LOPEZ, Liliana; CRESPO, Jetsy; MONACO, Salvador Lo    MARCANO, Fernando. ASSESSMENT OF TERRIGENOUS AND MARINE SOURCED OILS MIXTURES: LOS MANUELES FIELD, MARACAIBO BASIN, VENEZUELA. []. , 12, 2, pp.5-16.   31--2023. ISSN 0122-5383.  https://doi.org/10.29047/01225383.470.

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Seven crude oil samples from Los Manueles field, Maracaibo Basin, Venezuela, were analyzed to evaluate oil mixtures associated with different oil charges into the reservoirs. Analyses of the bulk physicochemical parameters suggest variations in the API gravity, the concentration of saturated and aromatic hydrocarbons, NSO compounds + asphaltenes, sulfur, vanadium, nickel, and the biomarkers distribution. The oils were divided in two groups: G-I with high saturated hydrocarbons and low NSO compounds + asphaltenes, sulfur, vanadium and nickel, a bimodal distribution of n-alkanes, high Pr/Ph and oleanane index, low steranes index, low abundance of tricyclic terpanes and C35S/ C34S < 0.54 and G-II with low saturated hydrocarbons and high NSO compounds+ asphaltenes, sulfur, vanadium and nickel, an unimodal distribution of n-alkanes with low Pr/Ph and oleanane index, high steranes index, abundance of tricyclic terpanes and C35S/C34S > 0.70. G-I has a higher contribution of terrigenous organic matter compared to G-II, characterized by a higher contribution of marine organic matter. Source rock lithology biomarker indicators suggest marine shale as the source rock for oils of terrigenous origin. The results indicate that oils were generated by two independent source rocks, La Luna Formation and a secondary source rock with terrigenous organic matter, probably represented by the Capacho Formation.

Se analizaron siete muestras de crudos del campo Los Manueles de la Cuenca de Maracaibo, Venezuela, para evaluar las mezclas de crudos debido a las diferentes cargas a los yacimientos. El análisis de los parámetros fisicoquímicos indican variaciones en la gravedad API y la concentración de hidrocarburos saturados y aromáticos, compuestos NSO + asfaltenos, azufre, vanadio y níquel y en la distribución de biomarcadores. Los crudos se dividieron en dos grupos: G-I altos hidrocarburos saturados y bajos en compuestos NSO + asfaltenos, azufre, vanadio y níquel, con distribución bimodal de n-alcanos, alto índice de Pr/Ph y oleanano, bajo índice de esteranos, baja abundancia de terpanos tricíclicos y C35S/C34S < 0, 54 y G-II bajos en hidrocarburos saturados y altos en compuestos NSO+ asfaltenos, azufre, vanadio y níquel, con distribución unimodal de n-alcanos bajo índice Pr/Ph y oleanano, alto índice de esteranos, abundancia de terpanos tricíclicos y C35S/C34S > 0,70. G-I tiene una mayor contribución de materia orgánica terrígena comparada con el G-II, caracterizado por mayor contribución de materia orgánica marina. Los indicadores de litología de la roca fuente basados en los biomarcadores, sugieren lutitas marina para los crudos de origen terrígeno. Los resultados indican que los crudos fueron generados por dos rocas fuente independientes, la Formación La Luna y como roca fuente secundaria, con materia orgánica terrígena probablemente representada por la Formación Capacho.

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