Con instrumental óptico de alta precisión, la investigadora Georgina Erra -graduada y docente de la Universidad Nacional de La Plata- busca identificar el querógeno contenido en las rocas sedimentarias para determinar su capacidad de producción de hidrocarburos en las entrañas de la tierra y sepultado durante millones de años. "Permite definir si la roca estudiada se trata, o no, de un reservorio no convencional de petróleo”, detalló.
La investigadora pretende definir si este corresponde a restos algales de origen marino o lacustre, con alto potencial de generación de hidrocarburos, o si se trata de otro tipo de querógeno, proveniente de restos vegetales terrestres, tales como residuos leñosos, cutículas, granos de polen, y esporas, que fueron depositados en ambientes marinos o terrestre, debido al transporte.
“La presencia de querógeno en las rocas sedimentarias permite definir si la roca estudiada se trata, o no, de un reservorio no convencional de petróleo”, detalló la investigadora. Los reservorios no convencionales son aquellos donde el hidrocarburo permanece en la roca generadora, la que se constituye, a su vez, en una roca reservorio. Ejemplo de esto es Vaca Muerta”, explicó Erra, doctora en Ciencias Naturales de la UNLP e investigadora del CONICET.
Cabe aclarar que, en los reservorios convencionales, luego de la formación de gas y petróleo, los fluidos son movilizados desde la roca madre hacia la roca reservorio donde el hidrocarburo se acumula constituyendo yacimientos de importancia comercial. El petróleo se origina como consecuencia de una serie de transformaciones químicas que sufre el material biológico depositado en grandes cantidades en el fondo de cuencas marinas o lacustres.
Una vez que llega la muestra al laboratorio se procede a la recuperación de la materia orgánica, donde se remueven los carbonatos y silicatos presentes en la roca por tratamiento con ácidos clorhídrico y fluorhídrico a temperatura ambiente, bajo campanas de seguridad adecuadas para estos ensayos. El residuo orgánico se lava hasta su neutralización, se recupera la fracción orgánica y se procede a hacer el montado del material. Para la identificación del querógeno bajo luz transmitida, el material recuperado es montado en portaobjetos con gelatina-glicerina y observado en microscopio óptico. De esta manera podemos identificar la composición del querógeno.
Asimismo, con este microscopio es posible diferenciar la coloración del querógeno para identificar el grado de madurez alcanzado por esa materia orgánica. De este modo, si la coloración es más amarilla, clara o pálida, indicará que esa materia orgánica es “inmadura” (en su capacidad de producir hidrocarburos), si es color anaranjado o caramelo indicará que es “madura” (“en ventana de generación de petróleo), y si es marrón oscura a negra indicará que es “postmadura” (sin capacidad de producir hidrocarburos). Por lo tanto, en esta vista identificamos calidad de la materia orgánica y madurez alcanzada.
Erra fue convocada desde Y-TEC (YPF Tecnología) para retomar una línea de investigación - abandonada desde la década del ´90 cuando se cerraron los históricos laboratorios de YPF en Florencio Varela - de gran importancia para la industria hidrocarburífera. Actualmente dirige el laboratorio de “Petrografía Orgánica y Palinología” y con un grupo de trabajo lleva adelante proyectos de investigación para ofrecer soluciones a la industria hidrocarburífera.
