SISTEMAS PETROLIFEROS COLOMBIANOS
Potencial Hidrocarburifero de Colombia (Resumen + Cuenca 01 Amagá 02 Caguán Putumayo 03 Catatumbo 04 Cauca Patía)
Potencial Hidrocarburifero de Colombia Parte 2 (Cuenca 05 Cesar Ranchería 06 Chocó 07 Chocó Offshore 08 Colombia 09 Colombia Pacifico Profundo)
14. SISTEMA PETROLÍFERO DE LA CUENCA DE LOS CAYOS
En la Cuenca de Los Cayos no se ha definido el sistema petrolífero, pero si las unidades
litológicas y edades. Los datos geoquímicos de TOC actual son valores por debajo del 2%
(Montes, 2009). A continuación se hace una descripción generalizada de la estratigrafía
basada en unidades I, II, III IV, V y VI, que se describen de base a techo:
Unidad VI: Consiste de una caliza gris de edad Paleoceno Inferior y una caliza con arcilla
del Maestrichtiano Superior. Figura 5.14.1
Unidad V: Esta unidad está subdividida en dos subunidades.
Subunidad Va (Eoceno Medio - Paleoceno Superior) que consiste de sedimentos
calcáreos arcillosos con algunas intercalaciones de capas de cenizas volcánicas y la
subunidad Vb (Paleoceno Inferior) que es una arcillolita intercalada con capas de cenizas
volcánicas.
La Unidad IV: Está subdividida en cuatro unidades.
Subunidad IVa (Mioceno Inferior - Oligoceno Inferior) que consiste de caliza arcillosa, con
frecuentes capas de cenizas volcánicas intercaladas
Subunidad IVb (Oligoceno Inferior a Superior) similar a la anterior pero con mayor
cantidad de arcilla.
Subunidad IVc (Oligoceno Inferior - Eoceno Medio) es una caliza arcillosa, pero con un
contenido mayor de capas de cenizas volcánicas y con mayor espesor que las
subunidades IVa e IVb.
Subunidad IVd (Eoceno Medio) similar a la IVb, pero con mayor cantidad de arcilla.
La Unidad III: (Mioceno Inferior a Medio) consiste de caliza arcillosa, con foraminíferos y
nanofósiles, interestratificados con abundantes capas de cenizas volcánicas.
La Unidad II: Está subdividida en dos subunidades.
Subunidad Ila (Mioceno Medio y Superior), consiste de arcilla con nanofósiles
interestratificada con sedimentos mezclados con nanofósiles y capas con cenizas
volcánicas.
Subunidad Ilb (Mioceno Medio) similar a la anterior, pero contiene microfósiles silíceos y
un alto contenido de carbonato.
La unidad I: Está subdividida en 3 subunidades.
Subunidad Ia (Pleistoceno a Plioceno Inferior), consiste de sedimentos arcillosos, con
foraminíferos y nanofósiles, con capas de cenizas volcánicas intercaladas.
Subunidad Ib (Plioceno Inferior - Mioceno Superior) similar a la unidad la, pero con menor
cantidad de foraminíferos.
Subunidad Ic (Mioceno Superior), se caracteriza por la presencia de microfósiles silicios.
Figura 5.14.1 Columna Estratigráfica Generalizada de la Cuenca de Los Cayos. Tomado de
Escobar (1993).
Figura. 5.14.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca de Los Cayos. En esta figura se ilustra la variación del %Ro con el tiempo. Nótese que de acuerdo a el modelo las calizas del paleoceno de la unidad VI no han entrado en la ventana de generación de petróleo, indicando la baja prospectividad de la cuenca.
Figura 5.14.3. Carta de eventos para la Cuenca de Los Cayos.
Cuenca de Los Cayos
Se dispone de una columna estratigráfica generalizada datos geoquímicos de TOC
con de valores por debajo del 2% (Montes, 2009).
15. SISTEMA PETROLÍFERO DE LA CUENCA DEL VALLE INFERIOR DEL MAGDALENA
Roca Generadora.
La Formación Cienaga de Oro tiene un espeso intervalo con un contenido de materia
orgánica medio – alto tipo III. Figura 5.18.1
Los shales de la Formación Porquero, también han sido reconocidos como fuente
principal de hidrocarburos en la cuenca. Estos shales de gran espesor, son ricos en
materia orgánica y kerógeno tipo II. Los contenidos de TOC actual son menores al 2%
(Montes, 2009).
Roca Reservorio.
Las areniscas y calizas de la Formación Cienaga de Oro son los principales reservorios
de la cuenca. Su espesor es de 330 ft con porosidades de 15%, además están las
areniscas de la Formación Tubará.
Roca Sello.
Los shales de las formaciones Cienaga de Oro, Porquero Superior depositadas durante
un periodo de rápida subsidencia, poseen excelentes características como unidad sellante. La Formación Tubará es también una unidad sellante pero de menor importancia.
Roca de sobrecarga.
La secuencia de rocas compuesta por la parte superior de la Formación Porquero y las
formaciones Tubará y Corpa.
El diagrama de la historia de subsidencia y la carta de eventos presentados en las figuras
5.18.2 y 5.18.3, permiten definir los siguientes sistemas petrolíferos de la cuenca.
Sistema Petrolífero.
En la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena el principal sistema petrolífero corresponde
al sistema Paleógeno – Neógeno.
Formación Ciénaga de Oro - Formación Ciénaga de Oro (.)
Formación Ciénaga de Oro - Formación. Porquero / Formación Tubará (.)
Figura 5.18.1.Columna estratigráfica de la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena.
Tomado de Barrero et al. (2007).
Figura.5.18.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena. En esta figura se ilustra la variación del %Ro el tiempo. Nótese que la Formación Cienaga de Oro entró a la ventana de generación de petróleo en el inicio del Neógeno.
Figura 5.18.3. Carta de eventos para la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena
Cuenca del Valle Inferior del Magdalena - Formación Porquero.
Cuenca del Valle Inferior del Magdalena - Formación Ciénaga de Oro.
Área de las Cocinas Cuenca del Valle Inferior del Magdalena – Fm. Ciénaga de Oro
Figura 6.1.11.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos de la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena. Modificado de Cáceres et al. (2003).
Cuenca del Valle Inferior del Magdalena – Fm. Porquero
Figura 6.1.11.2 Delimitación de la cocina de hidrocarburos de la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena. Modificado de Cáceres et al. (2003).
Perfil Estructural de la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena.
Figura 6.1.11.3. Perfil Estructural de la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena. Tomado de Flinch (2003).
16. SISTEMA PETROLIFERO DE LA CUENCA DEL VALLE MEDIO DEL MAGDALENA.
Roca Generadora.
La Formación La Luna, se considera la principal roca generadora, presenta valores
promedio de TOC actual entre 2 y 6% y kerógeno tipo II (Montes, 2009). En la parte norte de la cuenca se han alcanzado valores medios a maduros para la generación de hidrocarburos líquidos y en la parte sur se registran valores correspondientes a la ventana de gas. Figura 5.20.1. Adicionalmente las calizas y shales de las formaciones Rosablanca, Paja, y Tablazo se pueden considerar también rocas fuente de hidrocarburos aunque con un potencial limitado.
Roca Reservorio
En el Cretáceo cuatro formaciones pueden considerarse como rocas almacenadoras
potenciales: Los Santos, Rosablanca, Tablazo y La Luna (en calizas fracturadas). En el
Cenozoico, las rocas almacén están conformadas por los niveles de areniscas presentes
en las formaciones La Paz hasta la Formación Mugrosa – Colorada.
Trampa
Estructuras anticlinales asociadas a fallas inversas y normales reactivadas por la tectónica
andina. Pliegues extensos que involucren grandes espesores de roca, asociados a fallas.
Las variaciones laterales de facies o la presencia de fallas en la secuencia Cenozoica, se
pueden asociar con barreras de permeabilidad.
Roca Sello
Son roca sello los niveles arcillosos intra-formacionales de las unidades terciarias y las
unidades arcillosas del Cretáceo, siendo estas últimas las más efectivas dado su espesor
y extensión regional. Fallas inversas y normales actúan como sello cuando ponen en
contacto rocas almacén con rocas sello. Dentro de la secuencia cretácea los shales de las
formaciones Paja y Simití pueden constituir el sello de los intervalos de calizas fracturados.
Roca de sobrecarga.
Toda la secuencia sedimentaria depositada posteriormente a la Formación La Luna.
El diagrama de la historia de subsidencia y la carta de eventos presentados en las figuras
5.20.2 y 5.20.3, permiten definir los siguientes sistemas petrolíferos de la cuenca.
Sistemas Petrolíferos.
Formación La Luna - Formación .La Luna (!)
Formación La Luna - La Paz / Esmeraldas / Mugrosa Colorado (!)
Figura 5.20.1. Columna Estratigráfica Generalizada de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena. Tomada de ECOPETROL (2000).
Figura. 5.20.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena. En esta figura se ilustra la variación del %Ro con el tiempo. Nótese que la Formación La Luna entró a la ventana de generación de petróleo en el Paleógeno inferior
Figura 5.20.3. Carta de eventos de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena.
Cuenca del Valle Medio del Magdalena- Formación La Luna.
Cuenca del Valle Medio del Magdalena- Grupo Calcáreo Basal.
Área de las Cocinas Cuenca del Valle Medio del Magdalena – Fm. La Luna y Grupo Calcáreo Basal
Figura 6.1.12.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena. Modificado de Cáceres et al. (2003).
Perfil Estructural de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena
Figura 6.1.12.2. Perfil Estructural de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena. Tomado de Schamel (1991).
17. SISTEMA PETROLÍFERO CUENCA DE SINU-SAN JACINTO
Roca Fuente.
La Formación Cansona del Cretáceo Superior presenta un alto contenido de carbono
orgánico total (TOC), variando entre 2% hasta un 6 % y un índice de hidrogeno (HI) hasta
de 200 mg/gr. Los valores de temperatura (Tmax) indican que las rocas generadoras
están entre 410 y 440, es decir al inicio de la ventana de generación de hidrocarburos. El
tipo de Kerógeno presente es tipo III. (Montes, 2009) Figura 5.16.1
La secuencia del Paleoceno a Eoceno inferior como la Formación San Cayetano, presenta kerógenos tipo II y III, los valores de TOC se encuentran por debajo del 2%, valores de HI son también bajos, menores de 60 mg/g (Montes, 2009).
Roca Reservorio.
En la subcuenca de Sinú - San Jacinto se reconocen como posibles rocas
almacenadoras, las areniscas de la Formación San Cayetano, la Formación Cansona y la
Formación Toluviejo. La Formación San Cayetano presenta valores de porosidad que
varían entre 12% a 24% y valores de permeabilidad que alcanzan 100 md.
La Formación Cansona presenta una buena porosidad en areniscas con un rango de
15,7% y 20% y en los niveles calcáreos un rango de 1% a 8%. Las calizas de la
Formación Toluviejo presentan valores de porosidad que varían entre 3% y 14%.
En la secuencia de Eoceno medio a Eoceno superior se encuentran las formaciones
Arroyo de Piedra, Chengue y Tolú Viejo.
La Formación El Carmen presenta valores de porosidad que varían entre un 23.5% y
15.4%, valores que difieren ampliamente de los obtenidos en los análisis de petrografía.
Roca Sello.
Los shales de la Formación San Cayetano, los shales de la Formación Maco, los shales
de la Formación San Jacinto y los shales de la Formación el Carmen.
Roca de sobrecarga.
Toda la secuencia de rocas principalmente del Paleógeno que incluye las formaciones
Cansona, San Cayetano, Maco, Chengue y Toluviejo y toda la secuencia del Neógeno
hasta la Formación Sincelejo.
El diagrama de la historia de subsidencia y la carta de eventos presentados en las figuras
5.16.2 y 5.16.3, permiten definir los siguientes sistemas petrolíferos de la cuenca.
Sistemas Petrolíferos
En la Cuenca de Sinú-San Jacinto se presentan tres sistemas petrolíferos
correspondientes al Cretácico Superior y al Paleógeno.
Formación Cansona - Formación Cansona / San Cayetano (.)
Formación San Cayetano - Formación Toluviejo / Ciénaga de Oro (.)
Formación Ciénaga de Oro - Formación Ciénaga de Oro (.)
Figura 5.16.1.Carta estratigráfica Cuenca de Sinú - San Jacinto. Tomado de Barrero et al.
(2007).
Figura.5.16.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca de Sinú -San Jacinto. En esta figura se ilustra la variación del %Ro con el tiempo. El modelo geoquímico indica que la Formación Cansona entra a la ventana de generación en el Paleógeno medio. Los gases generados en las formaciones San Cayetano y Cienaga de Oro serían de origen bacterial.
Figura 5.16.3.Carta de eventos para la Cuenca de Sinú-San Jacinto.
Área de las Cocinas Cuenca de Sinú – San Jacinto – Fm. Cansona
Figura 6.1.8.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos de la Cuenca de Sinú San Jacinto. Modificado de Cáceres et al.
(2003).
Perfil Estructural de la Cuenca de Sinú – San Jacinto
Figura 6.1.8.2. Perfil estructural de la Cuenca de Sinú – San Jacinto. Tomado de Flinch (2003)
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