Energía & Geociencias 27

Energía

&

Geociencias 100Años ACGGP / Publicación No. 27 / Agosto de 2018

de la Industria Petrolera Colombiana

Diálogo de Saberes: Una experiencia exitosa de Comunicación de la Ciencia

The over-imposition of collisional and subduction-related regimes on the growth of the northern Andes Turbiditas y el Ambiente Marino de Aguas profundas: Ejemplos del Offshore del Caribe Colombiano Energía renovable no convencional y su contribución a la sostenibilidad energética colombiana

Editora Andrea Ortiz-Karpf editor@acggp.org ACGGP DIRECTORA ADMINISTRATIVA Cristina Martínez acggp@acggp.org

DISEÑO Y PRODUCCIÓN

IDEKO S. A. S Cra. 15A No. 106-24 PBX: 484 2020 DIAGRAMACIÓN David Roa FOTOGRAFÍA Bigstockphotos ACGGP CORRECCIÓN DE ESTILO Martha Jeaneth Pulido IMPRESIÓN Alprigrama S. A.

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo Calle 125 No. 20-70 Oficina 505 Tel. 57+ 300 3879

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acggp@acggp.org

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CENTRAL

Secretaria Melissa Lasso secretaria@acggp.org

de la Industria Petrolera Colombiana Aquel 29: 100 Años de la industria petrolera en Colombia

ENERGÍA RENOVABLE

Tesorero Carlos Ortega Galvis tesorero@acggp.org

100Años Energía renovable no convencional y su contribución a la sostenibilidad energética colombiana

PEDAGOGÍA NEPAL

Vicepresidente Administrativo Raúl Hernández administrativo@acggp.org

Diálogo de saberes: Una experiencia exitosa de comunicación de la ciencia

INVESTIGACIÓN

Vicepresidente Técnico Antonio José Velásquez vicepresidente@acggp.org

The over-imposition of collisional and subduction-related regimes on the growth of the northern Andes

OFFSHORE

JUNTA DIRECTIVA ACGGP 2018-2019 Presidente Lina Maria Maya presidente@acggp.org

Turbiditas y el ambiente marino de aguas profundas: Ejemplos del offshore del caribe colombiano

EDITORIAL

Agosto de 2018

¡Estamos de fiesta!

Estimados colegas,

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ste año celebramos los primeros 100 años de la industria petrolera en Colombia. Todo comenzó con la perforación y puesta en producción del pozo Infantas 2, que como todos sabemos descubrió el campo gigante La Cira-Infantas. Y nuestra querida asociación será parte importante de la fiesta. La ACGGP se ha unido con la ACP-Asociación Colombiana del Petróleo; CAMPETROL-Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros; ACIPET-Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos y con ACIEM-Asociación Colombiana de Ingenieros, Capitulo Cundinamarca, para celebrar un gran evento académico y comercial del sector del petróleo y gas.

Entre todos queremos proyectar a la industria petrolera como un sector pujante, fortalecido, estratégico y en crecimiento que continuara aportando al desarrollo económico y social del país. El gran evento se llama I Cumbre de Petróleo y Gas-100 Años Impulsando el Desarrollo de Colombia. Y se llevara a cabo en el nuevo Centro de Convenciones Ágora Bogotá del 14 al 16 de noviembre de 2018. Para conocer más sobre la I Cumbre los invito a que consulten la página web del evento: www.cumbrepetroleoygas.com.

Dentro del marco de la I Cumbre se tendrán tres agendas: Académica, Comercial- Regional y Técnica. La ACCGP es la entidad responsable de organizar toda la agenda técnica. Para tal efecto, y dentro del marco de la I Cumbre de Petróleo y Gas, estamos trabajando para hacer del Simposio Latinoamericano de Exploración y Desarrollo el evento más importante de su género en la región.

El Simposio es la versión modernizada del antiguo Simposio Bolivariano de Exploración de las Cuencas Sub Andinas. Modernizada porque queremos que abarque, no solo las cuencas sub andinas, sino todas las cuencas América Latina desde el Rio Grande hasta la Patagonia. Además, queremos incluir asuntos que no hacían parte del antiguo simposio tales como los yacimientos no convencionales y las actividades de E&P costa afuera y en particular en aguas profundas. Los temas técnicos principales que tendrá el Simposio son los siguientes: Cuencas Nuevas y Emergentes, Exploración y Producción de Yacimientos No Convencionales, Exploración y Producción Offshore y Cuencas Maduras y Avances Técnicos en E&P.

Lina Maya

Como saben ya hemos enviado a todos nuestros afiliados la primera carta circular del Simposio Latino Americano de Exploración y Desarrollo. Los invitamos para que preparen presentaciones técnicas orales y de poster que hagan del simposio un lugar para aprender y compartir todo lo bueno que está sucediendo en nuestra región. Además, la I Cumbre será un lugar ideal para conocer y renovar amistades y contactos dentro de la industria. Y también para conocer de primera mano las tendencias políticas y económicas de la región que impactan en la industria petrolera, visitar los stands de las compañías de servicio y aprender sobre últimas novedades tecnológicas.

Marquen sus calendarios para que juntos hagamos de la I Cumbre de Petróleo y Gas un gran evento que fije el futuro de los siguientes 100 años de nuestra industria.

Cordialmente Lina Maya. Presidente ACGGP

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Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

JUNTA DIRECTIVA 2018-2019

Lina Maya Presidente Geóloga senior de exploración con más de 20 años de experiencia en la industria petrolera, que incluye manejo y desarrollo de proyectos exploratorios y de geología de campo, trabajando para Ecopetrol, Schlumberger, la ANH y Sipetrol. Se caracteriza por su capacidad de liderazgo y sus buenas relaciones interpersonales. Su objetivo como presidente de la ACGGP es asegurar la sostenibilidad de la asociación y promoverla ante el gremio, entidades gubernamentales y los asociados.

Lina Maya

Andrea Ortiz-Karpf Editora Geóloga senior de exploración y especialista en ambientes sedimentarios de aguas profundas, con 8 años de experiencia en la industria petrolera trabajando para Ecopetrol, Equión y BP. Ha sido miembro de la ACGGP por 15 años y se desempeñó como secretaria en la junta 2017-2018. Sus objetivos como editora de la ACGGP son el mejoramiento de la comunicación de la asociación con sus asociados, el posicionamiento de la ACGGP en redes sociales y el fortalecimiento de una imagen de imparcialidad y rigor técnico.

Andrea Ortiz-Karpf

Antonio José Velásquez Vicepresidente Técnico Antonio José Velásquez: Geólogo Sr. y Geofísico especialista en interpretación cuantitativa de datos sísmicos, con 15 años de experiencia en la industria petrolera, la mayor parte en Ecopetrol. Desde muy temprano en su carrera Antonio se ha dedicado a la enseñanza y divulgación de temas técnicos en diferentes escenarios, siendo uno de los Geocientíficos visitantes más activos de la AAPG, lo que lo llevó a ser elegido como VP técnico de la ACGGP. Su objetivo como VP técnico es diversificar la oferta de oportunidades de desarrollo y capacitación de la ACGGP, promoviendo contenidos en formatos presenciales y virtuales, enfocados tanto a público experto como general.

Antonio José Velásquez

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Raúl Hernández Vicepresidente Administrativo Ingeniero Geólogo con 27 años de experiencia profesional en la industria petrolera trabajando para GeoServices, Ecopetrol y Schlumberger en cinco países de Latinoamérica, con especial énfasis en tecnologías de software petrotécnico y servicios de consultoría para Exploración & Producción. En la actualidad Líder de Negocios de Geociencias para Schlumberger Software Integrated Solutions en Colombia, Perú, Ecuador y Venezuela. Su objetivo como Vicepresidente Administrativo de la ACGGP es asegurar que la ACGGP cuente con el personal y la infraestructura necesaria para responder a las circunstancias cambiantes de la industria y de la sociedad.

Raúl Hernández

Carlos Ortega Galvis Tesorero Geólogo senior con 20 años de experiencia en la industria del petróleo, y 2 como directivo en el sector de Agua potable y Saneamiento básico. Tiene estudios de maestría en Geofísica en la Universidad Nacional de Colombia y MBA en la University of Phoenix; ha trabajado para Ecopetrol S.A., Halliburton Co., Paradigm Geophysical Ltd., EAAB y como consultor independiente. Su objetivo como tesorero es organizar y hacer seguimiento a procesos contables, operaciones de flujo de caja y flujo monetario, y contribuir en mayores niveles de eficiencia operacional de la ACGGP. Además de sus labores como tesorero, Carlos es un apasionado por los temas económicos, sociales y las relaciones con las comunidades, por lo que se ha convertido en uno de los pilares fundamentales de la campaña de pedagogía regional que adelanta la ACGGP en lugares como Casanare, César, Santander, Putumayo.

Carlos Ortega Galvis

Melissa Lasso Secretaria Ingeniera Geóloga, joven profesional en la industria de hidrocarburos, se caracteriza por su capacidad de liderazgo y gestión. Como estudiante, desde la Universidad Nacional, sede Medellín creó y posicionó el capítulo estudiantil de la ACGGP, liderando eventos como el concurso G-Olimpiadas, la XII Semana Técnica de Geología e Ingeniería Geológica y la Semana de las Ciencias de la Tierra, evento dirigido a público en general.

Actualmente, aparte de sus labores como secretaria de la junta, Melissa es la promotora y coordinadora de los capítulos estudiantiles de la ACGGP, trabaja generando el contenido de los talleres de pedagogía regional de la ACGGP y recorre el país divulgando el conocimiento geológico a las comunidades.

Melissa Lasso

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Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Aquel 29...

100 Años de la industria petrolera en Colombia

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s difícil imaginar aquello que significaba en aquel momento para nuestra sociedad un episodio de esta magnitud, pero, sin duda alguna, encontrar petróleo es un acontecimiento que aún hoy acumula una gran cantidad de emociones. Pasaron entonces 100 años, desde aquel vibrante momento que ha impactado hasta hoy la vida Nacional. El petróleo, este vital elemento que genera progreso, bienestar y riqueza apareció de las entrañas de la tierra aquel lunes 29 de abril de 1918 y fueron 42 barriles de petróleo colombiano los que viajaron 1.200 pies para aparecer en la boca de este hueco vertical llamado Infantas-2 y así dar inicio a la producción comercial de petróleo crudo y por consiguiente a la industria petrolera colombiana. Este hallazgo derivó en la expansión de la actividad petrolera; condujo a otros descubrimientos; a otros retos y mejor desarrollo.

La madurez de este hallazgo llevó a la transformación de la concesión, y a la respetada y querida, Empresa Colombiana de Petróleos, ECOPETROL.

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Por: Juan Fernando Martínez

La historia empieza en el siglo XIX, cuando el andariego explorador alemán Von Humboldt, consignaba notas en su diario relacionadas con las emanaciones de petróleo y gas en la costa Caribe colombiana.

Igualmente, otros científicos como Francisco José de Caldas, José C. Mutis, José Pombo y Jorge Isaacs, se recibieron de exploradores petroleros cuando recorrían el país en búsqueda de carbón, petróleo y otros minerales. Incluso, el autor de “María” fue adjudicatario por

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parte del gobierno en 1886 la primera concesión para la exploración y explotación de petróleo, a la que le fue decretada caducidad por múltiples problemas de tipo administrativo. En 1883 se registra la primera perforación petrolera cerca de Barranquilla; el pozo Tubara-1.

Produjo 50 barriles de crudo liviano y no fue comercial. Este pozo contó con el concurso técnico del geólogo Luis Striffler y el apoyo financiero de los agricultores, ganaderos y comerciantes Manuel M. Palacio y David López. Otros pioneros de la exploración petrolera en Colombia fueron: José Joaquín Bohórquez, Diego Martínez Camargo, Prisciliano Cabrales Lora, Francisco Burgos Rubio, ganaderos de profesión, pero visionarios que pretendían impulsar en el país nuevas tecnologías y procesos industriales revolucionarios para la época, que tenían como eje principal el Petróleo. Con este propósito, colocaron sus tierras, su prestigio y su fortuna a la causa de la exploración petrolera.

En 1.905 el gobierno de Rafael Reyes otorgó dos concesiones petroleras; una con don Roberto de Mares - motivado por las actividades petroleras de general J.J. Bohórquez en el Valle Medio del Magdalena- y la otra con el general Virgilio Barco Martínez -motivado por los hallazgos de manaderos reportados por el cauchero Ramón Leandro Penado, en el Catatumbo. Sin embargo, la magnitud de los capitales que la exploración demanda y la sofisticada tecnología que esta industria requiere, hicieron que las operaciones en la concesión De Mares fueran asumidas por la Troco, una subsidiaria de la poderosa Stándar Oil. De igual manera, la concesión Barco fue transferida a Colpet, subsidiaria de la Gulf Oil. De esta manera, llegaron al país dos empresas pertenecientes al grupo conocido como Las Siete Hermanas, tal como se denominaba a las grandes compañías que dominaban el mercado petrolero mundial.

Paralelamente, en 1.908 se construyó la primera refinería del país, Cartagena Oil Refining Co., gracias al impulso de Diego Martínez, quien fuera su presidente durante sus 13 años de operación. Esta sociedad anónima se constituyó con un capital de 50.000 pesos oro y sus socios fundadores además de Martínez, fueron Francisco Burgos y Prisciliano Cabrales a quienes luego se unieron Rafael de Zubiría, Armando de Zubiría, Rafael del Castillo, Enrique de la Espriella, C. Piñeres y Lácides Segovia. La capacidad de refinación era de 400 barriles diarios, los cuales se importaban de Norteamérica para obtener como producto principal queroseno y otros productos secundarios que se comercializaban en un incipiente pero creciente mercado.

El traspaso de la concesión De Mares a la Troco incluía el compromiso de “establecer una refinería de petróleo con capacidad suficiente para atender el consumo del país”1 y es así, como el 18 de febrero de 1922 se puso en funcionamiento el conjunto de equipos que constituían la refinería de Barrancabermeja. Allí la tecnología y el recurso humano provenían de los centros de refinación de la Intercol de Canadá y Perú. El 26 de abril de ese mismo año, se firmó el acta de constitución del municipio de Barrancabermeja.

La infraestructura Nacional se expandió a partir de los hallazgos de petróleo. Estos fueron polos de desarrollo alrededor de los cuales crecieron poblaciones enteras en donde sus pobladores elevaron su nivel de vida a través de los puestos de trabajo generados por la industria y la inversión social, que evidencian el compromiso social de la industria petrolera en el país.

La Troco también construyó una tubería entre El Centro y Barrancabermeja y de aquí hasta el Caribe, con fines de exportación. Esto motivó la construcción de la carretera que unió el interior del país con la Costa Caribe. El primer embarque de petróleo, desde el puerto de Mamonal hacia U.S.A. fue de 88.172 bp. a bordo del buque cisterna T.J. Williams, en el año 1926.

1. El Petróleo en Colombia, Empresa Colombiana de Petróleos, 2001, pag.146

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Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

El esquema de concesión cedía áreas de territorio a particulares para que adelantaran trabajos de exploración de hidrocarburos, a cambio de unas regalías entre el 7% y el 14% sobre la producción que se obtuviera.

Este esquema perduró por 69 años (1905 a 1974), período en el cual se celebraron 454 contratos de concesión con más de 140 petroleras privadas de todo el mundo y aportó el descubrimiento de los campos gigantes de Infantas, La Cira y Campo Castilla en los Llanos. Igualmente se incorporaron reservas en los Campos Casabe y Velásquez en el Valle Medio del Magdalena, Tibú en el Catatumbo, Orito en el Putumayo, El Difícil y Jobo Tablón en el Valle Inferior del Magdalena, campos que aún hoy en conjunto aportan una cantidad significativa de barriles a la canasta petrolera de la Nación.

A la medianoche del 25 de agosto de 1951, en un evento único en el que una propiedad petrolera regresaba a la nación en virtud de la expiración de su contrato, 600 personas, la mayoría de ellos funcionarios del gobierno, permanecían apretados en el Club Internacional en El Centro cantando el himno nacional, mientras otra multitud se congregaba en el Club Unión. Retumbaron las campanas de la iglesia y las sirenas del campamento desde las 10:00 p.m. hasta las 2:00 a.m. mientras una estación de radio de Bogotá transmitía al país entero las ceremonias que tenían lugar en la población de El Centro, Santander. A partir de este momento todos los bienes de la concesión de Mares pasaron a ser propiedad de la Nación, incluyendo la refinería y los oleoductos. Nacía entonces la Empresa Colombiana de Petróleos, ECOPETROL. Desde entonces, ECOPETROL ha sido el foco de capacitación y formación de geocientíficos e ingenieros Colombianos, dando lugar a la colombianización de la industria. Este proceso ha sido acompañado por la Asociación de Geólogos y Geofísicos del Petróleo (ACGGP) la cual fue fundada en 1957 por iniciativa de geólogos norteamericanos, funcionarios de las empresas multinacionales que operaban en al país como eran: Shell, ESSO, Mobil, Colpet, Richmond y Texaco. Su nombre inicial fue Sociedad Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo, que desde 1980 cambio a su nombre actual. La fundación de la Sociedad la lideró el geólogo Howard “Howie” Corrigan, de la TEXACO y quien se destacó como un miembro bastante activo de la ACGGP motivando y patrocinando salidas de campo, publicaciones, tesis de grado y cursos de geología de campo en la Universidad Nacional de Colombia; actividades que la asociación mantiene hoy día. Con el tiempo el liderazgo de la ACGGP fue asumido por profesionales colombianos y la ACGGP se ha destacado como una organización que fomenta el desarrollo profesional de los geólogos y geofísicos del petróleo y estrecha sus relaciones personales y sociales con vocación de servicio al gremio y al país.

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Años más tarde, la administración López Michelsen, sepultó el esquema de concesión y le dio vida al modelo de Asociación 50/50. Por esta vía el rol de Ecopetrol se hizo protagónico en la política petrolera Nacional y el “contrato” se convirtió en un instrumento fundamental en las actividades de exploración. Desde entonces se firmaron alrededor de 520 contratos de asociación y se realizaron hallazgos de talla mundial; Caño Limón (Oxy-1981) y Cusiana-Cupiagua (BP-1989), descubrimientos que le devolvieron a Colombia la calidad de exportador de petróleo y dieron paso a la década de Oro de la industria petrolera Colombiana. Adicionalmente, en 1981 se dio el hallazgo más importante efectuado por geólogos colombianos: el Campo Apiay, y se creó el Instituto Colombiano del Petróleo en 1985, uno de los institutos de investigación más reconocidos en Latinoamérica, el cual está celebrando 25 años de operación.

La globalización de los años 90 trajo consigo postulados económicos como costo-eficiencia. Esto le significó a Ecopetrol someterse a cambios profundos de todos los órdenes y el desarrollo de estrategias para ejecutar proyectos compartidos. Las rondas de negocios aparecieron como alternativa de eficiencia para la adición de reservas que alejen de nuevo al fantasma del desabastecimiento.

La Ronda 2.000 fue un audaz es-

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quema de negocio en Ecopetrol que ofreció al mercado petrolero 27 proyectos de exploración y producción colocando el 50% de sus productos en el mercado.

Posteriormente, el decreto 1760 de junio de 2.003, escinde a Ecopetrol para crear dos entidades del orden Nacional, una de ellas la Agencia Nacional de Hidrocarburos (A.N.H). La estrategia le asignó a la ANH las funciones de Estado y además, le asignó como objetivos estratégicos, la promoción y asignación de áreas y la evaluación del potencial petrolero del país.

Ecopetrol, se transforma en una operadora petrolera convertida en una sociedad por acciones, con foco específico en la adición de reservas y con capacidad para operar fuera de Colombia. En septiembre de 2007, Ecopetrol pre-

sentó la primera oferta pública inicial para la compra de acciones en la Bolsa de Valores de Colombia, y en septiembre de 2008 a través de JP Morgan Chase, Ecopetrol logró autorización de la Securities and Exchange Commission para iniciar la venta de sus acciones mediante ADRs en la Bolsa de Nueva York con el símbolo EC. En julio de 2011, Ecopetrol, lanzó una segunda emisión de acciones por un importe de $2.500 billones de pesos. De esta forma, la A.N.H. adquirió de Ecopetrol su labor de administrador y regulador del recurso hidrocarburífero de la Nación y comenzó una nueva etapa en las actividades de exploración y producción en Colombia. Se reemplazó el contrato de asociación por el nuevo contrato de exploración y producción, que buscaba convertir a Colombia en uno de los países más atractivos del mundo en participación gubernamental y términos económicos; el contrato ha sido exitoso en términos de contratos asignados.

Ahora, el reto hacia el futuro es asegurar el auto-abastecimiento del país y generar valor a partir de oportunidades exploratorias cada vez más costosas y complicadas como los yacimientos costa afuera y los no-convencionales. Este escenario requiere de una comunidad geológica innovadora, articulada con los entes gubernamentales y con las comunidades.

Los geólogos que se consagran a la exploración petrolera adquieren un compromiso mayúsculo con el país, como es el de proveer petróleo y gas como materias primas fundamentales para producir energía e impulsar el funcionamiento de la sociedad y la Nación.

Bibliografía.

1. El Petróleo en Colombia, Empresa Colombiana de Petróleos, 2.001.

2. Energía Limpia para el Futuro, Empresa Colombiana de Petróleos, 2.011.

3. ICP, Diez años de progreso tecnológico, 1994.

4. Sucedió en la Costa Atlántica, Isaza José; Salcedo Luis, 1991.

5. La crisis del petróleo en Colombia, Almeyda L., 1975.

años impulsando el desarrollo de Colombia

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ENERGÍAS ALTERNATIVAS

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Energía renovable no convencional y su contribución a la sostenibilidad energética colombiana Verónica Uribe, MSc Sustainable Energy Futures

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ste artículo revisa cómo las fuentes de energía solar, eólica, marina, biomasa y geotérmica contribuirían a que Colombia tuviera un desarrollo bajo en carbono, a diversificar la canasta energética y brindar energía a todo el país. Sostenibilidad ambiental, seguridad energética y equidad, según los criterios usados para analizar la sostenibilidad energética (World Energy Council, 2017).

Fuentes de energía intermitente La característica principal es el exceso de generación en los máximos del recurso y el déficit en los mínimos. En esta categoría están las energías solar, eólica y marina.

Energía solar: La Figura 1 muestra que Colombia no ha aprovechado el recurso solar como sí lo ha hecho India, con potencial superior, e incluso Reino Unido con potencial inferior. De hacer un uso similar del recurso, la energía solar produciría el equivalente al 2% de la demanda energética ocurrida en 2016 (UPME, 2017).

Afortunadamente, ésta dinámica de subutilización del recurso está cambiando. En septiembre de 2017 empezó a operar en Yumbo la primera granja solar conectada a la red nacional y genera lo equivalente al consumo de 8,000 hogares (Celsia, 2017). También ha aumentado la generación eléctrica con paneles solares en universidades, industrias, hospitales y otros establecimientos (Celsia, 2018; codensa, 2018; suncolombia, 2018; UAO, 2015). Adicionalmente, hay 374 proyectos registrados actualmente, que al desarrollarse generarían lo equivalente al 0.5% de la demanda del 2016 (SIEL, 2018).

Además de estos proyectos, la energía solar puede contribuir a la electrificación en Zonas No Interconectadas (ZNI). Actualmente hay 51 proyectos viables que al ejecutarse beneficiarán a 19,565 usuarios que incluyen viviendas, escuelas y hospitales en ZNI. La Figura 2 ilustra la distribución del potencial solar en el país y el número de proyectos viables en ZNI.

Figura 1. Comparación de aprovechamiento del recurso solar.

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La figura refleja que, pese a tener menor potencial, el número de proyectos en las zonas pacífico y sur es mayor al de otras zonas del país. Esto demuestra que se puede alcanzar viabilidad técnica y financiera aún con potenciales relativamente bajos. La diversidad de proyectos indica que la energía solar contribuirá a la seguridad energética de Colombia.

Respecto a las emisiones, la elaboración de los paneles requiere mucha energía, haciendo que las emisiones asociadas a la energía solar fotovoltaica dependan de la fuente de energía usada en la fabricación (Turconi, Boldrin, & Astrup, 2013). Sin embargo, las emisiones de la energía solar son menores que las de fuentes no renovables, haciéndola una buena opción para el desarrollo bajo en carbono (Nugent & Sovacool, 2014). Respecto al costo, el de generación con tecnología solar fotovoltaica podría ser del orden de 480,000 pesos por MWh (SIEL, 2015b), comparable con la tarifa eléctrica promedio nacional que es de 448,354 pesos/MWh (SIEL, 2015a). Considerando que el 70% de los costos corresponden a la inversión inicial, la accesibilidad depende de la posibilidad de pago de la misma.

Energía eólica: Una referencia de un excelente potencial eólico es Dinamarca, con velocidades de viento entre 10 y 13 m/s. La Figura 3 muestra las velocidades promedio observadas en Colombia, reflejando que el potencial es bajo en la mayor parte del país.

El mejor potencial está costa afuera y no hay proyectos allí por ahora. En tierra, las mejores zonas están en La Guajira y desde 2004 opera allá el proyecto Jepírachi, con 19.5 MW que cubren en promedio el 0.01% de la demanda energética nacional (epm, 2013).

UPME (2016) estimó que el máximo potencial eólico instalable en tierra es de 3.2 GW. Al desarrollar esta

Figura 2. Potencial de generación con energía solar y número de proyectos en ZNI.

Figura 3. Velocidades de viento promedio en Colombia.

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ENERGÍAS ALTERNATIVAS

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

capacidad, la generación equivaldría al 1% de la demanda energética de 2016. Pese al potencial, la falta de infraestructura para incorporar la generación a la red nacional, un marco normativo limitado y complejidades de los proyectos frenaron un mayor desarrollo (UPME & BID, 2015). Las modificaciones en la regulación y la puesta en marcha de las soluciones de interconexión han impulsado el sector. Los proyectos actualmente en desarrollo suman 2.2 GW que contribuirán a la seguridad energética colombiana.

De otro lado, considerando la manufactura, transporte, instalación, almacenamiento y disposición, la energía eólica tiene emisiones asociadas inferiores a las de la energía solar (Nugent & Sovacool, 2014). Esto hace que sea una muy buena opción para el desarrollo bajo en carbono. En cuanto al costo, sería de 300 mil pesos/MWh, inferior a la tarifa de red promedio actual, con un 66% correspondiente a la inversión inicial (SIEL, 2015b, 2015a).

Energía geotérmica: El potencial de generación con energía geotérmica fue estimado en 6,618 GWh/ año (Haraldsson, 2013), equivalente al 2% de la demanda energética en 2016. Pese al potencial, actualmente no hay generación con este recurso ni proyectos inscritos para hacerlo en un futuro. Las principales limitantes son las etapas requeridas para el desarrollo, los costos exploratorios y el licenciamiento, que son similares a los de un proyecto de hidrocarburos (UPME & BID, 2015).

Energía marina: Olas, mareas, gradientes químicos y térmicos ofrecen potencial de generación. Las tecnologías están en fases iniciales de desarrollo y el potencial en Colombia no ha sido formalmente evaluado.

Conclusión La Figura 4 compila los potenciales en Colombia de las fuentes de energía analizadas, las emisiones asociadas y los costos.

El aprovechamiento de los residuos de biomasa es la estrategia que mejor cumple con los criterios de sostenibilidad energética ya que es la de mayor potencial, menores emisiones y costo. Las tecnologías solar fotovoltaica, eólica y geotérmica también tienen potencial para contribuir, con emisiones menores a fuentes no renovables y costos comparables con la tarifa promedio de la red. De otro lado, es notorio que ninguna de las fuentes revisadas, con la tecnología actual, cubriría la demanda energética total. Por lo tanto, además de eficiencia se recomienda integración de fuentes en pro de la sostenibilidad energética del país.

Energía de la biomasa: Algunos ingenios azucareros son buen ejemplo del aprovechamiento de la biomasa en el país, utilizando residuos del proceso productivo para generar energía. En el 2016, la autogeneración con bagazo de caña cubrió el 7% del consumo energético nacional (UPME, 2017). El grupo Riopaila-Castilla produce azúcar, etanol, abono y energía con utilidades económicas y ambientales en todos ellos (Riopaila-Castilla S.A., 2018). Han demostrado que es posible producir energía manteniendo la producción de alimentos, mediante el aprovechamiento de residuos.

UPME y BID (2015) estimaron que el uso energético de residuos agrícolas y pecuarios en diferentes regiones de Colombia cubriría el equivalente al 33% de la demanda energética 2016. Un valor que podría aumentar al incluir la generación con residuos sólidos urbanos y posibles cultivos energéticos.

Muchos procesos de generación de energía con biomasa requieren incineración. Esto implica que la tecnología en los procesos de transformación es fundamental para reducir emisiones. Con eficiencia en la cadena logística y en los procesos de trasformación y disposición se pueden lograr emisiones inferiores a las tecnologías solar y eólica. Además, la eficiencia reduce el costo de generación, que podría ser del orden de 220,000 pesos por MWh (SIEL, 2015b).

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Figura 4. Comparación del potencial, las emisiones y el costo.

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Diálogo de Saberes: Una experiencia exitosa de comunicación de la ciencia John Cerón, Jaime Checa, Melissa Lasso y Carlos Ortega

Introducción

E

n tiempo relativamente corto, el programa de Pedagogía Regional Diálogo de Saberes ha logrado llegar a 27 municipios de 13 departamentos de Colombia usando metodologías novedosas que facilitan la interacción y se valen de un lenguaje sencillo que abre las puertas al diálogo sincero y constructivo. Se continúan desarrollando materiales técnico-informativos como videos, juegos, maquetas y experimentos prácticos que son claves para la apropiación del conocimiento y se avanza de manera sólida en la enseñanza de los fundamentos de las geociencias a cientos de niños y adultos de las comunidades.

Figura 1. Mapa de los departamentos visitados en el Programa de Pedagogía Regional de la ACGGP: Diálogo de Saberes.

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La producción de conocimiento por parte de la comunidad científica y académica es actualmente reconocida como uno de los pilares del desarrollo de los pueblos.

Sin embargo, si este no llega a un público extenso, que lo haga productivo y aplicable al desarrollo individual y local, queda restringido a una comunidad muy limitada, o archivado en volúmenes técnicos sin una aplicación pragmática.

En el otro lado está la sabiduría desarrollada tanto por comunidades ancestrales como por campesinos y habitantes del territorio, quienes con su experiencia, transmisión oral e inquietud innata, van descubriendo principios y saberes que les han permitido llegar al punto actual: conocimiento sobre patrones de lluvias, prácticas piscícolas, uso de plantas medicinales, para mencionar apenas unos pocos.

Esta asimetría dio pie a que algunos malintencionados crearan desinformación, filtraran documentación falsa o tendenciosa que fue aceptada sin revisión por las comunidades, y la industria buscó mecanismos de aceptación de sus proyectos sin asegurarse que se hubiera entendido legítimamente el alcance del proyecto. Rápidamente esto llevó a desconfianza y distanciamiento entre las partes y en últimas, falta de posibilidad de acuerdo entre los actores.

Tal es el caso de la socialización de proyectos relacionados con la industria de hidrocarburos, que

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vieron surgir en el relacionamiento con las comunidades verdaderos enfrentamientos y polarización, cuando en realidad lo que faltó muchas veces fue aprender a escuchar genuinamente, transmitir la información con claridad y en forma sencilla, actuar con transparencia y honestidad en ambas direcciones, y falló al llevar el relacionamiento con las comunidades a simples relaciones transaccionales en donde la aceptación de un proyecto pasaba por un arreglo económico en diversas formas, sin tener en cuenta el trasfondo de la problemática cuando en realidad se trataba de una relación entre iguales, entre partes que en apariencia se encontraban en diferentes orillas pero que solo buscaban el bien común.

De la identificación de estos conflictos nació el Diálogo de Saberes: una forma de comunicar las ciencias naturales a grupos de interés en proyectos relacionados con el desarrollo sostenible. La ACGGP desarrolló una metodología y una filosofía de comunicación basada en el respeto por la sabiduría del otro, el diálogo entre iguales el lenguaje técnico simplificado y la necesidad de escuchar a la sociedad afectada por proyectos de desarrollo venidos de fuera. Hemos acopiado experiencias de comunicación con grupos étnicos, campesinos y labriegos, estudiantes y docentes de comunidades educativas, proveedores locales de bienes y servicios, concejales y autoridades locales, trabajadores de empresas del sector hidrocarburos pero también de investigadores y académicos, profesionales de relacionamiento con las comunidades y activistas ambientales, para tratar de identificar que puntos en común resultan en una comunicación efectiva, qué elementos llevan a un diálogo constructivo y finalmente, cuales caminos nos conducen a lograr la Licencia Social (Figura 8) que le permita a la industria a la

cual pertenece nuestra Asociación, desarrollar proyectos productivos en plena armonía y desarrollo de las comunidades locales y con un estricto cuidado y protección del medio ambiente, conceptos intrínsecos a la definición de desarrollo sostenible. Sobre estos dos pilares se basa el concepto de Diálogo de Saberes desarrollado por la ACGGP: El Desarrollo Sostenible y la búsqueda de la Licencia Social.

Etapa I: Ecos del Conflicto Por prácticamente 100 años la exploración de hidrocarburos en Colombia se adelantó con relativamente pocos tropiezos, y las diferencias que se encontraban entre el interés de las Compañías inversoras y las comunidades afectadas se solucionaban en el marco de negociaciones tripartitas en las cuales se acordaban unas compensaciones por el uso del territorio y sus recursos.

Los primeros enfrentamientos por causa de actividades petroleras se remontan a la oposición que desde 1995 adelantó la Comunidad U’wa en Norte de Santander, contra la licencia ambiental otorgada a la compañía OXY en el Bloque Samoré. En el año 2014 la comunidad U’wa logró el desmantelamiento del pozo exploratorio Magallanes-1, tomando como bandera la defensa de sus derechos ancestrales.

Como antecedente, ya en el 2006 las comunidades Motilón-Bari en el Catatumbo habían logrado, vía tutela, la suspensión del pozo Alamo-1.

Luego el conflicto pasó a incluir la actividad sísmica, uno de cuyos primeros antecedentes se dieron a finales del 2013 cuando 5 municipios del Piedemonte promovieron una consulta popular contra el proyecto sísmico ODISEA-3D, la cual fue mayoritariamente aprobada en diciembre de ese año.

Conscientes que el desacuerdo con las comunidades estaba generando un conflicto social que se había extendido a regiones diversas, el Gobierno Nacional creó en 2013 la Estrategia Territorial ( Para la gestión equitativa y sostenible) del Sector Hidrocarburos – ETH, la cual tiene como objetivo: “contribuir a mejorar las condiciones de gobernabilidad, transparencia y la superación de la pobreza, a través de la generación y facilitación de espacios de diálogo entre comunidades, entidades del gobierno nacional, regional y municipal, así como empresas del sector de hidrocarburos, para la construcción de propuestas conjuntas que forjen desarrollo y busquen soluciones a las problemáticas existentes en los territorios”

Figura 2. Con el lema Agua y Agricultura Si, Petróleo No, se dio origen a las giras por la defensa del agua, inicialmente en la región del Sumapaz en 2014, pero luego el lema fue tomando fuerza en otras regiones como El Casanare y el Valle Medio del Magdalena.

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La Ronda ANH 2014 incluyó un número de áreas asignadas para la exploración de yacimientos No Convencionales: este fue el detonante para que comunidades de Sumapaz (Fusagasugá, Pasca, Pandi) adelantaran una marcha hacia Bogotá con el lema: AGUA SI, PETROLEO NO. Un hecho desafortunado marcó un viraje definitivo en la percepción de las comunidades hacia la industria de los hidrocarburos: En marzo de 2014 una sequia prolongada en el Casanare, debido a un mini ciclo del fenómeno de El Niño, resultó en la muerte de cientos de Chigüiros en Hato Corozal.

Este fenómeno fue ampliamente publicitado y aprovechado por los algunos grupos ambientalistas para atribuirle la responsabilidad a la extracción de petróleo. El conflicto escaló y terminó en la quema de campamentos y oposición a las operaciones en abril de 2016 cuando la Alcaldía del Paujil suspendió las actividades de adquisición sísmica del programa Cardón 3D. Pronto se unieron otras comunidades del Caquetá: Montañita, Doncello y Puerto Rico. La razón: aducían su oposición a la protección del medio ambiente, la defensa del agua y la defensa del territorio.

Durante esta etapa se vio el fortalecimiento de grupos ambientalistas regionales que han basado su actividad básicamente mediante propagación de mensajes en redes sociales, tales como Censat Agua Viva, Cordatep (Valle del Magdalena), y mas recientemente en otras regiones como: Mesa Hídrica del Ariari, Asociación Salado de los Loros en Putumayo, Los Meros, etc.

Sin entrar a discutir acerca de sus razonamientos políticos ni prácticas de divulgación, es necesario resaltar que estos grupos comunitarios lograron convocar muchas personas a su alrededor y pusieron sobre la mesa temas socio ambientales que vinieron a enriquecer el diálogo y obligar a técnicos, que hasta entonces no habíamos sentido la necesidad de crear acercamientos y en ocasiones habíamos mirado con cierto desdén a las comunidades, a ponernos en los zapatos del otro, y empezar a entender las verdades de la comunidad, que muchas quejas estaban basadas en creencias ampliamente difundidas, y habían pasado a formar parte de verdades populares, sin que nos hubiéramos detenido a examinar las razones de fondo. Y sobe todo, a revisar la necesidad de cambiar la forma de comunicar la ciencia, de un esquema de cátedra desde una tarima elevada, a un esquema de conversaciones en donde todos estamos al mismo nivel, sin la existencia de asimetrías de conocimiento porque no existen: es tan valioso el saber popular y entendimiento del territorio como el que dan los libros y

Figura 3. Los primeros conversatorios buscaron acercarnos a la comunidad y entender las razones del enfrentamiento. Aquí aparece Jaime Checa en Yopal, conversando con un grupo de calificados de la Industria.

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la investigación, y necesariamente tienen que complementarse para que surja un avance.

Etapa II: El Acercamiento: Nos pusimos las botas A principios de 2017 surgió un intercambio de ideas entre Asociados de la ACGGP que encontraron coincidencias en la necesidad de buscar hacer parte de la solución a esta problemática, que había llevado a un descenso evidente en la actividad sísmica y perforatoria, que afectó directamente a nuestro gremio con la pérdida de empleos, baja actividad y quiebra de Compañías del sector ( Véase Checa, 2017). Mientras que el sector se encontraba en crisis, nosotros como geólogos y geofísicos seguíamos concentrados en cocteles en hoteles elegantes de Bogotá, conferencistas internacionales de gran nombre y actividades sociales de integración. Decidimos entonces romper el esquema e intentar algo diferente: nos pusimos las botas y nos fuimos a recorrer el territorio y tratar de entender el fondo del problema.

Yopal, Hato Corozal, Barrancabermeja, San Martin Cesar y San Vicente de Chucurí: en esta primera etapa encontramos grupos de interés con mucho deseo de apropiarse de sus territorios, y muchas veces genuinamente preocupados por encontrar un equilibrio entre el desarrollo económico, el cuidado del medio ambiente y el progreso de las comunidades: es decir, las bases del desarrollo sostenible.

Se conformaron equipos de profesionales en geología y geofísica que salieron a municipios en donde se están dando estas discusiones con la tarea de clarificar mensajes técnicos que se han interpretado con el objeto de confundir a los tomadores de las decisiones. Inocuidad de las operaciones de adquisición sísmica frente a las aguas superficiales, buenas prácticas de perforación que permiten proteger

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los acuíferos mas profundos, petróleo y medio ambiente, entre otros, han sido los temas mas recurrentes en los diálogos con las comunidades. Rápidamente se desnudan los dolores reales de los pobladores: necesidades de empleo, expectativas de oferta de bienes y servicios, ausencia del estado y abandono por un país que les dio la espalda por muchos años.

Esta etapa también vio surgir varias coincidencias afortunadas, entre las cuales cabe resaltar: a) El surgimiento de un ente inter gremial en Colombia (CGP: Concejo Gremial Petrolero) que agrupó a 6 Asociaciones netamente técnicas en un organismo de cooperación e intercambio de información y experiencias. También le permitió a las Asociaciones Técnicas una comunicación más directa con Entes de Control (ANH, ANM, MinMinas, ANLA, etc) y con organismos legislativos (Comisiones de Senado y Cámara, Debates en el Congreso), lo que ha resultado en que todos tengamos acceso a la misma información y estemos alineados con los mismos objetivos. b) La identificación en el territorio de actores locales con gran conocimiento técnico y al mismo tiempo de sus comunidades y necesidades. A través del diálogo directo y franco se han tendido puentes que nos han permitido entender que las problemáticas son comunes, que los “dolores de las comunidades” son reales, recurrentes y vitales para el avance de la comunidad, y que la barca debe avanzar en una dirección que se decida comunitariamente, y no dando círculos si se sigue remando desde diferentes orillas. c) La apropiación del territorio por parte de las comunidades.

Al impulsar discusiones en comunidad y a través de redes

Figura 4. Las comunidades necesitan que en un lenguaje sencillo se les expliquen los componentes de una licencia ambiental, el proceso exploratorio, el ciclo del petróleo. John Cerón en San Vicente de Chucurí (Santander) en 2017.

Figura 5. El concepto de desarrollo sostenible: el desarrollo económico de una región solamente es justo si va de la mano con el desarrollo de la comunidad, y solo es factible si se preserva el medio ambiente.

sociales, de temas que antes estaban restringidos a unos pocos tales como las problemáticas del medio ambiente, dificultades comunes en el aprovechamiento de bienes y servicios de la comunidad, necesidad de fiscalización de recursos del municipio por parte de veedurías y grupos de ciudadanos responsables, se ha producido un “boom” en la apropiación del territorio por parte de los actores locales.

Etapa III: Aprendiendo a Escuchar Las conversaciones uno a uno, escuchando con el corazón abierto al otro, llevan necesariamente a entender al otro. La primera barrera que logramos identificar en nuestras experiencias de comunicación fue aceptar que nuestro lenguaje técnico, principalmente el de geólogos y geofísicos, es tan innecesariamente encumbrado que nos impedía hacernos enten-

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der de nuestros interlocutores. Sesiones enteras de socialización terminaron cumpliendo un horario y una agenda, pero sin lograr entregar el mensaje de explicar el proyecto para que la comunidad se apropiara del mismo.

Las comunidades ven en cada proyecto exploratorio que llega al territorio la oportunidad de redimir sus necesidades insatisfechas, y le endilgan a la compañía respectiva todos sus males, sin preocuparse por mirar en el retrovisor la mala administración de recursos de regalías, transferencias y otros ingresos que han llegado al municipio y la mayoría de las veces dilapidados en proyectos improductivos o mal gerenciados que resultan en frustración y recursos públicos mal gastados.

Vinieron Magangué, Cicuco, Urabá, el Putumayo, y las mismas comunidades nos fueron llevando hacia el diálogo constructivo, y allí fortalecimos una metodología de intercambio de saberes, ya no de alfabetización.

El Exsenador Gabriel Muyuy, líder Inga y sociólogo, en un conversatorio dedicado a este tema, puntualizó de esta manera la asimetría de las relaciones industria – comunidades: “muchas de las diferencias en el diálogo con los pueblos étnicos radica en la concepción de desarrollo, que es muy diferente entre nuestros pueblos a la de la industria”. Hemos caído en la trampa de pretender que nuestros proyectos son de interés para las comunidades afectadas, sin tener en cuenta su cosmogonía, su visión del equilibrio con la naturaleza y sus verdaderas necesidades. Solamente aprendiendo a escuchar, logramos ponernos en los zapatos del otro, o en sus chanclas, alpargatas, botas…

Etapa IV: El Diálogo entre Iguales.

Y para tender este puente que nos permita establecer una relación entre iguales, surge el concepto de la Licencia Social: el propósito de la inversión debe coincidir con los intereses de la comunidad. La Licencia Social es un intangible y se logra cuando los intereses del inversionista, de

Figura 6. El Diálogo de Saberes se estructuró como un lugar de encuentros uno a uno, en donde cada uno aporta su propio conocimiento. Aquí María Teresa Ruiz (Bióloga) y José Roberto Ramírez (Geofísico), conversan con comunidades de las ciénagas de Magangué acerca de la sísmica en humedales.

Figura 7. Melissa Lasso, ingeniera geóloga junior ACGGP en el taller: Un viaje al pasado de la Tierra, con estudiantes de la Institución Educativa Rural Santa Juliana en Villagarzón, Putumayo con la ayuda del libro “Hace Tiempo”.

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la comunidad involucrada y los organismos de control, están alineados en la misma dirección y todos los actores ven el proyecto como algo beneficioso para todos. En este ambiente, si surgen inconvenientes son solucionados en forma conjunta porque lo que interesa es el bien común. El proyecto es apropiado por todos y lo defienden de las adversidades.

De una etapa de rechazo al proyecto se logra la legitimidad del proyecto a través de la transparencia y la comunicación honesta, para llegar a una etapa de aceptación. En este punto el proyecto aun no está legitimado, sino que debe lograr la probación mediante la generación de credibilidad por parte de los jugadores, la cual se logra actuando con coherencia. Finalmente, y a través de un proceso que toma tiempo (que en el caso de las comunidades étnicas sigue un ritmo propio al cual los occidentales no estamos acostumbrados), se llega a relaciones de confianza, las cuales son la única vía para el trato entre iguales.

Es en ese trato entre iguales, surgido del Dialogo de Saberes, en donde se supera la etapa de negociación y se pasa a la de la búsqueda de resultados positivos para todos. Ninguna parte tiene toda la verdad y entre todos se construye la Licencia Social.

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Lecciones Aprendidas y Conclusiones A partir del reconocimiento de la necesidad de aprender a comunicar la ciencia, y sobre todo aprender a escuchar con el corazón, hemos aprendido varias lecciones: de lo que ha resultado positivo, lo que no tanto y lo que hay que mejorar.

No es tan productivo: La participación en grandes Foros Abiertos (San Martin 2017, Guamal 2017), en los cuales el público entra con un discurso que desea defender, no van a escuchar, y nosotros no podemos comunicar nuestro mensaje de desarrollo sostenible. La seguridad se ve comprometida, no hay un verdadero diálogo.

Aprendizaje Positivo: Diálogos con grupos de interés específicos: comunidades étnicas, grupos de proveedores locales, líderes sociales con vocación de servicio a las comunidades, comunidad educativa y docentes y profesionales al servicio de compañías operadoras.

Hay que mejorar: Nuestra capacidad de transmitir el mensaje, el número de manos entrenadas para esta labor, y nuestro lenguaje que aún sigue siendo complicado.

La Asociación empezó un ciclo de charlas didácticas dirigidas a jóvenes profesionales y estudiantes de últimos grados, en quienes hemos encontrado la capacidad técnica, creatividad y entusiasmo para comunicar la ciencia.

Nuestra propuesta actual se compone de un Ciclo de talleres en los cuales se van desarrollando temas apropiados para cada grupo de interés. Se va progresando en el mensaje del Desarrollo Sostenible, el legítimo cuidado del medio ambiente y el papel que juega la Industria de Hidrocarburos en el desarrollo regional, el apalanca-

Figura 8. Niveles de acercamiento a la Licencia Social y criterios de límites entre ellos ( Thomson et. Al, 2011)

Figura 9. Talleres de capacitación en Comunicación de la Ciencia. Carlos Ortega, ACGGP, 2017.

miento de proyectos productivos y el ingreso fiscal de la nación. Un taller “cero” con el cual se empieza el ciclo, es un sencillo pero muy productivo primer encuentro, en el cual nivelamos nuestro conocimiento acerca de la comunidad o grupo de interés, y buscamos empezar a crear relaciones de confianza y transparencia que nos muestre como lo que somos: un grupo de profesionales de las geociencias interesados en que Colombia utilice adecuadamente sus recursos naturales y que el desarrollo llegue a las comunidades, sin afectar el medio ambiente.

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The over-imposition of collisional and subduction-related regimes on the growth of the northern Andes Santiago León Instituto de Geociências, Universidade de São Paulo, Brasil Grupo de Estudios en Geología y Geofísica – EGEO, Universidad Nacional de Colombia Abstract

T

he Western Cordillera of Colombia and the Atrato Basin comprise Late Cretaceous to Pliocene marine and non-marine strata, which host the erosional and exhumational record of the Neogene tectonic interactions between the Caribbean, Nazca and South-American plates. Results from detrital zircon U-Pb geochronology and a multi-thermochronometer analysis, allows recognizing two major periods of tectonic activity related to contrasting collisional and subduction-related regimes, represented by the docking of the Panama Arc to the continental margin before 12 Ma, and the subsequent Nazca subduction. The identified over-imposed tectonic regimes, which may account for the here described erosional/exhumational histories, demonstrate the complexity of the mechanisms involved in the growth of the northern Andes Keywords: northern Andes, arc-continent collision, Neogene, Nazca subduction, low-temperature thermochronology, sedimentary provenance.

Introduction The long-term evolution of Andean-type convergent margins is characterized by the subduction of oceanic crust beneath a continental domain, which result in upper-plate magmatism, deformation and exhumation/uplift (Gansser, 1973; Ramos, 1999). Nevertheless, protracted continental growth at these scenarios also include the collision of exotic oceanic terranes such as island arcs, seamounts and oceanic plateaus (review in Spikings and Simpson, 2014).

The northern Andes of Colombia are a remarkable example of a complex geological setting, whose tectonic history includes over-imposed collisional and subduction-related regimes during the Late Cenozoic, as consequence of the interaction between the Farallon-Nazca, Caribbean and South-American plates. The identification of the nature and temporality of individual tectonic mechanisms responsible for the orogenic growth at such puzzling scenarios, must be addressed from a multi-technical approach that enable us to better discriminate the geological record. In this contribution, I present the most outstanding remarks of a petrographic, geochronological and thermochronological analysis of Late Cretaceous to Late Miocene strata from the western flank of the Western Cordillera and the Atrato Basin, which were conducted as part of my MSc. research project under the valuable advising of PhD Mauricio Parra at the University of Sao Paulo. The results, allow suggesting that the Late Cenozoic Andean orogeny result from the tectonic transition from the collision of the Panama Arc to Nazca subduction beneath the western margin of South America. For a

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complete description and discussion of the obtained results, as well as the analytical methods used, the reader is referred to the paper published by León et al. (2018) in the volume 37 (1) of the AGU journal Tectonics.

Geological Context The Neogene evolution of northwestern South America primarily resulted from two major tectonic episodes: 1) the collision of the Panama Arc during the Middle Miocene or earlier (Duque-Caro, 1990a; Montes et al., 2015; León et al., 2018), and 2) the subduction of the Nazca plate and the subsequent onset of a flat-slab setting (Wagner et al., 2017 and references therein).

The upper-plate geological record of these tectonic events is preserved in the sedimentary provenance and exhumational history of the Late Cretaceous to Late Miocene marine and non-marine strata exposed along the western flank of the Western Cordillera and the Atrato Basin (Figure 1).

The Western Cordillera of Colombia comprises a sequence of Late Cretaceous to Paleogene hemipelagic and siliciclastic strata grouped within the Penderisco Fm. (Bourgois et al., 1982a; MorenoSánchez and Pardo-Trujillo, 2003), which overly a plateau-like basement interpreted as an accreted segment of the Caribbean Lar-

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ge Igneous Province (CLIP; Burke, 1988; Sinton, 1998, Weber et al., 2015). The CLIP basement has been suggested to be accreted to the continental margin during the Late Cretaceous and sutured along the Romeral Fault System (RFS, Toussaint and Restrepo, 1994; Villagómez and Spikings, 2013; Jaramillo et al., 2017); however, the tectonic significance of the Penderisco Fm. is still barely explored (Bourgois et al., 1982b). The Uramita Fault Zone (UFZ) comprises a highly deformed zone that resembles a mélangelike structure (up to 10 km-wide) and tectonically bounds the CLIP domain to the west with the Panama Arc (Duque-Caro, 1990a). The latter, includes a Late Cretaceous – Miocene island arc that were built over the trailing edge of the Caribbean plate, which is mainly composed of Late Cretaceous – Paleogene to Middle Eocene volcano-plutonic rocks (e.g. Santa Cecilia-La Equis Complex, Cruces Fm., and the Mande and Acandi batholiths; Rodríguez et al., 2013; Montes et al., 2015). Oligocene – Pliocene marine to transitional shallowing-upward strata of the Atrato Basin (e.g. Middle – Late Miocene Sierra Fm.), overly the volcano-plutonic units (Haffer, 1967; DuqueCaro, 1990a; 1990b). The sedimentary sequences described above, together with a series of transitional to fluvial Oligocene – Pliocene strata that patchily cover the UFZ (e.g. Beibaviejo and Guineales Fms., Rodríguez et al., 2013), represent the stratigraphic and erosional record of the tectonic episodes responsible for the growth of the northwestern Andes during the Neogene. In the next section, I present the summarized results of the provenance and thermochronological analyses of the studied Late Cretaceous to Late Miocene units from the Western Cordillera and the Atrato Basin (see the geological map of the study area in Figure 2).

Figura 1. Regional geological map, showing the main lithological domains described in text and the location of the study area. Elaborated after Gómez-Tapias et al. (2017) and Lissinna (2005). Abbreviations are RFS: Romeral Fault System, UFZ: Uramita Fault Zone.

Sedimentary Provenance Here, I present a brief summary of the key findings of the work presented in León et al. (2018).

We conducted conventional sandstone petrographic and heavy minerals analyses of samples from the Penderisco, Cruces, Beibaviejo, Sierra and Guineales formations. Sandstones from the Penderisco Fm., which nonconformably overly the plateau-like basement of the CLIP (Mejía, 1984), are mostly represented by texturally immature quartz-rich lithic arkose and feldspathic litharenites with both unstable and ultrastable framework material including feldspar, volcanic lithics, zircon, rutile and tourmaline (Figure 3A). These compositional features, and since the siliciclastic rocks coexist with limestones, suggest that the Penderisco Fm. was likely accumulated in transitional to marine environments in the proximity of a continental source, as corroborated by the high quartz content and the presence of metamorphic lithic fragments. Conversely, sandstones from the Eocene – Oligocene Cruces Fm., which overly the Santa Cecilia-La Equis Complex, are compositional immature arkoses, mainly composed of euhedral plagioclase, volcanic lithics and basic to intermediate heavy minerals such as clinopyroxene, epidote and zoisite, and lack of continental-affinity material (Figure 3B). Finally, the Oligocene – Pliocene transitional to fluvial sandstones from the Beibaviejo and Guineales Fms., which patchily overly the Panama Arc suture, has a mixed provenance including both reworked ultrastable and unstable-

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stable framework material (Figure 3C). The Oligocene – Middle Miocene Beibaviejo Fm. shows the dominance of proximal calcareous lithic arkoses and feldspathic litharenites including reworked sandstone and mudstone lithic fragments, volcanic lithics, quartz, feldspar, and heavy minerals such as rutile, zircon, tourmaline, epidote and clinopyroxene. Although the heavy minerals assemblage of the Late Miocene – Pliocene fluvial litharenites from the Guineales Fm. are mostly represented by clinopyroxene, the presence of sandstone, mudstone, and volcanic clasts in coarser conglomerate deposits, indicates also a mixed provenance with reworked material similar to the Beibaviejo Fm. Furthermore, samples from the Middle – Late Miocene Sierra Fm. are represented by shallow-marine calcareous sandstones with a mixed provenance mostly characterized by unstable and stable heavy minerals such as amphibole, pyroxene, epidote-group minerals, and minor ultrastable tourmaline and zircon.

Detrital zircon U-Pb geochronological analyses were also conducted on sandstone samples from the units described above by LA-ICP-MS (Figure 4). Individual zircon ages of sandstones from the Penderisco Fm. show major peaks of early Eocene, Early – Late Cretaceous, and Permo-Triassic. The Eocene and Permo-Triassic zircon ages, recalls the crystallization ages of the Eocene plutons (e.g. Hatillo Stock, El Bosque Batholith) and the Permo-Triassic metamorphic basement of the Central Cordillera, respectively (Bustamante et al., 2017; Vinasco et al., 2006; Villagómez et al., 2011). Otherwise, the Cretaceous peak is probably derived from either the basic-intermediate intrusives from the Wes-

Figura 2. Local geology of the study area, showing the samples location and summarized results of the zircon U-Pb geochronological and thermochronological analyses. Modified from León et al. (2018).

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tern Cordillera (e.g. Buga, Santa Fe Batholiths, Altamira Gabbro, Buritica Tonalite; Villagómez et al., 2011; Weber et al., 2015; Zapata et. al., 2017) or the intermediate-felsic magmatic rocks from the Central Cordillera (e.g. Quebradagrande Complex, Antioquia Batholith; Villagómez et al., 2011; Jaramillo et al., 2017). One sandstone sample from the Cruces Fm. was prepared for detrital zircon U-Pb geochronology; unfortunately, no zircons were recovered. However, one tuff sample from this formation was analyzed and yielded a weighted mean U-Pb age of 42.0 ± 0.6 Ma, with inherited zircons of 53.4 ± 0.8 Ma, 55.7 ± 1.1 Ma, and 74.6 ± 1.3 Ma, which are concordant with previously published ages for rocks included within the Panama Arc (see reviews in Wegner et al., 2011). Otherwise, samples from the Beibaviejo and Guineales Fms., show major individual zircon U-Pb peak ages of Eocene – Oligocene, Cretaceous, and PermoTriassic and older, which suggest a signature similar to that of the Penderisco Fm. However, it is noteworthy the appearance of Eocene – Oligocene (~40 – 30 Ma) detrital ages, which are arguably derived from the Panama Arc (see reviews in Wegner et al., 2011), since no similar ages have been reported so far for other magmatic domains in northwestern Colombia (Gómez et al., 2015). One of the most outstanding findings of the detrital zircon U-Pb analyses is the presence of Permo-Triassic and older individual grains in sandstones from the middle – late Miocene Sierra Fm. that unambiguously overlies the Panama Arc block in the Atrato Basin. These findings allow building a temporal framework that will be addressed below in the tectonic and paleogeographic implications discussion.

Low-temperature Thermochronology In order to unravel the thermal history of both the studied sedimentary sequences and the adjacent areas, I conducted apatite fissiontrack (AFT), and zircon and apatite (U-Th)/He (AHe, ZHe) thermochro-

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nological analyses (see León et al., 2018 for a complete description of analytical methods and results). The obtained results enable conducting a thermal inverse modelling of data from the Cruces Fm, and the Penderisco Fm. and its plateau-like basement (Buriticá Tonalite; Figure 5). Additionally, the detrital cooling signatures of sandstones from the Sierra and Guineales Fm. were also explored from the AFT analysis (see Figure 2 for summarized results).

ZHe and AHe cooling ages yielded by samples from the Penderisco Fm. and the Buritica Tonalite, suggest that the onset of exhumation of this domain may started somewhere between 50 and 20 Ma from temperatures around 200°, at rates between 0.1 and 0.4 km/my (assuming an average geothermal gradient of 15-20°C/km, Henry and Polack, 1988; Dumitru, 1991). Thermal models which best reproduce the data, suggest that both lithological units were continuously exhumed during most of the Oligocene and Miocene at average rates spanning from 0.2 to 0.5 km/my, with an apparent pulse of accelerated exhumation starting at ca. 4 Ma when rates reached values as high as 1.0 km/my.

The thermal histories, which best fit the input data obtained from a tuff sample from the Cruces Fm., indicate that after its formation during the middle Eocene (concordant U-Pb, ZHe and AFT ages at ca. 42 Ma), it started to be exhumed from the Apatite-Helium Partial Retention Zone (AHePRZ, ~40-60°C, Reiners and Brandon, 2006) at ca. 14 Ma at rates around 0.9 km/my. The above is supported by the presence of long apatite fission-tracks (~15 μm), which suggests that the analyzed sample never reached temperatures within the Apatite Partial Annealing Zone (APAZ, ~60-120°C, Reiners and Brandon, 2006) after its formation.

Conversely, the AFT analysis of a sandstone sample from the Middle – Late Miocene Sierra Fm., yielded only non-reset detrital ages, which instead allows identifying the coo-

Figura 3. Photomicrographs of sandstone samples and selected heavy minerals of: A) Penderisco Fm.; B) Cruces Fm.; C) Beibaviejo Fm. Abbreviations are Zr: zircon; Tur: tourmaline; Grt: garnet; Cpx: clinopyroxene; Ep: epidote; Chl: chlorite; Ms: muscovite; Rt: rutile.

ling signal of the source areas, and corroborating the inferences made from the provenance analyses. Despite the low apatite yield, 28 grains were successfully dated by AFT, showing that individual ages have major peaks of middle Miocene (~13 Ma) and Eocene – Oligocene (~40 – 32 Ma), which resemble the ages obtained from the Penderisco Fm. and the Cruces Fm., respectively, confirming these lithological domains as potential sources. Similarly, AFT detrital ages were yielded by two samples from the late Miocene – Pliocene Guineales Fm., showing major peaks of Miocene (12 – 20 Ma) and middle Eocene (~40 Ma). As mentioned before, the Miocene and Eocene age peaks recall the cooling AFT signal of the Penderisco and Cruces Fms., corroborating the provenance from these units.

Discussion The results described above, allowed identifying three sedimentary terrains with contrasting provenance and exhumational/erosional histories, which enable the proposition of an evolution model in the context of the Caribbean, Farallon-Nazca and South-American plates interactions. The hemipelagic and terrigenous sediments of the Pendersico Fm. was initially accumulated over the CLIP in a proximal marine environment close to the continental margin of South America during the Late Cretaceous – Early Eocene, as indicated from the fossiliferous record (Bourgois et al., 1982a; Moreno-Sánchez and Pardo-Trujillo, 2003) and the detrital zircon U-Pb ages.

Coeval tectonic instability documented inboard the continent in the Central Cordillera (Villagómez and Spikings, 2013), together with the mixed provenance including ultrastable material of continental-affinity, suggest that this unit likely represent the syn- to post-tectonic erosional record of the CLIP accretion. As described above, the finding of Early Eocene (~55 Ma) detrital zircon U-Pb ages, demonstrates that the sedimentary record of the Penderisco Fm. is longer than previously thought. The thermal histories reconstructed for sandstones from this unit, and a tonalite sample from its basement (Buritica Tonalite), suggest that both domains started to be exhumed somewhere during the Eocene – Oligocene from temperatures of ~250°C at moderate rates. Regional-scale plate re-organizations during this period, which may

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INVESTIGACIÓN

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Figura 4. Summary of the detrital zircon U-Pb geochronology (see details in León et al., 2018). Shaded bars show the geochronological signature of potential source areas discussed in text.

Figura 5. Integrated thermal models from inversion of the thermochronological data (see details in León et al., 2018).

be considered as exhumation triggering tectonic mechanisms, include the increase of the orthogonality of the Farallon-South America convergence (PardoCasas and Molnar, 1987; Somoza and Ghidella, 2012), and the fragmentation of the Farallon plate at ca. 23 Ma (Lonsdale, 2005). Ongoing moderate-rapid exhumation of the Penderisco Fm. and the Buritica Tonalite, as well as the Cruces Fm. during the Middle Miocene is contemporary with the accumulation of marine-transitional strata of the Beibaviejo and Sierra Fms. The latter, has been interpreted as the record of a major switching from deep to shallow-marine accumulation environments in the Atrato Basin (Duque-Caro, 1990b), which may be linked, at least in part, to tectonic inversion and consequent basement uplift. The Oligocene – Middle Miocene strata of the Beibaviejo Fm. is intruded by gabbroic to monzodioritic rocks associated to the El Botón Basalts unit, for which K/Ar and Ar/Ar ages of ca. 12 Ma have been reported (Rodríguez y Zapata, 2012; Zapata and Rodríguez, 2011). This cross-cutting relationship, and the mixed provenance of both the Sierra and the Beibaviejo Fms. including detritus arguably derived from the Panama Arc and the older continental basement, provide strong evidence to demonstrate that this block was already docked to the South-American margin by 12 Ma. The ca. 12 Ma magmatic rocks which have been related to continental arc setting (Rodríguez and Zapata, 2012), resulted from the establishment of a renewed subduction zone following the collisional event. During the Late Miocene – Pliocene, the accumulation of the thick conglomeratic sequence of the Guineales Fm., which also showed a mixed provenance including both colliding domains, is likely the erosional record of the tectonic instability triggered by the Nazca flat subduction underneath South America (Wagner et al., 2017). This period of upper-plate deformation due to strong plate coupling associated to the flat-slab configuration, is also observed in the exhumational history of the Penderisco Fm. and the Buritica Tonalite, which experienced a pulse of rapid exhumation starting at ca. 4 Ma. Conclusions The integration of the results obtained from a multi-technical analysis including sedimentary provenance and low-temperature thermochronology, allows documenting the erosional/exhumational record of major tectonic epi-

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sodes responsible for the growing of the northern Andes of Colombia. The Eocene – Oligocene magmatic and sedimentary rocks of the oceanic Panama Arc collided with the SouthAmerican continental margin before the Tortonian, as suggested by the presence of middle Miocene strata overlying the suture zone with provenance from both domains, which are intruded by ca. 12 Ma gabbroicmonzodioritic rocks akin to an arcrelated setting. Moderate-rapid exhumation of rocks included on both the continental paleomargin and the island arc during the middle Miocene evidences the collision-related tectonic instability. The formation of a continental magmatic arc after the Panama Arc docking to South America is the consequence of the installation of a renewed subduction zone that marks the transition from collisional to subduction-related tectonics. Coeval rapid exhumation of Late Cretaceous rocks of the Penderisco Fm. and the accumulation of thick conglomeratic strata of the Guineales Fm. during the late Miocene – Pliocene, is likely triggered by increased plate-coupling at the Nazca-South America interface due to flat-slab subduction.

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Acknowledgements The ACGGP-Ares Corrigan Fund and the Fundación para la Promoción de la Investigación y la Tecnología (FPIT, project 3.809) supported this research project. The Brazilian agency CAPES provided the MSc. scholarship to S. León.

FAPESP provided the young researcher scholarship (2013/03265-5) to M. Parra, with whom I am especially grateful for the opportunity to access his thermochronology lab and his advising during the realization of my MSc. Agustin Cardona is deeply acknowledged for the permanent co-advising and support through the realization of this research project. Fruitful discussions with Sebastián Echeverri, Juan S. Jaramillo, Gaspar Monsalve, Camilo Montes and Andrés Pardo are appreciated. A detailed presentation of the results and methods employed during the realization of this work can be found in León et al (2018).

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Offshore

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Turbiditas y el ambiente marino de aguas profundas: Ejemplos del offshore del caribe colombiano

Juan Carlos Llinás V. PhD, Gerencia Caribe Offshore, Vicepresidencia de Exploración, Ecopetrol SA

Introducción

A

pesar de que ya hacia finales de los años 30s se hablaba de corrientes turbidíticas o de turbidez (Daly, 1936, Johnson, 1938) y de que, en 1957, Kuenen acuña el término Turbidita, solo en las últimas 4 décadas estos vocablos se volvieron de uso común en el léxico de los geólogos de exploración, a partir del inicio de la búsqueda de hidrocarburos en aguas profundas. La razón de su popularidad es que constituyen el reservorio y, en muchas ocasiones, la roca fuente del sistema petrolífero en ambientes profundos.

El objetivo de este artículo es hacer una introducción a las turbiditas, enmarcándolas como uno de los elementos del sistema depositacional de aguas profundas.

Adicionalmente, se presenta una reseña de la presencia de este tipo de depósitos en el offshore de Colombia.

Definición Una turbidita es un depósito gravitacional subacuático acumulado por corrientes de turbidez, las cuales transportan el sedimento en suspensión desde la plataforma hasta las partes bajas del talud y el fondo de cuenca. El sedimento en suspensión hace que estos flujos tengan mayor densidad (flujos hiperpícnicos) que la masa de agua circundante, lo que ocasiona que éstos se hundan (en inglés este fenómeno se conoce como plunging) y viajen muy cerca de la superficie del fondo marino (Figura 1A). Los sedimentos en su mayoría provienen de ambientes fluviales y marinos someros que son transportados al quiebre de plataforma

Figura 1. Flujo turbidítico. (A) La pluma viaja por efecto de la gravedad hasta el fondo de la cuenca. Su mayor densidad con respecto al agua circundante hace que el flujo viaje cerca a la interface agua – sedimento. (B) El flujo al perder energía hace que las partículas más grandes se precipiten primero seguido por las más pequeñas resultando en un depósito gradado (Modificado de http://www.cliffshade.com/ colorado/rocks.htm#clastic_sizes).

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por deltas y canales distributarios aislados y que luego, por acción de la gravedad, viajan a través de canales y cañones a lo largo del talud hasta las partes bajas del mismo y el fondo de cuenca donde terminan acumulándose. Es este proceso el que permite explicar la presencia de significativos cuerpos arenosos en las zonas más distales y profundas de la cuenca donde la energía del medio es muy baja.

Cabe resaltar que otros eventos también pueden precipitar la acumulación de turbiditas en los fondos marinos como lo son huracanes, sismos, tsunamis, además de desestabilización y colapso de bordes de plataforma como resultado de los procesos mencionados o por el simple efecto del peso de los sedimentos.

La importancia de los flujos turbidíticos no solo radica en que transportan arena a sitios donde de otra manera no podría acumularse, si no que debido a que los granos viajan en suspensión dentro del flujo, se produce una separación de estos de acuerdo a su tamaño (los más gruesos y pesados viajan más cerca al fondo y los más pequeños y livianos en las partes altas del flujo) mejorando la selección y por ende las propiedades de los depósitos en términos de calidad de reservorio (Figura 1B). Es este fenómeno el que explica el carácter grano-decreciente de un pulso turbidítico ilustrado en la famosa secuencia de Bouma (Figura 2).

Elementos Depositacionales de Aguas Profundas Las turbiditas son el objetivo de los geólogos exploradores de aguas profundas. Sin embargo, éstas son solo una parte de este complejo ambiente depositacional en donde coexisten una importante variedad de procesos sedimentológicos que a su vez derivan en diversos tipos de depósitos (Figura 3).

Figura 2. Secuencia de Bouma.

Figura 3. Bloque-diagrama que ilustra la diversidad de eventos y cuerpos sedimentarios propios del ambiente de aguas profundas (Modificado de Shanmugan, 2003).

A partir de los años 80s se empiezan a hacer intentos por enmarcar todos estos cuerpos sedimentarios dentro de una clasificación de elementos depositacionales de aguas profundas. Es así como se han propuestos clasificaciones simples que incluyen solo tres elementos hasta otras más complejas de hasta 8 elementos. A continuación, se presentan ejemplos de algunas de las clasificaciones que se encuentran en la literatura; los términos se presentan en inglés para evitar la posibilidad de distorsiones por efecto de la traducción de éstos el español: • Muttti and Normark (1991): (1) channels, (2) overbank, (3) lobes (sheets), (4) channel-lobe transition, and (5) erosional features.

• Chapin et al. (1994): (1) sheets (layered and amalgamated), (2) channels (single and multistory), and (3) thin beds comprising levees.

• Richards et al. (1998): (1) wedges, (2) channels (including chutes, and braided and leveed channels), (3) lobes, (4) sheets, and (5) slides.

• Galloway (1998): (1) turbidite channel fills, (2) turbidite lobes, (3) sheet

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Offshore

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turbidites, (4) slide, slump, and debris-flow sheets, lobes, and tongues, (5) fine grained turbidite fills and sheets, (6) contourite drifts, and (7) hemipelagic drapes and fills.

• Posamentier and Kolla (2003): (1) turbidity-flow leveed channels, (2) channel overbank, sediment waves and levees, (3) frontal splays or distributary channel complexes, (4) crevasse-splay complexes, and (5) debrisflow channels, lobes, and sheets.

• Weimer and Slatt (2007): (1) channel, (2) condensed section (3) depositional lobe (4) mass transport deposit (5) overbank, (6) sheet sands, (7) slide, (8) thin bed (levee, inter-channel and outer fan deposits).

En este artículo se propone una clasificación de cinco elementos depositacionales que incluye elementos comunes en todas las clasificaciones arriba descritas pero que además son normalmente identificables en los datos sísmicos: (1) canales, (channels), (2) lóbulos turbidíticos (turbiditic lobes), (3) complejos de transporte en masa (mass transport complex) conocidos en la literatura como MTC por sus siglas en inglés, (4) depósitos de desborde (overbank deposits), y (5) depósitos hemipelágicos (hemipelagic deposits). A continuación, se hace una breve reseña de cada uno de estos elementos:

Figura 4. Canales submarinos. (A) Estilos de agradación de canales. (B) Línea sísmica del offshore del Caribe colombiano ilustrando los estilos de agradación. Nótese la concentración de los canales en lo que se interpreta como un valle o cañón (horizonte rojo). (C) Vista de planta del cubo sísmico en donde las amplitudes fuertes delinean el trazo de los canales

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• Canales: Es una de las principales geoformas en que se presentan sedimentos turbidíticos.

Los canales pueden ser predominantemente erosivos cuando el ambiente es de alta energía como lo es la parte alta del talud en donde suelen concentrarse en cañones profundos (Figura 4). Cuando los canales tienen un alto componente erosivo los rellenos arenosos no son frecuentes ya que estos suelen ser zonas de bypass de sedimento. Estos canales generalmente se rellenan de sedimento principalmente fino una vez éstos dejan de ser activos. Alternativamente, los canales pueden ser depositacionales cuando se tiene una relación alta de carga sedimentaria versus energía del medio como ocurre en el pie de talud y fondo de cuenca. Al disminuir el gradiente en estas zonas, la energía disminuye y el sedimento se acumula donde hay acomodación disponible, empezando por los granos más grandes y pesados. Los rellenos arenosos de los canales constituyen reservorios confinados ya que se encuentran restringidos al canal. En los ambientes con alta carga de sedimento y/o bajo gradiente, la pluma de flujo turbidítico suele desbordar el canal formando diques (levees) en los márgenes de éste, constituyendo los complejos conocidos en la literatura como levee-channel complex. Estos canales tienen una geometría muy característica reconocible fácilmente en las imágenes sísmicas en los casos en que la compactación por sobrecarga no la haya destruido (Figura 5).

• Lóbulos arenosos: Constituyen los reservorios más atractivos debido a su buena continuidad lateral puesto que se depositan como splays frontales al final de los sistemas de canales cuando estos por efecto de la

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ausencia de pendiente pierden su capacidad de transporte y depositan toda su carga. El espesor de los lóbulos es mayor en su parte central donde presentan la mayor proporción de arena y capas más gruesas. Este espesor disminuye gradualmente hacia sus márgenes laterales y frontales. En general, la relación arena-lodo y el espesor de capas también disminuye hacia los márgenes del lóbulo (lobe fringes) (Figura 6). En consecuencia, los lóbulos pueden identificarse en la sísmica como formas monticulares (mounded) con terminaciones en forma de cuña en dos direcciones (Figura 7). El grado de confinamiento y la geometría en vista de planta de los lóbulos están controlados por la topografía sobre la cual se depositan. En general los lóbulos acumulados en pequeñas cuencas intra-talud están restringidos a los límites de la misma por lo que la disposición de los lóbulos tiende a presentar un apilamiento vertical (vertical stacking). En contraste, los lóbulos turbidíticos localizados en el fondo de cuenca, donde el confinamiento normalmente es bajo, se acumulan hacia los márgenes de los lóbulos subyacentes donde hay más acomodación. Este tipo de apilamiento se conoce en inglés como compensational stacking.

• Complejos de transporte en masa: Este es un término que engloba todos los depósitos generados por flujos gravitacionales excepto los de origen turbidítico. De esta manera dentro de los depósitos en masa se incluyen deslizamientos (slides) que son grandes bloques deslizados

Figura 5. Canales con diques. (A) Bloque-diagrama ilustrando el canal y los diques a lado y lado del mismo y la agradación casi vertical del sistema. Se muestra también un crevasse splay al romperse un dique por efecto de la energía del flujo (Modificado de Roberts y Compani, 1996). (B) Perfil sísmico del Abanico del Magdalena donde se observa un levee-channel actual. Nótese la gradación vertical del canal y la geometría clásica de los diques o levees.

Figura 6. Lóbulo turbidítico. (A) Sub-ambientes del lóbulo (Modificado de Prelat et. al, 2009). (B) Secuencia característica para cada sub-ambiente donde se observa la disminución gradual en el grosor de las capas y en el net to gross de arena a medida que se pasa del eje del lóbulo hacia sus terminaciones (Modificado de Spychala et. al, 2015). (C) Bloque diagrama y perfiles litológicos de un lóbulo donde se observa su acuñamiento lateral y la menor relación arena/lodo hacia sus márgenes (lobe fringe) (Modificado de Spychala et al., 2017).

Figura 7. Perfil sísmico del talud continental de Brunei mostrando un lóbulo con terminaciones en forma de cuña en ambas direcciones y un mayor espesor en el eje del lóbulo. Nótese la presencia de un canal que está atravesando el lóbulo (Modificado de Demyttenaere et al., 2000).

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pendiente abajo sin deformación interna, derrumbes (slumps) o bloques deformados internamente y parcialmente disgregados, y flujos de detritos (debris flows) en los cuales, como su nombre lo dice, el grado de disgregación es alto conformándose un flujo de tipo laminar en el que son transportados clastos de diverso tamaño embebidos en una matriz generalmente lodosa. En consecuencia, estos depósitos constituyen sellos por excelencia dentro del sistema petrolífero de aguas profundas.

Es importante resaltar que los deslizamientos pueden evolucionar con el transporte a derrumbes, flujos de detritos e inclusive turbiditas a medida que el grado de disgregación aumenta y por ende la concentración de sedimento en el flujo va disminuyendo con la distancia a partir del punto de origen (Figura 8). Por su carácter desorganizado y mal seleccionado estos sedimentos se identifican en perfiles sísmicos por facies caóticas y convulsionadas de baja amplitud con evidentes superficies erosivas a la base (Figura 9).

Figura 8. Complejos de transporte en masa. El grafico ilustra todos los tipos de transporte en masa y su potencial conversión a un flujo turbidítico con la distancia de transporte y la continua disminución en la concentración de sedimento (Modificado de http://g-shanmugan.blogspot.com).

Figura 9. Perfil sísmico en la Cuenca del Sinú Offshore que ilustra las características de un complejo de transporte en masa o MTC. Se observa una base fuertemente erosiva (horizonte rosado) y los reflectores caóticos y discontinuos que caracterizan sísmicamente estos cuerpos sedimentarios.

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• Depósitos de desborde: Están formados por sedimentos que escapan de los canales y se acumulan en sus márgenes. Entre estos están los ya mencionados diques (levees) que se forman a lado y lado del canal cuando la pluma turbidítica rebasa las paredes del mismo. El material que se deposita en estos diques es de arenas finas y lodos ya que como se explicó anteriormente son las partículas más livianas que viajan en las partes altas del flujo (Figura 5). Estos diques se caracterizan por secuencias de capas medias y delgadas hasta láminas. Dentro de los depósitos de desborde están también los crevasse splays que se presentan en el borde externo de las curvas de canales sinuosos cuando la energía de la corriente rompe el dique permitiendo que parte del material que viaja por el canal se escape y deposite como un pequeño abanico formando una secuencia gradada. En general tanto los levees como los crevasse splays pueden constituir reservorios, aunque no suelen ser objetivos principales por su limitada extensión lateral. Sin embargo, importantes campos de hidrocarburos en el mundo se encuentran en sistemas de channel-levee complex donde los levees o diques son reservorios de primer orden como en el caso de Tahoe Field en el Golfo de México (Figura 10).

• Shales hemipelágicos: Conformados por la sedimentación vertical de partículas finas, que se precipitan al fondo marino a través de la columna de agua por efecto de gravedad y en ausencia de energía del medio. Son entonces depósitos muy extensos que se observan en la sísmica como reflectores plano-paralelos muy continuos lateralmente y en general de baja amplitud. Es en estos depósitos donde se encuentran las máximas superficies

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de inundación que son pilares para la interpretación crono-estratigráfica de una cuenca. En términos del sistema petrolífero se consideran rocas generadoras y sellos de excelente calidad.

Adicionalmente a estos elementos depositacionales hay que hacer referencia a las contornitas (contourites), un tipo de depósito del que aún falta mucho por aprender, pero del que se ha empezado a dimensionar su importancia en el ambiente de aguas profundas. Estas acumulaciones son el resultado de procesos de retrabajamiento de turbiditas y otros sedimentos marinos profundos por efecto de corrientes de fondo marino que viajan paralelas a los contornos (de ahí su nombre) de la parte baja del talud continental, alineando los sedimentos en esa dirección preferencial.

Figura 10. Reservorio de levees en Campo Tahoe, Golfo de México. (A) Registros de pozo y fotografía de núcleo convencional mostrando el carácter laminado propio de este tipo de depósitos. (B) Mapa de extracción de amplitudes del campo donde se identifica el trazado del canal y la distribución de las arenas almacenadores a lado y lado del canal representadas por los colores cálidos (Modificado de Kendrick, 2000).

Figura 11. El ambiente de aguas profundas durante un ciclo completo del nivel base.

Nótese como el grueso de las acumulaciones turbidíticas en las partes profundas de la cuenca ocurren cuando el nivel base está en su parte baja (Figuras extractadas y modificadas de Catuneanu, 2013).

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Las geometrías y dimensiones de estas acumulaciones pueden ser muy variadas y resulta difícil enmarcarlas dentro de un elemento depositacional de los ya mencionados, por lo que tal vez debiera considerársele como un elemento depositacional aparte. Para tener una visión del conocimiento actual que se tiene de las contornitas se recomienda el paper de Rebesco et al., 2014.

Turbiditas en el Offshore del Caribe Colombiano Acumulaciones turbidíticas pueden ocurrir en cualquier momento del ciclo del nivel base ya que estos pueden ser generados por eventos casuales en el tiempo como puede ser un terremoto, un huracán, una erupción volcánica o la creciente de un río de gran caudal. Sin embargo, como lo han descrito muchos autores, las grandes concentraciones de depósitos turbidíticos ocurren durante periodos cuando el ciclo del nivel base se encuentra en su parte más baja ya que la plataforma queda en gran medida sub-aereamente expuesta y erodada por el avance de los sistemas fluviales, los cuales liberan su carga en deltas muy cercanos al quiebre de plataforma (shelf edge deltas) o inclusive directamente al talud, lo que aumenta de forma significativa el aporte de terrígenos, especialmente arena, a las partes profundas de la cuenca (Figura 11).

Figura 12. Fisiografía del fondo marino actual en el offshore del Sinú desde Barranquilla hasta Urabá. Se observa el dominio del Fan del Magdalena al norte (izquierda) y al sur el Cinturón Plegado del Sinú Offshore. Más al sur el cinturón se entierra suavizando la topografía (derecha). La imagen muestra la localización de las Figuras 13 y 14).

Figura 13. Perfil sísmico del Fan del Magdalena (ver Figura 12 para ubicación). Se observa como la gran cantidad de material que aporta el río ha construido un channel-levee complex con un fuerte componente vertical y progradacional.

En la imagen interpretada se resaltan los canales (amarillo), los diques (crema) y las fallas de gravedad (rojo) como resultado de la inestabilidad causada por la rápida acumulación de sedimento en una superficie inclinada.

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En el Caribe Colombiano, el inicio de la tectónica Andina hacia la parte alta del Mioceno Tardío genera el levantamiento de varias serranías asociadas al Cinturón Plegado del Sinú, lo que resulta en el descenso relativo del nivel base y en grandes áreas expuestas a la erosión que aportan abundante material terrígeno a corrientes gravitacionales de tipo turbidítico. Alternativamente el inicio de la actividad del Abanico del Magdalena que comienza a descargar grandes volúmenes de material al Caribe colombiano en el Mioceno Tardío a Plioceno Temprano incentiva la acumulación de depósitos turbidíticos en el talud y fondo de cuenca. Estos mismos procesos se evidencian hoy en día al estudiar imágenes del fondo marino actual (Figura 12) en donde se observa la acción de estos flujos gravitacionales, incluidos los turbidíticos, generados y controlados en gran medida por la fisiografía del fondo marino.

En el área de influencia del Abanico del Magdalena se observa el desarrollo de un espectacular sistema progradacional de canales con diques (levee-channel complex) que llegan hasta el fondo de la cuenca (Figura 13). La gran cantidad de sedimento que es transportado sobrepasa la capacidad de los canales haciendo que parte de la carga se desborde y construya grandes diques en los interfluvios. Los abanicos al final de estos canales deben estar depositándose en las partes más distales de la cuenca.

Más al sur, el relieve del fondo marino está claramente moldeado por la intensa actividad tectónica del área que a su vez condiciona la ubicación y geometría de las turbiditas y depósitos de transporte en masa (Figura 14). En las partes altas y medias del talud donde el gradiente es alto, la erosión lleva a la formación de profundos cañones por donde viajan preferencialmente los flujos (Figura 14).

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Los pliegues del Cinturón Plegado de Sinú Offshore forman pequeñas cuencas intra-talud donde se acumulan depósitos gravitacionales tanto turbidíticos como en masa (Figura 15). Estos últimos comúnmente están asociados a pliegues y fallas que generan escarpes pronunciados los cuales eventualmente colapsan y generan deslizamientos y derrumbes que se acumulan pendiente abajo (Figuras 14 y 15).

Con base en lo descrito y en el entendimiento de la historia geológica de la Cuenca del Sinú Offshore, hacia finales de los 70s y principios de los 80s, se perforaron algunos pozos en aguas someras que, aunque no fueron descubridores, si comprobaron la presencia de arenas turbidíticas viajando a través de canales hacia partes profundas de la cuenca a partir del Mioceno Tardío- Plioceno Temprano (Figura 16). Posteriormente, pozos perforados en aguas profundas en los últimos 3 años, no solamente confirmaron la predicción de depósitos con propiedades de reservorio a distancias considerables de la línea de costa, sino también la presencia de acumulaciones importantes de hidrocarburos. Este es el caso

Figura 14. Detalle del fondo marino en la parte del cinturón plegado (ver Figura 12 para ubicación). La imagen muestra el control que tiene el relieve generado por los pliegues en la distribución de los flujos gravitacionales. Se observa la acumulación coetánea de MTCs y sedimentos turbidíticos en pequeñas cuencas intra-talud y en la llanura abisal. En rojo se interpretan estructuras erosivas como cañones por donde se focalizan los flujos de turbiditas y las coronas de donde se originan los flujos detríticos normalmente localizadas en pendientes muy fuertes y alrededor de zonas de falla. Se muestra la localización del perfil sísmico de la Figura 15.

del pozo Calasú-1 y los descubridores Kronos-1, Purple Angel-1 y Gorgon-1.

Los reservorios en los pozos descubridores están conformados en general por litoarenitas feldespáticas a arcosas líticas, de grano fino a muy fino, dispuestas en capas en su mayoría medias a muy delgadas intercaladas con capas de lodolitas (Figura 17).

La interpretación de información sísmica 3D en el Sinú Offshore ha permitido identificar la presencia de turbiditas en la secuencia Plio-Pleistocena (Figura 18) constituyendo los reservorios de las oportunidades exploratorias que Ecopetrol y otras compañías tienen como objetivo para madurar en los próximos años.

Figura 15. Perfil sísmico del talud a lo largo de la cuña de deformación (ver Figura 14 para ubicación). Se observa la intercalación de depósitos detríticos y turbidíticos acumulados en cuencas intra-talud. También se muestra un gran bloque derrumbado con rotación y deformación interna en la parte alta de talud.

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Figura 16. Secuencia del Plio-Pleistoceno en pozos perforados hace algunas décadas en aguas someras de la Cuenca del Sinú Offshore. Se observa en general una secuencia predominantemente lodosa, pero con ocasionales cuerpos arenosos que corresponden a canales y pequeñas acumulaciones intra-talud que evidencian el transporte de material terrígeno desde zonas continentales hasta el pie de talud y fondo de cuenca.

Figura 17. Fotografía de una parte del núcleo convencional tomado en uno de los pozos perforados recientemente en aguas profundas de la Cuenca del Sinú Offshore. Se trata de un pulso turbidítico de 16cms de espesor que grada de arena fina a muy fina. Hacia la base se observa laminación plano-paralela (división Tb de Bouma) y hacia la tope estratificación convoluta (Tc).

Figura 18. Mapa de extracción de amplitudes RMS en un área del Sinú offshore donde se interpreta la presencia de canales y lóbulos dentro de la secuencia Plio-Pleistocena.

Agradecimientos Un agradecimiento muy especial a Ecopetrol y Anadarko por permitirme publicar algunas de las imágenes que se presentan en este artículo. También quiero agradecer a la junta directiva de la ACGGP por la invitación a publicar en su prestigiosa revista.

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