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

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

INFORME EJECUTIVO

INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS DE ANÁLISIS GEOQUÍMICOS, PETROFÍSICOS Y PETROGRÁFICOS

RECONSTRUCCIÓN DE LA HISTORIA TERMAL DE LAS CUENCAS SEDIMENTARIAS DE LA REPÚBLICA DOMINICANA PROYECTO DE INVESTIGACIÓN

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

Responsables:

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

Vera Cedeño Pérez Ricardo Reynoso Villafaña Geólogos co-investigadores

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

Mauricio Vásquez Pinto Asesor en Modelos de Sistemas Petrolíferos

De esta edición

© Refinería Dominicana de Petróleo S. A. 2024

ISBN: 978-9945-8930-7-6

Impreso en Santo Domingo, República Dominicana

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

Rosill Rodríguez Gian Caolo

Greylin Melo Soporte Administrativo

Sahira Doñé

Johnny Gregory Cedeño Asistentes de Investigación

Lcdo. José Eduardo Collado Diagramación y Diseño de Portada

“

Después de dos años de arduo trabajo, presentamos este informe con un alto valor científico, tecnológico y comercial, no sólo para nuestra empresa, sino también para atraer el desarrollo de la inversión y los negocios nacionales e internacionales en el sector de Petróleo y Gas en la República Dominicana. Por lo que demostramos que #EstamosCambiando. “

PALABRAS DEL DR. LEONARDO AGUILERA

Presidente del Consejo de Administración

Refinería Dominicana de Petróleo (REFIDOMSA)

INVESTIGACIÓN Y DESARROLLO PARA LA EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE PETRÓLEO Y GAS

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

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

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

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

PERFIL CORPORATIVO

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

Historia:

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

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

Gobernanza:

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

Visión:

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

Misión:

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

ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL Febrero, 2024

COORDINADOR GENERAL

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

GEOINFORMACIÓN

Investigaciones y creación de valor comercial Proyectos de tecnologías de información

Planes estratégicos y operativos

Base de datos, informes y documentos técnicos

GEOCIENCIAS

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

GEOLOGÍA DE PETRÓLEO

Localización de depósitos de petróleo y gas

Administración de perforaciones exploratorias

Estimación de reservas en áreas prospectivas

Seguridad, salud y medioambiente

PROYECTOS Y COOPERACIÓN INTERINSTITUCIONAL

Formulación y seguimiento de proyectos

Fuentes de financiación y cooperación

Planes estratégicos y operativos

Alianzas y acuerdos

GEOFÍSICA DEL PETRÓLEO

Campañas de sísmica 1D, 2D y 3D

Integración y visualización de datos

Estadística, mapas e informes técnicos

Requerimientos de calidad de datos

GEOQUÍMICA DEL PETRÓLEO

Análisis y caracterización geoquímica

Requerimientos de calidad de datos

Modelado geoquímico 1D, 2D y 3D

Estadística, mapas e informes técnicos

Resumen Ejecutivo

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

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

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

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

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

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

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

Las muestras de crudo analizadas fueron recolectadas en las localidades de Maleno e Higuerito en la Cuenca de Azua. Los resultados de densidades API varían entre 19 y 21 grados API y corresponden a crudos pesados con bajas viscosidades. Los contenidos de azufre son altos y, por consiguiente, estos crudos son considerados agrios y corrosivos para la refinería. El ambiente de formación de estos crudos corresponde a un ambiente marino en condición reductora. Los cromatogramas de whole oil indican diferentes grados de biodegradación, en donde el crudo del pozo Maleno 1 presenta la mejor calidad y los crudos de los pozos de Higuerito presentan alta biodegradación y menor calidad. Los análisis geoquímicos realizados en las muestras de crudo indican que fueron generados a partir de materia orgánica en ambientes marinos reductores, con un nivel de maduración termal de 1.3% de reflectancia de vitrinita calculada, que coincide con los valores medidos en muestras de roca.

En suma, los resultados analíticos permitieron confirmar que en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo se presentan potenciales sistemas petrolíferos, puesto que se identificaron rocas fuente consistentes en calizas de ambientes marinos, rocas reservorio consistentes en areniscas líticas y rocas sello consistentes en intercalaciones de lavas volcánicas.

Los resultados de carbono orgánico total (TOC), índice de hidrógeno (IH) y temperatura máxima (Tmax) están afectados por los efectos de la meteorización de las rocas superficiales; esta situación es común en muestras superficiales. Los resultados de reflectancia de vitrinita indican que, en las cuatro cuencas mencionadas, las rocas fuente han alcanzado niveles de maduración termal correspondientes a las ventanas de generación de petróleo y, en algunos casos, gas termogénico.

Se recomienda realizar un muestreo sistemático con control estratigráfico para formaciones generadoras, reservorio y sello en las cuatro cuencas antes referidas, esto con el fin de conocer a detalle la posición estratigráfica de cada formación, el espesor, las características litológicas, petrofísicas y geoquímicas. Asimismo, se recomienda estudiar la información de pozo disponible, así como las muestras de pozo existentes.

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

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

Fotografía: Gregorio Rosario.

INTRODUCCIÓN

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

1. Introducción

El presente informe relaciona la interpretación de los análisis geoquímicos en roca fuente, petrofísicos en roca reservorio y petrográficos en roca fuente y reservorio. El equipo de investigación estuvo conformado por expertos de la Unidad de I+D para la Exploración y Explotación de Petróleo y Gas, la Universidad Nacional Pedro Henríquez Ureña (UNPHU) y la Universidad Industrial de Santander de Colombia. En este trabajo, cada punto de muestreo fue georreferenciado y localizado en el mapa geológico correspondiente, con

1.1. Objetivos

1.1.1. Objetivo general

el fin de conocer tanto la formación geológica sobre la cual se realizó el muestreo, como su edad geológica indicada en el mapa.

La base de datos que se provee en este reporte se basa en muestras físicas que están en custodia de la Unidad de Investigación y Desarrollo de Refidomsa; por consiguiente, los resultados aquí presentados podrían ser validados y corroborados por compañías petroleras interesadas en exploración y explotación de hidrocarburos en República Dominicana.

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

1.1.2. Objetivos específicos

• Realizar análisis de carbono orgánico total (TOC).

• Realizar análisis de azufre total (TS).

• Realizar análisis de Rock Eval.

• Realizar análisis de reflectancia de vitrinita (Ro).

• Realizar análisis petrofísicos.

• Realizar análisis petrográficos.

1.2. Trabajo de campo

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

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

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

Se realizaron trabajos de campo para la campaña de muestreo en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo, con el fin de muestrear rocas de afloramiento con características de rocas fuente, rocas reservorio y rocas sello (ver Ilustración 3). La campaña de muestreo contó con la participación del siguiente personal: Ing. Ramón Cruz, director; Dr. Gregorio Rosario, subdirector; Dr. Mario García, asesor internacional; geólogo Ricardo Villafaña, coinvestigador; y la geóloga Vera Cedeño, coinvestigadora. Las muestras recolectadas fueron debidamente identificadas, embaladas y enviadas al Laboratorio de Geoquímica del Petróleo de la Universidad Industrial de Santander, Bucaramanga, Colombia.

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

Fotografía: Gregorio Rosario.

1.3. Recepción de muestras y selección para análisis

El Laboratorio de Geoquímica del Petróleo (LGP) hizo la recepción de las muestras enviadas desde República Dominicana, de acuerdo con el siguiente procedimiento:

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

2) Descripción macroscópica de las muestras recibidas (118 muestras).

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

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

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

muestras para petrofísica y 15 muestras para petrografía.

6) Entrega de informe de recepción a Ramón Cruz y Gregorio Rosario, con la siguiente información:

• Acta de recepción de las muestras con su respectivo registro fotográfico por muestra.

• Un archivo .KMZ con la localización de los 118 puntos de muestreo, agrupados por cuenca.

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

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

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

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

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

MÉTODOS

2. Métodos analíticos

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

2.1. Análisis de carbono orgánico total (TOC) y azufre total (TS)

Método o metodología usada

Análisis de TOC y TS por combustión en un horno de alta temperatura con detección infrarroja no dispersiva DNIR.

Equipo Analizador de Carbono y azufre LECO SC-144DR.

Condiciones del análisis

Normatividad aplicada

• Temperatura horno de combustión: 1357.40 °C.

• Gas de oxidación: Oxígeno de alta pureza.

• Temperatura horno celdas infrarrojas: 48.86 °C.

• NORMA NTC: 17000; Definiciones específicas relativas a la certificación y acreditación de laboratorios.

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

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

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

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

2.2. Análisis de pirólisis Rock Eval

Método o metodología usada

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

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

Condiciones del análisis

Normatividad aplicada

• Método: Bulk Rock.

• Ciclo: Basic.

• Temperatura final del horno de pirólisis: 650 °C.

• Temperatura final del horno de Oxidación: 850 °C.

• NORMA NTC: 17000; Definiciones específicas relativas a la certificación y acreditación de laboratorios.

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

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

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

2.3. Análisis de reflectancia de vitrinita (Ro)

Método o metodología usada

Análisis de Reflectancia de la Vitrinita, determinación del grado de madurez termal de la roca fuente y análisis de Macerales. Los resultados se presentan en forma de porcentaje%Ro.

Equipo Microscopio trilocular Imaginer Z2 Carl Zeiss.

Condiciones del análisis

Normatividad aplicada

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

ASTM D7708-11, 2011. Standard Test Method for Microscopical Determination of the Reflectance of Vitrinite Dispersed in Sedimentary Rocks. Annual book of ASTM standards: Petroleum products, lubricants, y fossil fuels; Gaseous fuels; Coal y Coke, sec. 5, v. 5.06: ASTM International, West Conshohocken, PA, p. 823-830.

2.4. Análisis de porosidad y permeabilidad

2.4.1. Extracción y corte

Método o metodología usada

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

Equipo

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

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

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

Condiciones del análisis

• Diámetro interno del taladro: 2,54 cm (1”).

• Temperatura horno de secado: 60 °C.

2.4.2. Porosidad convencional

Método o metodología usada

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

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

Condiciones del análisis

• Presión de la celda con helio: 80 psi.

2.4.3. Permeabilidad Convencional

Método o metodología usada

La permeabilidad de cada plug de roca se determinó haciendo uso del permeámetro, teniendo en cuenta la norma API RP-40:1998, sección 6, numeral 6.3.1.1. Inicialmente, las muestras se por la estufa para eliminar la humedad presente en las rocas. Luego de ello, las muestras fueron pesadas y se les midió el diámetro y la longitud de cada una de ellas, para posteriormente ser introducidas en el portamuestras del permeámetro, donde se sometieron a una presión de confinamiento a condiciones de laboratorio. El equipo inyectó el gas nitrógeno (N2) presurizado al plug por el orificio de entrada, mientras que se medía la diferencia de presión y el flujo del gas en el orificio de salida. Finalmente, la permeabilidad se determinó utilizando el software Permeámetro.

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

Condiciones del análisis

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

Temperatura horno de secado: 80 °C.

Tiempo en el horno de secado: 8 horas. Presión de confinamiento: 200 psi.

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

Ilustración 6. Trabajo de muestreo en corte de roca sedimentaria en la formación Las Guayabas. Fotografía: Gregorio Rosario.

Ilustración 7. Cantera de rocas volcano-sedimentarias de la formación Las Guayabas. Fotografía: Gregorio Rosario.

FUNDAMENTO TEÓRICO

3. Fundamento teórico del sistema petrolífero

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

CUENCA SEDIMENTARIA

SISTEMA PETROLÍFERO

Económicamente muy importante

Económicamente no importante

Figura 3. Elementos requeridos para la determinación de un prospecto efectivo. Tomado y adaptado de Magoon y Dow (1994).

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

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

El término sistema petrolífero (petroleum system) fue usado por primera vez por Perrodon (1992). Sin embargo, fueron Magoon y Dow (1994) quienes introdujeron el término oil system, basados en el concepto de correlación existente entre el crudo y la roca fuente.

conforman un sistema petrolífero son las siguientes:

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

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

• Roca Sello: Son las rocas cuya baja permeabilidad detiene la migración del hidrocarburo en las trampas donde se ha acumulado (García et al., 2009).

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

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

Ilustración 8. Cantera de calizas y margas en la formación Neiba. Fotografía: Gregorio Rosario.

Las definiciones de los elementos que

3.1. Análisis geoquímicos en roca fuente: definición de parámetros

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

3.2. Cantidad de materia orgánica: carbono orgánico total (TOC)

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

MUESTRA DE SEDIMIENTO

CARBONO ORGÁNICO

KERÓGENO GAS/ ACEITE

CARBONO EOM

CARBONO CONVERTIBLE

CARBONO ORGÁNICO TOTAL

CARBONO RESIDUAL

El análisis del contenido de materia orgánica total (TOC) se expresa en porcentaje peso/peso (p/p) y de acuerdo con este porcentaje se puede clasificar

de forma cualitativa el potencial de la roca fuente, tal y como se evidencia en la Tabla 1.

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

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

El índice de hidrógeno es la cantidad de hidrocarburos generados tras el craqueo termal de la materia orgánica no volátil por unidad de TOC. Este resultado muestra si la roca fuente contiene aceite, aceite y gas, gas o un potencial limitado de hidrocarburos, es decir, el IH es un indicador de la cantidad de hidrógeno disponible en el querógeno, en

donde altos valores de IH indican alto potencial para generar hidrocarburos líquidos (Jarvie, 1991; Peters y Cassa, 1994).

La Tabla 2 muestra la clasificación del tipo de querógeno presente en la roca fuente de acuerdo con los valores de IH obtenidos en el análisis Rock Eval, así como el tipo de producto esperado según el tipo de querógeno.

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

Potencial Materia Orgánica

Clasificación cualitativa Pobre

Calidad de la Materia Orgánica

IH (mgHC/gTOC)

< 50

50 -200

200 - 300

300 - 600 >600

Tipo de querógeno

IV III

Tipo de producto

II / III II I Gas Gas y petróleo Petróleo Petróleo

Ilustración 9. Planificación de trabajo de campo en Barahona.

Fotografía: Gregorio Rosario.

Tabla 1. Clasificación cualitativa del potencial de una roca fuente de acuerdo con el% TOC, según Peters y Cassa (1994).

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

El grado de evolución térmica de la materia orgánica en una roca fuente puede ser establecida mediante los siguientes dos parámetros: la temperatura máxima (Tmax) obtenida en el análisis Rock Eval y el análisis de reflectancia de vitrinita (Ro).

El Tmax es la temperatura del horno de pirólisis durante el craqueo del querógeno o durante la generación máxima que ocurre en el pico S2 y se expresa en °C. Esta temperatura máxima (Tmax) es un parámetro de madurez termal del querógeno.

La Tabla 3 contiene la clasificación del estado de madurez termal de la roca fuente de acuerdo con los rangos de temperatura máxima (Tmax) y porcentaje de reflectancia de vitrinita (Ro).

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

Madurez Termal

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

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

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

Ilustración 10. Consulta comunitaria para trabajos de campo. Fotografía: Gregorio Rosario.

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

RESULTADOS

4. Resultados de análisis geoquímicos en roca fuente

4.1. Resultados de cantidad de materia orgánica: carbono orgánico total (TOC)

4.1.1. Resultados generales

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

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

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

y Petrográficos

Figura 6. Roca caliza de la Cuenca del Cibao.

Figura 8. Caliza de la Cuenca de Enriquillo. Figura 9. Caliza tableada de la Cuenca de San Juan.

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

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

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

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

Ilustración 12. Afloramiento de lutita estratificada color gris con fuerte buzamiento. Fotografía: Gregorio Rosario.

4.1.2. Resultados de la Cuenca de Azua: TOC

En la Cuenca de Azua se observó que los resultados de carbono orgánico total (%TOC) varían entre 0.015% y 0.952%, presentando un valor promedio de 0.246% de TOC (Figura 11 y Tabla 5). Estos resultados permiten clasificar las rocas muestreadas en la cuenca como rocas con potencial pobre o regular para generar hidrocarburos.

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

las rocas con un potencial regular para generar hidrocarburos.

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

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

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

4.1.3. Resultados de la Cuenca de San Juan: TOC

En la Cuenca de San Juan se observó que los resultados de carbono orgánico total (%TOC) varían entre 0.081% y 2.332%, presentando un valor promedio de 0.381% de TOC (ver Figura 12 y Tabla 6). Estos resultados permiten clasificar, de manera general, las rocas muestreadas en la cuenca como rocas con un potencial pobre y/o regular para generar hidrocarburos. Sin embargo, se observó un comportamiento atípico en la muestra RV-67 consistente en una caliza bioesparita de edad Mioceno, correspondiente a la Formación Sombrerito, la cual presenta un contenido de TOC igual a 2.332% (ver Figura 12 y Tabla 6); este resultado permite clasificar esta muestra con un potencial muy bueno para generar hidrocarburos. Por tanto, se recomienda realizar un muestreo

Tabla

con mayor control estratigráfico sobre la formación a la que pertenece o sobre la zona donde se llevó a cabo el muestreo, ya que podría señalar una zona de interés de roca fuente.

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

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

6. Resultados

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

4.1.4. Resultados de la Cuenca del Cibao: TOC

En la Cuenca del Cibao se observó que los resultados de carbono orgánico total (%TOC) varían entre 0.046% y 3.627%, presentando un valor promedio de 0.460% de TOC (ver Figura 13 y Tabla 7). Estos resultados permiten clasificar las rocas muestreadas en la cuenca como rocas con un potencial que varía entre pobre y muy bueno para generar hidrocarburos.

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

muestra RV-31 consistente en una caliza dismicríta de edad Eoceno Inferior, perteneciente a la Formación San Marcos, presenta un TOC igual a 0.807% (ver Figura 13 y Tabla 7), lo cual clasifica la roca con un potencial regular para generar hidrocarburos.

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

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

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

4.1.5. Resultados de la Cuenca de Enriquillo: TOC

En la Cuenca de Enriquillo se observó que los resultados de carbono orgánico total (%TOC) varían entre 0.106% y 4.499%, presentando un valor promedio de 1.002% de TOC (ver Figura 14 y Tabla 8). Estos resultados permiten clasificar las rocas muestreadas en la cuenca como rocas con un potencial que varía entre pobre y excelente para generar hidrocarburos.

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

perteneciente a la Unidad Barahona (1.739%TOC) y la muestra RV-17-Frontera consistente en una caliza biomicrita de edad Mioceno, perteneciente a la Formación Sombrerito (1.884% de TOC) (ver Figura 14 y Tabla 8), se clasifican como rocas con un potencial muy bueno para generar hidrocarburos.

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

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

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

4.2. Resultados de calidad de materia orgánica: índice de hidrógeno (IH)

4.2.1. Resultados generales

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

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

acuerdo con la clasificación propuesta por Peters y Cassa (1994), ver Figura 16 y Tabla 9. Sin embargo, los bajos índices de hidrógeno se pueden explicar por la meteorización que presentan las muestras recolectadas, lo cual afecta la identificación correcta del tipo de querógeno en las muestras, ya que es de esperar que la mayoría de las muestras de ambientes sedimentarios marinos presenten querógeno tipo II con mejor potencial para generación de hidrocarburos.

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

Figura 15. Roca fosilizada de la Cuenca Enriquillo.

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

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

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

En la Figura 17 se puede evidenciar que algunas de las rocas muestreadas en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo presentan un potencial de generación que varía entre bueno y

excelente de acuerdo con el parámetro de contenido de carbono orgánico total (TOC), pero un potencial de generación pobre según el parámetro PG, (ver Figura 17 y Tabla 10). Nuevamente esta situación se explica por el intemperismo de las muestras analizadas que fueron obtenidas en los afloramientos.

Figura 17. Resultados generales de la calidad de la materia orgánica presente en las rocas fuente muestreadas según el contenido de materia orgánica total (TOC) versus el potencial de generación (PG). Nótese que el potencial genético de las muestras se encuentra en la categoría de pobre, esta situación se debe al intemperismo de las muestras.

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

4.2.2. Resultados de la Cuenca de Azua: IH

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

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

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

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

Figura 18. Lutita de la Cuenca de Azua.

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

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

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

Figura 21. Caliza tableada de la Cuenca de Azua.

4.2.3. Resultados de la Cuenca de San Juan: IH

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

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

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

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

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

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

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

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

4.2.4. Resultados de la Cuenca del Cibao: IH

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

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

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

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

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

Tabla 16. Resultados generales de la calidad de la materia orgánica presente en las rocas fuente muestreadas en la Cuenca

del Cibao, según el potencial de generación (PG) versus contenido de materia orgánica total (TOC).

Figura 26. Lutita de la Cuenca del Cibao.

Figura 27. Caliza grisácea de la Cuenca del Cibao.

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

4.2.5. Resultados de la Cuenca de Enriquillo: IH

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

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

Se recomienda realizar un muestreo con mayor control cronoestratigráfico para la Formación Dumisseau (edad Cretácico Superior), Unidad de Polo (edad Eoceno), Formación Neyba (edad Eoceno) y Formación Sombrerito (edad Mioceno) y, en

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

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

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

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

Figura 30. Caliza de la Cuenca de Enriquillo.

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

4.3. Resultados de madurez termal de la materia orgánica: parámetros

Temperatura máxima (Tmax) y Reflectancia de vitrinita (Ro)

4.3.1. Resultados generales

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Figura 32. Lutita de la Cuenca del Cibao.

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

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

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

Figura 34. Arenisca de la Cuenca de Azua.

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

4.3.2. Resultados de la Cuenca de Azua: Tmax

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

Por otra parte, los resultados del análisis de reflectancia de vitrinita (%Ro) en la Cuenca de Azua varían entre 0.882%Ro y 1.353%Ro, mostrando un valor promedio de 1.038%Ro (Figura 39 y Tabla 22). Estos resultados evidencian que las rocas fuente de la Cuenca de Azua se encuentran en un estado de madurez termal que varía entre el pico de generación (445°C-450°C) y el final de ventana de generación de petróleo (450°C-470°C), ver Figuras 37, 38 y 39 (Peters y Cassa, 1994).

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

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

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

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

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

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

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

4.3.3. Resultados de la Cuenca de San Juan: Tmax

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

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

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

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

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

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

ID %Ro (Promedio)

RV-54 N/A

RV-58 N/A

RV-59 N/P

RV-63 N/A

RV-64 N/P

RV-65 0,722

RV-69 N/P

RV-70 N/P

RV-71 N/P

RV-72 N/A

RV-74 N/A

RV-76 1,361

RV-77 N/A

RV-66 N/P

RV-67 N/P

RV-68 N/A

RV-73 N/A

RV-75 N/A

RV-87 N/A

RV-83 N/A

RV-84 N/A

RV-90 N/A

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

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

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

4.3.4. Resultados de la Cuenca del Cibao: Tmax

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

Por otra parte, los resultados del análisis de Reflectancia de vitrinita (%Ro) en la Cuenca del Cibao varían entre 0.547%Ro y 1.546%Ro, mostrando un valor promedio de 0.945%Ro (Figura 47 y Tabla 26). Los resultados de la mayoría de las muestras (a excepción de las muestras ES-02 y RV-39) evidencian que las rocas fuente de la Cuenca del Cibao se encuentran en un estado de madurez termal que varía entre pico de generación (445°C-450°C) y final de ventana de generación de hidrocarburos (450°C-470°C), ver Figuras 45, 46 y 47 (Peters y Cassa, 1994). La muestra ES-02, perteneciente a la Formación las Guayabas (edad Cretácico Superior), presenta un valor de%Ro igual a 0.547% (Figura 47 y Tabla 26), lo cual muestra que esta

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

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

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

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

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

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

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

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

4.3.5. Resultados de la Cuenca de Enriquillo: Tmax

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

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

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

Figura 48. Microfotografía del análisis de reflectancia de vitrinita (Ro) realizado en la muestra RV-17-Frontera-Caliza perteneciente a la Formación Sombrerito (edad Mioceno), Cuenca de Enriquillo. No se observó presencia del maceral vitrinita o bitumen en esta muestra.

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

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

4.4. Resultados generales de análisis de azufre

El ambiente de depositación de una roca fuente puede ser relacionado con el contenido de azufre total (%TS) presente en la roca; si el porcentaje de azufre es alto (> 1%), la roca fuente puede relacionarse con un ambiente de depósito marino, o si los porcentajes de azufre son bajos (< 1%), la roca fuente tendría mayor relación con un ambiente de depósito lacustre o terrígeno (Peters y Moldowan, 1993). Por otra parte, la relación TOC:TS también permite establecer un tipo de ambiente de depositación para la roca fuente, de acuerdo con lo siguiente: valores de TOC:TS >5% evidencian un ambiente de depósito oxigenado; valores de TOC:TS 5 -1.5% evidencian un medio de depósito con influencia de anoxia periódica o intermitente; y finalmente, valores de TOC:TS < 5% evidencian un ambiente de depósito con anoxia (Berner, 1984; Raiswell et al., 1988; Leventhal y Taylor, 1990; Craft et al., 1991; Hedges, 2002).

En general, los resultados de contenido de azufre (%TS) obtenidos en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo son relativamente bajos y varían entre 0.1% y 0.5% (Figura 51 y Tabla 28). Se esperaba que las muestras analizadas en cada una de las cuatro cuencas presentaran valores de contenido de azufre iguales o superiores al 1%, dado que en el análisis petrográfico se establece la influencia de un ambiente marino en las muestras. Sin embargo, los valores relativamente bajos de contenido de azufre (%TS) podrían relacionarse con alguno de los siguientes procesos: 1) intemperismo o meteorización en las rocas muestreadas, lo cual genera constantes procesos de oxidación y eliminación paulatina del contenido de azufre en la

roca, o 2) el ambiente de depósito de la roca fuente no es un ambiente marino anóxico restringido, sino un ambiente marino óxico (Peters y Moldowan, 1993).

Por otra parte, la relación TOC:TS indica que las muestras analizadas en las cuatro cuencas se encuentran asociadas a un ambiente marino anóxico, dado que presentan una relación TOC: TS < 1.5% (ver Figura 52 y Tabla 29). Sin embargo, es de notar que los valores de TS pueden presentar afectación a causa de la meteorización en las muestras, lo cual reduce sustancialmente los valores de TS.

Se recomienda realizar un muestreo con mayor control cronoestratigráfico para las formaciones de interés que se mencionan en cada cuenca. Así mismo, gestionar muestras de pozo para realizar correlaciones roca-roca y crudo-roca. De esta manera, se podría realizar una caracterización y correlación geoquímica de cada uno de los parámetros, permitiendo establecer el estado de madurez termal, el ambiente de depositación y la edad de la(s) roca(s) fuente en los sistemas petrolíferos de cada cuenca de estudio.

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

Figura 51. Resultados generales de contenido de azufre (%) presente en las rocas fuente de las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo.

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

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

Figura 53. Caliza de la Cuenca de Enriquillo.

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

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

4.4.1. Resultados de la Cuenca de Azua: Azufre

En la Cuenca de Azua se observó que los resultados de contenido de azufre (%TS) varían entre 0.010% y 0.362%, presentando un valor promedio de 0.054% (ver Figura 55 y Tabla 30). Los valores de contenido de azufre relativamente más altos en esta cuenca se observaron en la muestra RV-80-caliza (0.264%TS) perteneciente a la Formación Ventura (edad Eoceno Inferior) (Figura 55). Por otra parte, los valores relativamente bajos de contenido de azufre (%TS), observados en esta cuenca, podrían relacionarse con alguno de los siguientes procesos:

1) intemperismo o meteorización en las rocas muestreadas, lo cual genera constantes procesos de oxidación y eliminación paulatina del contenido de azufre en la roca, o 2) el ambiente de depósito de la roca fuente no es un ambiente marino anóxico restringido sino un ambiente marino óxico (Peters y Moldowan, 1993).

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

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

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

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

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

Figura 57. Arenisca de la Cuenca de Azua.

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

Figura 58. Lutita caliza de la Cuenca de Azua.

4.4.2. Resultados de la Cuenca de San Juan: Azufre

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

La relación TOC:TS indica que las muestras analizadas en la Cuenca de San Juan se encuentran asociadas a un ambiente marino anóxico, dado que presentan una relación TOC: TS < 1.5% (ver Figura 60 y Tabla 33) (Berner, 1984; Raiswell et al., 1988; Leventhal y Taylor, 1990; Craft et al., 1991; Hedges, 2002). Sin embargo, es de notar que los valores de TS pueden presentar afectación por causa de la meteorización de las muestras, lo cual reduce sustancialmente los valores de TS.

Se recomienda realizar un muestreo con mayor control cronoestratigráfico para la Formación Ventura y Jura (edad Eoceno Inferior) y para la Formación Sombrerito (edad Mioceno). Así mismo, gestionar la toma de muestras de pozo para realizar correlaciones roca-roca. De esta manera, se podría realizar una caracterización y correlación geoquímica de cada uno de los parámetros, permitiendo establecer el estado de madurez termal, el ambiente de depositación y la edad de la(s) roca(s) fuente en los sistemas petrolíferos de la Cuenca de San Juan.

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

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

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

Figura 61. Caliza de la Cuenca de San Juan.

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

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

4.4.3. Resultados de la Cuenca del Cibao: Azufre

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

La relación TOC:TS indica que las muestras analizadas en la Cuenca del Cibao se encuentran asociadas a un ambiente marino anóxico, dado que presentan una relación TOC: TS < 1.5% (ver Figura 64 y Tabla 35) (Berner, 1984; Raiswell et al., 1988; Leventhal y Taylor, 1990; Craft et al., 1991; Hedges, 2002). Sin embargo, es de notar que los valores de TS pueden presentar afectación por causa de la meteorización de las muestras, lo cual reduce sustancialmente los valores de TS.

Se recomienda realizar un muestreo con mayor control cronoestratigráfico para la Formación Hidalgos (edad Cretácico Superior) y para las Formaciones Altamira, San Marcos, Luperón, Imbert (edad Eoceno). Así mismo, gestionar la toma de muestras de pozo para realizar correlaciones roca-roca. De esta manera, se podría

realizar una caracterización y correlación geoquímica de cada uno de los parámetros, permitiendo establecer el estado de madurez termal, el ambiente de depositación y la edad de la(s) roca(s) fuente en los sistemas petrolíferos de la Cuenca del Cibao.

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

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

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

Figura 65. Caliza de la Cuenca del Cibao.

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

Figura 66. Lutita de la Cuenca del Cibao.

4.4.4. Resultados de la Cuenca de Enriquillo: Azufre

En la Cuenca de Enriquillo se observó que los resultados de contenido de azufre (%TS) varían entre 0.009% y 0.584%, presentando un valor promedio de 0.073% (ver Figura 67 y Tabla 36). Los valores de contenido de azufre relativamente más altos en esta cuenca se observaron en las muestras RV-05 (0.584%TS) y RV-20 (0.225%TS) de edad Holoceno (Figura 67). Sin embargo, los valores relativamente bajos de contenido de azufre (%TS) obtenidos en esta cuenca pueden relacionarse con alguno de los siguientes procesos: 1) intemperismo o meteorización en las rocas muestreadas, lo cual genera constantes procesos de oxidación y eliminación paulatina del contenido de azufre en la roca, o 2) el ambiente de depósito de la roca fuente no es un ambiente marino anóxico restringido sino un ambiente marino óxico (Peters y Moldowan, 1993).

La relación TOC:TS indica que las muestras analizadas en la Cuenca de Enriquillo se encuentran asociadas a un ambiente marino anóxico, dado que presentan una relación TOC: TS < 1.5% (ver Figura 68 y Tabla 37) (Berner, 1984; Raiswell et al., 1988; Leventhal y Taylor, 1990; Craft et al., 1991; Hedges, 2002). Sin embargo, es de notar que los valores de TS pueden presentar afectación por causa de la meteorización de las muestras, lo cual reduce sustancialmente los valores de TS.

Se recomienda realizar un muestreo con mayor control cronoestratigráfico para la Formación Dumisseau (edad Cretácico Superior), la Formación Neyba (Eoceno), y las Formaciones Sombrerito y Barahona (Mioceno). Así mismo, gestionar la toma de muestras de pozo para realizar correlaciones roca-roca. De esta manera, se podría realizar una caracterización y

correlación geoquímica de cada uno de los parámetros, permitiendo establecer el estado de madurez termal, el ambiente de depositación y la edad de la(s) roca(s) fuente en los sistemas petrolíferos de la Cuenca de Enriquillo.

Tabla 36. Resultados de contenido de azufre (%TS) en la Cuenca de Enriquillo.

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

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

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

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

Figura 70. Caliza recristalizada de la Cuenca de Enriquillo.

4.5. Resultados de análisis petrográficos de sección delgada: roca fuente y roca reservorio

El análisis petrográfico en sección delgada realizado en 15 muestras de las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo, permitió identificar la presencia de calizas tipo micrita y biomicrita; areniscas de tipo areniscas limosas, litoarenita feldespáticas y sublitoarenita; lutitas; y rocas volcánicas de tipo Riolítas, Dacita, Andesitas y Tobas.

Rocas calcáreas

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

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

Los análisis petrográficos de las calizas permitieron identificar la presencia de rocas fuente en el sistema petrolífero asociado a ambiente marino rico en querógeno tipo II. No obstante, los análisis geoquímicos del índice de hidrógeno (IH), relacionados en la sección 7.2, indican la presencia de querógeno tipo III; esta situación se explica por la meteorización o intemperismo de las muestras de roca obtenidas en afloramiento.

Rocas siliciclásticas

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

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

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

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

Rocas ígneas

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

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

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

4.5.1. Resultados de la Cuenca de Azua

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

Rocas Siliciclásticas

ID Clasificación

Composicional (Folk 1974)

RV-102 Arenisca Limosa

Descripción General

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

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

Rocas Calcáreas

ID Clasificación

Composicional (Folk 1974)

RV-80 Micrita Fosilífera

Descripción General

La muestra RV-80 presenta bandas paralelas donde se alterna el contenido de material calcáreo. Se observan zonas de agrietamiento y porosidad secundaria, producto de fracturas en la muestra; algunas de estas se encuentran rellenas de material carbonáceo. Presencia de patinas de oxidación locales. La mayor parte de la muestra se encuentra comprendida por clastos de composición silicatada en una matriz calcárea.

Los clastos y material silicatado podrían deberse al reemplazamiento de los componentes originales de los clastos por sílice, en algunos casos posiblemente se encuentra cuarzo fibroso radiado (calcedonia). Se observan regiones con una organización y dirección preferencial de algunos clastos y material biogénico.

Microfotografía (NP)

Rocas Siliciclásticas

Microfotografía (NC)

Rocas Calcáreas

Microfotografía (NP)

Microfotografía (NC)

ID Clasificación

Composicional (Folk 1974)

SN-01 Micrita

Rocas Calcáreas

Descripción General

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

SN-02 Micrita Fosilífera

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

ID Clasificación

Composicional

RV-81 Dacita

Rocas Ígneas

Descripción General

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

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

Microfotografía (NP)

Microfotografía (NC)

Rocas Ígneas

Microfotografía (NP)

Microfotografía (NC)

Rocas Calcáreas

4.5.2. Resultados de la Cuenca de San Juan

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

Rocas Calcáreas

ID Clasificación Composicional (Folk 1974)

RV-60 Biomicrita Rala

RV-62 Biomicrita Empaquetada

Descripción General

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

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

Ilustración 13. Afloramiento de lutita estratificada fracturada con fuerte buzamiento. Fotografía: Gregorio Rosario.

Rocas Calcáreas

Microfotografía (NP)

Microfotografía (NC)

4.5.3. Resultados de la Cuenca del Cibao

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

Rocas Siliciclásticas

ID Clasificación Composicional (Folk 1974)

RV-134 Litarenita Feldespática

BP-01 Sublitarenita

Descripción General

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

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

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

Rocas Calcáreas

ID Clasificación (Folk 1974)

Descripción General RV-38 Micrita

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

Microfotografía (NP)

Microfotografía (NP)

Microfotografía (NC)

Microfotografía (NC)

Rocas Siliciclásticas

Rocas Calcáreas

Tabla

ID Clasificación de Rocas Ígneas (Streckeisen 1979)

RV-30 Lava Andesítica

Rocas Ígneas

Descripción General

ID Clasificación de Rocas Ígneas (Castro Dorado, 1989)

RV-34 Toba Vítrea

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

Descripción General

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

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

Rocas Ígneas

Microfotografía (NP)

Microfotografía (NC)

Microfotografía (NP)

Microfotografía (NC)

4.5.4. Resultados de la Cuenca de Enriquillo

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

Rocas Calcáreas

ID Clasificación

Composicional (Folk 1974)

RV-07 Micrita Fosilífera

RV-26 Biomicrita Rala

Descripción General

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

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

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

Rocas Ígneas

ID Clasificación

Composicional (Streckeisen 1979)

RV-14 Riolita

Descripción General

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

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

Rocas Calcáreas

Microfotografía (NP)

Microfotografía (NC)

Rocas Ígneas

Microfotografía (NP)

Microfotografía (NC)

Ilustración 14. Trabajo de muestreo en afloramiento de caliza tableada. Fotografía: Gregorio Rosario.

Ilustración 15. Medición de rumbo y buzamiento en afloramiento calizo. Fotografía: Gregorio Rosario.

4.6. Resultados de análisis petrofísicos en roca reservorio

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

Usualmente, la porosidad en los yacimientos no convencionales puede clasificarse así: 1) favorable, para porosidades superiores al 5%; 2) intermedia, para

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

Los resultados de porosidad y permeabilidad obtenidos en las cuatro cuencas evaluadas indican que las rocas reservorio presentan características de yacimientos situados en la zona de transición entre convencionales y no convencionales que requieren fracturamiento hidráulico para su desarrollo. Sin embargo, no se descarta la presencia de yacimientos convencionales que deben ser evaluados mediante un estudio estratigráfico detallado.

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

4.6.1. Resultados de porosidad

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

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

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

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

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

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

4.6.2. Resultados de permeabilidad

En general, los resultados obtenidos del análisis petrofísico de permeabilidad en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo evidencian que las rocas reservorio en estas cuencas presentan permeabilidades que varían entre 0.520 mD y 6.620 mD (Figura 75, Figura 74).

Los reservorios analizados en la Cuenca de Azua presentan una permeabilidad mínima de 0.520 mD y máxima de 6.620 mD, con un promedio de 3.411 mD de permeabilidad (Figura 75 y Figura 74). En la Cuenca de San Juan, los reservorios presentan permeabilidades mínimas de 1.69 mD y máximas de 5.83 mD, con un promedio de 3.173 mD (Figura 75 y Figura 74). Las rocas reservorio analizadas en la Cuenca del Cibao presentan permeabilidades mínimas de 1.27 mD y máximas de 5.05 mD, con un promedio de 3.415 mD (Figura 75 y Figura 74).

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

este dato podría no ser representativo, dado que solo fue posible realizar análisis petrofísicos en una muestra (muestra RV-26).

Tabla 48. Resultados generales del análisis petrofísico en rocas reservorio de las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo, a partir del parámetro permeabilidad.

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

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

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

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

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

5. Conclusiones

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

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

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

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

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

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

Los resultados de contenido de azufre (%TS) obtenidos en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo son relativamente bajos y varían entre 0.1% y 0.5%. Se esperaba que las muestras analizadas en cada una de las cuatro cuencas presentaran valores de azufre iguales o superiores al 1%, dado que en los análisis petrográficos se identificaron muestras de ambiente marino. Por otra parte, la relación TOC:TS indica que las muestras analizadas en las cuatro cuencas se encuentran asociadas a un ambiente marino anóxico, dado que presentan una relación TOC: TS < 1.5%. Los análisis petrográficos permitieron la correcta identificación de rocas fuente, reservorio y sello de posibles sistemas petrolíferos. Las rocas fuentes de hidrocarburos consisten en calizas del tipo micritas y biomicritas con un contenido fósil asociado a ambiente marino de baja profundidad al cual se asocian rocas generadoras de hidrocarburos con querógeno tipo II. De otra parte, las rocas reservorio identificadas por análisis petrográficos consis-

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

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

Las rocas sello identificadas por petrografía consisten en intercalaciones de lavas de composición andesítica y dacítica de grano muy fino y texturas afaníticas. La presencia de estas rocas volcánicas explica el alto grado de maduración termal de las rocas fuente en las cuatro cuencas analizadas.

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

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

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

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

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

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

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

Fotografía: Gregorio Rosario.

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Refidomsa

Unidad de Investigación y Desarrollo para la Exploración y Explotación de Petróleo y Gas

Av. Enrique Jiménez Moya, No. 32, 4to Piso, Santo Domingo, República Dominicana.

Apartado Postal 1439

Teléfono: (809) 533-1127

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Gregorio Rosario Michel es ingeniero con doctorado en ciencias en la Universidad Católica de Lovaina (KU LEUVEN), Bélgica. Investigador senior en materia energética y gobernanza de tecnologías geoespaciales.

Gregorio Rosario es ingeniero electromecánico mención electrónica de la Universidad Autónoma de Santo Domingo (2001), con grado de maestría en telecomunicaciones de esta misma universidad (2003). El Sr. Rosario ha obtenido el título de máster en geotecnologías cartográficas aplicadas a la ingeniería y la arquitectura en la Universidad de Salamanca, España (2009). En el 2013, finalizó el máster en geomática en la National Cheng Kung University, Taiwán. En el 2023 obtuvo el título de doctor en ciencias en el instituto de gobernanza pública de la Universidad KU LEUVEN, Bélgica.

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

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

Unidad

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