GEO Petróleo 20

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ACGGP / Publicación No.20 / Noviembre de 2013

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Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

South American Shales A Multi-disciplinary Approach

jUNTA DIRECTIVA ACGGP 2013 Presidente Diógenes Rovira Cepcolsa

EDITORIAL

Noviembre de 2013

Vicepresidenta Técnica Aileen Gélvez Pacific Rubiales

ACGGP Directora Administrativa Cristina Martínez acggp@acggp.org

Diseño y producción

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ideko SAS Calle 85 No. 22 - 73 PBX: 482 95 95 diagramación Gina Acosta G. fotografía 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

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South American Shales A Multi-disciplinary Approach

comentarios

Editor Gustavo Sarmiento Universidad Nacional editor@acggp.org

Caribe Profundo: el nuevo reto exploratorio del offshore colombiano

CONFERENCIAS

Secretaria Jacqueline García ANH

Conferencias Técnicas

EVENTOS

Tesorero Alwin Serguey Gómez Pacific Rubiales

PORTADA

Vicepresidente Administrativo César Mantilla Halliburton

Fiesta Vaquera Programa geólogo visitante

En Portada: Afloramiento de la Formación la Luna en la Quebrada La Sorda, flanco oriental del Sinclinal de Nuevo Mundo, Valle Medio del Magdalena. Javier Puentes y Gustavo Sarmiento.

Las geociencias: de cara al país

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stamos pasando por un dinámico año, en el cual los eventos académicos, científicos y políticos han acentuado la discusión sobre temas comunes: la expectativa sobre los nuevos recursos hidrocarburíferos (los no convencionales y los depósitos de aguas profundas), el impacto sobre el entorno natural y los mecanismos de regulación.

Si miramos la historia de la exploración –en los más de 100 años desde cuando se iniciaron los primeros trabajos– ha tenido un enfoque eminentemente dirigido hacia la búsqueda de petróleo y se alcanzaron grandes descubrimientos. El problema es que las reservas se agotan y la demanda creciente de energía en Colombia y en el mundo no encuentra un sustituto real. Por esto los recursos fósiles continúan siendo aventajados y dos nuevas expectativas referidas a los yacimientos no convencionales y a depósitos de aguas profundas ganan día a día mayor importancia.

En este rol Colombia es aventajada. Otrora las lutitas negras y las calizas cretácicas eran vistas como rocas sobremaduras pero ahora subsiste la incertidumbre de su potencial, y con ellas el sueño nacional de las nuevas posibilidades que fortalezcan nuestra deprimida economía. Ante una cordillera Oriental enmarcada en rocas sedimentarias desde la base del Cretácico, con espesores acumulados mayores a 15.000 pies y aparentes altos contenidos de materia orgánica, son muchos los interrogantes que rondan en todos los ámbitos de la exploración sobre su potencial.

Pero qué tanto conocemos de estas rocas, de sus minerales, medios de depósito, proveniencia de los materiales terríge-

nos, del comportamiento de las fuentes orgánicas a través de los procesos de enterramiento y sus transformaciones durante la diagénesis. Hemos avanzado en construir modelos de evolución de nuestras cuencas pero poco conocemos realmente de la pila sedimentaria y, con ella, del comportamiento del potencial real como no convencional.

Mucho hay por hacer desde la industria, las universidades, los institutos de investigación en geociencias y una masa crítica de geólogos con los más diversos espectros de formación y experiencia. Debemos buscar la conformación de grupos de pensamiento.

No obstante lo anterior, cuando apenas comienza a despertar el interés sobre las nuevas posibilidades de energía fósil, se calienta la discusión referente a su impacto en el medio natural, ya afectado y deteriorado por el desarrollo, los malos usos y el descontrol. El Estado se preocupa por la conservación del entorno natural y social y no quiere que se repitan historias pasadas. Con el liderazgo del Ministerio de Minas y Energía, la ANH y el apoyo de otras oficinas gubernamentales, se crea el proyecto de ‘Gestión de conocimiento del medio ambiente’, diseñado para enfocarse en temas relevantes a las actividades de exploración y producción de hidrocarburos dentro de un marco de sostenibilidad. Este proyecto busca que las nuevas perspectivas de exploración en no convencionales y costa afuera tengan en cuenta la sensibilidad de los ecosistemas para su conservación.

Sin duda alguna es tal la expectativa en el shale gas como abanderado de los no conven-

Gustavo Sarmiento Editor cionales que más allá de las fronteras, en el detalle exploratorio, las aplicaciones tecnológicas logran mayor confianza en los métodos de extracción para contestar al cuestionamiento sobre los desastres ambientales que se podrían dar con la fracturación hidráulica. Un problema no solo semántico que debe tener verdaderas explicaciones desde lo técnico, científico y académico.

El pragmatismo de los Estados Unidos, de cualquier forma, es sorprendente pues el botín de los yacimientos no convencionales, en un país que usa 25 por ciento de la energía mundial y que hasta 2005 importaba 60 por ciento de su consumo, se constituye en su alternativa real de abastecimiento energético. Es por esto que, paralelo a la evaluación del potencial de los yacimientos no convencionales y de los depósitos en aguas profundas, debemos avanzar en la conceptualización de los riesgos del proceso de extracción y en los asuntos que lo reglamentan para que las alternativas se conviertan en verdaderas soluciones sostenibles para el futuro de Colombia.

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PORTADA

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South American Shales A Multi-disciplinary Approach The combined strength of EGI’s history of research in tight mudstone rocks, a long record of research in South America and a significant ArcGIS database of wells, seismic and samples across a 11f basins on the continent were the basis for this cost-shared assessment of each basin.

By Steve Osborne, R. William Keach II, Thomas Anderson

Onshore and offshore 136 basins were identified, and approximately 200 distinct shale formations defined. Collection and compilation of available data relevant to shale resource potential in concert with the unique expertise of the South American Shales team has created an unparalleled and inclusive evaluation.

Success in the exploitation of gas and liquid hydrocarbons from tight mudstone rocks in North America has spurred interest in and fueled the search for equivalent resources internationally. South America is on the rise as a region that possesses the geological components requisite for shale resource exploration and production. In the past 15 months an assessment of South American basins was undertaken by the Energy & Geoscience Institute (EGI) in a cost-shared partnership with their industry associates. The South American Shale (SAS) project was sponsored by 25 companies, giving it the distinction of having the largest number of sponsors in EGI’s 41 year history. The final product, including the ArcGIS element, was delivered in both ‘hard’ and digital formats.

The combined strength of EGI’s history of research in tight mudstone rocks, a long record of research in South America and the availability of a significant database of wells, seismic and samples in a number of basins on the continent were the foundation to assess the merit of each basin. Total Organic Carbon content (TOC), maturity, thickness, lithology and kerogen type were the principle criteria used.

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From the initial assessment, 11 basins, spanning five countries, 27 shales were selected for evaluation in Phase 1 (Figure 1). Geological aspects of shale potential were the primary discriminator, although other parameter data were collected when available. The geological review had a strong focus towards geochemical and petrologic data. To target the areas of interest within a basin the core evaluation elements included an analog comparison of what we found in South America compared to what we knew about North America, a comprehensive geological and geophysical review and a multivariate analysis adaptable to each users set of criteria and risk analysis.

Opening Doors - Agreements and Collaboration The effectiveness of an extensive study of this nature requires collaboration and dexterity on many levels. As a university-based research facility EGI had the flexibility to forge several unique and synergistic relationships to implement the collection and analysis of a wide range of samples from a diverse group of agencies.

‘In-country’ site visits to various data rooms and repositories focused on samples, well logs, reports and maps with geochemical, rock property and petrographic information. Seismic and other geophysical data were also utilized.To facilitate the exchange of data, samples, and measurements, agreements were negotiated with various South American governmental agencies and universities.

These agreements generally consisted of students collecting and running samples, primarily for XRD analysis. An added benefit for the industry at large is allowing the students to use certain data for inclusion in research projects (subject to confidentiality requirements and approvals). Faculty helped provide thesis and dissertation information otherwise unavailable and also provided consultative assistance.

Four agreements were made with country oil and gas agencies. The agreements consisted of a trade wherein they provided samples, wells and seismic data and in return EGI provided analytical results and interpretations relative to data received.

Figure 1. The South American Shale assessment covered 22 shales in 11 sedimentary basins spanning five countries.

Also indicated are countries where agreements of cooperation were signed and where EGI has previously completed reports. Phase 1 basins are in yellow and phase 2 basins are in purple. Red dots indicate locations of EGI reports.

The SAS team consisted of a 13 member, in-house team of geoscientists and engineers with diverse backgrounds working to varying degrees on the interpretation. Data mining, collation, entry and sample analysis were conducted by 12 students. The ArcGIS database was created by three ArcGIS professionals and one student assistant. As a research institute, EGI creates a dynamic network including a history of research across South America, in-house researchers, geoscientists from E&P companies, collaborators with specific expertise worldwide, and students enrolled in local and internation-

Figure 2. Examples of the many data types utilized in the project workflow.

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Figure 3. Natural fractures, brittle vs ductile. The highly fractured (brittle) Navajo Formation is overlain and underlain by unfractured (ductile) formations. Example from the Mesozoic units in the Canyonlands area of Central Utah, USA.

al universities. The full level of expertise reflected in the SAS research project is significant even if difficult to calculate based on effort alone. The value of relationships forged from this project into the future will have long-term benefits for EGI’s Corporate Associate members and for future research projects. Figure 1 also highlights the 79 EGI reports available to all Corporate Associate members through our online database.

Geoscience Unconventional Approach to an Unconventional Resource

The SAS Phase 1 project combined conventional research methods and data gathering with novel techniques, strategic planning, problem solving, and unconventional approaches to better understand an unconventional resource. To facilitate our analysis the ArcGIS library was built to incorporate the majority of parameters that pertain to shale resource evaluation.

Data sources include EGI archives, public domain, country/government oil and gas entities and universities. To date 900+ figures have been georeferenced; 800+ layers digitized and/or generated; 750+ metadata files written and 845 documents have been hyperlinked. Sample analysis and quantities can be subdivided into: core, cuttings and outcrops (2,145); geochemical analysis (18,573); petrology from thin sections, XRD, QEMSCAN®, SEM/FIB and poroperm (2,650); seismic (41,418km); and well logs (1,003). A detailed accounting and access to data has been delivered to project sponsors.

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The E&P industry has shown a significant interest in the ArcGIS library aspect of the project. The task of building this dataset is continuing at EGI and we are in the planning stages of developing this tool as an ongoing, self-contained resource for project sponsors.

The cadre of scientists with both diverse and overlapping expertise brought a level of independent assessment to applied research throughout the project. Meetings with EGI research staff and Corporate Associate sponsors ensured the most current concerns and known best practices were being considered and incorporated during each step of the project.

Workflow Industry experience has shown that each mudrock must be evaluated individually.

Each stratigraphic layer is uniquely defined by its rock properties. In turn, each layer may respond differently to similar stresses (see Figure 2). To fully understand the uniqueness of each shale a method was deployed that integrates multiple disciplines: Petrophysics, Petrology, Geochemistry, Geophysics, Geocellular Modelling and Mechanical Stratigraphy (see Figure 3). Each discipline yields critical details and analyses with a focus on the fully integrated end result, that being a comprehensive basin analysis. It is imperative to evaluate and incorporate the breadth of data types to fully understand the hydrocarbon potential within each shale, and within each basin.

Geologic Observations Based on our geoscience evaluations a number of observations can be made regarding the South American shales included in our research. Ages span the entire Phanerozoic time with some as old as Proterozoic. The global reserve distribution (Ulmishek & Klemme, 1990) shows significant generation/accumulation in the Aptian-Turonian and Upper Jurassic time periods and correlates with the occurrence of similar prolific shale/source intervals in South America. An overall correlation between ages of South American shales and global source rock intervals are recognized and six groupings of shale age are supported by the data:

Figure 4. The fundamental delivery of the project was in ArcGIS in which all gathered data were spatially captured.

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Upper Proterozoic Devonian Permo-Carboniferous Triassic-Lower Jurassic Upper Jurassic-Lower Cretaceous 6. Aptian-Turonian Where samples were available mineralogy was derived from XRD analyses of shales. Comparing the average South American shale compositions to North American shale average values, a wide range of shale mineralogies are represented, mirroring their North American counterparts.

Most shales fall within the ‘brittle’ quadrants, although the Devonian Ponta Grossa of the Parana Basin and the Late Jurassic Aguada Bandera of the San Jorge Basin are transitional to ductile, similar to the North American Marcellus.

Figure 5. Core elements of the project include a geoscience analysis, an analog database and a multivariate analysis.

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shales are comparable to those of North America.

Depth range of shales in the Middle Magdalena, Neuquén and San Jorge basins are generally greater than 6,000’ with maximums up to 16,000’. The most shallow North American resource shales can be at depths less than 2,000’, but also are exploited at depths of 5,000 to 15,000’. Given the diversity of basin types and ages and their related sediments it is not surprising that the depth ranges of North and South American shales are expected to envelope a similar range of depths.

Figure 6. Colombian basins: Phase 1 basins, Middle-Magdalena and Caguán-Putumayo are in yellow. Basins for study in Phase 2 are in purple.

Hydrocarbon phase includes both gas and liquid phases in most basins. The Mesozoic foreland basins immediately east of the Andes tend to have immature to oil window maturity profiles, while the basins of the interior craton possessing largely Paleozoic aged rocks range from immature to gas mature. Most of the South American shales contain Type II kerogen, although mixed types involving Type II along with Types I and III are recognized. Representative shales with Type I, II and III are also present.

Analog Comparisons Both United States and Canadian shales were compared to South American shale information. The range of shale basin sizes is comparable between North and South America. Within those basins, play sizes are predominantly less than 10,000mi2, the North American exception being the Marcellus (~95,000mi2) and the South American exception being the Devonian Ponta Grossa of the Parana Basin (~70,000mi2).

Average gross thickness of both North and South American shales is within the 100’ to 600’ average thickness range. Thicknesses of South American

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Results of the tight rock analysis commissioned by the SAS Phase 1 research indicates the porosity measurements are in line with average values from North American shales. All measured porosity values fell between 4 and 8%. It is expected that SAS Phase 2 will commence in late 2013 and at that time the examination of more samples will provide more data for evaluation and comparison.

Multivariate Analysis – Relational Analysis As designed by the SAS Phase 1 project the multivariate analysis can be customized by each sponsor. Considering the diversity of experience, internal database, risking strategies and corporate cultures among EGI’s industry members an iterative system was delivered to facilitate individualized interpretations. Using the multivariate approach, areas of greater interest in each basin can be identified, while areas of little interest can be eliminated.

Delivering an Unconventional Future The power of integrating analog, conventional and multivariate approaches to our data library offers a novel approach to shale resource evaluation at EGI (Figures 4 and 5). The ArcGIS product delivered for this project is designed to allow rapid access to data at both the basin and individual data points scale.

Included in the compendium are Aster files, hyperlinked documents, cross-sections, stratigraphic columns, geodatabases, georeferenced figures, layer files and attribute tables. The North American Analog Workbook contains important shale parameters. Navigating the GIS system for specific data is quickly done with the Reference Catalog. A written and hyperlinked report and a comprehensive bibliography fill out the deliverables for all sponsors in the SAS Phase 1 project.

Shale Research - The Future Mudstone, siltstone, classic shale, black rocks, mudrocks, unconventionals … no matter the description, tight rock reservoirs with low permeability and porosity are targets of the global energy industry and countries seeking resources to enhance national security and future growth. Deciphering these rocks and reservoirs is a primary focus for the EGI scientific staff.

In conjunction with Corporate Associate members, EGI has completed regional research projects to assess and characterize shales in China, South America, and India

and has compared and contrasted them with North American analogs.

EGI has examined the geomechanical and reservoir engineering aspects of shale gas systems, liquids from shales, shale gas production analysis and is embarking on low volume hydraulic fracturing for shales, permeability and relative permeability in shales and improved liquid recovery in shales.

Future success in tight rock reservoirs is dependent on a comprehensive understanding of the relationships of shale characteristics, what priorities govern each basin, region, environment, and how the geomechanical parameters increase or decrease long-term and stable production. The combined strength of EGI’s history of research in tight mudstone rocks, a long record of global research and a significant database of wells, seismic and samples worldwide supports a culture that creates applied research and technologies delivered to Corporate Associate members to enhance their ability to produce hydrocarbons from tight reservoirs.

What’stnext in Colombia?

A number of basins in Colombia are known to possess proven source rocks that may ultimately become targets for unconventional reservoir exploitation. The first phase of study in Colombia covered the Middle Magdalena Valley and Caguán-Putumayo basins. Phase 2 of the research will expand to include additional basins in several South American countries. Driven by industry interest, a large portion of the future evaluation will focus on Colombia. The second phase of study will include an additional six basins (see Figure 6), leveraging the experience from and the workflows developed in phase one. Colombia’s tremendous success with conventional resources may be indicative of significant upside in unconventionals.

In summary, the project developed an innovative and comprehensive workflow that integrated a full range of data types and disciplines. The data and interpretations are delivered in an ArcGIS format. A multi-variate analysis was performed to provide a relative ranking of hydrocarbon potential for each shale and in each basin in Phase 1 of the research.

The full Research Report is available to EGI Corporate Associate Sponsors Portions of this article were previously published in GeoExpro, vol. 10, no. 4, 2013. www.geoexpro.com Reference Ulmishek, G.F. and H.D. Klemme, 1990, Depositional controls, distribution, and effectiveness of world’s petroleum source rocks: USGS Bulletin 1931, 59 p.

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COMENTARIOS

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Caribe Profundo: el nuevo reto exploratorio del offshore colombiano

John Londoño Ph.D. Shell Exploration & Production Houston, TX

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Desde el lanzamiento de la Ronda Colombia 2010, ofrecida por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), se palpó el interés de compañías internacionales de exploración y producción por las zonas más profundas del offshore del Caribe colombiano cuando el bloque Guajira Offshore 3 fue adjudicado a la empresa anglo-holandesa Royal Dutch Shell. Sin embargo, no fue sino hasta la Ronda del 2012 cuando este interés se materializó con el otorgamiento de la mayoría de licencias de exploración o contratos de evaluación técnica de los bloques ofrecidos por la ANH. Entre los bloques adjudicados existen algunos que alcanzan profundidades de agua de alrededor de 4.000 metros, que exceden el límite técnico de producción actual en más de mil metros.

El campo Silver Tip-Tobago, en el cinturón plegado de Perdido, al oeste de la cuenca del Golfo de México (GM), ostenta el récord de producción a profundidad con alrededor de 2.900 metros de columna de agua.

La geología del offshore del Caribe colombiano se enmarca en la zona de convergencia entre las placas Caribe y Suramericana, en la denominada cuenca Colombia. Uno de los aspectos claves para entender la evolución de esta cuenca es determinar el origen de la denominada placa Caribe. Tuzo Wilson, en los años sesenta, fue el autor original del modelo que atribuye un origen Pacífico a dicho suelo oceánico.

En las últimas tres décadas un buen número de autores ha venido refinando y apoyando esta hipótesis con la incorporación de

nuevos datos y observaciones alrededor de todo el Caribe. Es tal el consenso sobre este modelo que incluso alguno se atrevió a dar por cerrado el debate sobre el origen de dicha placa. Sin embargo, epistemológicamente, el origen Pacífico del Caribe es una más entre varias hipótesis, algunas de las cuales consideran como alternativa un origen híbrido o autóctono para la misma placa.

Aceptar modelos como dogmas tiene, por supuesto, profundas implicaciones académicas y científicas pues muchas veces llevan a grupos de investigación a tratar de responder las preguntas equivocadas. Pero además puede tener profundas implicaciones económicas para países como Colombia, pues en ocasiones el atractivo exploratorio de una cuenca, especialmente en zonas denominadas de frontera, como es el caso de la Guajira offshore, está determinado por el sesgo geológico o epistémico, si me permiten el término, del paradigma dominante.

Por eso es necesario tomar una actitud crítica frente a la evaluación de la geología del offshore colombiano y hacer del estudio de esta región un ejercicio dialéctico, abierto a nuevas ideas, que acepte que tal vez existan alternativas para explicar la geología que observamos. Hacerlo de otro modo es simplemente contrario a la naturaleza de nuestra ciencia.

La historia nos ha enseñado que aun en cuencas tan madu-

ras desde el punto de vista exploratorio, como el Golfo de México, donde muchos autores estaban convencidos de entender al detalle su geología, ha sido el desafío al consenso, lo que ha llevado a descubrimientos importantísimos con inmensas repercusiones económicas.

Me refiero en particular a ejemplos como el Lower Tertiary play en las zonas más profundas del oeste del GM, donde pocos esperaban que existieran cientos de metros de espesor de arenas turbidíticas de excelente calidad, que han llevado al descubrimiento de 8.000 millones de barriles de petróleo equivalente en los últimos 10 años. Así mismo, el play de arenas eólicas del este de la cuenca ha demostrado que es posible tener buenas porosidades a profundidades antes impensadas. En ambos casos el consenso no esperaba encontrar sistemas petrolíferos activos en estos nuevos plays.

La tarea de los geólogos y geofísicos colombianos es contribuir a desarrollar el potencial que la cuenca Caribe offshore pueda ofrecer y posicionarla como la próxima provincia petrolífera de aguas profundas y ultraprofundas. Wallace Pratt, famoso geólogo norteamericano del petróleo, advirtió hace ya 100 años que las acumulaciones de hidrocarburos existen primero en la mente de los exploradores.

Pero para llevar las ideas desde la mente del geólogo a la reali-

dad nuestro país no solo necesita un ambiente fiscal que nos haga competitivos frente a provincias petrolíferas que ya tienen reservas probadas, sino también unos entes reguladores y un sector de servicios del offshore fuertes y competentes.

Es por esto que la academia resultará fundamental en la formación del recurso humano que necesitará el desarrollo de la industria offshore en nuestro país.

Para las escuelas de Geología el desafío es la formación de profesionales especializados en disciplinas afines al offshore, tales como sistemas deposicionales de aguas profundas, cinturones de cabalgamiento submarinos, evaluación de riesgos geológico-someros, geoquímica y modelado de cuencas costa afuera, así como en la formación de geofísicos expertos en operaciones de adquisición y procesamiento de datos offshore y en interpretación cuantitativa, entre otras. De allí la urgente necesidad de fortalecer los programas de posgrado en nuestras escuelas de ciencias de la tierra.

El reto es inmenso pues no solo resulta necesario innovar nuestras ideas y métodos exploratorios, utilizar tecnología de punta y desarrollar nuevos procesos para la optimización del recobro en estos ambientes, sino que también se requieren cuantiosas inversiones para la ejecución de este tipo de proyectos, que se toman hasta una década en hacerse realidad.

La tarea, pues, apenas comienza.

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CONFERENCIAS

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

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Conferencias técnicas Jueves 8 de agosto de 2013

“Aplicaciones de la mineralogía de las arcillas en el entendimiento evolutivo de las cuencas sedimentarias, caso de la Formación Guaduas, al norte de Bogotá”

Expositores: Germán Bonilla y Gustavo Sarmiento

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a caracterización de los materiales que componen los sistemas sedimentarios no solo permite establecer el conocimiento básico de la pila acumulada sino además deducir las fuentes, el medio de transporte, los ambientes de depósito y, adicionalmente, los efectos diagenéticos a que fueron sometidos durante el enterramiento. Las capas finas de lutitas y/o shale presentan dificultad en su determinación con los métodos de microscopia petrográfica convencional, por lo que herramientas como la difracción de rayos X han ganado importancia en la clasificación de los minerales arcillosos.

El grado de detalle y la finura en las interpretaciones van de la mano con el tamaño de las partículas y minerales, al igual que su sensibilidad a los cambios frente a los agentes externos.

Ahí es cuando la mineralogía de las arcillas, junto con las nuevas tecnologías en espectroscopia, favorecen el entendimiento de los procesos. La DRX proporciona la información complementaria a la petrografía y es la herramienta más confiable en la determinación de minerales arcillosos, y con ellos la comprensión de la evolución de las cuencas sedimentarias.

La Formación Guaduas, aflorante al norte de la ciudad de Bogotá, es un claro ejemplo de una unidad mixta donde pre-

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dominan los materiales finos. Se acumula durante el Maastrichtiano tardío/Paleoceno, intervalo en el que se inicia la transformación de los medios de depósito de la cuenca cretácica y refleja la variación de las áreas de aporte que inciden en sus componentes mineralógicos. Estos aspectos quedan claramente impresos en los minerales arcillosos, algunos de los cuales, a su vez, son modificados durante el proceso diagenético en el enterramiento. El DRX demuestra su efectividad en la clarificación del proceso mediante la determinación de la evolución de los minerales arcillosos, sustentados por la constitución de los componentes del armazón en las areniscas. Los resultados obtenidos son un excelente punto de partida hacia el desarrollo de estudios más detallados en el análisis de las cuencas del país.

GUSTAVO ADOLFO SARMIENTO PÉREZ Departamento de Geociencias.

Universidad Nacional de Colombia gasarmientop@unal.edu.co

GERMÁN EDUARDO BONILLA OSORIO Geology and Exploration Manager en Fortunian Mining

Geólogo de la Universidad Nacional de Colombia con doctorado de la Universidad de Amsterdam (Holanda). Profesor asociado del Departamento de Geociencias UN, sede Bogotá. Su cátedra se dirige a los aspectos conceptuales de las rocas sedimentarias, partiendo de la toma de datos de campo hasta los conceptos de petrología aplicada. Su principal interés se enfoca en la estratigrafía de las rocas del Cretácico y del Cenozoico de las cuencas sedimentarias de Colombia y exhorta a los interesados a conformar grupos de estudio en tales temáticas.

Geólogo egresado de la Universidad de Caldas y magíster en Ciencias Geológicas de la Universidad Nacional de Colombia; más de ocho años de experiencia profesional. Diseño y ejecución de campañas de exploración mediante métodos geoquímicos, geofísicos; cartografía geológica y estructural. Amplios conocimientos en mineralogía de arcillas mediante difracción de rayos X y SEM y su relación con la evolución de cuencas sedi-

gebologo@gmail.com

mentarias en la determinación de efectos diagenéticos, proveniencia y selección mineral acorde con los ambientes de depósito. Dominio de diversos software geológicos, mineros, GIS y de espectroscopia. Especialidades: XRD, Clays Mineralogy, Spectroscopy Sciences, IP, Electrical Thomography, Magnetics.

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Noviembre de 2013

Jueves 22 de agosto de 2013

2013 Central & South America Honorary Lecturer The use of mCSEM (marine controlled-source electromagnetics) for deep-water hydrocarbon exploration in Brazil Biography

Marco Polo Pereira Buonora is the manager of Non-Seismic Geophysics at Petrobras, in Rio de Janeiro, Brazil. He is responsible for the acquisition, processing and interpretation of all non-seismic data-gravity, magnetic and EM methods, particularly marine controlledsource electromagnetics (mCSEM). He has been based in Rio de Janeiro since 1969. He earned a BS in geology in Recife, Pernambuco, Brazil, and began his career as a geologist at the Brazilian Ministry of Mines and Energy, working with gravity and magnetics data acquisition and interpretation, and later worked for a mining company looking for base metals and gemstones, and as a geophysicist in a service company focused on acquisition, processing and interpretation of airborne-magnetics and gammaspectromety data. In mid July 1974, he was granted a Fulbright scholarship and went to St. Louis University where he earned master’s and PhD degrees in geophysics, with emphasis on gravity and magnetics. After returning to Brazil in 1980, he joined Petrobras where he has been active in gravity and magnetic interpretation of several onshore and offshore sedimentary basins in Brazil. He has worked in the areas of vertical seismic profiling, both on land and offshore, and nuclear magnetic resonance. In the last ten years, he has been involved with the acquisition, processing, and interpretation of mCSEM. He is also a part-time associate professor at the University Federal Fluminense in Niteroi, Rio de Janeiro, Brazil, where he teaches applied gravity, magnetics, digital signal analysis, and inversion of geophysical data. He is a member of the Brazilian Geophysical Society, serving as president in 1989-1991, and of SEG and EAGE.

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Jueves 12 de septiembre de 2013

GEOLOGICAL SETTING OF TURBIDITE SYSTEMS: A GLOBAL COMPARISON Presented by Berend Van Hoorn

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Presented by Marco Polo P. Buonora Petrobras E&P and University Federal Fluminense Rio de Janeiro, Brazil

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uring the past nine years, several operators have gained experience in marine controlled-source electromagnetics (mCSEM) through many multiclient and proprietary surveys in all major oil provinces of the deep-water Brazilian offshore. This has been part of the enormous industry interest that resulted in the increasing application of mCSEM around the world to map resistive features, potentially related to hydrocarbon accumulations, beneath the ocean bottom. The technology has matured significantly since its initial applications due to rapid instruments development, fit-for-purpose vessel operations, wide-azimuth 3D acquisition, advances in 3D anisotropic depth imaging, and novel integrated interpretation workflows. Today’s success rate is much higher than in those early days, and this success is in part due to the application and development of the technology in the Brazilian offshore.

This lecture overviews the application and development of mCSEM in Brazil, focusing on the Petrobras experience and contribution.

As an early adopter, Petrobras has played a significant role in technology development with major contributions in the areas of new survey acquisition design, processing and imaging products, new inversion concepts, new integrated interpretation workflows for prospect maturation, risking, and resource estimation in order to extract full value from the data. Petrobras has acquired a large amount of mCSEM data since 2005 as part of its deepwater exploration program and it is at the forefront in addressing specific challenges and new applications specifically in the areas of reservoir characterization and monitoring. Specific case studies will demonstrate good practices, successes, and pitfall in several deep-water Brazil scenarios. The lecture will conclude with a “look ahead” toward integrated mCSEM for appraisal and development.

ver the last 25 years exploration and production in deepwater (in waterdepth in excess of 500 m) has increased greatly to the point that a considerable amount of todays industry budget is spent on these activities. Whereas initially little was known about the geological setting of deepwater systems (and few people believed in the presence of sandstone reservoirs beyond the continental shelf edge), we now know that downdip of several Neogene delta’s, major turbidite systems occur with appreciable reserves of oil and gas.

Oil accumulations in turbidite sandstones are not new, in fact production from these reservoirs has been going on in the Mio-Pliocene Los Angeles and San Joaquin pull-apart basins in California before Kuenen coined the term in 1957. Similarly, sizeable accumulations have been found in Upper Jurassic, Lower Cretaceous and Lower Tertiary turbidite sequences in the North Sea in a rift-sag setting.

In the mid-eighties exploration moved into deeper water and driven by successes in the Gulf of Mexico, further efforts focused on the Lower Congo Basin, Campos Basin and offshore Nigeria. A common characteristic of these four basins is that the turbidite depocentres overlie a mobile substrate of salt or overpressured shale which provide a high density of traps with a similar and predictable structural/stratigraphic evolution, stacked reservoir/seal pairs, and an easy access to mature source rocks.

A regional comparison of these basins suggests that in a general sense four structural play types can be defined: -Immediately downdip from the major deltaic expanders, an area of Inner Folds with large trap closures postdating the emplacement of channelized turbidite reservoirs. (Angola. Nigeria) -An area of Mini-Basins where structuration and sedimentation are more or less coeval leading to the emplacement of stacked confined turbidite sheetsands. (Gulf of Mexico) -In areas of salt withdrawal, inversion of minibasins with turbidite sheet sands leads to the formation of Turtles. (Angola, Brazil. Gulf of Mexico) -An oceanward area of very large Outer Folds which are structurally coupled to deltaic extension updip and where amalgamated unconfined turbidite channels and sheets occur predating trap formation.(Perdido, Gulf of Mexico, possibly deepwater Colombia, Malaysia) Exploration efforts in turbidite basins without a mobile substrate have so far been more limited and concentrated on the Atlantic margins of the United Kingdom and Norway. Typically the density of structural closures is low but individual structures can be very large in areal extent, quite often with a stratigraphic component. Recently, major discoveries in Equatorial Africa have spurred the industry to take a closer look at the Cretaceous turbidite systems on both sides of the African-South American conjugate margin in what is a very lightly explored play setting.

Similarly, major gas discoveries in Tertiary turbidites off Eastern Africa and India also have indicated that there are still some major frontier deepwater basins worth looking at where structural plays are less obvious.

Curriculum Vitae Berend Van Hoorn Berend obtained a Ph.D. in Geology from the Leiden State University in 1970. He joined Shell International the same year and had postings in Oman, Japan, Malaysia, Spain, United Kingdom, The Netherlands and the USA. During his last 8 years with Shell, Berend was actively involved in the evaluation and risk assessment of all deep water ventures Shell was involved in worldwide.

After retiring from Shell in 2002, Berend has been an independent consultant providing advice on play development, exploration strategy and risk assessment in Equatorial Africa, the Far East, Gulf of Mexico and South America. In Colombia he has worked on behalf of Upside Energy & Mining Services participating in peer reviews of Ecopetrol’s exploration projects.

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Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Noviembre de 2013

Jueves 19 de septiembre de 2013

Pore Pressure, Integrated Exploration and Play-Risk Mapping Roberto García-Solórzano Geólogo de Exploración

L

Biografía Geólogo de petróleos y consultor de la industria de exploración y explotación de hidrocarburos. Ha publicado varios artículos de exploración de hidrocarburos. Ha dado conferencias y numerosos cursos de exploración a la industria petrolera y oganizaciones profesionales.

Intereses: Exploración costeable de hidrocarburos, Métodos y sistemas de exploración, Elementos de riesgo del sistema petrolero, Secuencias y facies y su relacion con yacimientos comerciales de hidrocarburos, Como encontrar y predecir yacimientos comerciales de hidrocarburos, Relación de las presiones de poro con los elementos geológicos de riesgo, Uso de mapas de “Play-risk” en la exploración de hidrocarburos

International Conference & Exibition, ICE, Cartagena, Colombia ¡Misión cumplida!

P

ore pressures in the subsurface are an intrinsic part of the geological risk elements that control the hydrocarbon accumulations such as source, reservoir and seal rocks, as well as trap, time and migration. The integration of all those geological risk elements with temperatures, gas-oil ratio (GOR), oil quality (degrees API) and pore pressures is indispensable to mitigate the exploratory risk.

It is critical and important to study the occurrence and distribution of different pressure regimes in the hydrocarbon basins. One should try to find the direct and indirect relationship of structural and stratigraphic changes to the occurrence of the “Geopressure Regime”. Also, one should try to elucidate all the additional geological risk elements such as the occurrence of high or low permeability domains and their relationship to pore pressure. Shallow or deep Geopressure Trends are integrated with the geological risk evaluation and the delineation of «Play-Risk» maps as well as with the interpretation of exploration trends using the “Best Play Fairway Analysis Maps”.

The proper pore pressure prediction using all the available tools such as electrical logs, mud weights, production tests, open hole tests, and seismic data including velocities and seismic frequencies as well as the geological model are indispensable to drill wells on budget. It also helps minimize drilling problems such as sticky pipe, bridges, re-drills, fish in the hole, additional casing strings, etc. and eventually in critical cases, the lost of wells due to fire, something which constitutes a significant loss with environmental and economic repercussions.

a American Association of Petroleum Geologist (AAPG) y la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo (ACGGP) agradecen el apoyo y la participación en la AAPG 2013 ICE, efectuada entre 8 y el 11 de septiembre en Cartagena, en la cual se logró una amplia asistencia con un total de 2.100 inscritos, se superaron las metas de patrocinio y se vendió toda la superficie destinada a las exhibiciones.

Fue un espacio de discusiones, encuentros y entrevistas con la activa presencia de jóvenes profe-

sionales y 400 estudiantes de toda la región. Los participantes, de más de 50 países, estuvieron bien atendidos, muy pocas las conferencias fueron canceladas y los comentarios sobre las charlas técnicas por doquier fueron muy positivos, incluso sobre las actividades culturales, como el torneo de golf preconferencia y la fiesta en la plaza de la Aduana.

Los foros relacionados con los nuevos desafíos de la exploración en yacimientos no convencionales y depósitos de aguas profundas se constituyeron en un avance en la discusión sobre la regulación en fuentes alternativas en ambientes sostenibles. Los debates con representantes de compañías de influencia nacional y a nivel de Latinoamérica, contrastados con la plenaria sobre la tendencia mundial de las empresas internacionales de petróleo, fueron bien recibidos y matizados sobre los grandes descubrimientos y la historia de la geología del petróleo. En conclusión, todo un éxito para el país y para las dos asociaciones.

Algunos de los miembros del comité organizador. Primera fila: Sergio Sarmiento, Jorge Calvache, Yohanet Gómez, Sylvia M. Couto Anjos, Víctor Vega, Emily Smith Llinás, Pedro Alarcón, Carlos Macellari. Segunda fila: Flavio Feijo y Miguel Ramírez. Tercera fila: Germán Bayona, Alfredo Guzmán, Carlos Santacruz, Víctor Ramírez, Antonio Velásquez, David Brown. Última fila: Lee Krystinik.

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Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Noviembre de 2013

eventos

FIESTA VAQUERA La Junta Directiva de la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo desea expresar su más sincero agradecimiento a las diferentes compañías operadoras y de servicios por el apoyo brindado para la realización de nuestra gran Fiesta Vaquera, llevada a cabo el pasado 28 de septiembre en el restaurante El Pórtico. Este respaldo es el que hace posible que cumplamos con los objetivos propuestos en pro de la comunidad Geológica y Geofísica vinculada a la industria del petróleo.

Para deleite de todos los asistentes en esta oportunidad contamos con la presencia de la orquesta La Solución, juegos inflables, espectáculos de baile, torneo de toro mecánico, fútbol virtual y muchas cosas más.

PROGRAMA GEÓLOGO VISITANTE

Dentro del programa Geólogo Visitante se llevó a cabo en la Universidad Industrial de Santander el curso ‘Interpretación geológica de los datos obtenidos a partir de los registros de dipmeter, usando el programa Scat’, dictado por Jorge Luis Rubiano Ortiz los días 25 y 26 de octubre con la participación de 20 estudiantes.

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