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            <abstract xml:lang="en">
              <p>The main objective of this research was to conduct a study of the gas adsorption/desorption properties in unconventional reservoirs located in the north-eastern Mexico. For this, previously was carried a literature review concerning gas exploration retaking existing research works in Sabinas Basin and Chihuahua Basin (Camacho Ortegón 2009, De la O Burrola, 2013), in order to understand their behavior from the viewpoint of unconventional reservoirs. The works of these authors include models that describe the thermomechanical history of the Sabinas Basin, geological events that define the behavior of the petroleum system, its evolution and its relationship with hydrocarbon generation. To continue with the development of this project, in 2012 a sampling campaign was performed in charge of the Servicio Geológico Mexicano (SGM), providing a total of 50 samples divided between the Sabinas Basin and the Chihuahua Basin, for their characterization. The general characterization included: (1) immediate or primary moisture and ash analysis (2) elemental analysis (C, H, O, N, and S) for determining, (3) petrographic analysis to determine the organic matter type (4) Rock-Eval®6 Pyrolysis, to know its oil potential generation. Together, these analyzes allowed us to evaluate and select 10 samples divided between the study basins, to develop adsorption/desorption tests and interpretation of parameters affecting the adsorption process. For the Sabinas Basin, there were observed storage capacities of methane gas of 202.11 scf/ton (7.07m3/ton) to 364.76 scf/ton (10.47m3/ton), whereas for the Chihuahua basin there were presented lower capacities of sorption, with a rank from 0.84 scf/ton (0.023m3/ton) to 3.48 scf/ton (0.084m3/ton). The tests results of adsorption/desorption let us carry out an interpretation of the physical and chemical characteristics of the samples, that influencing in the storage capacity of gas in the kerogen. Anticipating as a general conclusion that, the gas adsorption increases with the rank/maturity. Also, it was studied the influence of the maceral composition in the process of sorption and, it was verified that the capacity of gas storage is closely related to the vitrinite content. Which led us to return to the statements of some authors (Chalmers y Bustin, 2008; Zhang et al, 2012) who verified that the capacity of adsorption on base to COT increases in the next order: type I &lt; type II &lt; type III. This was attributed to the greater capacity of adsorption of the vitrinite in comparison with other macerals types. In this regard, and carrying out a thorough observation to the kinetic models, and mainly in the adsorption factors (W) proposed by the most recent version of the Software PetroMod (Type I, W=0.80), (Type II W=0.75) and (Type III W=0.68), it was found a discrepancy regarded to the bibliography reported by (Chalmers y Bustin, 2008; Zhang et al, 2012). In this context, the results of adsorption/desorption gas of this research were retaken to make the calculation of the adsorption factor (W) to build and propose a new kinetic model applicable to the simulation process of the Software PetroMod for the hydrocarbons generation, taking into account the adsorption of the hydrocarbons produced. The new kinetic model allowed us propose a readjust to the geochemical modeling for the Sabinas basin, comparing at the same time the effect and the influence of the adsorption factors at the moment of the generation and expulsion of hydrocarbons. This kinetic model through the Factor (W) results important, since it takes the amount of adsorbed hydrocarbons into the source rock, this factor evidently induces a control on the behavior of unconventional character for the source rock, thus producing a change into the expulsion balance of the hydrocarbons from the kerogen. The results obtained from the methodology, implemented analysis and kinetic model building used in this research allowed to establish a number of new contributions for Sabinas Basin kerogens, with which can be divided mainly into two parts: 1.- For the adsorption/desorption gas, were studied the physical-chemical variables which affect the ability of sorption gas in Coal and Shale gas samples (Maturity/range, maceral composition and mineral matter content). Based on the results of organic petrography analysis was possible to observe and verify that existing a higher sorption capacity of methane in coal samples when the range/maturity increases. Vitrinite content is another important parameter in terms of gas storage capacity when compared with other macerals, due to its microporous structure. In this research it was verified that the amount of gas adsorbed increases with increasing vitrinite content, however, are produced lower gas adsorption curves in samples containing more inertinite. It was also verified that the increase in the content of mineral matter involves a decrease in the sorption capacity of gas in the coal. 2.- On the other hand the new kinetic model proposed in this work and their implementation in the simulation process to Sabinas Basin, allowed a readjustment in the balance of hydrocarbon expulsion of the source rock. To really know the effect of the kinetic model for the simulation process, was performed a comparative analysis from the kinetic model with a Factor (W) = 0.92 proposed in this work with respect the same kinetic model using a Factor (W) = 0.68 as standard parameter proposed by the Software PetroMod for kerogen type III, this allowed us to observe the changes generated from your application. The observations on the variation of some parameters indicate that the model is highly sensitive to factor (W) at time of the hydrocarbons expulsion. This obviously induces changes in the expectation of hydrocarbon migration and charging of reservoirs, has been demonstrated in this work</p>
            </abstract>
            <abstract xml:lang="es">
              <p>El objetivo principal de esta investigación, fue realizar un estudio de las propiedades de adsorción/desorción de gas en los reservorios no convencionales ubicados en la porción noreste de México. Para ello, se realizó previamente una revisión bibliográfica sobre  la prospección del gas, retomando trabajos de investigación ya existentes para la Cuenca de Sabinas y la Cuenca de Chihuahua (Camacho Ortegón 2009, De la O Burrola, 2013), con el fin de comprender su comportamiento desde el punto de vista de los yacimientos no convencionales.Los trabajos de estos autores incluyen modelos que describen la historia termomecánica de la Cuenca de Sabinas, los eventos geológicos que definen el comportamiento del sistema petrolero, su evolución y su relación con la generación de hidrocarburos. Para continuar con el desarrollo de este proyecto, se llevó a cabo una campaña de muestreo a cargo del Servicio Geológico Mexicano (SGM), el cual nos proporcionó un total de 50 muestras divididas entre las cuencas de Sabinas y Chihuahua, para su caracterización. La caracterización general incluyó: (1) Análisis inmediatos o primarios de humedad y ceniza, (2) Análisis elemental para la determinación de (C, H, O, N, y S), (3) Análisis petrográfico para determinar el tipo de materia orgánica, (4) Pirolisis Rock-Eval®6 para conocer su potencial petrolífero. El conjunto de estos análisis nos permitieron evaluar y seleccionar 10 muestras divididas entre las cuencas de estudio, para desarrollar los ensayos de adsorción/desorción y la interpretación de los parámetros que influyen en el proceso de adsorción. Para la Cuenca de Sabinas, se observaron capacidades de almacenamiento de gas metano de 202.11 scf/ton (7.07m3/ton) a 364.76 scf/ton (10.47m3/ton), mientras que en la Cuenca de Chihuahua se presentaron capacidades de sorción más bajas, con un rango de 0.84 scf/ton (0.023m3/ton) a 3.48 scf/ton (0.084m3/ton). Estos resultados nos permitieron interpretar las características físicas y químicas que influyen en la capacidad de almacenamiento del gas en el kerógeno. Anticipando como conclusión general que: la adsorción del gas aumenta con el rango/madurez. También se estudio la influencia de la composición maceral en el proceso de sorción y se verificó que la capacidad de almacenamiento de gas está íntimamente relacionada al contenido de vitrinita. Esto nos condujó a retomar las declaraciones de algunos autores (Chalmers y Bustin, 2008; Zhang et al, 2012) quienes verificaron que la capacidad de adsorción en base al COT aumenta en el siguiente orden: tipo I &lt; tipo II &lt; tipo III. Esto se atribuyó a que la vitrinita tiene una mayor capacidad de adsorción, en comparación con otros tipos de macerales. En este sentido se llevó a cabo una minuciosa observación a los modelos cinéticos y principalmente en los factores de adsorción (W) propuestos por la versión más reciente del Software PetroMod®12 (Tipo I, W=0.80), (Tipo II W=0.75) y (Tipo III W=0.68).Se encontró una discrepancia respecto a la bibliografía reportada por (Chalmers y Bustin, 2008; Zhang et al, 2012). Por lo que se retomaron los resultados de adsorción/desorción de gas de esta investigación para realizar el cálculo del factor (W), para construir y proponer un nuevo modelo cinético aplicable al proceso simulación del Software PetroMod®, tomando en cuenta la adsorción. El nuevo modelo cinético nos permitió proponer un reajuste al modelado geoquímico de la Cuenca de Sabinas, realizando al mismo tiempo una comparación del efecto de los factores de adsorción en el momento de la generación y expulsión de hidrocarburos. Este modelo cinético por medio del Factor (W), toma en cuenta la cantidad de hidrocarburos adsorbidos en la roca generadora, induciendo un comportamiento de carácter no convencional para la roca generadora, produciendo así un cambio en el balance de expulsión de hidrocarburos del kerógeno. Los resultados obtenidos a partir de los análisis implementados y la construcción del modelo cinético aplicado en la presente investigación, permitieron establecer una serie de aportaciones nuevas para los kerógenos de la cuenca de Sabinas, la cuales se pueden dividir principalmente en dos partes. 1.- Para la adsorción/desorción de gas, se estudiaron las variables físico-químicas que afectan a la capacidad de sorción de gas en muestras de Carbón y Shale gas (Madurez/rango, Composición maceral y Contenido de materia mineral). Con base en los resultados del análisis de petrografía orgánica fue posible observar y verificar que existe una mayor capacidad de sorción de metano en las muestras de carbón cuando el rango/madurez aumenta. El contenido de vitrinita es otro parámetro importante en términos de capacidad de almacenamiento gas al ser comparado con los otros macerales, debido a su estructura microporosa. En esta investigación se pudo verificar que la cantidad de gas adsorbido se incrementa con el aumento del contenido de vitrinita, por el contrario, se producen curvas más bajas de adsorción de gas en muestras con un mayor contenido de inertinita. También se verificó que el incremento del contenido de materia mineral implica una disminución en la capacidad de sorción de gas en el carbón. 2.- Por otra parte el nuevo modelo cinético propuesto en este trabajo y su implementación en el proceso de simulación de la Cuenca de Sabinas, permitió realizar un reajuste en el balance de expulsión de hidrocarburos en la roca generadora. Para conocer el efecto del modelo cinético durante el proceso de simulación, se realizó un análisis comparativo entre el modelo cinético con un factor (W) =0.92 propuesto para este trabajo, respecto al mismo modelo cinético utilizando un factor (W) = 0.68 como parámetro estándar propuesto por el Software PetroMod®12para el kerógeno tipo III.Esto nos permitió observar las variaciones generadas a partir de su aplicación, las cuales nos indican que el modelo es altamente sensible al factor (W), ya que induce cambios en la expectativa de la migración de hidrocarburos y carga de los almacenes</p>
            </abstract>
            <abstract xml:lang="fr">
              <p>L'objectif principal de cette recherche a été de réaliser une étude des propriétés d'adsorption/désorption du gaz dans les réservoirs non conventionnels situés dans la partie nord-est du Mexique. Nous avons commencée par un revue de la littérature concernant à l'exploration de gaz, reprenant des recherches existantes sur le Bassin de Sabinas et le Bassin de Chihuahua (Camacho Ortegón 2009, De la O Burrola, 2013) afin de comprendre leur comportement du point de vue de réservoirs non conventionnels. Ces auteurs proposent des modèles qui décrivent l'histoire thermomécanique du bassin de Sabinas, des événements géologiques qui définissent le comportement du système pétrolier, son évolution et sa relation avec la production d'hydrocarbures. Nous avons réalisé une campagne d'échantillonnage en collaboration avec le Servicio Geológico Mexicano (SGM) au Mexique. Ils nous ont proposé un total de 50 échantillons répartis entre le Bassin de Sabinas et Chihuahua pour leur caractérisation. Cette caractérisation générale inclus: (1) Analyse immédiate ou primaire de l'humidité et de cendre (2) Analyse élémentaire pour déterminer (C, H, O, N, et S), (3) Analyse pétrographique pour déterminer le type de matière organique (4) Pyrolyse Rock-Eval®6 afin de connaître son potentiel pétrolier. Toutes ces analyses nous ont permis de sélectionner 10 échantillons entre les deux bassins de l'étude, afin de développer nous essais d’expérimentation d'adsorption/désorption de gaz et interpréter ainsi par les courbes de Langmuir les paramètres affectant le processus d'adsorption du CH4 et CO2. Pour le Bassin de Sabinas, ont été mesurés des capacités de stockage de gaz méthane à partir de 202.11 scf/tonne (7.07 m3/tonne) à 364,76 scf/tonne (10.47 m3/tonne), alors que pour le Bassin du Chihuahua les capacités de sorption sont plus faibles, variant de 0,84 scf/tonne (0.023 m3/tonne) à 3,48 scf/tonne (0.084 m3/tonne). Ces résultats nous ont permis d'apporter une interprétation des caractéristiques physiques et chimiques qui influent sur la capacité de stockage de gaz dans le kérogène des roches sédimentaires de type Shale gas. Nous avons trouvé que dans les bassins étudies l'adsorption de gaz augmente avec le rang/maturité des matières organiques sédimentaires. Nous avons également étudiée l'influence de la composition Macérale sur les processus de sorption et nous avons vérifié que la capacité de stockage de gaz, est étroitement liée à la teneur en vitrinite. Cela nous conduit à prendre en considération les publications de certains auteurs (Chalmers et Bustin, 2008; Zhang et al, 2012) qui ont vérifié dans leurs travaux que les augmentations de la capacité d'adsorption sur la base du COT sont dans l'ordre suivant: le type I &lt;Type II &lt;type III. Cela a été attribué à la capacité d'adsorption précoce de la vitrinite par rapport aux autres types de macéraux. À cet égard, en effectuant une observation approfondie sur les modèles cinétiques principalement sur les facteurs d'adsorption (W) proposé par la dernière version du logiciel PetroMod (type I, W = 0,80), (Type II W = 0,75) et (Type III W = 0,68), a été constaté un écart par rapport à la littérature rapporté par (Chalmers et Bustin, 2008; Zhang et al, 2012). Nous avons pris en compte en conséquence nous résultats de gaz d'adsorption/désorption pour effectuer le calcul du facteur (W) et construire et proposer un nouveau modèle cinétique pour nous bassins avec la simulation du Software PetroMod, en prenant en compte l'adsorption. Le nouveau modèle cinétique nous a permis de proposer un re-ajustement et optimisation à la modélisation géochimique du Bassin de Sabinas, et réaliser ainsi au même temps une comparaison de l'effet des facteurs d'adsorption au moment de la production d'hydrocarbures et de l'expulsion. Ce modèle cinétique avec le nouveau Factor (W), prend en compte la quantité d'hydrocarbures adsorbés par les matières organiques de la roche avec un comportement pétrolier non conventionnel, que se traduit par des variations importantes dans bilan d'expulsion des hydrocarbures du kérogène. Les résultats obtenus à partir de l'analyse et la construction d'un modèle cinétique appliquée dans notre étude a permis d'établir un certain nombre de nouvelles informations sur le comportement cinétique du kérogène du Bassin Sabinas, lesquelles peuvent être divisés principalement en deux parties. 1. Les propriétés d'adsorption/désorption de gaz, les plus importantes qui affectant la capacité de sorption de gaz des échantillons de charbon et de Shale gas sont : maturité/rang, Composition macérale et le contenu de la matière minérale. Ces résultats de l'analyse pétrographique montrent en particulier une capacité de sorption élevée de méthane dans des échantillons de charbon lorsque le %PRV augmente. La teneur en vitrinite est également un paramètre important en termes de capacité de stockage de gaz par rapport aux autres macéraux, en raison de sa structure microporeuse. Dans cette étude, il a été constaté que la quantité de gaz adsorbée qui augmente avec la teneur en vitrinite, peut diminuer aussi avec des teneurs en inertinite élevées. Finalement l'augmentation de la teneur en matière minérale produit aussi une diminution de la capacité de sorption de gaz dans le charbon. 2. Le nouveau modèle cinétique proposé dans notre recherche a permis un réalignement dans le bilan de l'expulsion des hydrocarbures des roches mères de nous bassins. L’analyse comparative de la cinétique du modèle avec un facteur (W) = 0,92 proposé par les résultats de notre étude et celui proposé par le même modèle cinétique standard utilisant un facteur (W) = 0,68 proposée par le logiciel PetroMod pour le kérogène du type III, nous a permis d'observer des variations importantes de genèse et migration du pétrole lors du remplissage des roches réservoirs conventionnelles</p>
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