption factors (W) mainly,recently proposed inthe last version of the Software PetroMod®12 (Type I, W=0.80), (Type II W=0.75) and (Type III W=0.68). Compared with the bibliography reported by (Chalmers y Bustin, 2008; Zhang et al., 2012), a discrepancy was found. The adsorption/desorption gas results were applied to make the adsorption factor (W) calculation, in order to build and to recommend a new kinetic model applicable to the Software PetroMod®simulation process, for the hydrocarbons generation, taking in consideration the adsorption. The geochemical modelling of the Sabinas Basin was recalibrated with the new kinetic model, comparing at the same time the effect and the influence of the adsorption factors at the moment of the hydrocarbons generation and expulsion. The Factor (W) of the kinetic model is relevant, because takes in consideration the adsorbed hydrocarbons quantity into the source rock.This factor evidently induces the behavior of unconventional character for the source rock; a change into the hydrocarbons expulsion balance from the kerogen is produced. New contributions for Sabinas Basin kerogens were established with the obtained results of the methodology, and kinetic the model construction used in this research, and they can be divided in two parts: 1.-For the gas adsorption/desorption, the physical-chemical variables affecting the ability of sorption gas in Coal and Shale gas samples (Maturity/range, maceral composition and mineral matter content), were studied.With the organic petrography analysis results was possible to observe and to verify higher sorption capacity of methane in coal samples when the range/maturity increasesCompared with other macerals, the Vitrinite content is an important parameter in terms of gas storage capacity, due to its microporous structure. In this research, the amount of gas-adsorbed increases with increasing vitrinite content was highlighted.However, lower gas adsorption curves are produced in samples containing more inertinite. Also, the increase in the content of mineral matter implies a decrease in the sorption capacity of gas in the coal. 2.-With the new kinetic model proposed in this work and their implementation in the simulation process to Sabinas Basin, a rearrangement in the balance of hydrocarbon expulsion of the source rock was done. To know the effect of the kinetic model for the simulation process, a comparative analysis of the kinetic model was performed with a Factor (W) = 0.92 proposed in this work and a Factor (W) = 0.68 as standard parameter proposed by the Software PetroMod®12 for kerogen type III. Changes generated were observed. The variation of some parameters indicate that the model is highly sensitive to factor (W). Then, changes in hydrocarbon migration probability and reservoirs recharge, were been demonstrated in this work.
L'objectif principal de cette recherche a été de réaliser une étude des propriétés d'adsorption/désorption du gaz dans les réservoirs non conventionnels situés dans la partie nord-est du Mexique. Nous avons commencée par un revue de la littérature concernant a l'exploration de gaz, reprenant des recherches existantes sur le Bassin de Sabinas et le Bassin de Chihuahua (Camacho-Ortegón 2009, De la O Burrola, 2013) afin de comprendre leur comportement du point de vue de réservoirs non conventionnels. Ces auteurs proposent des modèles qui décrivent l'histoire thermomécanique du bassin de Sabinas, des événements géologiques qui définissent le comportement du système pétrolier, son évolution et sa relation avec la production d'hydrocarbures. Nous avons réalisé une campagne d'échantillonnage en collaboration avec le Servicio Geológico Mexicano (SGM) au Mexique. Ils nous ont proposé un total de 50 échantillons répartis entre le Bassin de Sabinas et Chihuahua pour leur caractérisation. Cette caractérisation générale inclus: (1) Analyse immédiate ou primaire de l'humidité et de cendre (2) Analyse élémentaire pour déterminer (C, H, O, N, et S), (3) Analyse pétrographique pour déterminer le type de matière organique (4) Pyrolyse Rock-Eval®6 afin de connaître son potentiel pétrolier. Toutes ces analyses nous ont permis de sélectionner 10 échantillons entre les deux bassins de l'étude, afin de développer nous essais d‘expérimentation d'adsorption/désorption de gaz et interpréter ainsi par les courbes de Langmuir les paramètres affectant le processus d'adsorption du CH4 et CO2. Pour le Bassin de Sabinas, ont été mesurés des capacités de stockage de gaz méthane à partir de 202.11 scf/tonne (7.07 m3/tonne) à 364,76 scf/tonne (10.47 m3/tonne), alors que pour le Bassin du Chihuahua les capacités de sorption sont plus faibles, variant de 0,84 scf/tonne (0.023 m3/tonne) à 3,48 scf/tonne (0.084 m3/tonne). Ces résultats nous ont permis d'apporter une interprétation des caractéristiques physiques et chimiques qui influent sur la capacité de stockage de gaz dans le kérogène des roches sédimentaires de type Shale gas. Nous avons trouvé que dans les bassins étudies l'adsorption de gaz augmente avec le rang/maturité des matières organiques sédimentaires. Nous avons également étudiée l'influence de la composition Macérale sur les processus de sorption et nous avons vérifié que la capacité de stockage de gaz, est étroitement liée à la teneur en vitrinite. Cela nous conduit à prendre en considération les publications de certains auteurs (Chalmers et Bustin, 2008; Zhang et al, 2012) qui ont vérifié dans leurs travaux que les augmentations de la capacité d'adsorption sur la base du COT sont dans l'ordre suivant: le type I <Type II <type III. Cela a été attribué à la capacité d'adsorption précoce de la vitrinite par rapport aux autres types de macéraux. À cet égard, en effectuant une observation approfondie sur les modèles cinétiques principalement sur les facteurs d'adsorption (W) proposé par la dernière version du logiciel PetroMod®12 (type I, W = 0,80), (Type II W = 0,75) et (Type III W = 0,68), a été constaté un écart par rapport à la littérature rapporté par (Chalmers et Bustin, 2008; Zhang et al, 2012). Nous avons pris en compte en conséquence nous résultats de gaz d'adsorption/désorption pour effectuer le calcul du facteur (W) et construire et proposer un nouveau modèle cinétique pour nous bassins avec la simulation du Software PetroMod®, en prenant en compte l'adsorption. Le nouveau modèle cinétique nous a permis de proposer un re-ajustement et optimisation à la modélisation géochimique du Bassin de Sabinas, et réaliser ainsi au même temps une comparaison de l'effet des facteurs d'adsorption au moment de la production d'hydrocarbures et de l'expulsion. Ce modèle cinétique avec le nouveau Factor (W), prend en compte la quantité d'hydrocarbures adsorbés par les matières organiques de la roche avec un comportement pétrolier non conventionnel, que se traduit par des variations importantes dans bilan d'expulsion des hydrocarbures du kérogène. Les résultats obtenus a partir de l'analyse et la construction d'un modèle cinétique appliquée dans notre étude a permis d'établir un certain nombre de nouvelles informations sur le comportement cinétique du kérogène du Bassin Sabinas, lesquelles peuvent être divisés principalement en deux parties. 1. Les propriétés d'adsorption/désorption de gaz, les plus importantes qui affectant la capacité de sorption de gaz des échantillons de charbon et de Shale gas sont : maturité/rang, Composition macérale et le contenu de la matière minérale. Ces résultats de l'analyse pétrographique montrent en particulier une capacité de sorption élevée de méthane dans des échantillons de charbon lorsque le %PRV augmente. La teneur en vitrinite est également un paramètre important en termes de capacité de stockage de gaz par rapport aux autres macéraux, en raison de sa structure microporeuse. Dans cette étude, il a été constaté que la quantité de gaz adsorbée qui augmente avec la teneur en vitrinite, peut diminuer aussi avec des teneurs en inertinite élevées. Finalement l'augmentation de la teneur en matière minérale produit aussi une diminution de la capacité de sorption de gaz dans le charbon. 2. Le nouveau modèle cinétique proposé dans notre recherche a permis un réalignement dans le bilan de l'expulsion des hydrocarbures des roches mères de nous bassins. L‘analyse comparative de la cinétique du modèle avec un facteur (W) = 0,92 proposé par les résultats de notre étude et celui proposé par le même modèle cinétique standard utilisant un facteur (W) = 0,68 proposée par le logiciel PetroMod®12 pour le kérogène du type III, nous a permis d'observer des variations importantes de genèse et migration du pétrole lors du remplissage des roches réservoirs conventionnelles.
O principal objetivo desta pesquisa é o estudo das propriedades de adsorção/dessorção de gás em reservatórios não-convencionais localizados na zina Nordeste do México. Para isso, foi previamente realizada uma revisão da literatura sobre exploração de gás retomando trabalhos de investigação já existentes da Bacia de Sabinas e da Bacia de Chihuahua (Camacho-Ortegón, 2009; De la O Burrola, 2013) a fim de compreender o seu comportamento do ponto de vista dos reservatórios não-convencionais. As obras desses autores incluem modelos que descrevem a história termomecânica da Bacia de Sabinas, eventos geológicos que definem o comportamento do sistema petrolífero, a sua evolução e a sua relação com a geração de hidrocarbonetos. No decurso do desenvolvimento deste projeto, foi efectuada uma campanha de amostragem pelo Servicio Geologico Mexicano (SGM), fornecendo um total de 50 amostras para caracterização, divididas entre as bacias de Sabinas e de Chihuahua. A classificação geral inclui: (1) análise imediata ou primária de humidade e cinzas, (2) análise elementar para a determinação de C, H, O, N e S, (3) análise petrográfica para determinação do tipo de matéria orgânica, (4) pirólise por Rock-Eval 6, para conhecer o potencial petrolífero. Este conjunto de análises permitiu avaliar e selecionar 10 amostras, divididas entre as bacias em estudo, para efectuar os ensaios de adsorção/dessorção de gas e interpretar os parâmetros que afectam o processo de adsorção. Para a Bacia Sabinas, foram observadas capacidades de armazenamento de gás metano entre 202,11 scf/ton (7.07m3/ton) e 364,76 scf/ton (10.47m3/ton), enquanto que para a Bacia Chihuahua as capacidades de adsorção são mais baixas, variando entre 0,84 scf/ton (0.023m3/ton) e 3,48 scf/ton (0.084m3/ton). Estes resultados permitiram fazer a interpretação das características físicas e químicas que influenciam na capacidade da armazenamento de gás no cerogénio. Antecipando como uma conclusão geral, a adsorção de gás aumenta com o rang/maturação. Também se estudou a influência da composição maceral sobre o processo de adsorção verificando-se que a capacidade de armazenamento de gás está intimamente relacionado com o conteúdo em vitrinite, o que levou a retomar os resultados de alguns autores (Chalmers e Bustin, 2008; Zhang et al, 2012) que verificaram que a capacidade de adsorção com base no TOC aumenta na seguinte ordem: Tipo I <tipo II <tipo III, facto atribuído à capacidade de adsorção mais elevada na vitrinite em comparação com outros grupos de macerais. Neste sentido e levando a cabo uma observação minuciosa nos modelos cinéticos e, principalmente, nos factores de adsorção (W) propostos pela versão mais recente do Software PetroMod®12 (tipo I, W = 0,80, tipo II W = 0,75 e tipo III W = 0,68), encontrou-se uma discrepância em relação à literatura citada por Chalmers e Bustin (2008) e por Zhang et al. (2012). Neste contexto, foram retomados os resultados de adsorção/dessorção de gás obtidos na presente investigação para o cálculo do fator de adsorção (W) e, assim, construir e propor um novo modelo cinético aplicável na simulação do Software PetroMod®, considerando a adsorção de hidrocarbonetos produzidos. O novo modelo de cinética permitiu propor um ajustamento à modelagem geoquímica da bacia de Sabinas, levando, ao mesmo tempo, a cabo uma comparação do efeito e da influencia dos factores de adsorção no momento da geração e expulsão de hidrocarbonetos. Este modelo cinético pelo factor de adsorção (W) é importante uma vez que leva em conta a quantidade de hidrocarbonetos adsorvidos na rocha geradora, factor este que induz, claramente, o controlo do comportamento não-convencional da rocha geradora produzindo, assim, uma variação no balanço da expulsão de hidrocarbonetos do cerogénio. Os resultados obtidos a partir da metodologia, as análises efectuadas e a construção do modelo cinético utilizado nesta pesquisa permitiu estabelecer uma série de novas contribuições relativamente ao cerogénio da Bacia de Sabinas, a saber: 1.- Para a adsorção/dessorção de gás, foram estudadas as variáveis físico-químicas que afectam a capacidade de adsorção de gás nas amostras de carvão e deShale gas (rang/maturação, composição maceral e conteúdo em matéria mineral). Com base nos resultados das análises de Petrografia orgânica foi possível observar e verificar que há uma maior capacidade de adsorção de metano em amostras de carvão, quando o rang/maturação aumenta. O conteúdo em vitrinite é outro parâmetro importante em termos de capacidade de armazenamento de gás quando comparado com outros grupos de macerais, devido a sua estrutura microporosa. Nesta investigação, verificou-se que a quantidade de gás adsorvido aumenta com o aumento do teor em vitrinite; sendo que as curvas de adsorção de gás com valores mais baixos ocorrem em amostras com conteúdos mais elevados em inertinite. Verificou-se, também, que o aumento do teor em matéria mineral conduz à diminuição na capacidade de adsorção de gás pelo carvão. 2 - Por outro lado, o novo modelo cinético proposto neste trabalho e a sua implementação no processo de simulação da Bacia de Sabinas, permitiu um realinhamento no balanço de expulsão dos hidrocarbonetos da rocha geradora. Para, realmente, conhecer o efeito do modelo cinético durante o processo de simulação, realizou-se uma análise comparada do modelo cinético com o factor de adsorção (W) = 0,92, proposto neste trabalho, com o mesmo modelo cinético utilizando o factor de adsorção (W) = 0,68 como parâmetro padrão proposto no Software PetroMod®12 para cerogénio tipo III. Foi, assim, possível observar as mudanças verificadas as quais indicam que o modelo é altamente sensível ao factor de adsorção (W) no momento da expulsão dos hidrocarbonetos. Isto, obviamente, induz mudanças na expectativa de migração de hidrocarbonetos e do enchimento de reservatórios, tal como demonstrado no presente trabalho.
The main objective of this research was to study the gas adsorption/desorption properties in unconventional reservoirs located in the North-eastern Mexico. First, a literature review concerning gas exploration was carried out, about the research works in Sabinas Basin and Chihuahua Basin (Camacho-Ortegón 2009, De la O Burrola, 2013), and to understand the behavior of unconventional reservoirs. The work conducted by this authors include models that describes the thermomechanical history of the Sabinas Basin, the geological events that define the behavior of the petroleum system, the evolution and the relationship with hydrocarbon generation. The Servicio Geológico Mexicano (SGM)performeda sampling campaign in 2012.For the characterization, the SGM providing us 50 samples divided between the Sabinas Basin and the Chihuahua Basin. The general characterization included: (1) immediate or primary moisture and ash analysis (2) elemental analysis for (C, H, O, N, and S) quantification, (3) petrographic analysis for organic matter type determination, (4) Rock-Eval®6 Pyrolysis, for oil potential generation determination. After results evaluation, 10 samples were selected, divided between the study basins, in order to develop adsorption/desorption tests and to understand of parameters affecting the adsorption process. In the Sabinas Basinwere observed storage capacities of methane gas between 202.11 scf/ton (7.07m3/ton) and 364.76 scf/ton (10.47m3/ton), whereas in the Chihuahua basin lower capacities of sorption were measured, within a range of 0.84 scf/ton (0.023m3/ton) to 3.48 scf/ton (0.084m3/ton). The adsorption/desorption tests results, let us to identify the physical and chemical characteristics of the samples influencing the gas storage capacity in the kerogen. A general conclusion is given; the gas adsorption increases with the rank/maturity. Also, the influence of the maceral composition in the process of sorption is recognized, andthe capacity of gas storage is closely related to the vitrinite content. According to Chalmers y Bustin (2008), and Zhang et al.(2012), the capacity of adsorption as TOC, increases in the next order: type I < type II < type III. This is attributed tohighadsorption capacity of vitrinite, compared with other macerals types. A review of the kinetic models was conducted, the adsorption factors (W) mainly,recently proposed inthe last version of the Software PetroMod®12 (Type I, W=0.80), (Type II W=0.75) and (Type III W=0.68). Compared with the bibliography reported by (Chalmers y Bustin, 2008; Zhang et al., 2012), a discrepancy was found. The adsorption/desorption gas results were applied to make the adsorption factor (W) calculation, in order to build and to recommend a new kinetic model applicable to the Software PetroMod®simulation process, for the hydrocarbons generation, taking in consideration the adsorption. The geochemical modelling of the Sabinas Basin was recalibrated with the new kinetic model, comparing at the same time the effect and the influence of the adsorption factors at the moment of the hydrocarbons generation and expulsion. The Factor (W) of the kinetic model is relevant, because takes in consideration the adsorbed hydrocarbons quantity into the source rock.This factor evidently induces the behavior of unconventional character for the source rock; a change into the hydrocarbons expulsion balance from the kerogen is produced. New contributions for Sabinas Basin kerogens were established with the obtained results of the methodology, and kinetic the model construction used in this research, and they can be divided in two parts: 1.-For the gas adsorption/desorption, the physical-chemical variables affecting the ability of sorption gas in Coal and Shale gas samples (Maturity/range, maceral composition and mineral matter content), were studied.With the organic petrography analysis results was possible to observe and to verify higher sorption capacity of methane in coal samples when the range/maturity increasesCompared with other macerals, the Vitrinite content is an important parameter in terms of gas storage capacity, due to its microporous structure. In this research, the amount of gas-adsorbed increases with increasing vitrinite content was highlighted.However, lower gas adsorption curves are produced in samples containing more inertinite. Also, the increase in the content of mineral matter implies a decrease in the sorption capacity of gas in the coal. 2.-With the new kinetic model proposed in this work and their implementation in the simulation process to Sabinas Basin, a rearrangement in the balance of hydrocarbon expulsion of the source rock was done. To know the effect of the kinetic model for the simulation process, a comparative analysis of the kinetic model was performed with a Factor (W) = 0.92 proposed in this work and a Factor (W) = 0.68 as standard parameter proposed by the Software PetroMod®12 for kerogen type III. Changes generated were observed. The variation of some parameters indicate that the model is highly sensitive to factor (W). Then, changes in hydrocarbon migration probability and reservoirs recharge, were been demonstrated in this work.