GEO Petróleo 23

a t s i v e r

ACGGP / Publicación No. 23 / Junio de 2015

Junio de 2015

p

e

t

r

ó

l

e

o

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Cálculo de distancias seguras para operaciones sísmicas

¿Hacia dónde va el precio del crudo?

Zonas francas permanentes costa afuera en Colombia

1

Junio de 2015

Vicepresidente Técnico Juan Fernando Martínez CONSULTOR

Directora Administrativa Cristina Martínez acggp@acggp.org

Diseño y producción

ideko S. A. S Calle 85 No. 22-73 PBX: 482 95 95 diagramación David Roa fotografía Bigstockphotos ACGGP corrección de estilo Martha Jeaneth Pulido 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

2

DISTANCIAS MACROECONOMÍA

ACGGP

¿Hacia dónde va el precio del crudo?

NEPAL nepal

Editora Claudia Dueñas Occidental editora@acggp.org

6 10 12 14 16 20

Nepal Earthquake

ZONAS FRANCAS

Secretario Manuel Rodriguez Proyectos Sismicos

Cálculo de distancias seguras para operaciones sísmicas

Zonas francas permanentes costa afuera en Colombia

CONFERENCIAS

Tesorero Eduardo López Ramos Ecopetrol

Fotografía portada. Paula Barbosa. Parque Natural Cocuy. Diciembre, 2014.

NE del golfo de México Offshore North Gabon Nicaraguan Rise and Colombian Basin

CURSOS

Vicepresidente Administrativo Adolfo León Bolívar CONSULTOR

Interpretación geológica con base en sísmica de reflexión

EDITORIAL

jUNTA DIRECTIVA ACGGP 2015-2016 Presidente José María Jaramillo GMAS SAS

Estimados asociados

L

a nueva Junta Directiva fue elegida el pasado mes de marzo de 2015 y quedó conformada asi: Presidente: José María Jaramillo (GMAS); Vicepresidente técnico: Juan Fernando Martínez (Consultor independiente); Vicepresidente administrativo: Adolfo Bolívar (Consultor independiente); Editor: Claudia Dueñas (OXY); Tesorero: Eduardo López (Ecopetrol S. A.); Secretario: Manuel Rodríguez (Consultor independiente). Esta Junta tiene el reto de sostener la intensa actividad técnica y de integración gremial, en tiempos en los que la actividad exploratoria ha decaído vertiginosamente, a un punto en el que la locomotora de los hidrocarburos ha perdido fuerza en las altas esferas gubernamentales.

Gran parte, consecuencia de los bajos precios de los hidrocarburos, los movimientos sociales y la confusión en temas medioambientales que reinan en el país. Otro reto es el de asumir el cargo en el CIH (Comisión Interinstitucional de Hidrocarburos). Esta comisión fue creada el año pasado y hacen parte de ella los presidentes de la ACGGP, ACIPET, AHG, CAFE y SCG. Nuestro anterior presidente, Jaime Checa, hizo una gran contribución a la CIH, al explicar en términos muy simples el verdadero impacto de la sísmica, siendo su labor altamente apreciada por nuestro gremio.

Creo que es tiempo de mirar hacia atrás y recordar todos los momentos felices que hemos vivido gracias a nuestra profesión. El pasado es la clave de nuestro futuro y tenemos motivos para ser optimistas. ¡Hay mucho petróleo por encontrar!

Hoy, sin embargo, muchos colegas perdieron su empleo y tal vez muchos más se quedarán desempleados en los próximos meses. Las empresas van a producir petróleo y gas a menores costos, de tal manera que sobrevivan vendiendo un barril de petróleo a US$60-75. Eso es posible, pero todos tenemos que contribuir.

Estos tiempos difíciles llaman más que nunca a la unión gremial, buscando entre todos canalizar y dar respuesta a las inquietudes de nuestros agremiados, construir estrategias conjuntas que muevan nuestra industria de exploración de hidrocarburos a salir adelante, a fortalecer nuestros nexos con otras asociaciones y a ser más versátiles en tiempos de tecnologías más avanzadas de comunicación.

En el tintero quedaron eventos como el Simposio de Exploración de Cuencas SubAndinas, el Programa de especialización en geología del petróleo, los field trips, etc. Somos conscientes que una reducida junta electa no logrará esto en un año de trabajo, será necesario el concurso de nuestros colegas por medio de comités, correos electrónicos, comunicaciones, que permitan llevar a cabo estas y otras grandes tareas.

José María Jaramillo

Los invitamos a ser parte de esta asociación y a ser parte de la solución a una necesidad no solamente gremial, si no nacional en exploración de hidrocarburos, intentando mantener el posicionamiento de la ACGGP que actualmente tiene como referente latinoamericano.

Cordial saludo,

José María Jaramillo Presidente ACGGP 2015-2016 Un abrazo para todos.

3

JUNTA DIRECTIVA

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

José María Jaramillo

Junio de 2015

José María Jaramillo Presidente

Eduardo López Ramos Tesorero

Ingeniero Geólogo (1971), MA (Rice University, 1976), PhD (U. Houston, 1980). 25 años de experiencia en la industria del petróleo (Exxon, TOTAL, LAEFM) en Colombia y Malasia.

Su experiencia en la industria ha sido principalmente en el área de la exploración y el desarrollo de campos de petróleo incluyendo el Análisis de cuencas con métodos geoquímicos y geofísicos; la adquisición sísmica, procesamiento y especialmente interpretación de sísmica 2D y 3D. Profesor de la Universidad Nacional desde 1971, Director del departamento de Ciencias de la Tierra (UN, sede de Medellín). Profesor de cátedra desde octubre de 1981 en el departamento de Geociencias (UN, sede de Bogotá). Áreas de interés: Exploración de petróleo, Interpretación de datos sísmicos, Geología del petróleo, Análisis de cuencas, Estratigrafía sísmica, Geoquímica inorgánica y orgánica, Geocronología, Termocronología, Petrología ígnea, metamórfica y sedimentaria.

Geólogo egresado del Departamento de Geociencias de la Universidad Nacional de Colombia, sede Bogotá, con 20 años de experiencia. Recibió su título de Master en Ciencias de la Tierra en la Universidad Nacional de Colombia en el 2004 por su trabajo ‘Evolución tectosedimentológica cenozoica del área de Medina-San Luis de Gaceno’ y en el 2009 el título de Doctor de la Université de Nice-Sophia Antipolis (Francia), por su trabajo ‘Evolución tectosedimentológica de cuencas de antearco en el SW de Colombia y N del Ecuador”. Trabajó en Ingeominas por nueve años realizando actividades de cartografía geológica en diversos sectores del piedemonte de la cordillera Oriental, sur de Bolívar y piedemonte del Putumayo. También estuvo involucrado en proyectos como ‘Atlas of Structural Styles of the Upper Crust of Colombia’. Desde el 2009 se vinculó a ECOPETROL liderando el grupo de estudios regionales hasta el año 2012, diseño del proceso exploratorio para ECOPETROL durante el 2013, participó con el grupo de Near Field Exploration en estudios integrados en el valle superior del Magdalena y piedemonte durante el 2014 y actualmente desarrolla estudios semirregionales para exploración del offshore Caribe de Colombia. En su rol de tesorero de la asociación, espera apoyar la construcción del Manual de las NIF, identificar procesos que deban estructurarse en las actividades diarias de la asociación y apoyar la construcción del plan estratégico.

Eduardo López Ramos

Juan Fernando Martínez Vicepresidente Técnico

Claudia Dueñas Editora

Especialista en Gerencia de hidrocarburos de EAFIT y en Alta Gerencia de Hidrocarburos de la U. Sergio Arboleda. Ingeniero geólogo de la Universidad Nacional – Escuela de Minas, Magíster en estudios Políticos de la Pontificia Universidad Javeriana, y Especialista en gerencia de hidrocarburos de EAFIT y en Alta Gerencia de Hidrocarburos de la U. Sergio Arboleda. Cuenta con veintiocho (28) años de experiencia profesional en el sector petrolero; 16 años en ECOPETROL, como geólogo de exploración; 10 años de consultor y 3 años como VP Técnico de la ANH.

Ingeniera geóloga de la Facultad de Minas de la Universidad Nacional del Colombia con Maestría en ciencias en Geofísica de la Escuela de Minas de Colorado, con 10 años de experiencia en la industria del petróleo. Inició su experiencia laboral como analista júnior de procesamiento sísmico con Petroseis - Colombia. Trabajó como geofísica intérprete en campos del piedemonte colombiano, Petromonagas en Venezuela y en exploración para aguas profundas en el Caribe colombiano con las empresas BP-Exploration por cinco años y Equion por año y medio. Actualmente, trabaja como Geofísica de Exploración en Colombia para Occidental en el área de los Llanos. Su especialidad es interpretación geofísica quantitativa y qualitativa para ambientes clásticos.

Ha recibido varios premios incluyendo la beca Fulbright-Ecopetrol (2012), Mención excelencia Ricardo Lleras Codazzi (2005).

Juan Fernando Martínez

Adolfo León Bolívar Vicepresidente Administrativo

Adolfo León Bolívar

4

Geólogo de la Universidad Nacional de Colombia, sede Bogotá, con 42 años de experiencia. Se inició como geotecnista, Represa de Urrá, en Geocolombia. En ECOPETROL desde 1975 hasta 1999, como geólogo y geofísico desarrolla su carrera profesional ocupando las jefaturas de los departamentos de Prospección Geofísica, Estudios Regionales, Servicios Técnicos, Operaciones y Contratos; Jefe División Recursos Tecnológicos y de Exploración y Producción en el ICP, hasta Gerente Técnico de Exploración. Exploró para producción de hidrocarburos todas las cuencas sedimentarias de Colombia, indistintamente diseñó, supervisó, interpretó y administró más de un centenar de programas sísmicos y evaluó varias cuencas sedimentarias. Descubrió los campos petrolíferos de Apiay, Suria, Guayuriba, Guatiquía, La Libertad y Libertad Norte en los Llanos Orientales, Gala en el VMM y participó en los descubrimientos de los Campos Peroles, Nutria y Lisama en el VMM. Exprofesor de cátedra: Geología Estructural, U. de América y Consultor en E&P de hidrocarburos. Ocupó los cargos de Presidente, Vicepresidente Administrativo y Tesorero de la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petroleo, ACGGP; Tesorero del Consejo Profesional de Geología; Fiscal de AGUNAL y Bull Scout compañías Petrolera.

Claudia Dueñas

Manuel Rodríguez Secretario Manuel Rodríguez Ramírez, Geólogo egresado de la Universidad Nacional de Colombia en el año 2006. Trabajó en el área de Exploración y Nuevos Negocios de Perenco desde el 2006 hasta el 2011. Se desempeña como Geólogo consultor y Socio de las empresas DCX, OIURU Corp., ADHAMAS S. A. S. y Proyectos Sísmicos Ltd. Actualmente se encuentra realizando sus estudios de MBA INALDE en la Universidad de la Sabana.

Manuel Rodríguez

5

DISTANCIAS

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Junio de 2015

Cálculo de distancias seguras para operaciones sísmicas Checa, Jaime; Sánchez, Mauricio; González, Zarko.

se puede reescribir la ecuación de la siguiente manera:

Donde la cantidad Dr se conoce como distancia reducida y permite hallar una relación entre distancia y vibración mientras la carga se mantiene relativamente constante.

1. RESUMEN

L

as distancias mínimas a elementos sensibles establecidas en diversas normas nacionales relacionadas con la prospección sísmica han sido objeto de intensa discusión en diferentes escenarios, sin que hasta el momento en nuestro país se haya dado un tratamiento técnico suficientemente riguroso al tema. El presente artículo resume de manera brevísima algunos de los conceptos involucrados en la determinación de estas distancias, abordando los fundamentos teóricos y complementando la discusión con mediciones reales en el terreno.

En el estudio de Persson et ál. se determinan unos valores de a, b de 1729 y -1.6, respectivamente.

A manera de ejemplo podríamos calcular la PPV esperada para una detonación de 6 kg de explosivo a 100 m de distancia así:

Efecto de la frecuencia

2. MARCO TEÓRICO El daño producido por las detonaciones utilizadas en la minería sobre estructuras de todo tipo es un tema que ha sido estudiado profundamente por más de 80 años y existe abundante literatura que describe con lujo de detalles la forma de acometer esta problemática desde una perspectiva técnica.

Se ha establecido claramente que la velocidad de las partículas —PPV— es el parámetro que se puede asociar al potencial daño sobre una estructura como resultado de una vibración. En Rock blasting and Explosives Engineering, Persson y sus coautores plantean la siguiente ecuación que relaciona la velocidad pico de partículas con el tamaño de la carga y la distancia. Ver figura 1.

Donde PPV: Velocidad pico de partículas en mm/s D: Distancia de la fuente en m W: Carga explosiva en kg a y b: Coeficientes que dependen de las condiciones particulares de cada área y se determinan experimentalmente

Alternativamente podríamos despejar la distancia y obtener la siguiente expresión:

La ecuación [2] es útil para encontrar la distancia mínima requerida para mantenerse por debajo de cierto nivel de PPV, dada una cierta carga. Esta relación se ilustra en la figura 2, construida con los valores de Persson (a = 1729 y b = -1.6). Aquí se puede observar, por ejemplo, que para mantenerse por debajo de una velocidad de vibración de 10 mm/s, las distancias seguras son las que se relacionan en la Tabla 1. Nótese cómo un aumento de 4 veces en la carga (de 2 a 8 kg) conlleva a la duplicación de la distancia (de 35 a 71 m).

Si en [1] hacemos

Figura 1. Influencia del tamaño de la carga en la relación PPV contra distancia

6

Figura 2. Distancia de seguridad dado cierto valor de PPV, para diferentes cargas.

Tabla 1. Distancias mínimas teóricas para no sobrepasar un nivel de vibración de 10 mm/s, para diferentes cantidades de carga

Las investigaciones han establecido que la frecuencia de vibración de las partículas del terreno es el otro factor que interviene en la generación de daño, siendo potencialmente más destructivas las bajas frecuencias

Figura 3. Límites permisibles para la PPV, según la frecuencia de vibración. La norma mexicana NOM-026-SESH-2007 (línea roja) es específica para el caso de la sísmica

4. APLICACIÓN PRÁCTICA

3. REGULACIONES INTERNACIONALES

Con el fin de comprobar la validez del marco teórico referido, se presentan acá dos experimentos con diferentes fuentes, orientados a: 1. Medir la velocidad de partícula generada por una fuente para varias distancias y su frecuencia asociada.

2. Verificar la relación entre PPV y distancia.

Las mediciones se tomaron usando un sensor de tres componentes SUMMIT M VIPA, diseñado especial-mente para este tipo de monitoreo. El sensor permite la lectura del valor de PPV en cada una de las tres componentes de movimiento, así como las frecuencias a que están asociados dichos valores pico. Figura 4

Sin excepción, todas las normas internacionales reconocen a la Velocidad Pico de Partículas como el parámetro que debe regularse para prevenir la ocurrencia de daño. La regulación consiste, entonces, en especificar un límite para la PPV. Dicho límite suele ser más restrictivo para las frecuencias bajas, de manera que generalmente se especifica como una línea escalonada, por debajo de la cual el usuario debe mantenerse. La figura 3 contiene una selección de varias de las normas internacionales vigentes y que son de amplia aplicación. Se destaca la norma mexicana, que fue adoptada en 2007, y está contenida en la norma técnica NOM-026, por la cual se regula la prospección sísmica en territorio mexicano.

Figura 4 Sensor DMT de tres componentes, especialmente diseñado para mediciones de PPV.

7

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

CASO 1. CAÍDA DE UN PESO

CASO 2. FUENTE VIBRATORIA

En este caso la fuente es la caída de una pequeña roca desde una altura aproximada de 1.5 metros. Se midieron las vibraciones sobre un piso de cemento, variando las distancias entre 1 m y 30 m.

La figura 5 superior muestra los valores de PPV graficados contra la frecuencia dominante. Las frecuencias varían entre 20 y 40 Hz y presentan relativamente baja dispersión.

Por su parte, la figura 5 inferior, ilustra la relación entre las distancias y el nivel de vibración. El uso de la escala log-log evidencia claramente un comportamiento lineal, que puede caracterizarse por la ecuación

Se utilizaron dos vibradores sísmicos INOVA tipo UNIVIB. Se vibró con un barrido lineal de 12 segundos entre 8 y 80 Hz, usando un 50% de la fuerza. Se midieron los valores de PPV para distancias entre 2 m y 100 m del elemento de interés, usando primero un solo vibro y después los dos simultáneamente, previa verificación del sincronismo. Finalmente, se realizaron algunas medidas utilizando los dos vibros simultáneamente al 75% de la fuerza.

Para el caso de una fuente vibratoria con un solo UNIVIB operando al 50% de la fuerza. La figura 6 muestra los gráficos de PPV contra frecuencia y PPV contra distancia, en escala loglog. En el primero de ellos se aprecia cómo los valores de frecuencia se encuentran preferentemente en el rango de 20 a 40 Hz. La norma mexicana indicaría para estos datos un límite de PPV de 15 mm/s aproximadamente.

Por su parte, el gráfico de PPV contra distancia, exhibe una clara tendencia lineal que permite determinar la ecuación analítica correspondiente.

Dicha línea nos indica que la distancia de seguridad, para garantizar un PPV menor de 15 mm/s es de 2.5 metros aproximadamente. Nótese que esta distancia es considerablemente menor que la distancia especificada en muchas de las regulaciones colombianas.

El mismo análisis realizado para el caso de dos UNIVIB operando simultáneamente al 50% fuerza, arroja resultados similares al igual que el caso de dos vibros operando al 75% de la fuerza. La figura 7 muestra los tres casos en un solo gráfico, donde se evidencia el comportamiento esperado de la línea recta, que es un desplazamiento hacia la derecha a medida que se incrementa la energía. Para el mismo límite de 15 mm/s la distancia segura para usar dos vibros al 75% pasa a ser del orden de 7 metros.

Los datos medidos confirman el comportamiento esperado

Figura 5. Valores de PPV contra frecuencia para el caso de la caída de peso. Los valores de frecuencia están entre 20 y 40 Hz. Se incluye, como referencia, la línea correspondiente a la norma mexicana.

8

Junio de 2015

Como parte del experimento se realizaron mediciones de vibración ocasionada por algunas detonaciones de sismigel en un programa de adquisición sísmica. Para cargas máximas de 1.800 gramos a distancias entre 100 y 150 m, los valores de PPV no sobrepasaron los 3 mm/s, estando muy por debajo de las vibraciones máximas especificadas en la mayoría de las regulaciones internacionales.

La literatura que existe contiene información adicional relativa a la vulnerabilidad de diferentes elementos como tuberías, pozos de agua, puentes, tanques, etc.

AGRADECIMIENTOS

Caso 1. Una roca de aproximadamente 5 kg de peso se deja caer desde una altura de 1.5 m a distancias sucesivamente mayores del sensor.

El autor desea agradecer a los geofísicos Mauricio Sánchez y Zarko Gonzalez por su ayuda en el diseño, concepción e implementación de las pruebas, a PETROSEISMIC SERVICES S.A. por haber facilitado los UNIVIBs y a DMT por el amable préstamo del sensor.

Especial agradecimiento a la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo.

Figura 6. Gráfico de PPV contra frecuencia, para el caso de un UNIVIB con 50% de la fuerza. Las frecuencias en su mayoría se encuentran entre 20 y 40 Hz. En este caso la norma mexicana especifica un límite máximo de PPV cercano a 15 mm/s.

5. COMENTARIOS FINALES En los dos casos analizados se comprueban las relaciones esperadas entre distancia, energía y nivel de vibraciones. Esto comprueba que la determinación de distancias seguras es un proceso medible, que puede y debe estar exento de apreciaciones subjetivas.

No existe en Colombia una norma que especifique niveles de vibración admisibles. Existen numerosos trabajos de análisis de vibraciones en Colombia (especialmente relacionados con actividades de minería) que se remiten a las normas internacionales citadas. Sería importante que se acometieran campañas de mediciones de PPV en diferentes áreas y sobre diferentes escenarios geológicos con el fin de ampliar la base de conocimiento y estar en capacidad de formular nuestra propia regulación.

Figura 7. Líneas PPV contra distancia para los tres niveles de energía aplicada.

Obsérvese el desplazamiento hacia la derecha de la línea a medida que se incrementa la energía.

Para todos ellos se realizan análisis, como los que hemos ilustrado en este artículo, para determinar las distancias seguras. Vale la pena no perder de vista que las detonaciones usadas en sísmica son órdenes de magnitud más pequeñas que las voladuras utilizadas habitualmente en minería y que su impacto está muy lejos de llegar a producir impactos catastróficos como se ha querido hacer ver desde algunos sectores desinformados

Caso 2. Fuente utilizando dos UNIVIB de 26.000 lb. La prueba se realizó en cercanías de la población de Sopó, en Cundinamarca. Se registraron vibraciones a distancias variables entre 2 y 100 metros de un bebedero de concreto. Se vibró con barrido lineal de 12 segundos de duración entre 8 y 80 Hz.

BIBLIOGRAFÍA Benjumea, J. Vibraciones causadas por actividad humana: caracterización, efectos y manejo en la Ingeniería Civil. Universidad del Valle, 2003.

Duvall, W.; Fogelson, D. Review of criteria for estimating damage to residences from blasting vibrations. EE. UU. Bureau of Mines, 1968.

Persson, P., Holmberg, R., Lee, J. Rock Blasting and Explosives Engineering, 1993.

Siskind D. E., Stagg M. S., Kopp J. W., and Dowding C. H., Structure Response and Damage Produced by Ground Vibration from Surface Mine Blasting”, RI 8507, Bureau of Mines, Report of Investigations, 1980.

9

MACROECONOMIA

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Junio de 2015

¿HACIA DÓNDE VA EL PRECIO DEL CRUDO? Escrito por Rubén Arismendy MSc. Basin & Petroleum System MBA Oil & Gas Management ruben.arismendy@gmail.com

L

a caída en el precio del petróleo ha impactado la economía mundial con dos lados de la moneda. En uno, los países importadores (China, Japón, India, UE entre otros) han sido beneficiados con los bajos precios; por otro lado los países productores incluyendo Venezuela, Ecuador y Colombia, han visto su economía fuertemente afectada.

Los principales elementos en la caída de precios han sido identificados: US ha doblado su producción - Shale Oil-, desaceleración económica en países importadores (Mercado Asiático), pico histórico -en 80 años- en inventarios de crudo en US y por último el interés de la OPEP por mantener su participación en el mercado, negándose a cortar producción.

Entender la dinámica actual de la industria, obliga a dar una mirada al comportamiento histórico de los precios del petróleo y la variedad de factores a tener en cuenta al momento de predecir futuros comportamientos.

Pero qué controla el precio del crudo?, La respuesta más obvia seria relación Oferta-demanda, y de hecho lo es, pero está fuertemente influenciada por factores geopolíticos asociados principalmente a los países productores. Por lo tanto, si hacemos un recuento del comportamiento de los precios del cru-

do en los últimos 10 años, encontramos una gran variedad de factores Geopolíticos que han impactado directa o indirectamente la relación Oferta-Demanda y como consecuencia el precio del crudo (Figura 1). Es aquí en donde yace la incertidumbre asociada a la predicción en el futuro comportamiento de los precios del crudo, ya que predecir la estabilidad política en los principales países productores es complejo y se podría decir que no solo se necesita un estudio detallado de las variables, sino también y en muchos casos una bola de cristal.

Gráfica 1. Precios históricos del crudo (precio SPOT promedio anual WTI).

Fuente: BP Statistical Review of World Energy.

Es claro que precios de US$ 100 /Barril serán difíciles de alcanzar en el corto a mediano plazo, esto al menos bajo estabilidad política en los principales países productores. Al mismo tiempo se escuchan opiniones que van desde altos ejecutivos con predicciones positivas y analistas que plantean escenarios menos alentadores. Estas predicciones advierten precios para el segundo semestre del 2015, que pueden llegar a los US$50/barril hasta los US$80/ barril en el mejor de los casos.

A pesar que los precios han mostrado una mejoría desde su agresiva caída a finales del 2014 (más de 40%), desde el punto de vista de Oferta-demanda, la producción en US continua aumentando dejando claro que el momentum ganado por el fracking es aún mayor del esperado por el mercado, en particular por Arabia Saudita y los miembros de la OPEP. Es así que la producción de petróleo en el primer semestre del 2015 parece estar creciendo a pesar de los bajos precios.

Consecuentemente, la historia ha mostrado que es posible que ocurra una subida abrupta en los precios influenciada por factores geopolíticos (p. ej. Guerra Irán-Iraq 1980, Guerra del Golfo 1990). Para el caso actual, el ISIS (Estado Islámico), que hasta el momento ha usado el crudo para financiar sus actividades, podría generar incertidumbre, impactando el mercado. Es así, como el crecimiento del poder de esta organización, la ha llevado a convertirse en una potencial amenaza para el medio oriente y en particular para Arabia Saudita, lo cual podría acelerar una posible intervención de occidente.

Podemos concluir que a pesar que la actual crisis del petróleo ha estado controlada por la relación Oferta-Demanda, no se puede dejar de lado la posibilidad de un giro inesperado, esta vez controlado por factores geopolíticos que generen inestabilidad en países productores (Medio Oriente). Por lo tanto, las predicciones del comportamiento de los precios podrían ser re-direccionadas por eventos que creen incertidumbre en el mercado. No obstante, este impacto y aumento en los precios podría ser amortiguado por el escenario de producción actual, ya que no se afectaría los precios del crudo de la misma forma que hubieran sido afectados hace algunos años atrás, antes de la entrada del Shale Oil.

Figura 1. Línea de tiempo de los principales factores macroeconómicos y geopolíticos que han impactado el precio del crudo.

10

11

Nepal Earthquake Written by Prof. Paul Tapponnier Earth Observatory of Singapore, Nanyang Technological University 50 Nanyang Avenue N2-01a-09 639798 Singapore Tel.: +65 6592 1714 tappon@ntu.edu.sg

T

he 25 April 2015 Gorkha Earthquake, a magnitude 7.9 event, and its largest aftershock of magnitude 7.3 (on 12 May 2015) have devastated a region of north central Nepal about 150 km long (≈ E to W) and 40 km wide (≈ N to S) along the front of the high Himalayas, roughly between the Anapurna and Everest ranges.

As of today (26 May, ≈ one month after the main shock), a large number of aftershocks with magnitude > 4.5 have been recorded and are still occurring, among which 5 with magnitudes > 6. The main shock was a relatively deep (10 km) mid-crustal event, which did not reach the surface (no ground breaking rupture).

This is therefore a so-called blind earthquake, during which the relatively shallow, Lesser Himalayan rocks moved southwards towards the Ganges plain, “overthrusting” the deeper, northwards diving, Indian plate basement below.

The (focal) mechanism of the earthquake, as well as the location and distribution of the aftershocks indicate that the thrust fault that moved during the main shock dipped (plunged) relatively gently northwards, by at most 7 degrees. Up to 4 meters of south directed horizontal movement was recorded by a handful of GPS stations at the surface.

The 25 April earthquake caused extensive damage to historical monuments and temples, as well as to poorly constructed buildings and houses in Kathmandu and its surroun-

12

Figure. Map of the Mw~ 7.9 mainshock of 25 April 2015 and its Mw~7.3 aftershock on 12 May 2015 (red stars), with more ancient (since 1830) great and large earthquakes (white stars) along Main Himalayan Thrust.

Junio de 2015

IBA ESTUDIANTES

NEPAL

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Colombia en el Imperial Barrel Award (IBA) Por Claudia Dueñas. Editor ACGGP

E

l Imperial Barrel Award Program de la AAPG es una competencia anual para estudiantes de Geociencias, donde realiza una evaluación de la prospectividad de alguna cuenca en el mundo. Equipos de diferentes universidades en el mundo compiten por fondos para sus departamentos de Geociencias y por un reconocimiento a nivel internacional. Esta competencia es subdividida inicialmente por regiones y este año Colombia fue representada por la Universidad Nacional (Bogotá y Medellín), Universidad de los Andes, EAFIT y UPTC en la competencia para Latinoamérica.

El ganador de este año fue la Universidad de Simón Bolívar de Venezuela, y el segundo lugar lo obtuvo la Universidad de los Andes, con los estudiantes Henry Mauricio Martínez, Juliana Ayala, Manuel Ariza y Hamed Diab, los cuales fueron dirigidos por el Profesor José María Jaramillo (Presidente de la ACGGP).

Algunos de los estudiantes que participaron en la competencia destacaron la labor de sus profesores y sus departamentos para el desarrollo de sus trabajos. “El equipo recibió gran apoyo de la universidad, en especial, de nuestro advisor, el profesor Dr. Luis Antonio Castillo López, ya que siempre estuvo dispuesto a enseñarnos y resolvernos las dudas que tuvimos. Además, los docentes nos colaboraron en temas específicos de

sus áreas, nuestros compañeros hicieron aportes para la presentación y el Departamento de Geociencias nos apoyó para la asistencia al evento”, dice Ruth Robayo (estudiante de Geologia de la UNALBogotá).

Queremos felicitar a todos los estudiantes colombianos por llegar a este nivel de la competencia, demostrando así que la educación colombiana en Geociencias es de alta calidad y esperamos que la comunidad geocientífica que trabaja en la industria de hidrocarburos siga apoyando estas actividades con los estudiantes en próximas competencias.

ding basin. Together with the 12 May earthquakes and the other largest aftershocks, it ruined many mountain villages north, east and west of Kathmandu.

Numerous rockslides were triggered by the earthquakes, the largest one on 12 May. The total number of victims is now rising towards 9000.

The April 25 event is the largest and most devastating earthquake in the Nepal Himalayas since the great January 1934, M 8.4, Bihar-Nepal earthquake, which killed ≈ 16000 people in India and Nepal. It appears to have struck a region that was already severely shaken by a comparable event in 1833.

The ≈ 200 km wide region of the Lesser Himalayas and Siwaliks located to the south and west of the 25/4/2015 Gorkha event epicentral area, all the way to Pokhara, has apparently not been shaken by a great earthquake since that in 1344 AD, 641 years ago. It thus remains capable of generating an M 8+ event, larger than that on April 25, and may now be one of the most seismically dangerous zones along the Main Himalayan Thrust in the decades to come. This is an ominous threat, that must be taken seriously into account, despite the fact that earthquakes remain fundamental unpredictable.

13

ZONAS FRANCAS

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Junio de 2015

Zonas francas permanentes costa afuera en Colombia Un desafío para enfrentar los nuevos retos económicos del país Por: Ángela Mireya Pineda angela.pineda@ecopetrol.com.co Staff de la Vicepresidencia de Exploración de ECOPETROL S. A. Carrera 7 No. 32-42 Torre Norte-Edificio San Martín Piso 10 Bogotá - Col.

A

nivel mundial, las zonas francas costa afuera, existen en países como Irlanda, Singapur, Emiratos Árabes Unidos, DubáiZona Franca Jebel Ali, India, Estados Unidos de acuerdo con lo manifestado por la firma Araújo Ibarra¹, estas zonas francas han sido empleadas como un instrumento de inversión para impulsar la actividad costa afuera y por esta razón son ejemplo de aplicación para nuestro país, es así que vale la pena hacernos las siguientes preguntas: ¿Qué son las zonas francas en Colombia?

Las zonas francas de creación legal, son áreas geográficas delimitadas del territorio nacional en donde se desarrollan actividades

industriales de bienes y servicios o actividades comerciales bajo una normatividad especial en materia tributaria, aduanera y de comercio exterior (Ley 1004 de 2005 art. 1), con la expedición del Decreto 2682 del 23 de diciembre de 2014.

Colombia tendrá zonas dedicadas exclusivamente a las actividades de evaluación técnica, exploración y producción, logística, compresión, transformación, licuefacción de gas y todas las demás actividades relacionadas directamente con el sector de Hidrocarburos costa afuera”. Esto generó que las compañías operadoras de los contratos firmados con la ANH (Usuario Industrial de la Zona Franca) en áreas costa afuera, revisaran la relación costo-beneficio de

da al cumplimiento de los compromisos con la ANH por un valor igual o superior a (150.000 S.M.M.L.V.) aproximadamente US$40.000 y crear y mantener por lo menos treinta (30) nuevos empleos directos. ¿Una oportunidad?

Con la posibilidad de establecer zonas francas permanentes para las actividades costa afuera y la necesidad de generar economías de escala, creación de nuevos empleos, atraer inversión extranjera, se hace

necesario que toda la industria (operadores, socios de los Joint Venture, compañías contratistas y Gobierno) trabajen mancomunadamente para hacer uso de este instrumento económico de manera eficiente y eficaz con estándares que evidencien un alto nivel de competitividad, ya que como lo plantea el Decreto 2682 de 2014 “Los proyectos costa afuera exigen cuantiosas inversiones a largo plazo que requieren un marco fiscal y regulatorio competitivo a

(ANH: Agencia Nacional de Hidrocarburos Colombia)

este nuevo instrumento económico desde la etapa de evaluación técnica, exploración y producción, dicho análisis incluyó la revisión de los cronogramas de actividades, las obligaciones establecidas con la ANH, los costos de cada actividad, las valoraciones económicas, con el fin de verificar los beneficios económicos de carácter directo para el operador del contrato con la ANH o beneficios indirectos aquellos que se reciben a través de las compañías que suministran bienes y servicios a la operaciones costa afuera (Usuario Industrial de Bienes y Servicios), los beneficios en cada costo presupuestado en los planes de trabajo ya sean de tangibles o intangibles.

El desarrollo de zonas francas permanentes en Colombia es una nueva herramienta que se espera apalanque la actividad de exploración y explotación de hidrocarburos costa afuera, siguiendo las mejores prácticas desarrolladas en países con intensa actividad en el Off Shore.

Estos son algunos de los ejemplos de la actividad desarrollada en Off Shore Colombiano.

Pozo Mapale-1, 2012 (pozo perforado por Equión Energy, asociado con Ecopetrol S. A. y Petrobras).

¿CUÁLES SON LOS BENEFICIOS FISCALES? IMPUESTO

ZONAS FRANCAS PERMANENTES COSTA AFUERA

Impuesto a la renta

Tarifa única 15%

25%

9%

9%

Sobretasa CREE

0%

7%

14

operador del contrato suscrito con la ANH acredite que desarrollará exclusivamente su objeto social dentro de una o varias zonas francas, los programas y planes según lo establecido en el contrato, las licencias

Se adquirieron datos del Site Survey, Bloque RC-9, octubre 2013. Embarcación Poseidón (Ecopetrol - operación asociado con ONGC Videsh).

ZONAS FRANCAS GENERAL

Impuesto de renta sobre la equidad CREE

¿Cuáles son los requisitos para acceder a zonas francas costa afuera?

Para crear una zona franca permanente costa afuera en Colombia, se requiere entre otros requisitos, un contrato firmado con la ANH, que el

nivel internacional”. De igual forma se requieren altos niveles de tecnología, uso de estándares internaciones en aspectos ambientales y de seguridad y, por supuesto, mantener la seguridad jurídica, por esta razón es necesario que Colombia continúe adoptando las mejores prácticas e instrumentos internacionales para enfrentar los nuevos retos económicos del país.

o permisos ambientales requeridos para desarrollar las actividades costa afuera, una vez declarada la zona franca permanente costa fuera y dentro de los seis (6) años siguientes realizar una nueva inversión asocia-

Fuente: Araújo Ibarra, presentación Campetrol, Febrero 4 de 2014.

Pozo Orca-1, 2014 (pozo perforado por Petrobras asociado con Ecopetrol S. A. y Repsol).

En perforación pozos 2015 (por Anadarko, asociado con Ecopetrol S. A.).

15

CONFERENCIAS

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Junio de 2015

Geología de la Zona Proximal de la Rampa de Carbonatos Jurásica – NE del Golfo de México (29–Enero)

I

L

16

(19 de febrero) Por: Lucila Morales - Msc Petroleum Geoscience - Basin Evolution Royal Holloway Univ. of London

Por: Juan Carlos Llinás PhD juan.llinas@ecopetrol.com.co

a formación Smackover del Jurásico tardío (oxfordiano) es una de las unidades más prolíficas en producción de hidrocarburos en la llanura costera del NE del golfo de México. En las subcuencas de Cunecuh y Manila, en el SW de Alabama se acumularon sedimentos carbonáticos someros de esta unidad, asociados a paleo-altos de basamento paleozoico formando un play propio de las zonas más proximales de la cuenca jurásica del golfo de México.

Los ambientes deposicionales identificados en este play, con base en la observación de núcleos convencionales y registros de pozo, van desde un ambiente somero bajo el nivel base de acción de olas, arrecifes microbianos tipo trombolitos, depósitos de frente de playa (shoreface), complejos de bancos de arena (shoals) y albúferas (lagoons), y llanura de mareas y sabkha en la parte más superior de la secuencia. La distribución de estos sedimentos ha sido ilustrada en modelos geológicos tridimensionales para las áreas de los campos de Vocation y Appleton.

Análisis petrográficos convencionales revelan que estos depósitos han sido afectados por una compleja historia de procesos diagenéticos que se iniciaron poco después de su acumulación, modificando sus propiedades petrofísicas. Intensa dolomitización, la cual afectó la sección completa del Smackover en pozos perforados sobre paleo-altos de basamento constituye el más impor-

Interplay between diapir growth and reservoir deposition, offshore North Gabon

n the offshore Gabon Basin, the areas surrounding Eyan and Ompoyi diapirs record the development of structures resulting from local salt deformation in post-salt sediments of Late Cretaceous to Recent age.

tante evento diagenético desde el punto de vista de mejoramiento de la calidad de reservorio incrementando la permeabilidad, conectando mediante la generación de porosidad inter-cristalina. Sin embargo, la correlación de porosidad y permeabilidad contra ambiente deposicional demuestra que la textura original de la roca es el principal control en la distribución de los reservorios. La mejor roca almacenadora está conformada por doloboundstone de trombolitos que identifican grandes crecimientos microbianos y dolograinstone a dolopackstone de ooides y oncoides depositados en ambientes de frente de playa y bancos de

arena. Un tercer tipo de reservorio es dolostone cristalino el cual es principalmente diagenético en origen.

En las áreas de estudio la secuencia deposicional del Smackover ocurrió durante la parte tardía de un periodo transgresivo y la subsecuente fase regresiva. En estas zonas marginales muy cercanas al pinchamiento updip del Smackover, su acumulación fue el resultado de la compleja interacción de variables globales y regionales como son eustacia y subsidencia termal y factores locales como paleo-topografía, y productividad de carbonato la cual está fuertemente relacionada con las paleo condiciones ambientales.

Detailed salt deformation and stratigraphic analysis of a 3D PrSDM seismic survey in the area affected by the Ompoyi and Eyan diapirs indicates a first stage of passive growth by downbuilding. This controls the creation of concentric depocentres in Ompoyi and the development of two different halokinetic sequences in the flanks of each diapir during the Late Cretaceous and Paleocene.

After erosion in the Oligocene, a second stage of deposition in the Late Tertiary took place and regional compression caused continued growth of Eyan and the rejuvenation of Ompoyi, which had been buried since the Eocene.

The different halokinetic sequences indicate continued deformation with broad folding on the flanks of Eyan, and a narrow and high angle belt of deformation in Ompoyi’s flanks that may be related to sedimentation.

This, associated to the rim synclines in the flanks, results in the development of turbidite reservoirs around Ompoyi.

Rejuvenation of Ompoyi in the Late Tertiary caused normal faulting and a horst at its crest giving rise to a fractured chert reservoir, and the compression of its stem, likely allowing the accumulation of hydrocarbon in the turbidites beneath the diapir.

This study provides an evolutionary model of the megasequences and their interplay with diapir growth, and a detailed analysis of structures and deformation that affect the development of reservoirs in the study area.

Las áreas alrededor de los Diapiros Eyan y Ompoyi, al norte de la Cuenca offshore de Gabón, muestran el desarrollo de estructuras, resultado de la deformación salina local sobre los sedimentos post-salinos desde el Cretácico tardío hasta la edad actual.

to de Ompoyi, el cual había sufrido enterramiento desde el Eoceno.

Las diferentes secuencias halokinéticas indican una deformación continua con plegamientos amplios en los flancos de Eyan, mientras en los flancos de Ompoyi se desarrolló un cinturón deformado angosto y de alto ángulo que puede estar relacionado con la sedimentación.

Este cinturón asociado a los sinclinales tangenciales “rim sinlcines” en los flancos de Ompoyi, se traduce en el desarrollo de reservorios turbidíticos cretácicos cerca al diapiro.

Un análisis detallado de la deformación salina y la estratigrafía del área afectada por los diapiros Eyan y Ompoyi, estudiados en un volumen sísmico en profundidad, indica un primer estadio de crecimiento pasivo por “downbuilding”, el cual controló la creación de depocentros concéntricos en Ompoyi y el desarrollo de dos secuencias halokinéticas diferentes en los flancos de cada uno de los diapiros durante el Cretácico tardío y el Paleoceno. Posterior a la erosión del Oligoceno, un segundo estadio de depositación en el Terciario tardío tuvo lugar y junto con la compresión regional causaron el continuo crecimiento de Eyan y el rejuvenecimien-

Con el rejuvenecimiento de Ompoyi en el Terciario tardío ocurre fallamiento normal y el desarrollo de un “horst” en su cresta que dan lugar a un reservorio de chert fracturado; y a su vez se genera compresión de su tallo, lo que probablemente permitió la acumulación de hidrocarburos en las turbiditas que se depositaron debajo de este diapiro.

Este estudio ofrece un modelo evolutivo de las megasecuencias y su interacción con el crecimiento de los diapiros, y un análisis detallado de las estructuras y la deformación que afecta el desarrollo de los reservorios en el área de estudio.

17

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Junio de 2015

Análisis de la microsismicidad generada en un yacimiento de hidrocarburos por una operación de fracturamiento hidráulico mediante el uso integral de técnicas de sísmica pasiva (26 de marzo) Por: Germán Rodríguez Pradilla

L

as operaciones de estimulación mediante fracturamiento hidráulico son utilizadas comúnmente para aumentar la productividad de reservorios convencionales y no convencionales y garantizar un aumento de la producción del hidrocarburo de interés. Su uso ha aumentado en los últimos años en muchos países, incluyendo Colombia y se espera que siga aumentando en los próximos años.

Desde el punto de vista operacional, el éxito de una operación de fracturamiento puede evaluarse de varias maneras siendo los monitoreos microsísmicos una de las técnicas más utilizadas. Este método puede realizarse con estaciones sísmicas instaladas en superficie o en pozos aledaños y permite estimar el radio de propagación de las fracturas generadas mediante la caracterización de eventos microsísmicos asociados a estas fracturas.

18

Con base en estas necesidades se desarrolló un flujo de trabajo que permite caracterizar microsismos (es decir, estimar la localización, magnitud y mecanismo focal de cada microsismo registrado) a partir de registros sísmicos adquiridos con estaciones instaladas en superficie y obtener así parámetros importantes de una

operación de fracturamiento hidráulico como el volumen de reservorio estimulado, la orientación y anisotropía de esfuerzos horizontales, y una red discreta de fracturas.

Se realizó un estudio de caso donde se implementó el flujo de trabajo planteado en este proyecto para caracterizar microsismos asociados a un fracturamiento hidráulico realizado en un yacimiento de gas asociado al carbón ubicado en la cuenca CésarRanchería, en Colombia. Se instalaron 60 estaciones de superficie alrededor de la cabeza del pozo y se adquirieron registros sísmicos de manera continua antes, durante y después de dicha operación de fracturamiento.

Los registros sísmicos adquiridos fueron procesados implementando un software desarrollado por el autor en ambiente MATLAB, que sigue la metodología de análisis descrita en este documento y que permite cumplir con todos los objetivos planteados.

Petroleum prospectivity of the Nicaraguan Rise and Colombian Basin (23 de abril) Authors: Luis Carlos Carvajal* and Paul Mann, University of Houston. Houston, TX, United States

T

he Caribbean region covers only 0.4% of the world’s surface but has an extremely complex tectonic history due to the interaction of the North American, South American and Pacific plates. To reevaluate the prospectivity of this area, we have used 8,500 km of vintage 2D seismic data acquired in the early 1980s and 3,000 km of high-resolution, deep-penetration 2D seismic data acquired in 2007. The seismic data set was tied to 27 existing exploration wells and five

and oceanic crust where the later has a common Caribbean oceanic plateau basement erupted over a broad area in Turonian time (~90 Ma).

2) The sediment deposition controlled by tectonic events is represented by localized horst and grabens in the Nicaraguan Rise, and major depocenters in Jamaica offshore, Panama offshore and Colombia Basin. 3) We identify key petroleum system elements and processes using geological, geophysical, and geochemical

llow marine carbonate complexes; and reefal buildups. 6) Potential seal rocks include gray calcareous shale, siltstone, and silty shale deposited above regional and local unconformities and as intra-formational facies changes. 7) The complex tectonic history of the area has produced known structural and stratigraphic traps effective for hydrocarbon accumulation where tested hydrocarbon accumulation ranges from 21° to 45° API. 8) Thermal history modeling

ODP and DSDP wells containing a complete set of geochemical, geological and geophysical logs. We have also integrated our interpretation with previous work by Bowland (1993) using UT lines from the early 1980s that effectively expands our study area to cover a 621,000 km2 area of the Nicaraguan Rise and Colombian basin.

Main results include: 1) The Nicaraguan Rise and Colombia basin is characterized by continental, transitional

data integrated into a 3D petroleum system model that includes an Early and Late Eocene / Oligo-Miocene (!) petroleum system. 4) Early and Late Eocene source rocks identified in the Nicaraguan Rise include clayey, calcareous limestone and pelagic shale containing kerogen type II and III with a TOC between 0.85% and 3.74%. 5) Potential reservoirs include transitional to deep marine environments with clastic pinchouts; dolomitized, sha-

based on paleo-heat flows, burial histories, and transformation ratio maps shows that the initiation of hydrocarbon generation began during the Early Oligocene (35 Ma) at ~69 mW/ m2 with an average hydrocarbon expulsion of 7.15 MMBOE per km2 between Eocene source rock intervals. 9) Our proposed model predicts vertical migration in the Nicaraguan Rise with a predicted generation-accumulation efficiency of 3.5%.

19

Paute en ACGGP Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Sus ofertas de empleo

Beneficios A través de nuestra revista ustedes pueden llegar a todos los 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.

20