SISTEMAS PETROLIFEROS COLOMBIANOS
Potencial Hidrocarburifero de Colombia (Resumen + Cuenca 01 Amagá 02 Caguán Putumayo 03 Catatumbo 04 Cauca Patía)
5. SISTEMA PETROLÍFERO CUENCA DE CESAR RANCHERÍA
Roca Generadora.
En la Cuenca de Cesar-Ranchería, las rocas fuente están constituidas por la secuencia cretácica, que comprende el Grupo Cogollo, la Formación la Luna y la Formación Molino, de edades que van desde el Aptiano hasta el Maestrichtiano. Figura 5.6.1
Los niveles que presentan altos contenidos de materia orgánica son: el Miembro inferior de la Formación Lagunitas, Miembro Las Ánimas de la Formación Aguas Blancas, los miembros inferior y medio de la Formación La Luna y los shales del Miembro superior de la Formación Molino. Los valores de TOC actuales para la Formación La Luna varían entre 2 y 4% con un valor promedio de 3% (Montes, 2009).
Las rocas fuente constituidas por la secuencia Paleógena son los carbones y shales carbonosos de la Formación Cuervos, en la subcuenca de Cesar y los carbones de la Formación Cerrejón, en la subcuenca de Ranchería. Estas dos formaciones constituyen la principal roca fuente para gas.
Roca Reservorio.
Las areniscas basales de la Formación Río Negro, las calizas fracturadas de la Formación Lagunitas, las areniscas del Miembro Tocuy, la Formación Aguas Blancas, las calizas y los cherts fracturados de la Formación La Luna y las areniscas del Miembro Socuy, Formación Molino.
Las rocas reservorio del Paleógeno, están constituidas principalmente por los mantos
de carbón de las formaciones Cuervo y Cerrejón, yacimientos que se conocen como
no convencionales de gas asociado al carbón (GAC).
Las arenas de edad Eoceno, sin nombre formal, en la subcuenca de Cesar y que en la subcuenca de Ranchería se denominan Formación Tabaco, son correlacionables con la Formación Misoa, de la Cuenca de Maracaibo, la cual es un importante reservorio de gas y petróleo.
Trampas.
Debido al estilo tectónico de bloques compresivos predominante, se presentan estructuras anticlinales asociadas a fallas inversas.
Roca Sello.
La roca sello regional son los shales de la Formación Molino y las intercalaciones de shales que ocurren en la Formación La luna y el Grupo Cogollo.
Las rocas sello del Paleógeno, están constituidas esencialmente por los shales de las formaciones Barco y Cerrejón.
Roca de sobrecarga.
Toda la secuencia de rocas del Paleógeno y del Neógeno. El diagrama de la historia de subsidencia y la carta de eventos presentados en las figuras 5.6.2, 5.6.3 y 5.64, permiten definir los siguientes sistemas petrolíferos de la cuenca.
Sistemas Petrolíferos
G. Cogollo / F. La Luna – G. Cogollo / F. La Luna. Subcuencas de Cesar – Ranchería. (.)
F. Barco Cuervos – F. Barco Cuervos. Subcuenca de Cesar (.)
F. Cerrejón – F. Cerrejón. Subcuenca de Ranchería. (.)
Figura 5.6.1. Columna Estratigráfica Generalizada de la Cuenca de Cesar-Ranchería. Tomado de ECOPETROL (2000).
Figura.5.6.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Sub Cuenca de Cesar. En esta figura se ilustra la variación del %Ro con el tiempo. Nóteseque el Grupo Cogollo y la Formación La Luna entraron a la ventana de generación de petróleo hace 90 y 80 M.a respectivamente
Figura 5.6.4. Carta de eventos para la Cuenca de Cesar-Ranchería.
SUBCUENCA DE CESAR
Área de las Cocinas Cuenca de Cesar-Ranchería – Fm. La Luna
Figura 6.1.4.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos Cuenca de Cesar Ranchería. Modificado de Cáceres et al. (2003).
Perfil Estructural de la Cuenca de Cesar - Ranchería
Figura 6.1.4.3 Corte Estructural para la Cuenca de Cesar-Ranchería, paralelo a la línea sísmica CV-1-79. Tomado de Sánchez y Urrego (1998).
6. SISTEMA PETROLIFERO DE LA CUENCA DE CHOCÓ Y 7. OFFSHORE
La Cuenca de Chocó divida por Cediel et al. (2010) en las subcuencas de San Juan y
de Atrato las cuales presentan sistemas petrolíferos similares.
Roca Generadora
En la subcuenca de San Juan, las arcillolitas físiles y las calizas de la Formación Iró se consideran como las posibles rocas generadoras, ya que los análisis geoquímicos indican que la cantidad de materia orgánica puede llegar hasta un 16% (Montes, 2009), así mismo vale la pena mencionar la existencia de innumerables rezumaderos de petróleo en el área que confirman la generación y migración. Figura 5.7.1.
En la subcuenca de Atrato la formación generadora se denomina Formación Clavo, Cediel et al. (2010).
Roca Reservorio
En la subcuenca de San Juan la roca reservorio se denomina Formación Condoto del Mioceno
En la subcuenca de Atrato la Formación Sierra del Mioceno es considerada la formación reservorio, según Cediel et al. (2010).
Roca Sello
En la subcuenca de San Juan las unidades sello son las formaciones Itsmina y Condoto Superior del Paleógeno y Neógeno respectivamente.
En la subcuenca de Atrato las unidades sello son las formaciones Napipi y Sierra Superior del Neógeno (Cediel et al., 2010).
Roca de sobrecarga.
Las secuencias entre el Oligoceno y el Reciente en la subcuenca de San Juan, y la
secuencia entre el Eoceno al Reciente en la subcuenca de Atrato constituyen las rocas
de sobrecarga de los sistemas petrolíferos.
El diagrama de la historia de subsidencia y la carta de eventos presentados en las
figuras 5.7.2; 5.7.3, y 5.7.4 permiten definir los siguientes sistemas petrolíferos de la
cuenca.
Sistema Petrolífero
Subcuenca de San Juan. Formación Iró - Formación Condoto (?)
Subcuenca de Atrato. Formación Clavo - Formación Sierra (?)
Bedoya y Cediel (2007).
Figura.5.7.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca de Choco. En esta figura se ilustra la variación de la paleotemperatura con el tiempo. El diagrama de subsidencia se derivó de información de Cediel et al (2010). Se incluyen los diagramas de temperaturas de fondo calculadas en oC y la reflectancia de vitrinita calculada.
Figura 5.7.4. Carta de eventos de la subcuenca de Atrato (Cediel et al., 2010).
Figura 6.1.5.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos de la Cuenca de Chocó. Modificado de Cáceres et al. (2003).
Cuenca de Chocó Offshore
Se posee información de TOC que varía entre el 0 y 16% según Montes (2009). Y se considera como roca generadora y reservorio la Formación Iró.
9. SISTEMA PETROLIFERO DE LA CUENCA DE COLOMBIA PACIFICO PROFUNDO
De esta cuenca no se posee información acerca de sistemas petrolíferos definidos o
información estratigráfica que permita su definición.
8. SISTEMA PETROLIFERO DE LAS CUENCAS DE COLOMBIA Y 18. SINÚ OFFSHORE
Para las cuencas de Colombia y Sinú Offshore no se ha definido un sistema petrolífero,
pero se han identificado cinco unidades sísmicas en el occidente de la Cuenca de
Colombia, las cuales pueden conformar un sistema petrolífero, pero no hay suficientes
estudios para asegurar la presencia de alguno. Las unidades de más antigua a más
reciente se describen a continuación:
CB5: Ésta unidad ha sido interpretada como depósitos biogénicos pelágicos depositados
sobre un basamento ígneo indicando posiblemente flujos por gravedad. Según la perforación DSDP la secuencia estaría conformada por arcillas silíceas, chert, margas y
un alto contenido de caliza, probablemente del Paleoceno al Eoceno (Bowland, 1993).
CB4: Según los núcleos del Sitio 503 de la DSDP la subunidad superior tiene un alto
contenido de areniscas y la inferior contiene un alto contenido de arcillas, probablemente
del Mioceno Medio (Bowland, 1993).
CB3: Consiste en depósitos de flujos de turbidítas del Mioceno Medio (Bowland, 1993).
CB2: Representa, al igual de CB3, flujos de turbidítas intercaladas con capas pelágicas y
hemipelágicas. Probablemente las turbidítas son de origen volcanoclástico, asociado con
un volcanismo Terciario del norte y occidente de la Cuenca de Colombia (Bowland, 1993).
CB1: Hacia el noreste las reflexiones van cambiando sus formas en montículos a reflexiones subparalelas continuas. Ésta transición podría indicar una posible progradación hacia la cuenca (Bowland, 1993). Los pozos DSDP indican margas con alto contenido de foraminíferos, arcilla calcárea y cenizas del Mioceno al Holoceno (Bowland, 1993).
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