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)
Potencial Hidrocarburofero de Colombia parte 3 ( Cuencas 10 Cordillera Oriental 11 Llanos Orientales 12 Guajira 13 Guajira Offshore)
Potencial Hidrocarburofero de Colombia parte 4 ( Cuencas 14 Los Cayos 15 Valle Inferior del Magdalena 16 Valle Medio del Magdalena 17 Sinu-San Jacinto 18 Sinu Offshore)
19. SISTEMA PETROLIFERO DE LA CUENCA DE TUMACO
La Cuenca de Tumaco presenta los elementos esenciales de un sistema petrolífero. La
presencia de muestras de hidrocarburos en los pozos Remolino Grande-1, Majagua-1 y
Chagüi-1 indica que la roca generadora alcanzó la madurez térmica necesaria para generar hidrocarburos.
Estas evidencias se encontraron en los siguientes pozos:
· Majagua-1, presentó shows de gas en limolitas y areniscas del Oligoceno-Mioceno.
· Chagui-1, presentó shows de aceite en limolitas del Mioceno.
· Tambora-1, presentó shows de gas y asfalto en las rocas clásticas del Cenozoico.
Roca generadora
Las rocas generadoras en la Cuenca de Tumaco, están documentadas con base en la caracterización geoquímica de las unidades del intervalo Oligoceno, conformadas por limolitas y areniscas de grano fino. Los valores de TOC varían entre 4 y 16% y los valores de HI varían entre 370 y 700 mgrHC/g TOC, (Prospectivity of the basins offered for the Open Round Colombia 2010). Para los cálculos de balance de masas se tomó un valor mínimo de 4% de TOC y un valor de HI de 400 mgHC /g TOC.
Roca Reservorio
Los principales reservorios corresponden a rocas calcáreas, areniscas y conglomerados asociadas al intervalo del Mioceno.
Roca Sello
Se consideran como probables rocas sello los estratos lodosos con intercalaciones de areniscas y limolitas del Mioceno tardío.
Trampas
Los hidrocarburos generados han migrado y posiblemente han sido entrampados en anticlinales asociados a diapiros de lodo, pliegues tipo roll-over asociados a fallas lístricas normales; cierres amplios asociados a pliegues de propagación de fallas; anticlinales relacionados con cabalgamientos y numerosas trampas tipo estratigráficas.
Figura 5.8.1. Columna Estratigráfica Generalizada de la Cuenca de Tumaco. Tomado de Escobar (1993).
Figura.5.8.2. Diagrama de subsidencia de la Cuenca de Tumaco. En esta figura se ilustra la variación de la paleo temperatura con el tiempo.
Figura 5.8.3. Carta de eventos para la Cuenca de Tumaco
Figura 6.1.9.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos de la Cuenca de Tumaco. Modificado de Cáceres et al. (2003).
20. SISTEMA PETROLIFERO CUENCA DE TUMACO OFFSHORE
Roca Fuente
Las rocas con mayores posibilidades de generación de hidrocarburos son de edad
cretácica y Paleógena.
La secuencia terciaria, por ser de naturaleza turbidítica, posee un alto contenido de
materia orgánica húmica y dadas las características de alta actividad volcánica del área,
presentan un elevado porcentaje de material piroclástico. Estas propiedades catalogan a
la secuencia terciaria como potencialmente generadora de gas y no de aceite.
En resumen no se cuenta con datos geoquímicos que permitan hacer un estimativo del
potencial ya que las muestras analizadas son del neógeno y son inmaduras, el kerógeno
predominante es de tipo III. De otra parte no se cuenta con datos que permitan estimar la
extensión de la cocina de hidrocarburos.
Roca Reservorio
El entrampamiento se encuentra especialmente favorecido, en esta área, debido a la
mecánica de la sedimentación turbidítica. El problema se plantea en ubicar los sectores
más limpios de los desarrollos arenosos, combinada esta propiedad con una situación
estructural favorable.
Sistema Petrolífero.
No existe información suficiente para establecer la existencia de sistemas petrolíferos a
excepción de la presencia de rezumaderos con la cuenca.
21. SISTEMA PETROLIFERO DE LA CUENCA DEL VALLE SUPERIOR DEL
MAGDALENA.
Roca Generadora
Análisis geoquímicos realizados a los crudos, indican que la roca madre de esta cuenca
es el Grupo Villeta, en especial la Formación Tetuán y parte de la Formación Bambucá,
cuyo espesor total varía entre 300 y 1500 pies. Los datos de TOC actual varían entre el 2
y 12% y el tipo de kerógeno es tipo III (Montes, 2009). Para algunos la Formación
Caballos también se puede considerar como roca generadora, ver Figura 5.21.1
Según Cáceres (2000), los crudos livianos se presentan en la parte N-NE de la subcuenca
alcanzando valores superiores a 38°, los crudos medianos abarcan la parte N-NE de la
cuenca y casi la totalidad de la Subcuenca de Neiva con valores inferiores a 24°, los
crudos pesados se ubican en la parte S-SW de la Subcuenca de Girardot con valores
inferiores a 18°.
Según valores de % Ro el sector de la Subcuenca de Girardot no ha entrado aún a la fase
inicial de generación de hidrocarburo y el sector de la Subcuenca de Neiva se ubica entre
la fase inicial de generación hasta la máxima concentración de hidrocarburo en la roca
generadora (Cáceres et al., 2003).
Roca Reservorio
La Formación Caballos y el Grupo Guadalupe constituyen las unidades más importantes
como rocas almacenadoras, la primera constituida por areniscas cuarzosas, areniscas
calcáreas y calizas arenosas. Las porosidades típicas son de 12 % a 17%, caracterizaciones fisicoquímicas de los crudos de esta formación permiten clasificar el
crudo como superliviano, con bajo contenido de azufre (Cáceres et al., 2003)
El Grupo Guadalupe, se encuentra constituido por areniscas cuarzosas de grano fino a
medio con lentes de areniscas conglomeráticas e intercalaciones de liditas y lutitas.
Presentan alta porosidad secundaria evidenciada por disolución de pequeños fósiles.
Presentan una porosidad entre 15 y 22%
Roca sello
Inicialmente el nivel medio de la Formación Caballos compuesto por una secuencia
calcáreo lodosa, se comporta como un sello inferior para el nivel superior de la Formación
Caballos; luego se presentan los shales de la Formación Villeta que actúan en algunos
sectores como generadora y en otros es el típico sello. El tercer tipo de roca sello corresponde a los niveles arcillosos de la Formación Guaduas situado sobre la Formación
Monserrate.
Trampas
Los campos están asociados a trampas estructurales principalmente, pero se presentan
trampas estratigráficas y las combinadas. Dentro de las trampas estructurales más predominantes en la Subcuenca de Neiva.
Roca de Sobrecarga
Toda la secuencia de roca depositada desde la Formación Bambucá del Grupo Villeta
hasta el Reciente.
El diagrama de la historia de subsidencia y la carta de eventos presentados en las figuras
5.21.2 y 5.21.3, permiten definir los siguientes sistemas petrolíferos de la cuenca.
Sistemas Petrolíferos.
Grupo Villeta - Formación Caballos (!)
Grupo Villeta (Formaciones Tetuán y Bambuca) - Grupo Guadalupe (!)
Figura 5.21.1. Columna Estratigráfica generalizada de la Cuenca del Valle Superior del
Magdalena (Tomado de Buitrago (1994).
Figura. 5.21.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca del Valle Superior del Magdalena. En esta figura se ilustra la variación del %Ro con el tiempo. Nótese que el Grupo Villeta entró a la ventana de generación de petróleo en el Paleógeno medio.
Figura 5.21.3. Carta de eventos de la Cuenca del Valle Superior del Magdalena.
Cuenca del Valle Superior del Magdalena - Cenomaniano
Cuenca del Valle Superior del Magdalena – Turoniano
Área de las Cocinas Cuenca del Valle Superior del Magdalena – Grupo Villeta del Cenomaniano
Figura 6.1.13.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos de la Cuenca del Valle Superior del Magdalena. Modificado de Cáceres et al. (2003).
Cuenca del Valle Superior del Magdalena – Grupo Villeta del Turoniano
Figura 6.1.13.2 Delimitación de la cocina de hidrocarburos de la Cuenca del Valle Superior del Magdalena. Modificado de Cáceres et al. (2003).
Perfil Estructural de la Cuenca del Valle Superior del Magdalena.
Figura 6.1.13.3. Perfil Estructural de la Cuenca del Valle Superior del Magdalena. Tomado de Schamel (1991).
22. SISTEMA PETROLÍFERO DE LA CUENCA DE URABÁ
Roca Generadora
En los pozos Apartadó-1 y Chigorodó-1 se perforaron lutitas con características de roca
generadora. La información geoquímica del pozo Necoclí-1, perforado al norte de la
Cuenca de Urabá, sobre tres muestras analizadas, indica la presencia de rocas
generadoras de edad Mioceno. Aunque los valores de reflectancia de la vitrinita (%Ro)
apuntan a que estas rocas están inmaduras, la extrapolación de los datos de madurez
sugiere que las rocas pueden alcanzar la ventana de generación de aceite a una
profundidad entre 8500 y 9000 pies. Según Montes (2009), los datos de TOC en esta área
se encuentran por debajo del 2%. Figura 5.17.1
Roca Reservorio
La secuencia sedimentaria perforada por los pozos Apartadó-1 y Chigorodó-1,
corresponde a una sucesión monótona de areniscas intercaladas con arcillolitas
localmente limosas. Las rocas siliciclásticas varían de cuarzoarenitas a arenitas líticas, de
tamaño de grano fino a conglomerático. Con base en criterios litológicos, electro-faciales y
sísmicos se subdividió informalmente la secuencia de estos pozos en cuatro unidades
denominadas A, B, C y D. Los niveles de areniscas de estas unidades pueden
eventualmente actuar como reservorios de hidrocarburos (ANH, 2010).
Roca Sello
La secuencia perforada por los pozos Apartadó-1 y Chigorodó- 1 contiene arcillolitas
intercaladas con areniscas lo que conformaría sellos locales para las acumulaciones.
Trampas
La información sísmica de la Cuenca de Urabá muestra que el basamento está inclinado
regionalmente hacia el noreste, creando por flexión espacio para acomodar sedimentos
en esa dirección. El basamento aflora hacia el margen suroeste de la cuenca.
Fallas normales de bajo desplazamiento y vergencia variable que truncan la secuencia
sedimentaria contra el basamento, son interpretadas a partir de la sísmica. Estas
estructuras conforman trampas estratigráfico-estructurales, que afectan la parte inferior de
la sucesión estratigráfica.
La somerización de la cuenca hacia el suroeste permite el acuñamiento de las rocas más
jóvenes contra el basamento. Esta geometría favorece la presencia de trampas
estratigráficas. El mapa de contornos estructurales muestra la distribución de plays en la
cuenca, de acuerdo con lo observado en la sísmica. Éstos corresponden a geometrías
asociadas con acuñamientos de la secuencia sedimentaria contra el basamento (trampas
estratigráficas), en especial hacia el margen suroeste de la cuenca y truncamientos contra
el basamento por fallamiento normal (trampas estratigráfico-estructurales). En la parte
costa afuera de la Cuenca de Urabá, las trampas corresponden con pliegues asociados a fallas inversas con control estratigráfico, acuñamientos y posibles crecimientos coralinos
desarrollados contra la pendiente estructural del basamento.
Figura 5.17.1. Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca de Urabá. Tomada de
ECOPETROL (2000).
Figura 5.17.2. Carta de eventos para la Cuenca de Urabá.
Cuenca de Urabá
Figura 6.1.10.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos de la Cuenca de Urabá. Modificado de Cáceres et al. (2003).
23. SISTEMA PETROLIFERO DE LA CUENCA DE VAUPES - AMAZONAS
Roca Generadora:
Para la Cuenca del Amazonas no hay estudios detallados de la roca generadora, solo el
estudio de Robertson para Aleman (1988), especula sobre las posibilidades que pueden
presentar los niveles arcillosos ricos en materia orgánica en el tope de la Formación
Araracuara, así como los niveles de caliza devónica, al oeste de Araracuara que podrían
constituir una roca fuente. Igualmente, La caliza de Berlín de edad Devónico Superior,
también podría ser una roca generadora.
Por analogía con la Cuenca de Solimöes o del alto Amazonas del Brasil, se plantea con
base en la interpretación de líneas sísmicas de los ríos Putumayo y Amazonas que la
secuencia del Paleozoico identificada mediante perforaciones en la Cuenca de Solimöes,
tenga su continuidad en la Cuenca de Amazonas (Colombia). Esta hipótesis tiene como
soporte el hecho de que las cuencas de Amazonas y Solimöes (Brasil) exhiben un estilo
tectónico de subsidencia simple sin la presencia de estructuras plegadas. En el área de la
Cuenca de Amazonas (Colombia), se ha reportado la presencia de mantos de carbón, los
cuales pueden ser considerados roca fuente de gas en la Cuenca de Vaupés Amazonas
(García et al., 2009)
En las áreas de Chiribiquete, Araracuara y Leticia se ha reportado la presencia de
extensos mantos de carbón tipo lignito y en consecuencia estas áreas presentan algún
potencial de gas. Figuras 5.22.1 y 5.22.2
Roca Reservorio:
Las rocas que mejores características de roca almacenadora presentan son las Areniscas
Superiores y las areniscas de la Formación Araracuara (Geocolombia 1986, Robertson
Research, 1988). Rocas reservorios de edad precámbrica perteneciente a la Formación
Piraparaná se han estudiado partir de núcleos de perforación obtenidos en el pozo
Vaupés -1. Estas rocas consisten de sublitoarenitas feldespáticas, cuarzoarenitas y
subarcosas. Se considera que las principales rocas reservorio, serían las areniscas del
Paleozoico (García et al., 2009).
Roca Sello:
La presencia de niveles arcillosos con potencial de constituir una capa sello se encuentran
en las formaciones arcillosas del Cenozoico de la Cuenca de Amazonas (Colombia).
Otros niveles que podrían actuar como niveles sello de petróleo son los paleosuelos que
frecuentemente se encuentran en las discordancias, como las identificadas en el
Paleozoico inferior y superior de la Cuenca de Amazonas (García et al., 2009).
La carta de eventos presentados en la figura 5.22.3, permiten definir los siguientes
sistemas petrolíferos de la cuenca.
Sistemas Petrolíferos
Se plantea la existencia de dos sistemas petrolíferos en la cuenca, estos son:
Paleozoico - Paleozoico (?)
Paleógeno - Paleógeno (?)
Figura 5.22.1. Cronoestratigrafía de la Cuenca de Amazonas (Colombia). Tomado de García et al. (2009).
Figura. 5.22.2. Correlación estratigráfica entre las cuencas de Vaupés- Alto Amazonas (Colombia) y Solimöes y Amazonas (Brasil). Tomado de García et al. (2009).
Figura 5.22.3. Carta de eventos para la Cuenca de Vaupés-Amazonas.
Cuenca de Vaupés – Amazonas.
Área de las Cocinas Cuenca de Amazonas- Fm Calizas de Berlín.
Figura 6.1.14.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos de la Cuenca de Vaupés Amazonas. Modificado de Gómez et al. (2007).
Perfil estructural de la Cuenca de Vaupés – Amazonas.
Figura 6.1.14.2 Corte estructural conceptual de la Cuenca de Vaupés–Amazonas en dirección suroeste-noreste. Tomado de García et al. (2009).
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