SISTEMAS PETROLIFEROS COLOMBIANOS
Potencial Hidrocarburifero de Colombia (Resumen + Cuenca 01 Amagá 02 Caguán Putumayo 03 Catatumbo 04 Cauca Patía)
Roca Generadora:
La secuencia del Cretácea de la Cordillera Oriental presenta rocas como shales, limolitas y calizas con contenidos de TOC que varían entre 0.5 y 6%, las cuales son potenciales rocas generadoras de petróleo y gas según el grado de maduración termal. Las formaciones Lutitas de Macanal, Fómeque, La Luna, Chipaque, Conejo, Guaduas y Une, son rocas fuente de gas en la región axial de la Cordillera y de petróleo y gas en los
flancos oriental y occidental de la Cordillera.Lo anterior se deduce de análisis geoquímicos reportados en Montes (2009), como también de estudios reportados en Atlas de Cuencas Sedimentarias de Colombia (ECOPETROL, 2000)
En la Figura 5.9.1 se incluye la estratigrafía de la Cordillera Oriental en las regiones
Central y sus flancos Oriental y Occidental.
Roca Reservorio:
El reservorio más profundo lo constituyen las areniscas de la Formación Une, continuando
estratigráficamente están las intercalaciones de areniscas de la Formación Chipaque.
También son de interés las formaciones Dura, Labor y Tierna del Grupo Guadalupe, aunque estas últimas están expuestas en la mayoría de las estructuras. Igualmente existen reservorios de interés en las formaciones Cenozoicas Socha, Picacho y
Concentración
Trampas
Las trampas de hidrocarburos en la Cordillera Oriental son del tipo estructurales y
estratigráficas. Las estructurales están relacionadas a anticlinales asociados a fallas
inversas, producto de la Orogenia Andina y también estructuras anticlinales asociadas a
fallas inversas producto de la reactivación de fallas normales. Las trampas estratigráficas
están relacionadas a cambios laterales de facies y a canales aluviales presentes en las
formaciones del Cenozoico
Roca de sobrecarga
Dependiendo del sistema petrolífero las rocas de sobrecarga están constituidas por la
secuencia comprendida entre el Cretáceo Superior y el Cenozoico. Para el caso de las
rocas fuente del Cretáceo Superior las rocas de sobrecarga corresponden a la secuencia
Cenozoica de la cordillera.
El diagrama de la historia de subsidencia y la carta de eventos presentados en las figuras
5.9.2 y 5.9.3, permiten definir los siguientes sistemas petrolíferos de la cuenca.
Sistemas Petrolíferos
Cretáceo inferior (formaciones Lutitas de Macanal, Fómeque) - Formación Une (.)
Cretáceo Superior (formaciones Chipaque, la Luna, Conejo) - Paleógeno (formaciones
Socha, Concentración) (.)
Formación Guaduas - Formación Guaduas (.)
Tomado de Barrero et al. (2007).
Figura.5.9.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca de la Cordillera Oriental. En esta figura se ilustra la variación del %Ro con el tiempo. Las rocas fuente del Cretáceo Inferior entran en la ventana de generación de petróleo en el Cretáceo Superior y las rocas fuente del Cretáceo Superior entran a la ventana de generación de petróleo en el límite Cretáceo Paleógeno.
Figura 5.9.3. Carta de eventos para la Cuenca de la Cordillera Oriental.
Figura 6.1.15.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos de la Cuenca de la Cordillera Oriental. Modificado de Gómez et al. (2007).
11. SISTEMA PETROLIFERO CUENCA DE LOS LLANOS ORIENTALES.
Roca Fuente
Las rocas fuente de la cuenca son las lutitas de la Formación Gacheta (Formación Chipaque), la Formación Barco - Los Cuervos y la Formación Une, cuyos valores de TOC actuales se encuentran por debajo de 2% (Montes, 2009). La mayor madurez termal se encuentra hacia el SW de la cuenca asociada a la Falla Guaicaramo. Figura 5.13.1. Igualmente se considera el nivel C8 de la Formación Carbonera como roca fuente secundaria de carácter continental la cual ha generado aceite y gas.
Migración.
Actualmente se consideran dos pulsos de migración, uno durante el Eoceno tardío -
Oligoceno (Orogenia Preandina) y otro situado después de la Orogenia Andina en el
Mioceno medio.
Rocas Reservorio
El principal reservorio de la cuenca lo constituyen las areniscas continentales de la
Formación Mirador y las areniscas de las formaciones Barco y Carbonera con porosidades de hasta 20%. Otro reservorio importante se encuentra en las areniscas de la Formación Guadalupe.
Trampas
Se han definido 5 provincias estructurales y dentro de ellas los siguientes tipos de entrampamientos. Los cabalgamientos y pliegues proporcionan el mayor número de
trampas en la provincia del Piedemonte. En la provincia del Casanare fallas antitéticas
reactivadas en el Mioceno y pequeños movimientos de rumbo, por la compresión Andina,
forman las trampas, además de trampas estratigráficas tipo barras y canales. La provincia
de Arauca se caracteriza por un plegamiento suave y fallas de rumbo con movimiento durante el Oligoceno. En la provincia de Vichada el entrampamiento se atribuye a fallamiento normal entre el Mioceno y el Plioceno. En la provincia del Meta las trampas
principales son pliegues suaves, fallas de rumbo y trampas estratigráficas.
Roca Sello
Sobre la Formación Mirador, uno de los principales reservorios, yacen las lodolitas de la
Formación Carbonera, específicamente el miembro C8, el cual constituye la roca sello.
Además de las lutitas de la Formación Gachetá y las lutitas interestratificadas de la
Formación Guadalupe.
Roca de sobrecarga
Conformada por la Formación Carbonera desde el miembro C7 hasta la Formación
Necesidad
El diagrama de la historia de subsidencia y la carta de eventos presentados en las figuras
5.13.2 y 5.13.3, permiten definir los siguientes sistemas petrolíferos de la cuenca.
Sistemas Petrolíferos
Formación Gachetá - Formación. Mirador (!)
Formación Barco-Cuervos / Formación Carbonera - Formación Mirador/ Formación
Carbonera (!)
5.13.1. Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca de los Llanos Orientales.
Tomado de Barrero et al. (2007).
Figura.5.13.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca de los Llanos Orientales. En esta figura se ilustra la variación del %Ro con el tiempo. Nótese que la Formación Gachetá entró a la ventana de generación de petróleo en el Paleógeno y la Formación Barco- Cuervos entró a la ventana de petróleo en el Neógeno. Así mismo la Formación Gachetá entró a la ventana de gas al inicio del Neógeno.
Figura 5.13.3. Carta de eventos para la Cuenca de los Llanos Orientales
Cuenca de los Llanos Orientales. Sistema cretácico.
Cuenca de los Llanos Orientales. Sistema Terciario.
Área de las Cocinas Cuenca de los Llanos Orientales. Cretáceo
Figura 6.1.7.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos de la Cuenca de los Llanos Orientales. Modificado de Cáceres et al. (2003).
Área de las Cocinas del Terciario Cuenca de los Llanos Orientales
Figura 6.1.7.2 Delimitación de la cocina de hidrocarburos de la Cuenca de los Llanos Orientales. Modificado de Cáceres et al. (2003).
Perfil Estructural de la Cuenca de los Llanos Orientales
Figura 6.1.7.3. Perfil Estructural de la Cuenca de los Llanos Orientales. Tomado de
Cooper (1994).
12. SISTEMA PETROLIFERO CUENCA DE GUAJIRA
Roca Generadora.
Los estudios geoquímicos adelantados por García et al. (2009) concluyeron que en la
Cuenca de La Guajira se presentan como rocas generadoras la Formación La Luna y la
Formación Siamana. Estas formaciones del Cretáceo Superior y del paleógeno presentan
contenidos de TOC actual cercanos al 2% de TOC. (Montes, 2009). Figura 5.12.1
Modelos geoquímicos calibrados con datos de reflectancia de vitrinita, huellas de fisión en
apatitos y zircones demuestran la existencia de procesos de generación de hidrocarburos
a partir de las rocas fuente antes mencionadas (García et al., 2009)
Roca Reservorio
De acuerdo con los datos de pozos de la Cuenca de La Guajira la principal roca reservorio
consiste en las areniscas y calizas de la Formación Castilletes, sin embargo no se descarta la posibilidad de encontrar yacimientos en los intervalos arenosos de la Formación Macario y el las calizas fracturadas de la Formación La Luna.
Trampas
Las trampas de hidrocarburos de la Cuenca de La Guajira consisten en trampas
estructurales asociadas a un sistema de fallas de rumbo, trampas asociadas a altos
estructurales, trampas estratigráficas asociadas a acumulaciones arrecifales.
Roca Sello
Los niveles arcillosos de las formaciones Colón, Uitpa, Jimol, y Castilletes son las
principales rocas sello de la cuenca.
Roca de sobrecarga
La secuencia suprayacente al Cretáceo Superior constituye la rocas de sobrecarga en la
Cuenca de La Guajira
El diagrama de la historia de subsidencia y la carta de eventos presentados en las figuras
5.12.2 y 5.12.3, permiten definir los siguientes sistemas petrolíferos de la cuenca.
Sistemas Petrolíferos
Formación La Luna - Formación Castilletes (.)
Formación Siamana - Castilletes (.)
Tomado de Barrero et al. (2007).
Figura 5.12.3. Carta de eventos para la Cuenca de La Guajira (Modificado de Ramírez, 2007).
13. SISTEMA PETROLIFERO CUENCA DE GUAJIRA OFFSHORE
Roca Generadora
A partir de la información geoquímica de los pozos costa afuera de la Guajira, los
sedimentos cenozoicos de edad Eoceno (shales, calizas y areniscas calcáreas) de la
Formación Macarao tienen características locales de roca generadora (Figura 5.3.1).
En el reciente estudio sobre la evolución térmica de la Subcuenca de la Baja Guajira
realizado por García et al. (2009) se concluyó que los gases de la Subcuenca de la
Baja Guajira son de origen termal y se derivan de secuencias calcáreas del Cretáceo
Superior y del Paleógeno.
Roca Reservorio.
El Oligoceno representado por los depósitos marinos someros de la Formación
Siamana (conglomerados, calizas y areniscas) tiene calidad de reservorio.
Las acumulaciones de gas comercial se encuentran en rocas calcáreas de la Formación Siamana, de edad Mioceno medio, en los campos Ballena y Riohacha y en niveles arenosos de la secuencia clástica basal de edad Mioceno temprano en el Campo Chuchupa, confirmando su calidad como roca reservorio.
Trampas
Los campos productores están relacionados principalmente a trampas estructurales.
Roca Sello
El Mioceno Inferior representado por limolitas y shales de las formaciones Uitpa y Jimol, los cuales constituyen un sello regional. El Mioceno medio y superior están constituidos por shales de aguas profundas y turbidítas de la Formación Castilletes con calidad tanto de reservorio como sello.
Roca de sobrecarga.
Toda la secuencia depositada desde la Formación Colón hasta el Plioceno.
El diagrama de la historia de subsidencia y la carta de eventos presentados en las
figuras 5.3.2 y 5.3.3, permiten definir los siguientes sistemas petrolíferos de la cuenca.
Sistemas Petrolíferos
Sistema F. La Luna / G.Cogollo – F. La Luna (.)
Sistema F. Maracao - F. Siamana / F. Uitpa / F. Jimol (.)
Sistema F. Castilletes - F. Castilletes (?)
Figura. 5.3.1. Columna estratigráfica de la Cuenca de Guajira Offshore. Modificado de Rangel y Ramírez (2001).
Figura. 5.3.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca de Guajira Offshore. Donde se ilustra que la Formación Siamana entra a la ventana de generación de hidrocarburos en el Mioceno Superior, la Formación La Luna entra en el Mioceno Inferior y el Grupo Cogollo en el Eoceno Superior.
Figura. 5.3.3. Carta de eventos Cuenca de Guajira Offshore.
Cuencas de La Guajira Offshore y La Guajira
Cuencas de La Guajira Offshore y La Guajira – Fm. La Luna
Figura 6.1.6.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos de las Cuencas de La Guajira Offshore y La Guajira. Modificado de Cáceres et al.(2003).
Seccion Sísmica de las Cuencas de La Guajira Offshore y La Guajira
Oye esta información es muy buena. Sin embargo veo algunas citas, pero no colocas la bibliografía. ¿Quién escribió esta series de blogs sobre le potencial hidrocarburífero de Collombia?. ¿Son de algún paper?
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