Potencial Hidrocarburifero de Colombia Parte 2 (Cuenca 05 Cesar Ranchería 06 Chocó 07 Chocó Offshore 08 Colombia 09 Colombia Pacifico Profundo)
A partir de la revisión de la información básica de geología y geoquímica se elaboró laTabla 1 en donde se resume la información de los sistemas petrolíferos de las diferentes
cuencas. Adicionalmente se elaboraron modelos geoquímicos 1D con la información
estratigráfica y geoquímica. A partir de estos modelos se elaboraron los cuadros de
eventos de los sistemas petrolíferos correspondientes.
La Tabla 1 incluye la siguiente información para cada cuenca: identificación de las rocas
fuente, reservorio, y sello. Contenido promedio de porcentaje de carbono orgánico total
(TOC), índice de hidrogeno (HI), reflectancia de vitrinita (Ro), espesor promedio de la
formación generadora y extensión de la cocina de hidrocarburos. Los datos geoquímicos
para cada cuenca fueron tomados de Organic Geochemistry Atlas of Colombia (2009).
Tabla1. Resumen de los sistemas petrolíferos en las cuencas sedimentarias colombianas.
POTENCIAL HIDROCARBURÍFERO DE LAS CUENCAS COLOMBIANAS
Los resultados de los cálculos de balance de masa siguiendo la metodología propuesta por Schmoker 1994 y ajustadas con las consideraciones de riesgos geológico descritas por Hunt (1997), permitieron obtener cifras del potencial de recursos hidrocarburíferos de yacimientos convencionales, incluidos en la Tabla 2.
Tabla 2. Resumen del potencial de recursos Hidrocarburíferos de Colombia
El método empleado para calcular el potencial de recursos hidrocarburíferos en las cuencas sedimentarias de Colombia fue el balance de masas, el cual es el más apropiado cuando no se cuenta con una base de datos que incluya información detallada de la geología de los diferentes campos así como de la información petrofísica y de producción.
Teniendo en cuenta los resultados de los anteriores estudios se propone considerar tres escenarios basados en la extensión de las cocinas siendo el escenario favorable el 90%, el escenario promedio el 50% del tamaño original y el escenario adverso el 10% del tamaño original.
- SISTEMA PETROLIFERO DE LA CUENCA DE AMAGA
Las secuencias de las rocas aflorantes en la parte antioqueña de la zona, están
localizadas al sur occidente de Medellín entre las localidades de El Balsal, Titiribí,
Bolombolo, Venencia, Fredonia, Amagá y Angeópolis y son de una composición muy
variada, con edades que van desde el pre – paleozoico hasta el Neógeno y algunos
depósitos del Cuaternario (Luna et al., 2004), ver figura 5.1.1.
En el presente documento la descripción de estas secuencias se limita a la Formación
Amagá y a sus subdivisiones debido a que presenta carbones.
El potencial de generación de hidrocarburos de la Cuenca de Amaga consiste
predominantemente en yacimientos no convencionales de gas asociado a mantos de
carbón.
Formación Amagá.
Con este nombre se hace referencia a la espesa secuencia silisiclástica carbonífera
de edad Oligoceno superior a Mioceno inferior, que reposa discordantemente sobre las
rocas del Grupo Cajamarca y sobre la Diorita de Pueblito.
En la parte antioqueña, la presencia de carbones cubre una superficie de 75 km2 y
consiste de una secuencia de ruditas, arenitas y lutitas, cuya frecuencia y composición
permiten individualizar tres unidades con rango de miembros. Su espesor total no
supera los 560 m. La localidad tipo de la formación se ha establecido entre Venecia y
Fredonia, donde se han reconocido tres secciones a lo largo de la Quebrada Sinifaná y
en El Plan.
Sistema Petrolífero
Sistema Formación Amagá – Formación Amagá
2. SISTEMA PETROLIFERO DE LA CUENCA DE CAGUAN - PUTUMAYO.
Roca Generadora.
Las formaciones generadoras de hidrocarburos son la Formación Caballos y la
Formación Villeta (Figura 5.2.1)
La Formación Caballos está conformada por cuarzoarenitas blancas de tamaño de grano medio a grueso, con fragmentos aislados de cuarcita y neis, cemento calcáreo y matriz arcillosa caolinítica. Presenta intercalaciones de lodolitas grises con materia orgánica y trazas de glauconita y pirita.
La Formación Villeta está conformada por una serie de shales, shales calcáreos y calizas, localmente intercalados por areniscas.
Las rocas fuente del Cenomaniano –Turoniano muestran unos valores altos de carbón
orgánico, el cual fluctúa entre 1 – 14%, con un valor modal de 3% y un potencial como
roca fuente de hidrocarburos excelente, el cual fluctúa entre 100 – 800 mg Hc / gTOC.
El kerógeno es principalmente tipo II, HC/g de carbón orgánico (Montes, 2009)
Migración
La migración de crudos desde las áreas de roca fuente maduras ha sido esencialmente a lo largo de las unidades arenosas adyacentes, mientras la migración vertical ha sido muy limitada.
Roca Reservorio.
Las areniscas presentes en la Formación Caballos como las areniscas T del Albiano,
las areniscas U y M2 del Turoniano y Coniaciano, las areniscas A del Maestrichtiano
inferior, pertenecientes todas a la Formación Villeta y los niveles arenosos de la
Formación Pepino.
La Arena T, está constituida por un conglomerado basal, una sucesión de
cuarzoarenitas y lodolitas oscuras. Las cuarzoarenitas se estratifican como capas
gruesas a muy gruesas, tabulares a lenticulares, que se tornan ondulosas hacia el
tope.
La secuencia que corresponde a la Arena U presenta hacia el tope un predominio de
cuarzoarenitas bioturbadas y capas delgadas de shales negros carbonosos.
Trampas
En general, el tipo de trampa predominante es estructural, dadas por un anticlinales
asimétricos limitados al menos en uno de sus flancos por fallas inversas, por pequeñas
estructuras dómicas o bien por monoclinales con cierres estructurales favorables contra una falla. Estos tipos de trampas estructurales son característicos para los yacimientos en las formaciones Caballos y Pepino. También se presentan trampas estratigráficas, dadas principalmente por cambios laterales de facies y/o terminaciones por acuñamiento, características que se pueden presentar en la Formación Villeta.
Roca Sello.
Las calizas y shales de la Formación Villeta, los shales de la Formación Rumiyaco y la
Formación Orteguaza.
Roca de sobrecarga.
La secuencia de roca depositada desde la arenisca M2 de la Formación Villeta hasta
el tope de la Formación Ospina.
El diagrama de la historia de subsidencia y la carta de eventos presentados en las
figuras 5.2.2 y 5.2.3, permiten definir los siguientes sistemas petrolíferos de la cuenca.
Sistemas Petrolíferos.
Sistema F. Caballos – F. Caballos (!)
Sistema F. Caballos – G. Villeta (Villeta – Caballos) (!)
Sistema F. Caballos / G. Villeta – F. Pepino (!)
Figura. 5.2.1. Columna estratigráfica de la Cuenca de Caguán - Putumayo.
Modificado de Barrero et al. (2007).
Figura. 5.2.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca de Caguán – Putumayo. En esta figura se ilustra la variación del %Ro con el tiempo. Se observa que la Formación Caballos entró en ventana de generación de petróleo hace 60 M.a. y el Grupo Villeta entró en la ventana hace 40 M.a. actualmente estas formaciones se encuentran en ventana de generación de crudo y de gas con valores de Ro entre 0.75 y 2.0%
Figura. 5.2.3. Carta de eventos para la Cuenca de Caguán–Putumayo.
Área de las Cocinas Cuenca de Caguán - Putumayo
Figura 6.1.1.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos Cuenca de Caguán Putumayo. Modificado de Cáceres et al. (2003). Morado Perfil Estructural; Rojo Sección Sismica
4. SISTEMA PETROLIFERO CUENCA DE CATATUMBO
Rocas Generadoras
La Formación La Luna (Conanciano al Campaniano tardío) y la Formación Capacho
(Cenomaniano a Turoriano) son las principales roca fuente y presentan valores de TOC entre 0.5% y 6.0% con valores promedio de 3.2% y 2.1% de TOC, (Montes, 2009). El sector norte de la cuenca se encuentra en ventana de generación de crudo y el sector sur se encuentra en la fase inicial de la ventana de generación de gas (Ecopetrol, 2000), ver figura 5.4.1.
En ambas formaciones el Índice de Hidrogeno (HI) es generalmente bajo, de más o
menos unos 200 mg HC / g TOC. El kerógeno de la Formación La Luna es tipo II, mientras que el kerógeno de la Formación Capacho es tipo II / III. Sin embargo en el cálculo de balance de materiales se emplearon valores de HI de 300 y 400 mgr HC/g TOC en razón a que estas rocas son inmaduras termalmente.
El análisis petrográfico realizado por Ecopetrol – ICP en 1993 indica que hay altos porcentajes de asfalto en ambas formaciones, que varían entre el 5% y el 60%, con un promedio de 28%, lo que es evidencia de la generación de hidrocarburos y de su posterior migración.
La secuencia del Paleoceno (formaciones Catatumbo y Los Cuervos) consta de
pizarras y carbón, los cuales son ricos en materia orgánica de tipo II / III, con un
contenido de TOC que varia de 1% a 69% presente en las unidades con carbón.
En general en las Formaciones Cretácicas y Cenozoicas la madurez termal aumenta
hacia el sur.
En esta cuenca las principales rocas fuente de hidrocarburos son las siguientes:
- Formación La Luna (de buenas a excelentes condiciones como generador de aceite).
- Formación Capacho (de bajo a excelente potencial para generar aceite).
- Grupo Uribante (de bajo a buen potencial para generar aceite y gas)
- Formaciones Catatumbo y Barco, con bajo potencial para generar gas y bueno para
- generar aceite.
- En el cálculo de balance de masas se generalizó como roca fuente a las formaciones del Cretáceo indiferenciado debido a la carencia de datos de cada una de las formaciones.
Migración
La migración ocurre desde el lado Venezolano desde el Mioceno y posteriormente
durante el levantamiento del Mioceno-Plioceno.
Roca Reservorio
Se presentan rocas almacenadoras, con numerosas calizas y areniscas en el Cretáceo, así como gruesos cuerpos de arena en el Cenozoico.
Las principales rocas productoras en la Cuenca de Catatumbo las areniscas paleocenas de la Formación Barco, las areniscas del Eoceno de la Formación Mirador y las areniscas de la Formación Carbonera de edad Eoceno superior – Mioceno inferior.
Las areniscas de la Formación Barco, con porosidades del 10% al 15% son productoras en las estructuras de Tibú – Socuavó, que han producido hasta la fecha 224 millones de barriles de petróleo (Mbls). Las areniscas de la Formación Mirador con porosidades de 15% a 22% son las principales productoras en el campo Zulia, y habían producido hasta el año 2008 un total de 129 Mbls
Las areniscas de la Formación Carbonera también llamadas “Arenas Green” son
subarcosas de grano fino a medio intercaladas con shales grises con un espesor de 27
metros.
La sección cretácea presenta porosidades de 5% a 15% para las areniscas y menos
del 10% para las calizas. El espesor productivo neto se estima en 200 pies en los campos productores del Cretáceo y la mayor parte de la producción proviene de rocas fracturadas, donde la porosidad secundaria favorece el flujo de petróleo.
Trampas
Las trampas de la Cuenca de Catatumbo son de los siguientes tipos: Anticlinales como
el de Tibú, calizas fracturadas del Cretácico, anticlinales asociados a fallas inversas, domos limitados por fallas inversas y normales de alto ángulo y cuñas tectónicas existentes dentro del sistema de Fallas de Petrolea-Escondido.
Roca Sello
Las formaciones Colón, Cuervos y León son consideradas las principales rocas sello
de la cuenca.
Roca de Sobrecarga.
La secuencia comprendida desde la Formación Colón hasta la Formación Guayabo,
incluyendo las formaciones Barco, Carbonera, León y Guayabo.
El diagrama de la historia de subsidencia y la carta de eventos presentados en las
figuras 5.4.2 y 5.4.3, permiten definir los siguientes sistemas petrolíferos de la cuenca.
Sistemas Petrolíferos
La información sintetizada parece sugerir la presencia de tres sistemas petrolíferos
· Sistema G. Uribante / F. La luna - Grupo Uribante / Formación La luna (!)
· Sistema G. Uribante / F. La luna - Paleógeno (!)
· Sistema Fms. Catatumbo / Barco-Los Cuervos -- Fms. Mirador / Carbonera (.)
Figura 5.4.1 Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca de Catatumbo. Tomado
de Barrero et al. (2007).
Figura. 5.4.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca de Catatumbo. En esta figura se ilustra la variación del %Ro con el tiempo. Nótese que las formaciones fuente inician su entrada a la ventana de generación de petróleo hace 80 M.a. Así mismo las formaciones del Grupo Uribante entraron a la ventana de generación de gas húmedo hace 45 M.a.
Figura 5.4.3. Carta de eventos para la Cuenca de Catatumbo.
Cuenca de Catatumbo. Formación La Luna.
Cuenca de Catatumbo- Formación Capacho.
Figura 6.1.2.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos Cuenca de Catatumbo. Modificado de Cáceres et al. (2003).
Perfil Estructural de la Cuenca de Catatumbo
Figura 6.1.2.2. Perfil estructural de la Cuenca de Catatumbo. Tomado de Yurewicz (1998)
4. SISTEMA PETROLIFERO DE LA CUENCA DE CAUCA - PATIA.
Roca Generadora
En la Cuenca de Cauca-Patía se pueden considerar como potenciales rocas generadoras a las depositadas dentro del Paleoceno tardío al Oligoceno temprano (Grupo Cauca) y al Grupo Valle del Mioceno. Figura 5.5.1.
La Formación Guachinte – Ferreira (Grupo Cauca) y la Formación Esmita (Grupo Valle) presentan buenas características de roca generadora, las cuales consisten de carbones y shales carbonosos, estas formaciones presentan un predominio de kerógeno tipo III.
Análisis geoquímicos indican que la Formación Nogales conformada por shales de edad Cretácea tardía y la Formación Chimborazo, a la base del Grupo Cauca (Eoceno) tienen un moderado potencial generador, dado que los contenidos de TOC son mayores para el Cretáceo (2%) y entre 1 y 2% para los shales del Eoceno.
Migración
La migración de hidrocarburo ocurrió a lo largo de areniscas de edad Paleógeno y fracturas relacionadas a zonas de falla. La migración empezó en el Mioceno tardío y continúa hasta la fecha como lo demuestra la ocurrencia de hidrocarburos frescos encontrados en el rezumadero de la quebrada la Matacea en el departamento del Cauca.
Reservorio
El principal reservorio siliciclástico es la Formación Chimborazo la cual tiene porosidades entre 5 y 15% y una permeabilidad promedio de 100 md. Juan Fernando M
Roca Sello
Lo constituye las arcillolitas y shales de las formaciones Guachinte y Ferreira. No obstante, la roca sello es el mayor factor de riesgo en esta cuenca debido a que no se conoce la continuidad lateral de estas litologías.
Roca de sobrecarga
Constituida por la parte media y superior de la Formación Esmita (Mioceno), la Formación Galeón (Plioceno) y la Formación Popayán y Mercaderes (Pleistoceno). El diagrama de la historia de subsidencia y la carta de eventos presentados en las figuras 5.5.2 y 5.5.3, permiten definir los siguientes sistemas petrolíferos de la cuenca.
Sistemas Petrolíferos
F. Esmita / F. Mosquera - Secuencia Río Guabas (?)
F. Esmita - F. Esmita (?)
F. Guachinte – Ferreira / F. Chimborazo (?)
Figura 5.5.1. Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca de Cauca - Patía. Tomada de ECOPETROL (2000).
Figura. 5.5.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca de Cauca - Patía. Donde se ilustra como la Formacion Mosquera entró a la ventana de generación de hidrocarburos en el Oligoceno.
Área de las Cocinas Cuenca de Cauca – Patía - Fm. Guachinte
Figura 6.1.3.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos Cuenca de Cauca- Patía. Modificado de Cáceres et al. (2003).
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