GEO Petróleo 13

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ACGGP / Publicación No.13 / Noviembre de 2011

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Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Modelamiento geofísico de alta resolución: métodos sísmicos, potenciales y radar de penetración terrestre

Conferencias Técnicas Julio - Octubre Buenas Noticias del XIV Congreso Latinoamericano de Geología y XIII Congreso Colombiano de Geología

jUNTA DIRECTIVA ACGGP 2011 Presidenta Yohaney Lucía Gómez Galarza Pacific Rubiales Energy Vicepresidente Técnico Martín Mantilla HOCOL

Diseño y producción

ideko ltda.

Calle 85 No. 22 - 73 PBX: 482 95 95 diagramación Laura Torres fotografía Foto del Nevado del Ruiz desde la población de La Mesa, Cundinamarca.

Tomada por el Geólogo Eduardo López.

Bigstockphotos ACGGP corrección de estilo Enrique Castañeda R. Impresión Intergráficas S.A.

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo Calle 72 No. 5 - 83 oficina 902 Tels. 2558777 / 2558966 Fax. 3454361 acggp@acggp.org

EVENTOS

Directora Administrativa Cristina Martínez acggp@acggp.org

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Conferencias técnicas

SUCESOS

Editor Eduardo López R. editor@acggp.org ECOPETROL S.A.

Actividades del geólogo visitante

NOTICIAS

Secretaria Katerín Rico PERENCO COLOMBIA LTDA

Modelamiento geofísico de alta resolución

Nuevo hallazgo de hidrocarburos

PULSO

Tesorero Rafael Alberto Guatame A. CHEVRON

PORTADA

Vicepresidente Administrativo Darío Cortina Petroseismic Services S.A.

Gas Shale en Suramérica

EDITORIAL

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La actividad no cesa

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a actividad exploratoria y académica del gremio geológico petrolero durante lo corrido del segundo semestre de este año ha sido muy intensa. Es normal, pues gran parte de los recursos financieros se desembolsan principalmente desde mediados del primer semestre y su ejecución y entrega se desarrollan al semestre siguiente. Desde el punto de vista exploratorio es de resaltar la intensa actividad de perforación en áreas como Caño Sur, Valle Inferior del Magdalena y Valle Medio del Magdalena. Adicionalmente, en las áreas offshore capitaneadas por ECOPETROL, empresas indias han adquirido sísmica 3D en el Pacífico Colombiano, mientras compañías norteamericanas, españolas e indias se aprestan a adquirir nueva sísmica 3D en el Caribe. Se espera con este nuevo cúmulo de datos estar perforando el Caribe en zonas de aguas intermedias a profundas durante el 2012 y el Pacífico Colombiano a mediados del 2013. Desde la ACGGP, esperamos que estas actividades arrojen los resultados positivos que requiere el gremio explorador y el país.

Desde el punto de vista académico, Colombia fue sede del XIV Congreso Latinoamericano de Geología, realizado en Medellín desde el 29 de agosto hasta el 2 de septiembre. Se suma a él el evento de la SEG en San Antonio (Tx) y el ICE 2011 organizado por la AAPG en Milán (Italia) durante el mes de octubre. Estos eventos han permitido a la ACGGP promover su evento estrella, el Simposio de Exploración de Cuencas Subandinas, que realizará su decimoprimera versión en la ciudad de Cartagena entre el 29 de julio y el 2 de agosto de 2010. Sin embargo, la dinámica de la ACGGP no termina en este evento, el cual esperamos sea el abrebocas al ICE del 2013, que tendrá por escenario la misma ciudad de Cartagena. Esperamos poder transmitir durante este evento, las buenas nuevas de grandes descubrimientos en subsuelo Colombiano a la comunidad internacional.

Seguimos adelante como asociación, construyendo no solo para el futuro inmediato, sino para el mediano y largo plazo de nuestra sociedad. Gracias por el apoyo que hemos recibido de ustedes, pero sabemos que necesitaremos mucho más de él, pues las metas son cada vez mayores.

Eduardo López Ramos Editor ACGGP 2011 - 2012

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PORTADA

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Modelamiento geofísico de alta resolución: métodos sísmicos, potenciales y radar de penetración terrestre Figura 1 Localización del área de estudio, Embalse del Neusa en cercanías a Bogotá (derecha) y aspecto de los afloramientos en los cuales se realizó la adquisición de perfiles geofísicos (inferior izquierda).

Durante los últimos 20 años, ha evolucionado la adquisición de imágenes del subsuelo enfocadas a la caracterización geológica y de imágenes bidimensionales en afloramientos.

Por: Prof. Dr. Luis Antonio Castillo López1 y (c) M.Sc. Gonzalo Pedraza2 1 Universidad Nacional de Colombia, Grupo de Sismoestratigrafía, mail:lacastillol@unal. edu.co, página web: www.sismoestratigrafia.com 2 Estudiante de maestría ciencias Geofísica, mail: gepedrazag@unal.edu.co

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in embargo, son escasos los ejemplos en los cuales exista una calibración de las herramientas, especialmente para obtener una buena correlación e imagen del subsuelo. La calibración debe permitir tener un mejor conocimiento de las herramientas, equipos y de los métodos geofísicos empleados, con el fin de obtener la imagen geofísica más aproximada a la geología del subsuelo. En este sentido, los métodos geofísicos de alta resolución se ofrecen como una nueva herramienta, orientada a obtener la mejor expresión geofísica de rasgos geológicos a escala de afloramiento. En este pequeño artículo, se desean presentar algunos de los resultados obtenidos en el área del embalse del Neusa, en donde en afloramientos seleccionados se desarrollaron actividades de adquisición de perfiles geofísicos de alta resolución.

Los métodos geofísicos de alta resolución, especialmente métodos sísmicos, de potencial y GPR representan técnicas útiles en la investigación y entendimiento de depósitos recientes o capas de baja velocidad (Baker, 1999). Métodos Geofísicos de Alta Resolución permiten evaluar el subsuelo en áreas cercanas a la superficie (Ziolkowski, & Lerwil, 1979) y con ello establecer una imagen de los estratos más superficiales (Castillo et al., 2010). Los rasgos superficiales están caracterizados por la presencia de efectos topográficos, capa meteorizada, variaciones de velocidades, irregularidades, entre otras características (Gonzales et al., 2003). La Universidad Nacional a través del grupo de sismoestratigrafía – departamento de Geociencias Bogotá, ha venido realizando trabajos en investigación, caracterizando los eventos más superficiales.

Una de las áreas de investigación ha sido el sector sur oriental del embalse del Neusa (Cundinamarca), en el flanco Este del Anticlinal de Tausa, donde se reportan las formaciones Conejo (K2C)

y Lidita Superior (K2L), con una extensión de aproximadamente 600 m² de afloramiento (Fig. 7). Sin embargo a escala de afloramiento, se observa que por sectores estas unidades sedimentarias cretácicas, son cubiertas de forma discordante por sedimentos del Cuaternario.

Buscando la extensión en el subsuelo y la geometría de los estratos del Cretácico y del Cuaternario, en esta área se aplicaron métodos geofísicos de campo como: Prospección Sísmica (Reflexión, Refracción), Potenciales (Gravimetría y magnetometría), GPR y Sonar (Castillo et al., 2010). Los perfiles geofísicos obtenidos (líneas sísmicas, gravimetría y GPR), lograron calibrarse geológicamente dada la buena extensión de los afloramientos y los contrastes litológicos observados (sedimentos Cuaternarios discordantemente sobre sedimentos Cretácicos).

Los perfiles geofísicos se registraron a nivel de un afloramiento de aproximadamente 150 m de largo, sobre una superficie de 50m. Las características de los depósitos recientes en el área de estudio permiten reconocer las geometrías de los estratos y la delimitación de cuerpos en el subsuelo.

La utilización de diferentes métodos en la misma área se enfocó a correlacionar las diferentes imágenes por cada método (Fig. 2), esto mediante el diseño de la adquisición con parámetros que puedan ser correlacionables.

Como se mencionó anteriormente, la cartografía geológica de la zona de estudio no era suficiente para generar un modelo geológico en profundidad, pero mediante el estudio estratigráfico del afloramiento seleccionado y la adquisición de perfiles geofísicos se pudo obtener la geometría del límite entre las rocas del Cuaternario y el Cretácico (Figs. 1 y 2). Una gran ventaja de los métodos geofísicos de superficie es que no son invasivos, con poca influencia ambiental y muestran la información del subsuelo con buena calidad e imagen. Cada método geofísico responde a las propiedades del subsuelo, ofreciendo una imagen que depende de las variaciones de la magnitud física medida.

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Bibliografia

Figura 2 Superficies representativas en afloramiento (imagen inferior izquierda) y su expresión en los perfiles geofísicos obtenidos por sísmica de refracción, reflexión y GPR (imágenes en el centro y superior derecha). La línea amarilla representa tanto en la foto de afloramiento como en los perfiles geofísicos, el contacto discordante entre sedimentos del Cuaternario y rocas del Cretácico.

Lateralmente esta superficie parece tener expresión en otros cortes de afloramientos y perfiles geofísicos (esquina inferior derecha).

Baker, G., 1999. Processing Near-Surface Seismic-Reflection Data: A primer. Course notes series. Society Exploration Geophysicists. Buffalo University, New York. 77p.

Castillo, L.L., Pacheco, M., Gonzales, J., y Pedraza, G. 2010. Geofísica Superficial en Depósitos recientes –Casos: Usme-Neusa-Faca Colombia

Figura 3 Correlación imágenes de la Refracción Sísmica (Izquierda) y de GPR (Derecha). Nótese en la imagen de Refracción Sísmica, el paso de bajas velocidades de sedimentos del Cuaternario compuesto por capas subhorizontales (~0.7 Km/s), a velocidades mayores correspondientes a rocas consolidadas del Cretácico compuesto por capas buzantes (~1.3 km/s). A la derecha, la imagen de GPR permite ver el contacto discordante entre sedimentos del Cuaternario y Cretácico (línea amarilla).

Todo lo anterior conlleva a modelos geológicos del subsuelo con mayor control sin la necesidad de métodos que impliquen perforación (Gruber & Rieger, 2003).

Las características del afloramiento seleccionado tales como su longitud, alto y contrastes litológicos (Fig. 2), fueron favorables para controlar los resultados obtenidos en los diferentes perfiles geofísicos. Esto no quiere decir que se haya enfocado el resultado de la adquisición y procesamiento de la información geofísica para obtener una imagen exacta del afloramiento, o se incluyera información del afloramiento en los algoritmos de procesamiento con ese fin (Olana-Allué et al., 2010). El objetivo central era diseñar dispositivos geofísicos que permitieran observar contrastes litológicos a escala de afloramiento. Por ejemplo, a partir de los datos de refracción se hizo posible generar un modelo de subsuelo mediante una tomografía utilizando los primeros arribos, la cual es comparada con los resultados de la imagen de GPR. De esta comparación uno de los primeros elementos definidos fue el contacto entre los sedimentos del Cuaternario y rocas sedimentarias del Cretácico superior (Fig. 3). El contacto es fuertemente irregular, presentando incluso contraste gravimétrico que permite seguirlo lateralmente (Fig. 4), en perfiles de sísmica de reflexión (Fig. 5) y en otros perfiles de sísmica de refracción.

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Gonzáles, G., Boyce, J. & Koseoglu, B., 2003.

Sísmica de Reflexión de alta Resolución del Cuaternario de áreas de pie de monte. Revista de la Asociación Geológica Argentina, 58(1): 78-84.

Gruber, W., & Rieger, R., 2003. High Resolution seismic reflection - constratints and pitfalls in groundwater exploration. RMZ - Materials and Geoenvironment, Vol. 50, No.1, pp. 133-136.

Olana-Allué, J., Pulgar, J., Fernandez-Viejo, G., Gonzalez, J. 2010. Geotechnical site characterization of a flood plain by refraction microtremor and seismic refraction methods Pugin, A. and Pullan, S. 2000. First-Arrival Alignment Static Corrections Applied to Shallow Seismic Reflection Data. V.5, Issue 1. pp. 7-15.

La integración de los diferentes perfiles geofísicos obtenidos en el área, permitieron definir la geometría de la discordancia en el subsuelo, así como de algunos horizontes dentro de la secuencia Cretácica (Fig. 6). El modelo 3D obtenido, permite visualizar la extensión lateral y la profundidad de los cuerpos y geometrías presentes. Podemos considerar en conclusión, que la integración de estudios geológicos y geofísicos requiere de una calibración y correlación, por lo que el diseño para la adquisición de datos a correlacionar debe ser bien evaluado.

Esta etapa facilitará los diferentes el análisis y el manejo de la información durante: Diseño, adquisición, procesamiento, interpretación y modelamiento.

Además permite correlacionar métodos diferentes, por ejemplo métodos potenciales tal como las imágenes de gravimetría con imágenes sísmicas y GPR.

Agradecimientos Agradecimientos a todos los estudiantes de Geofísica de campo I-2011 (Maestría en Geofísica-Universidad Nacional de Colombia, Bogotá) quienes participaron en la adquisición de la información, a la corporación Autónoma regional de Cundinamarca, especialmente al ingeniero Angelino Tovar, todos ellos que colaboraron en este ejercicio de campo.

Ziolkowski, A., & Lerwill, W. E., 1979. A Simple Approach to High Resolution Seismic profiling for Coal. Geophysical prospecting. Vol.27(2): 360-392.

Figura 4 Correlación del perfil geofísico obtenido por GPR (abajo) y el mapa gravimétrico producto de la adquisición de datos en el área (arriba). La superficie gravimétrica corresponde a la superficie discordante de contacto entre el Cuaternario y el Cretácico (línea amarilla).

Figura 5 Sección sísmica (izquierda) correlacionada con el afloramiento (derecha), haciendo el seguimiento de los reflectores en el afloramiento.

Figura 6 Modelo preliminar 3D de distribución de 3 horizontes obtenido a partir de la calibración entre datos geológicos de afloramiento e información de perfiles geofísicos

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PORTADA

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Apatite Fission Track Analysis (afta®), thermal history reconstruction and applications to hydrocarbon exploration

The timing of hydrocarbon generation with respect to trap formation is clearly a vital element which can critically affect the prospectivity of a region.

Ian R. Duddy1 and Pedro Parra Mantilla2 Geotrack International, 37 Melville Road, Brunswick West, Victoria 3055, Australia mail@geotrack.com.au 2 GEMS S.A. (Colombia), Carrera 12 No. 9835, Of. 304, Bogotá, Colombia - pedro.parra@gemssa.com 1

Figure 1 Petroleum System concept (Magoon & Dow, 1994, AAPG Memoir 60)

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nderstanding timing issues is also important in evaluating factors controlling the destruction and preservation of oilfields.

This aspect of timing in the petroleum system often does not receive as much attention as other factors, perhaps because conventional techniques typically cannot provide a direct estimate of the timing of a thermal episode or, in some cases, of multiple events. Thermal History Reconstruction (THR) using Apatite Fission Track Analysis (AFTA) and Vitrinite Reflectance (VR) can be used to identify, quantify and characterize the major thermal episodes (related either to deeper burial, increased heat flow, hot fluid movements or igneous activity, or some combination of these processes) which have affected a sedimentary basin.

Application of THR results in a reconstructed maturation history constrained by measured data, in particular with firm definition of the timing at which hydrocarbon generation ceased. In basins where maximum maturity levels were reached sometime in the past, this vital information which plays a crucial role in determining hydrocarbon prospectivity may not be available from other methods. Using this approach, more efficient exploration is possible, by focusing on the most viable plays. Various factors are widely recognized as important aspects of hydrocarbon exploration, e.g. (Fig. 1): Source rock, Maturity, Migration, Reservoir and Trap.

One aspect that sometimes does not receive as much attention is the timing of hydrocarbon generation in relation to the time at which structures were formed, even though this is a central aspect of the concept of the “Petroleum System”. Specifically, it is essential that the timing of maximum maturity development is later than the formation of potential traps. Hydrocarbons generated before a particular set of traps were created cannot directly charge those traps. For this reason, determining the thermal history of source rock sequences, particularly the time at which a source rock reaches its maximum temperature, of vital importance in hydrocarbon exploration.

In many of the world’s major hydrocarbon provinces (e.g. North Sea, US Gulf Coast, Gippsland Basin), source rocks have reached maximum maturity and have generated hydrocarbons as a result of progressive heating due to Tertiary to recent burial. Barring any significant changes in the geothermal gradient (heat flow), reconstruction of the history of hydrocarbon generation is fairly straightforward, from the stratigraphy of the preserved section (Fig. 2). In provinces where source rocks reached maximum maturity levels (and therefore maximum paleotemperatures) at some time in the past, and have subsequently cooled, it is less straightforward to determine the timing of maximum maturity using conventional methods because either part of the sedimentary section is missing (if cooling was due to uplift and erosion) or the geothermal gradient have changed significantly through time.

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In such cases, Thermal History Reconstruction using AFTA and VR can provide unique information on the timing and magnitude of maximum paleotemperatures, and hence on the timing of hydrocarbon generation. THR relies on application of Apatite Fission Track Analysis(AFTA®) and Vitrinite Reflectance (VR) to: a) Identify the timing of dominant episodes of heating and cooling that have affected a sedimentary section; b) Quantify the paleotemperatures through the sequence; c) Characterize the mechanisms of heating and cooling.

THR relies on measured thermal history parameters to reconstruct a more complete history than can be obtained purely from the evidence of the preserved section. This provides firm constraints on basin evolution which must be honoured by any viable basin model - “constrained basin modeling”. Situations where this approach is particularly useful include: a) Sections containing multiple unconformities, particularly where older rocks are exposed at the surface or sea bed; b) Basins affected by episodes of elevated heat flow; c) Basins where movement of hot fluids has produced large-scale paleo-thermal effects. In addition, AFTA can provide unique information on maturity levels in: Pre-Devonian basins; Basins dominated by red-beds. Using AFTA, it is possible to determine: Maximum paleotemperature; Time at which cooling began from maximum Paleotemperature; The style of the cooling history (including estimates of peak paleotemperature and time of cooling during later heating episodes in which paleotemperatures were lower than the maximum). Using VR, it is possible to determine maximum paleotemperature

The kinetics of both AFTA and VR are such that measured parameters are dominated by the maximum temperature to which a sample is subjected. Therefore no information is preserved on the history prior to the time at which cooling from maximum temperature begins. It is also very important to know the limits of this tool. AFTA and VR data cannot provide information on: a) Earlier heating episodes in which paleotemperatures were less than maximum values (Fig. 3); b) Duration of heating (except when present temperatures are maximum since deposition). Any aspect of the thermal history prior to cooling from maximum paleotemperature. In particular, in a sample currently at its maximum temperature since deposition, AFTA and VR data preserve no information on possible earlier heating episodes. These considerations establish the framework within which we can reconstruct paleothermal histories (Fig. 4).

Figure 3 AFTA and VR data preserve no information on heating and cooling episodes prior to cooling from the maximum paleotemperature.

Figure 2 Reconstructing the history of hydrocarbon generation through time. It is relative straightforward, as illustrated by this example from Gippsland Basin.

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Figure 4 AFTA and VR data preserve no information on heating and cooling episodes prior to cooling from the maximum paleotemperature.

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Conferencias técnicas 28 de julio de 2011 Historia de enterramiento y levantamiento durante el Cenozoico en la cuenca sub-andina Santiago – Perú

Historia de enterramiento y levantamiento durante el Cenozoico en la cuenca sub-andina Santiago – Perú. ic-Rich Shale.

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a Cuenca Santiago se encuentra ubicada en el borde Oriental de los Andes Peruanos, entre los 3° y 5° latitud Sur, y está separada de la Cuenca Marañon, ubicada al este, por , la Cordillera Campanguiz.

En este trabajo se hizo la reconstrucción de la historia de enterramiento a través de curvas de compactación calculadas a partir del registro sónico existente en la sucesión Cenozoica, de pozos ubicados en la Cuenca y estas fueron comparadas con una curva de compactación de referencia, construida para la Cuenca de Marañon, donde no ha ocurrido levantamiento tectónico. Las dos discordancias más importantes en la cuenca Santiago datan del Eoceno y Mioceno Superior. Para la discordancia del Eoceno, la cual es clara en imágenes sísmicas, se calculó una erosión de 580 m en la zona Norte y 330 m en el Sur, indicando que debido a la presencia de estructuras formadas durante el Cretácico Tardío – Paleoceno, en el Norte hubo mayores tazas de erosión. En la parte Norte de la Cuenca Santiago, se depositaron alrededor de 3350 m de sedimentos post-Eoceno, de los cuales entre 1300 a 1600 fueron erosionados en los últimos 10 millones de años. En la zona Sur los eventos

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fueron más drásticos, ya que alrededor de 5500 m fueron depositados y 2700 m fueron erosionados.

El modelo geoquímico 1D realizado indica que la conductividad termal durante el Jurásico y Cretácico fue de 40mW/m2, disminuyendo hasta 20 mW/ m2 en el Cenozoico, debido a las altas tasas de sedimentación, lo cual es coherente con datos de AFTA y vitrinita anteriores. La mayor subsidencia sufrida en el área de Santiago durante el Cenozoico, comparada con Marañón, causó alta compactación en toda la columna sedimentaria, reduciendo la porosidad y permeabilidad de los principales reservorios.

La obtención de mediciones de cantidad de erosión y levantamiento en una cuenca, usando este método, que no requiere de adquisición de información adicional, es importante ya que los resultados son coherentes y reducen la incertidumbre en los modelos de enterramiento.

CONFERENCISTA Andrés Mesa – Geólogo – M.Sc. EMPRESA: HOCOL S.A

Coordinación de Marca e Identidad Corporativa Calle 113 No. 7 - 80, piso 13 Bogotá, Colombia www.pacificrubiales.com

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11 de agosto de 2011 Benchmarking Costs and Economic Performance in Shale Gas

En la foto el conferencista Enrique Sira recibiendo de parte de la junta directiva de la ACGGP un reconocimiento por su conferencia técnica del 11 de agosto de 2011, la cual trató sobre el tema Benchmarking Costs and Economic Performance in Shale Gas

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he shale gas revolution in North America represents a valuable source of information and experience especially for developers willing to unleash shale gas potential in other parts of the world. Benchmarking costs and economic performance for shale gas developments in North America can offer a clear perspective on what are the key value drivers for a successful and sustainable shale gas development in addition to helping point out what are the main challenges and where the main opportunities can be found in Latin America. It will also help understand what market conditions, fiscal incentives and pricing mechanisms are needed in order to create the necessary incentives for commercially sustainable shale gas developments in the countries with the best opportunities and potential in the region.

This presentation will help answer the following questions:

Conferencista: Enrique Sira, IHS CERA Senior Director EMPRESA: IHS CERA

• What legal and regulatory frameworks are best positioned to facilitate shale gas development and in which countries?

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• What are the key factors driving cost performance and to what extent can they be replicated in Latin America?

• What technologies can be easily replicated and which are company specific?

• What economic performance can be expected across the region • Which countries are best poised to exploit shale gas resources in a large scale • Are there niche opportunities and where?

• What minimum gas prices are needed to have a sustainable shale gas development in the different countries with large potential?

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25 de agosto de 2011

Procesamiento Sísmico Estructural: Un ejercicio de TLC (Tender Loving Care) Conferencista: Luis Lugo, Geofísico Senior – Arcis Corporation EMPRESA: Arcis Corporation

En la foto el conferencista Luis Lugo recibiendo de parte de la junta directiva de la ACGGP un reconocimiento por su conferencia técnica del 25 de agosto de 2011, la cual trató sobre el tema Procesamiento sísmico estructural: un ejercicio de TLC (Tender Loving Care)

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l Procesamiento en ambientes estructuralmente complejos requiere una mezcla bien equilibrada de tecnología, destreza del geofísico procesador y participación del intérprete.

Esta charla ofrecerá una visión general de la secuencia de procesamiento estructural empleada por ARCIS Corporation, con énfasis en las etapas más críticas de la misma, a saber, el cálculo de estáticas, la atenuación de ruido y Migración Pre-apilado en tiempo (PSTM), con el correspondiente análisis para la construcción del campo de velocidades. En particular, examinaremos STone™ y ICone™, dos importantes algoritmos diseñados en ARCIS para la atenuación de ruido, junto a la secuencia y herramientas interactivas asociadas. STone™ es un algoritmo de coherencia por buzamiento en tiempo y espacio diseñado para la atenuación de ruido aleatorio en diferentes dominios de datos sin apilar, como el del disparo, del receptor y de geometría ortogonal (cross-spread). Por otro lado, ICone™ es utilizado en la supresión de ruido coherente circunscrito a trayectorias lineales (cono de ruido) preseleccionadas. Igualmente, las conocidas técnicas de Generalized Linear Inversion (GLI) y Ray-bending Tomography (Tomostatics) para el cálculo de estáticas serán examinadas a través de la comparación de resultados en datos terrestres de Colombia, incluyendo sus pros y contras relativos. En general, se podría decir que GLI tiende a funcionar mejor cuando la geología superficial se asemeja a capas e interfaces bien definidas mientras que Tomostatics suele dar mejores resultados cuando esto no se cumple. Debido a que las áreas exploratorias de hidrocarburos de Colombia cubren zonas tanto con geología deformada (cabalgamientos, corrimientos) como sin deformar, se puede anticipar que ambos algoritmos son capaces de funcionar

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bien, dependiendo del origen de los datos. Por ello resaltamos que un buen entendimiento del funcionamiento de ambos algoritmos y sus limitaciones es sumamente importante para obtener la mejor solución de estáticas posible.

Finalmente, describiremos brevemente el funcionamiento de nuestros algoritmos de migración preapilado en tiempo (PSTM) junto al procedimiento y herramientas interactivas asociadas a la construcción del modelo de velocidades correspondiente. Este paso, de una importancia vital en la obtención de una buena imagen migrada, es reforzado mediante el análisis cuidadoso de geofísicos experimentados, junto al uso de poderosas herramientas interactivas de análisis y la constante participación del intérprete (Tender Loving Care). Numerosos ejemplos tanto de Colombia como de otros países serán mostrados para ilustrar la eficacia de nuestros procesos.

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6 de octubre de 2011:

13 de septiembre de 2011 Biostratigraphy Breaking Paradigms: Dating The Mirador Formation in the Llanos Basin of Colombia

Conferencista: Carlos Jaramillo, M. Rueda, G. Bayona, C. Santos, P. Florez y F. Parra.

EMPRESA: Smithsonian Tropical Research Institute

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he two major oil fields in Colombia discovered in the last fifty years are the Caño Limón and Cusiana fields. Caño Limón is located in the eastern region of the unfolded Llanos of Colombia, and Cusiana is located in the leading thrust sheet of the Llanos Foothills. Paleogene strata in both areas were part of a large foreland basin active since the latest Cretaceous. In both cases the main reservoir is a quartz arenite unit, informally called the Mirador formation, that has always been assumed to extend as a continuous Eocene sandstone layer from the Llanos Foothills into the Llanos Basin. However, recent palynological data suggested that this unit is diachronous across the Llanos and Llanos Foothills. Here, we dated 44 sections in the Llanos Basin and Llanos Foothills using a new zonation that is proposed for the region.

Biostratigraphic results constrain the age of the Mirador Formation in the Llanos Foothills as early to middle Eocene with no evidence of a biostratigraphic gap with underlying early Eocene strata.

In most of the Llanos Basin, including Caño Limón, the quartz arenite unit has an Oligocene age and rests unconformably upon Upper Cretaceous or Paleocene strata. Additionally, there are areas in the Llanos Basin where mudstone, not sandstone, is the dominant facies overlying the unconformity, suggesting that the basal sandstone in the Llanos Basin is not a laterally continuous body of rock. The absence of lower to middle Eocene quartz arenite beds in most of the Llanos Basin can be explained either by bypass or accumulation and subsequent erosion. These results imply a new paleogeography for the time of accumulation of Eocene and Oligocene reservoir units, a different model for basin evolution, and a different fluid-migration history to explain how the Caño Limón and Cusiana oil fields were filled.

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En la foto el Dr. Carlos Jaramillo recibiendo de parte de la junta directiva de la ACGGP un reconocimiento por su conferencia técnica del 13 de septiembre de 2011, la cual trató sobre el tema Biostratigraphy Breaking Paradigms: Dating The Mirador Formation in the Llanos Basin of Colombia

Estado actual y tendencias futuras de la migración en profundidad antes de apilar (PSDM)”

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a migración en profundidad antes de apilar (PSDM) ha experimentado una evolución enorme, durante los últimos 20 años. Por otro lado, a fin de tener una mejor comprensión del subsuelo es necesario disponer de imágenes sísmicas del subsuelo, en profundidad, con la definición y resolución apropiada, para reducir el riesgo geológico durante la perforación de pozos exploratorios y/o desarrollo. Lo anterior ha sido posible, principalmente, al avance de tres partes esenciales en el procesamiento de los datos sísmicos en profundidad, a saber: a) Algoritmos de migración y los flujos de trabajo para la construcción de modelos de velocidades; b) tecnología de computación de alto rendimiento; c) una sinergia efectiva entre analistas geofísicos e intérpretes-geólogos y geofísicos.

El uso generalizado de algoritmos y procesos más robustos y eficaces (como migración en profundidad de tiempo inverso RTM, anisotropía, adquisición de datos con rango de azimut amplio WAZ, inversión tomográfica, atenuación de múltiples de superficie libre en 3D) han permitido soluciones prácticas a una amplia gama de problemas de imagen del subsuelo con complejidad geológica en general y, de tectónica salina, en particular. En la práctica, el diferenciador más relevante ha sido el asombroso desarrollo e implementación de la tecnología de

computación de alto rendimiento. Asimismo, derivado en parte de la industria de los videojuegos, se dispone de un considerable poder de cómputo a precios muy razonables, en forma de multiprocesadores CPU y gráficos, los cuales se complementan con grandes cantidades de espacio en disco, y tecnologías rápidas de interconexión de hardware. Sin embargo, los mejores algoritmos de migración y las computadoras más rápidas no significarían mucho sin el ingrediente más importante: la contribución interdisciplinaria y efectiva entre intérpretes geofísicos, analistas de datos sísmicos y geólogos.

Esta presentación examina la evolución de PSDM hasta su estado actual, revisa sus fundamentos geofísicos, enmarca PSDM en el desarrollo de la computación de alto rendimiento, destaca la importancia de la interacción del recurso humano, y presenta ejemplos que ilustren el valor de la PSDM al resolver problemas de la imagen sísmica del subsuelo. En las conclusiones se analiza el pronóstico de algunas tendencias futuras para la PSDM, tales como: inversión de onda completa, tomografía basada en la ecuación de ondas, PSDM elástica y otros temas novedosos de la literatura actual. Cabe señalar que debemos ser incluyentes y revisar el esquema de cómo será el futuro cercano, en el ámbito de la tecnología de cómputo relacionada con PSDM.

En la foto el conferencista Julián Cabrera recibiendo de parte de la junta directiva de la ACGGP un reconocimiento por su conferencia técnica del 6 de octubre de 2011, la cual trató sobre el tema Estado actual y tendencias futuras de la migración en profundidad antes de apilar (PSDM) Conferencista: Julián Cabrera EMPRESA: Seistech Consulting LLC, Texas, USA.

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SUCESOS

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Actividades del geólogo visitante, esta vez curso de interpretación sísmica 3d Durante la primera semana de septiembre, el Dr. Germán Yuri Ojeda realizó el curso “Interpretación sísmica 3D” en el marco de las actividades del geólogo visitante de la ACGGP. El curso estuvo dirigido a estudiantes de geología de la Universidad Industrial de Santander, afiliados al capítulo estudiantil de la ACGGP de la facultad de Geología. Agradecemos a Germán su iniciativa y felicitamos a los estudiantes del capítulo estudiantil de la UIS por su entusiasmo.

Foto de los asistentes del capítulo estudiantil de la UIS al curso “Interpretación sísmica 3D” conducido por el Dr. Germán Yuri Ojeda en el marco de las actividades del geólogo visitante durante el mes de septiembre.

Nueva junta para la región latinoamerica de la AAPG 2011 – 2013 El pasado mes de julio, se llevó a cabo la elección de la junta directiva para la región Latinoamérica de la ACGGP, de la cual hace parte nuestra asociación. Como presidente electo para el periodo 2011 – 2013 quedó Víctor O. Ramírez, gerente de exploración nacional de ECOPETROL S.A., quien se desempeñó como presidente de nuestra asociación durante los años 2009

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- 2010. La vicepresidencia recayó en Pedro Alarcón de Petro-Tech Peruana S.A. de Perú y como secretario – tesorero Jorge Calvache de Shell Colombia. Desde la asociación les deseamos los mayores éxitos en su gestión, la cual tendrá seguramente gran impacto en las actividades que la AAPG y la ACGGP desarrollaran durante los próximos años en Colombia.

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Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

BUENAS NOTICIAS DEL XIV CONGRESO LATINOAMERICANO DE GEOLOGÍA Y XIII CONGRESO COLOMBIANO DE GEOLOGÍA

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Noviembre de 2011

Sesión de inauguración del XIV CLG presidida por Victor Ramirez (extremo derecha en la foto)

C

on total éxito se llevaron a cabo en el centro de convenciones Plaza Mayor de la ciudad de Medellín, el XIV Congreso Latinoamericano de Geología y el XIII Congreso Colombiano de Geología. El acto de apertura se realizó formalmente el 29 de agosto y terminó con total éxito el 2 de septiembre. En este evento se realizaron más de 400 presentaciones orales y se presentaron más de 300 posters. Más del 70% de los profesionales de las geociencias que participaron en los eventos fueron extranjeros, principalmente de países de Suramérica y Europa.

La ceremonia de apertura estuvo presidida por los colegas Henry Villegas (Presidente de la SCG), Marta Calvache (Directora INGEOMINAS), Alberto Riccardi (Presidente IUGS), Victor Ramírez (Gerente Exploración Nacional ECOPETROL – Presidente electo AAPG Latinoamérica 2011 2013) y Armando Zamora (antiguo director ANH). Desde el inicio de la organización del evento en el año 2009, la junta de la ACGGP apoyó las diferentes actividades y soportó financieramente a la Sociedad Colombiana de Geología para dar marcha a esta gran actividad. Felicitamos a la Sociedad Colombiana de Geología en cabeza del geólogo Henry Villegas por el éxito alcanzado en este evento y esperamos desde ahora la próxima reunión de geólogos en el marco del siguiente congreso Colombiano de Geología, el cual se ha definido para realizarse en la ciudad de Bogotá en el año 2013.

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EVENTOS

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Noviembre de 2011

Éxito en el curso Aplicaciones de la Estratigrafía secuencial a la exploración de Hidrocarburos

Por otra parte, la ACGGP apoyó la asistencia del estudiante Daniel Pineda, Presidente del capítulo estudiantil de la SEG – UNAL, con el apoyo de la ACGGP. Queremos compartir con ustedes la carta de agradecimiento con motivo a este suceso.

Bogotá, 28/09/2011 Señores ACGGP Atn: Yohaney Gómez PRESIDENT-ACGGP. Estimada Yohaney:

Con total éxito fue llevado a cabo el curso de la AAPG Aplicaciones de la Estratigrafía secuencial a la exploración de Hidrocarburos, dictado por Oscar López-Gamundí, Distinguished lecturer AAPG. El curso fue dictado a estudiantes de diferentes universidades del país, en instalaciones de la ACGGP los días 11, 12 y 13 de julio, en la ciudad de Bogotá. El curso hace parte de los ciclos de cursos que la ACGGP lleva a cabo, buscando actualizar en los últimos conceptos exploratorios a los nuevos profesionales de las geociencias.

Presencia de la ACGGP en la SEG Durante el pasado SEG Student Leadership Symposium (SLS), realizado en San Antonio (TX), la ACGGP hizo acto de presencia con la participación de Martín Mantilla y Dario Cortina en el evento. Martín y Dario adicionalmente presentaron las actividades y publicaciones que la ACGGP desarrolla en Colombia con información y material expuesto en el stand de la asociación.

Foto del stand de la ACGGP presentado en la reunión de la SEG realizada en San Antonio (Tx) entre el 18 y 23 de septiembre. En la foto Martín Mantilla (izquierda) y Dario Cortina (derecha) durante la presentación del stand.

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Foto de los asistentes al curso Aplicaciones de la Estratigrafía secuencial a la exploración de Hidrocarburos, dictado por Oscar López-Gamundí los días 11, 12 y 13 de julio en instalaciones de la ACGGP en Bogotá.

El Simposio de lidesoporte brindado por la ACGGP. Estoy muy agradecido con el Symposium (SLS), fue Antonio, SEG Student Leadership razgo en el que participe en San participan 50 estudiantes como sabes en este simposio todo un éxito. Acerca del SLS: diantes seleccionados SEG de todo el mundo, los estu lideres de capítulos estudiantiles de la SEG, y con esres lide partir unos días con los com de idad rtun opo la mos tene icada a comprender y regiones. Una experiencia ded tudiantes lideres de diferentes ravillosa y enriquecedoo, para mi fue una sema na ma valorar mucho mas el liderazg aron otra perspectiva los estudiantes elegidos se llev ra, además la gran mayoría de café, paisajes hermoor mej el que no solamente tiene país un bia, om Col de e rent dife nte: Geocientíficos que también tiene algo muy importa sos y mujeres bonitas, sino que er de Colombia un mejor país. trabajan todo el tiempo por hac miembros de la junta y el mío propio agradezco a los En nombre de nuestro capítulo brindaron.

ACGGP por el apoyo que me Cordialmente, Daniel Pineda -UNAL 2011.

SEG t iden Pres pter Student Cha ia Geophysical Society Universidad Nacional de Colomb

PROGRAMACION DE CONGRESOS Y REUNIONES INTERNACIONALES SEGUNDO SEMESTRE 2011: NOMBRE

LUGAR

FECHA

AAPG 2011 International Conference

Milán - Italia

23 – 26 Octubre 2011

VII- INGEPET 2011. Exploración y Explotación de Hidrocarburos

Lima - Perú

7 – 11 Noviembre 2011

XIV Congreso Colombiano de Petróleo y Gas - ACIPET

Bogotá-Colombia, CORFERIAS

22 – 25 Noviembre 2011

Unconventional Resources: New Ideas for New Challenges – From Heavy Oil to Shale Gas/Shale Oil Opportunities

Bogotá, Colombia

4 – 6 Diciembre 2011

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NOTICIAS

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Noviembre de 2011

SOLUCIÓN TERRESTRE

Nuevo hallazgo de hidrocarburos: Cuarto descubrimiento en lo corrido de 2011 en bloque Caño Sur en el Meta.

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copetrol informó que comprobó la presencia de hidrocarburos en el pozo exploratorio CSE-8 ST1, ubicado en el bloque oriental del contrato de exploración y explotación Caño Sur, en el municipio de Puerto Gaitán, departamento del Meta. Las pruebas realizadas indican una producción de 532 barriles por día de petróleo, de 13,8° API (crudo pesado) y un corte de agua y sedimentos del orden de 18,5%. El pozo se diseñó con una trayectoria desviada que permitió contactar un mayor espesor neto petrolífero y una mejor ubicación dentro del yacimiento.

Ubicado a una profundidad de 4,594 pies. Con este nuevo hallazgo, ya son cuatro los descubrimientos de petróleo registrados en el área de Caño Sur durante 2011, después de Mito-1, Fauno-1 y Pinocho-1, lo que constituye un hito importante en la exploración de este bloque, considerado uno de los activos más importantes en la estrategia de crecimiento de los crudos pesados de Ecopetrol. Los resultados muestran que en pruebas iniciales este pozo es el de mayor productividad entre los reportados recientemente en esta zona del país. Las pruebas fueron realizadas con sistema de levantamiento artificial electrosumergible. Este contrato se suscribió en junio de 2005 con la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH. Ecopetrol actúa como operador y titular de la totalidad de los intereses del mismo. “Ecopetrol ha visto en la cuenca de los Llanos Orientales un gran potencial en crudos pesados comercialmente explotables y por eso nos sentimos muy satisfechos con los resultados alcanzados en este pozo en su periodo de pruebas iniciales”, afirmó el presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez Pemberthy.

La empresa continuará con la evaluación de las condiciones de producción y comportamiento de este descubrimiento y mantendrá su esfuerzo exploratorio en el bloque Caño Sur, con el fin de establecer la comercialidad de estos hallazgos. Este resultado en el proceso exploratorio constituye un paso más en el camino que emprendió Ecopetrol para alcanzar las metas de producir un millón de barriles limpios por día en 2015 y 1,3 millones en 2020. (Tomado de ECOPETROL, Ecos al día 2011 Bogotá) Todo parece indicar que Colombia puede estar al inicio de un periodo de fuerte incremento de la inversión extranjera, un aumento en la exploración de todo su territorio (incluidas áreas de cuencas frontera) y el desarrollo mediante métodos secundarios y terciarios de sus campos maduros. Sin embargo es necesario madurar una legislación ambiental coherente y sólida, alineada con las experiencias vividas en cuencas como el GOM, desarrollando programas y proyectos integrados que permitan explorar de forma más económica las cuencas frontera, incrementando la seguridad y aumentando los niveles de vida de la población en general.

Foto de las locaciones del pozo CSE-8 ST1 perforado en el bloque CSE – 8, operado 100% por ECOPETROL S.A.

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PULSO EXPLORATORIO

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Gas Shale en Suramérica Por Eduardo López.

Editor ACGGP 2011 - 2012

El represamiento de capitales y el aumento en la necesidad de recursos energéticos fósiles, motivan cada vez más la actividad exploratoria del Play Gas Shales en Suramerica.

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l ritmo de la exploración de hidrocaburos no convencionales se está incrementando en el mundo.

No es raro ver en internet reportes dedicados a presentar propuestas exploratorias de gas shale en países que hasta hace menos de un año no figuraban en la actividad exploratoria mundial de hidrocarburos como Polonia, Francia o Alemania. Sin embargo, paralelo a las propuestas exploratorias, evoluciona el análisis de recursos hídricos necesarios, el impacto ambiental asociado al desarrollo de la actividad extractiva y aspectos legislativos ambientales propios de cada país. Como resultado, la inversión de grandes capitales asociados a la exploración y explotación de gas shale en países desarrollados y en vías de desarrollo, especialmente en el continente Europeo, se encuentra represado.

El represamiento de capitales y el aumento en la necesidad de recursos energéticos fósiles, motivan cada vez más la actividad exploratoria del Play Gas Shales en Suramerica. El Departamento de Estado de los Estados Unidos lanzó en el 2010 la Iniciativa Global de Gas Shale (GSGI por sus siglas en ingles), con el objetivo de ayudar a los diferentes países a visualizar la utilización de los recursos de gas no convencionales, identificarlos, desarrollarlos de forma segura y económica. La iniciativa plantea que hay varios países en el ámbito Suramericano, que poseen grandes cantidades de este gas (Fig. 1). La lista la encabeza Argentina con más de 700 billones de pies cúbicos (BCF por sus siglas en ingles), seguido de Brasil con ~200 BCF, mientras Colombia comparte su posición con Uruguay con ~20 BCF en recursos no convencionales (Fig. 1).

Pese a que los volúmenes estimados de gas shale para Colombia solo alcanzan los 20 BCF comparados con los más de 700 BCF de Brasil, la balanza de inversión se inclina hacia Colombia por presentar mejores condiciones tales como: disponibilidad de información, independencia en la importación de gas, la presencia demostrada gas shale y los indicadores favorables de inversión (tres calificaciones favorables durante lo corrido del 2011).

Sin embargo, Colombia requiere avanzar en aspectos como legislación ambiental y procesos de consulta con las comunida-

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des, aspectos claves al momento de desarrollar proyectos de explotación de gas shale. En legislación ambiental es crucial el tema de análisis de los recursos hídricos requeridos durante la operación de inyección, manejo de acuíferos y su eventual recuperación. En el tema de procesos de consulta a las comunidades, es necesario hacer más dinámica esta tarea, actualizando los censos de comunidades localizadas en áreas ofrecidas para exploración. Hoy día Colombia pasa por un buen momento exploratorio, las condiciones se están dando para afianzase como líder en diferentes campos de los hidrocarburos a nivel mundial, sin embargo es necesario consolidar el compromiso gubernamental con una gestión eficiente tendiente a facilitar los proyectos que en hidrocarburos se están adelantando.

Mapa geológico de Suramérica con los valores de recursos de gas shale técnicamente recuperables (Fuente: Departamento de Estado de los Estados Unidos - Iniciativa Global de Gas Shale, 2010)

VENTANA ESTUDIANTIL

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

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X Convocatoria- 2012 Fondo Corrigan-ACGGP-ARES Este programa soportado por contribuciones de la ACGGP y ARES está dirigido a apoyar:

tesis de pregrado de los estudiantes inscritos en los departamentos de Ciencias Geológicas e Ingeniería Geológica de Colombia, tesis de maestría y doctorado de los estudiantes inscritos en los departamentos de Ciencias Geológicas (Geología, Geofísica) de Colombia. a geólogos colombianos inscritos en Universidades en el Exterior cuyo trabajo de maestría o doctorado esté relacionado a la Geología de Colombia.

La(s) propuesta(s) seleccionada(s) de maestría o doctorado recibirá un apoyo hasta de $6.000.000 de pesos m/ cte (o equivalente de 3.000 dólares), y de pregrado hasta de $3.000.000 de pesos m/cte

Mayor información en: www.acggp.org, www.cgares.org/site/index.php?id=8 Fecha límite de envío: Noviembre 21 del 2011 German Bayona Calle 44A N 53-96 Tel. 57 1 3243116 Cel 311 812 2846

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Sus ofertas de empleo

Beneficios A través de nuestro boletín ustedes pueden llegar a los 659 afiliados con que cuenta actualmente nuestra Asociación, además de aquellos profesionales y estudiantes vinculados directamente a la práctica de la geología, geofísica o ciencias de la tierra que reciben la información por nuestros afiliados. La ACGGP se reserva el derecho de aceptar únicamente anuncios con ofertas de trabajo relacionados con nuestro medio y su costo es por edición del Boletín, el cual se publica cada cuatro meses. Comunicarse con la ACGGP para determinar el mes de publicación.

Para las compañías vinculadas con la ACGGP a través de un plan corporativo de patrocinio el clasificado no tiene costo si este es menor a 1/6 de página (8 cm de alto X 9,5 cm de ancho). Para un aviso de mayor dimensión el costo es de 1.000.000 de pesos por 1/6 de página adicional.

Para las otras compañías el costo por palabra es de 3.500 pesos (anuncio de 100 palabras = 350.000 pesos) o por 1/6 de página (8 cm de alto X 9,5 cm de ancho) = 1.000.000 de pesos.

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