GEO Petróleo 24

a t s i v e r

ACGGP / Publicación No. 24 / Noviembre de 2015

Noviembre de 2015

p

e

t

r

ó

l

e

o

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Offshore Colombiano: Entrevista a Víctor Ramírez - Líder de grupo de Exploración Offshore (Ecopetrol-Colombia)

Comisión interinstitucional de hidrocarburos Detección de anomalías geobotánicas asociadas a microfugas de hidrocarburos

1

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 fotografía Bigstockphotos ACGGP corrección de estilo Martha Jeanet 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

ENTREVISTA

ACGGP

cih nota

Editora Claudia Dueñas Occidental editor@acggp.org

4 6 8 16 22

Comisión interinstitucional de hidrocarburos

GEOBOTÁNICA

Secretario Manuel Rodriguez Proyectos Sismicos

Víctor Ramírez - Líder de grupo de Exploración Offshore (Ecopetrol-Colombia)

Detección de anomalías geobotánicas asociadas a microfugas de hidrocarburo

CONFERENCIAS

Tesorero Eduardo López Ramos Ecopetrol

Fotografía portada. Emilio Pineda. Isla del Morro - Santa Marta

Mayo -junio - julio agosto - septiembre

CONVOCATORIA

Vicepresidente Administrativo Adolfo León Bolívar CONSULTOR

XIV Convocatoria Fondo Corrigan - ACGGP - ARES

EDITORIAL

Noviembre de 2015

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

Estimados lectores E

n este número compartiremos puntos de vista, análisis y resúmenes de actividades relevantes en torno a la actividad exploratoria nacional, así como de acciones que ha adelantado la ACGGP en diferentes frentes. Inicialmente, deseamos brindar una síntesis de la entrevista al Geólogo colombiano de ECOPETROL, Víctor Ramírez, en torno a la historia exploratoria del offshore Caribe de Colombia, que se constituye en el nuevo punto focal de las grandes compañías exploradoras mundiales, y las posibles estrategias que debería tomar la industria para afrontar la actual crisis de sector petrolero.

También tenemos una nota informativa sobre la Comisión Interinstitucional de Hidrocarburos (CIH), organismo intergremial que ha permitido en el desarrollo de sus actividades, brindar una visión de lo que se debe hacer para superar la crisis exploratoria actual, así como ofrecer al país opiniones fundamentadas técnica y científicamente sobre las diferentes actividades que desarrolla la industria en las operaciones de exploración y producción de petróleo y gas.

Claudia Dueñas

Finalmente, presentamos un resumen de las actividades técnicas que ha adelantado la ACGGP en el último semestre, las cuales se han incrementado en frecuencia, indicando un mayor interés de publicar y compartir información con la industria y academia.

Este es el momento en el que podemos madurar aquellas ideas científicas que han estado esperando el tiempo necesario para ser analizadas en detalle por nosotros los geocientíficos. Debemos estar preparados estratégicamente para desarrollar estas ideas en el momento en que se reactive nuestra industria y así explotar el recurso de manera más eficiente. Es así como los invitamos a compartir opiniones y las últimas investigaciones científicas que nos pueden ayudar a enfocarnos estratégicamente como gremio.

Claudia Dueñas EditoraACGGP 2015-2016

3

ENTREVISTA

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Noviembre de 2015

Offshore Colombiano Entrevista a Víctor Ramírez Líder de grupo de Exploración Offshore (Ecopetrol-Colombia) Por: Claudia Dueñas

N

uestro offshore colombiano ha sido el gran protagonista de buenas noticias para la industria petrolera nacional e internacional en los últimos meses del año. El reciente descubrimiento —ubicado en el bloque Fuerte Sur, entre el golfo de Morrosquillo y el golfo de Urabá— es una noticia importante para nuestro sector, y en esta entrevista a Víctor Ramírez, queremos darle a conocer a nuestros asociados y lectores algo de historia, alianzas estratégicas y futuros retos para el desarrollo del offshore Colombiano. ¿Nos puede hablar de la historia de los bloques offshore en Colombia?

VR. El offshore colombiano se empezó a activar básicamente desde la última década, coincidiendo con la creación de la ANH. En el año 2003, Ecopetrol negoció con la ANH inicialmente el bloque Tayrona, el cual cubría todo el Caribe y en el cual Ecopetrol tenía el 100% de participación. Para el 2004 se contrató el área de los Bloques Fuerte con BHP. Petrobras ingresó como socio al Bloque Tayrona en 2005 y un año después se unió Exxon. Para 2006 fue adquirida sísmica en el bloque Bahía (en área costa fuera entre Santa Marta y Barranquilla) y fue perforado en el año 2007 el pozo Araza en este sector en compañía de Exxon y Petrobras. Este pozo encontró una columna de reservorio de edad Oligoceno.

Después de estos esfuerzos exploratorios, con sísmica 3D en Fuerte, Bahía y el pozo Arazá, ANH lanzó la denominada Ronda Caribe con bloques RC y se capturó el interés de compañías como BP (en los bloques RC4-RC5), las compañías HESS y Petrobras en los bloques RC6-RC7 y la compañía estatal india ONGC en RC8, RC9 y RC10. Los bloques RC11-RC12 fueron inicialmente tomados por Ecopetrol y en el año 2009-2010, Repsol se unió a Ecopetrol en estos bloques, con un interés motivado por el descubrimiento de Perla en Venezuela.

En el 2012, Equion perforó el pozo Mapalé en la zona de plataforma del área de Cartagena y se encontró una acumulación de gas no comercial. Al sur en los bloques Fuerte, por la salida de BHP, Ecopetrol tomó el 100% de participación y emprendió una búsqueda de socios con capacidad técnica y financiera que le permitiera seguir explorando este sector de la cuenca. La compañía interesada resultó ser Anadarko, con la cual se compartieron los modelos geológicos internos de Ecopetrol, y se logró un acuerdo dado que Anadarko veía similitudes del área sur con sus descubrimientos recientes en Mozambique. Con el objeto de mantener la posición sobre los plays identificados en los bloques Fuerte Norte y Fuerte Sur, en la ronda del año 2012, Anadarko y Ecopetrol realizaron la gestión para acceder a los bloques Purple Angel, Ura-4 y el TEA Col5.

En cuanto al bloque Tayrona, Ecopetrol, Repsol y Petrobras decidieron perforar el pozo Orca en el 2014 en el sector más norte, y en el cual se logró en primer descubrimiento de aguas profundas en Colombia, con una acumulación significativa de gas en depósitos clásticos del Oligoceno en un play diferente al análogo inicial de Perla, y se demuestra que el sistema petrolífero es efectivo en la parte más norte del offshore de Colombia.

Al sur del Caribe el consorcio Anadarko-Ecopetrol maduró los prospectos Kronos y Calasu y en el año 2015 se decidió perforar estos dos pozos de manera consecutiva. El pozo Kronos descubrió gas en un reservorio de edad Mioceno su-

Víctor Ramírez. perior con 40-70 metros de espesor a una profundidad 3720 metros. El pozo Kronos probó el sistema petrolífero a 700 km en distancia de Orca, probando la efectividad de los sistemas petrolíferos en dos posiciones diferentes en la cuenca. El play de Kronos está asociado a unas turbiditas en la zona deformada, en el bloque colgante del frente de deformación del Caribe. ¿Qué ha hecho Ecopetrol para evaluar todo el potencial de la cuenca?

Ecopetrol está madurando las oportunidades exploratorias, adquiriendo información técnica y desarrollando modelos del subsuelo para demostrar que además de un sistema biogénico ya reconocido existe la madurez termal adecuada y suficiente para la existencia de uno o varios sistemas petrolíferos asociado a rocas más antiguas (potencialmente del Cretácico) con potencial de generación de hidrocarburos.

La alianza tecnológica de Ecopetrol con compañías de alta experiencia en exploración offshore como Anadarko, Petrobras, Repsol y ONGC avanza con éxito. Estas compañías mantienen su interés en el offshore colombiano y recientemente Ecopetrol se ha aliado con Shell para explorar en áreas de aguas profundas. Igualmente, se destaca la presencia de otros jugadores importantes como Statoil y BG, recién incorporadas a la actividad offshore a través de acuerdos con Repsol y Shell respectivamente.

¿Cuál es el plan de perforación de Ecopetrol en el offshore colombiano?

Ecopetrol, en participación con sus socios, planea perforar en los próximos años los pozos de delimitación de Orca y Kronos, y pozos exploratorios adicionales para probar otros plays postulados en el Caribe.

Molusco en el Bloque RC9 se localiza en aguas someras a 15 km de la plataforma Chuchupa y será el primer pozo operado por Ecopetrol, con la participación como socio de ONGC. Después del año 2017, se planea perforar 3 a 4 pozos A3, pero todo depende del escenario de los precios en el futuro y la disponibilidad presupuestal de las compañías.

¿Cuál ha sido su experiencia en el offshore Colombiano?

Víctor Ramírez ha trabajado en Ecopetrol durante 17 años, principalmente en el área norte de Colombia.

Se ha enfocado en el área offshore colombiano desde hace 12 años, inicialmente con su trabajo de maestría, siendo hoy en día el líder técnico para offshore colombiano en Ecopetrol.

Víctor considera que el éxito de estos últimos pozos perforados en offshore se ha dado como resultado de la sinergia entre las compañías, donde el aporte de Ecopetrol se ha enfocado en su conocimiento geológico local (principalmente en sistema petrolífero y cronoestratigrafía) y el conocimiento de análogos y tecnología de punta de las compañías socias en los bloques. Víctor le da el reconocimiento adicional al equipo del ICP (Instituto Colombiano del Petróleo) por su gran aporte en la maduración del conocimiento bioestratigráfico y cronoestratigráfico de las cuencas colombianas y del norte de Suramérica.

el Gobierno han están identificando alternativas para estimular a la empresa privada a invertir y tomar el riesgo de perforar en estas áreas offshore. Como ejemplo de esta interacción, el Gobierno aprobó una ley en diciembre del año pasado para implementación de zonas francas exclusivas de offshore, esto quiere decir que a las compañías se les permitirá operar en área exclusivas para la operación offshore, logrando unos beneficios tributarios en IVA, en impuestos de renta y agilidad en trámites para la contratación de bienes y servicios especializados. A través de ACP se han llevado casos a la ANH para ajustar algunas regulaciones de los contratos, siendo modificadas entre otras la cláusula de precios altos, el período de exploración que pasó de 6 a 9 años, el período de explotación que pasó de 24 a 30 años. Estos incentivos se alinean con las características de los proyectos en el offshore, los cuales, respecto a proyectos onshore implican mayores costos y necesidad de mayores tiempos para recuperar las inversiones.

VR considera que asociaciones como ACGGP puede seguir ayudando a la divulgación de los métodos y características de la exploración en offshore, abriendo espacios a otros escenarios donde se involucre la industria y la academia para sensibilizar un público que seguramente tendrá un gran impacto en el desarrollo de los proyectos. La academia puede ser el foco inicial para educar ya que a largo plazo la academia y los futuros profesionales son los que podrán impactar nuestra industria como entes generadores de actividad y reguladores. Aún estamos en un plano muy conceptual y es necesario entrenar a nuestra gente. ¿Cuándo se estimaría tener la primera molécula de gas en tierra?

Idealmente se estima tener la primera molécula de gas en tierra en 7 u 8 años (después del año 2022), lo cual genera nuevos retos para Ecopetrol en la gestión de planeacion y desarrollo de estos proyectos offshore, tanto en inversion, permisos, etc. Esto está alineado con la estrategia actual de Ecopetrol, la cual mantiene el frente offshore (tanto en Colombia como en Brasil y en el Golfo de México) como uno de los nichos principales de crecimiento.

¿Qué debería hacer el Gobierno, la comunidad geológica o las diferentes asociaciones para que continúe la inversión en el offshore colombiano?

La ACP (Asociación colombiana de Petróleo) en trabajo conjunto con Cortesía Anadarko

4

5

CIH NOTA

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Noviembre de 2015

Comisión Interinstitucional de Hidrocarburos:

Una clara visión de país para hacer crecer la industria petrolera colombiana

Conferencia sobre Fracking en Bogotá.

D

ada la dinámica adversa de desinformación sobre la industria que se presenta a partir del año 2013 y que se acentúa en el primer semestre del 2014, se crea la Comisión Interinstitucional de Hidrocarburos CIH, como una respuesta de las asociaciones profesionales del sector de la exploración y explotación de hidrocarburos, a saber: la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, Acipet; la Sociedad Colombiana de Geología, SCG; la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo, ACGGP; la Asociación Colombiana de Hidrogeólogos, ACH; y la Asociación de Evaluación de Formaciones, CAFE, algunas de las cuales por Ley de la República son cuerpo técnico consultivo del Gobierno nacional, con el propósito de ofrecer, tanto a las entidades gubernamentales como a la industria de hidrocarburos, a las comunidades y al público en general, una opinión basada en el conocimiento técnico y científico de las diferentes actividades que desarrolla la industria en las operaciones de exploración y producción de petróleo y gas.

La CIH acomete bajo un lema de misión técnica y visión integral, un esclarecimiento sobre los temas que desinforman al país y lleva claridad técnica contrarrestando la desinformación que algunos sectores realizan y que impactan negativamente el desarrollo normal de la industria en el país.

La CIH crea una página (ComisionDeHidrocarburos.com) donde publica literatura y presentaciones para que la comunidad pueda ilustrarse sobre los temas objeto de desinformación, tales como la sísmica, la perforación, el fracturamiento hidráulico (fracking) y otros temas de las operaciones de la industria.

La CIH avanza en un marco de relacionamiento con entidades gubernamentales, medios de comunicación, entidades educativas, instituciones científicas, industria y comunidad brindando apoyo con el objetivo de contribuir a la sostenibilidad de la industria de los hidrocarburos. La CIH tiene como objetivo constituirse en una organización consultiva del estado, de los medios, de las comunidades y de la industria en general.

Dentro de la “Visión País” de la Comisión, se plantea el “Qué se debe hacer” para superar la crisis de la autosuficiencia en el corto plazo y se plantean acciones para desarrollar en paralelo, con igual grado de importancia, pero que se ordenan por la factibilidad de la obtención del recurso.

1. Incrementar factor de recobro de campos maduros.

6

2. Comprobar el potencial de yacimientos no convencionales (extrapesados y lutitas - fracking).

3. Reactivar la exploración en Colombia (Onshore - Offshore).

Somos conscientes de los retos que hay que superar para que estas acciones se puedan ejecutar y planteamos soluciones para los retos que nos competen. Esto será tema de otro artículo.

La CIH está integrada por los presidentes de las asociaciones que la conforman y un delegado que actúa como suplente del presidente respectivo.

Poco a poco, el país ha venido entendiendo que la industria del petróleo es la generadora de una parte importante de los ingresos corrientes de la nación, y que estos ingresos son los que apalancan la inversión social y la construcción de la infraestructura esencial para el país. También se ha hecho evidente que el deterioro ambiental en algunas regiones del país es el resultado de una compleja combinación de agentes, entre los cuales la industria del petróleo es apenas uno de los actores, y que esta problemática debe analizarse de manera integral y con visión de largo plazo.

La Comisión interinstitucional de Hidrocarburos ofrece toda su capacidad para colaborar en este esfuerzo de manera que el país pueda avanzar de manera firme y coordinada hacia un mejor futuro inmediato.

FECHA LÍMITE PARA ENTREGA DE RESÚMENES

FEBRERO 15 DE 2016

7

GEOBOTÁNICA

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Noviembre de 2015

Detección de anomalías geobotánicas asociadas a microfugas de hidrocarburos, utilizando productos de sensores remotos, en el campo Apiay Iván Rodrigo Plata Arango, Hans Morales, Miguel Fernando Jiménez, César Augusto Rojas ECOPETROL S. A.

Resumen. Con el desarrollo de las nuevas tecnologías y en particular de los sensores remotos, esta técnica ha logrado un progreso importante en los últimos años, de tal manera que se consolida como una alternativa para la detección indirecta de hidrocarburos. Los sensores remotos en la industria del petróleo, representan una gran promesa para la detección de anomalías en superficie asociadas al suelo, roca y vegetación de una manera rápida y con una notable reducción en los costos. El objetivo de esta investigación consistió en la detección remota de anomalías geobotánicas, basada en la caracterización espectral de la vegetación, sobre un sector del campo Apiay con evidencia de anomalías geoquímicas, para luego integrar estos datos con información de geología y geofísica presente en campo, de tal forma que estas anomalías se puedan asociar a la presencia de microfugas de hidrocarburos en el campo Apiay.

I. INTRODUCCIÓN El uso de imágenes de satélite para la cartografía de superficie ha sido empleado desde años atrás y su implementación ha venido en aumento gracias a la masificación de los sistemas de información geográfica. Sin embargo, para la cartografía geológica, el aprovechamiento de las imágenes de satélite siempre ha tenido un alto grado de dificultad, debido a que la mayor parte de la superficie de la tierra está cubierta por vegetación, y la observación directa de las características espectrales asociada a depósitos minerales y tipos de rocas se encuentra obstruida. Esto ha llevado a que los geólogos utilicen las propias plantas como indicadores del sustrato subyacente, donde la aplicación de los sensores remotos para la cartografía de minerales ha renovado el interés en conocer cómo las características de las plantas pueden proporcionar información acerca de las condiciones geológicas y del suelo.

El estudio se basó en el procesamiento de imágenes multiespectrales, espectroradiometría de campo, así como en el análisis de información geológica y geoquímica existente en la zona de estudio. La metodología empleada incluyó la caracterización espectral de la vegetación en las zonas reconocidas previamente como anómalas por la geoquímica de superficie del campo Apiay, para luego realizar la aplicación de diferentes índices espectrales sobre

8

las imágenes Landsat, ASTER y Rapideye, con el objetivo de relacionar las zonas ricas en gases de hidrocarburos con anomalías geobotánicas, para definir posibles ocurrencias de filtraciones de hidrocarburos.

II. MARCO TEÓRICO La aparición de filtraciones de hidrocarburos en superficie sugiere la existencia de una fuga de crudo o gas en el reservorio. Se podría decir que las macrofugas son visibles y sus procesos están muy bien documentados, mientras que las microfugas son prácticamente invisibles, debido a las bajas cantidades de trazas de hidrocarburos que se filtran a la superficie (Fig. 1).

Fig. 1. Modelo de Alteraciones superficiales asociadas a microfugas. Modificado por De Souza Filho et ál. 2008 de Saunders et ál. 1999.

A. Anomalías geobotánicas Una anomalía es una desviación con respecto a la norma. Una anomalía geobotánica desde el punto de vista geológico y en este tipo de estudios, es una variación en el crecimiento de las plantas, cambios en su morfología o mutaciones de la vegetación como evidencia para la existencia de anomalías geoquímicas. En general, la geobotánica puede ser considerada como el estudio de integración de los procesos físicos y biológicos de interés para las ciencias de la tierra. Bajo un punto de vista geológico, la geobotánica estudia las múltiples relaciones existentes entre el substrato en que crecen las plantas y su desarrollo.

III. MATERIALES Y MÉTODOS El área de estudio se localiza aproximadamente a 40 km, al sureste de la ciudad de Villavicencio, dentro las coordenadas Gauss (origen Bogotá) Norte: 938.000 a 945.000 y Este: 1.066.500 a 1.078.500. Fisiográficamente es un área plana con alturas que oscilan entre 180 y 340 metros sobre el nivel del mar. La principal vía de acceso es la carretera Villavicencio - Puerto López.

A. Datos Dentro de este proyecto de investigación se utilizaron datos o productos de tres sensores: ASTER, Landsat y Rapideye. Al igual que datos de geoquímica de superficie (Gasometría) pertenecientes al sector de Apiay y datos obtenidos por espectroradiometría de campo.

B. Metodología Basados en la bibliografía existente y experiencias en este tipo de estudios, se buscó definir zonas de interés para la prospectividad de filtraciones de hidrocarburos, por eso se seleccionó una zona con pozos activos y con producción de hidrocarburos, los parámetros seleccionados fueron: (1) zonas con una alta concentración de gases en los suelos, esto validado por estudio de gasometría existente en el sector de Pachaquiaro; (2) áreas donde la vegetación fotosintéticamente activa este algo o muy alterada,

esto basado en la espectroradiometría de campo; (3) Área donde las superficies ricas en óxidos férricos no existen o no son importantes, validación preliminar a partir de índices de bandas sobre las imágenes de estudio. Esta evidencias expresan posibles alteraciones, que puedan estar presentes en la superficie, pero vale la pena mencionar que en la práctica no tienen que producirse de forma individual o simultáneamente, y ninguna de ellas es única en sí misma a la filtración de hidrocarburos (Souza & Lamoglia, 2012).

Teniendo como base las posibles evidencias citadas anteriormente y teniendo como prioridad el análisis espectral de la vegetación, se planteó una metodología para la detección de anomalías geobotánicas asociadas a microfugas de hidrocarburos, en la zona de interés, esta metodología basada en los objetivos propuestos y buscando la presencia de algunas de las características mencionadas anteriormente, para lo cual se tomó como modelo conceptual para el desarrollo del proyecto lo expuesto en la figura 2.

9

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Noviembre de 2015

C. Procesamiento de imágenes

Fig. 5. Anomalía geobotánica sector Pachaquiaro-1 (Sur-Norte).

Fig. 2. Modelo conceptual.

IV. ANÁLISIS DE RESULTADOS A. Gasometría El muestreo realizado en el área del pozo Pachaquiaro-1, permite identificar varios puntos con valores de nC4/iC4 > 2, en los que se puede proponer aporte de butanos asociados a acumulaciones de aceite, y se destaca un grupo de muestras (muestras cercanas al pozo Pachaquiaro-1) donde a su vez se han colectado firmas espectrales y observado alteraciones en la reflectancia, como se observa en lo relacionado a espectroradiometría de campo.

Fig. 3. Relación de nC4/iC4 (Nbutanos/Isobutanos).

Dentro del procesamiento realizado a las imágenes, se dio foco a determinar si los índices de vegetación pueden detectar anomalías geobotánicas dentro de las zonas anómalas.

Se calculó primero el NDVI para todas las imágenes, en la imagen Landsat-8 se calculó el EVI para diferenciar zonas que se registraban un poco saturadas en el NDVI; posteriormente, se generó el OSAVI para todas las imágenes, y para finalizar sobre las imágenes ASTER y Rapideye se corrió el SAVI y el RED_EDGE_NDVI, respectivamente para buscar mayor resolución con respecto al NDVI normal y a índices como el ARI que no mostraron mayor incidencia sobre las zonas de anomalía con respecto a cambios en el pigmento de la hoja.

Para los índices de vegetación aplicados a las imágenes, los resultados son los mostrados en las figuras 8, 9 y 10.

Haciendo el comparativo de los tres índices en la imagen landsat, el EVI es el que mejor resultado evidenció, luego discrimina de una manera más detallada los cambios en el sector de cultivo de palma (Pachaquiaro norte-1) y evidencia un cambio de vigor en la vegetación (pasto) asociado al anillo verde encontrado en el sector de Pachaquiaro-1.

Fig. 6.Anomalía geobotánica sector Pachaquiaro-1 (Norte-Sur).

Como se muestra en la figura 7, las tres firmas colectadas en el sector de la zona anómala muestran un cambio dentro del NIR en la zona presentada entre los 755 y 765 nanómetros, donde se observa una fuerte absorción. La mayor reflectividad en la hoja se presenta en la muestra 13, ubicada en el anillo verde. Sin embargo, es de resaltar que las tres firmas capturadas en campo evidencian afectación por gases y comprueban la anomalía geoquímica mapeada en el sector.

Fig. 4. Relación de nC4/iC4 (Nbutanos/Isobutanos)-Detalle de las muestras.

B. Espectroradiometría de campo Las muestras fueron colectadas dentro de la zona de pastos aledaña al pozo Pachaquiaro-1, dentro de la zona de anomalía geoquímica, tomando como base de referencia los cambios en los tonos de verde que presentaba el pasto, es de resaltar que el anillo verde mostrado en la figura 5 y 6, coincide con uno de los puntos de anomalía geoquímica para este sector.

10

Fig. 8.Índices de vegetación imagen landsat-8 Fig. 7.Comparación firmas espectrales pastos sector Pachaquiaro-1.

11

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Para Rapideye haciendo el comparativo de los tres índices, el RED EDGE NDVI es el que mejor resultado evidenció para el sector de cultivo de palma (Pachaquiaro norte-1), pero para el sector de Pachaquiaro-1, el OSAVI muestra una mayor diferenciación entre los pastos presentes en el sector y da una discriminación entre baja y alta biomasa, evidenciándose algún cambio en la zona de anomalía.

Noviembre de 2015

Fig. 11. Integración de datos.

AGRADECIMIENTOS Agradecimientos a Ecopetrol por la información y el tiempo para la ejecución del proyecto.

REFERENCIAS

Fig. 9. Índices de vegetación imagen Rapideye.

Para Aster haciendo el comparativo de los tres índices, el SAVI es el que mejor resultado evidenció para el sector de cultivo de palma (Pachaquiaro norte-1), pero para el sector de Pachaquiaro-1, al igual que la imagen Rapideye, el OSAVI muestra una mayor diferenciación entre los pastos presentes en el sector de Pachaquiaro-1 y evidencia cambio en la zona de anomalía geoquímica.

D. Integración de información

VI.CONCLUSIONES

Como último objetivo de este proyecto está la integración de información disponible en una única base de datos para la validación de los resultados, aprovechando los sistemas petrotécnicos existentes en Ecopetrol S. A., se llevó acabo la revisión y consolidación dentro de la aplicación Openworks, cargando sobre esta aplicación de geología y geofísica los puntos anómalos de gasometría como una superficie, las imágenes de satélite disponible y la información sísmica del sector de interés (Fig. 11).

Los análisis del comportamiento de la vegetación a través de productos de sensores remotos, permitieron el mapeo de microfugas en el campo Apiay, sector Pachaquiaro, indicando esto la versatilidad y el bajo costo de esta tecnología.

Se concluye que las anomalías geoquímicas en superficie, ligadas a sistemas petrolíferos activos, son evidentes durante largos períodos de tiempo y pueden afectar la vegetación existente en las zonas de anomalía con alta concentración de etano, propano, butano y pentano.

Se logró relacionar que las anomalías geoquímicas mapeadas están asociadas a gases termogénicos, generados por craqueo de la materia orgánica, mediante aumento de las variables termodinámicas presión y temperatura. Las implicaciones de dicho comportamiento son coincidentes con ocurrencias de hidrocarburos que se generaron mediante microfugas de hidrocarburos volátiles (C1-C5), hasta niveles cercanos a la superficie.

La aplicación de índices de vegetación bien definidos, sin importar la época de toma de la imagen, es una herramienta útil de clasificación espectral de la vegetación, que aporta la validación de las anomalías de la zona de estudio.

La reflectancia como medida de comparación, muestra que con sensores de alta resolución espectral, la reflectancia en la vegetación puede ser utilizada como indicador de microfugas. Sin desconocer la versatilidad de las imágenes ASTER para este tipo de estudio, así como la alternativa de Rapideye para el mapeo en el borde rojo del estrés de la vegetación asociada a anomalías geoquímicas.

La integración de la información geoquímica y caracterización espectral de la vegetación con la información sísmica, ayudó a validar la carga y migración, para oportunidades exploratorias existentes en la zona del estudio.

V.DISCUSIÓN

Fig. 10. Índices de vegetación imagen ASTER.

12

El objetivo de este estudio fue determinar si era posible a partir de productos de sensores remotos detectar anomalías geobotánicas asociadas a microfugas de hidrocarburos. Es claro que la respuesta a esta hipótesis dependerá del tipo de sensor que se use, de la forma de la microfuga (asociada a la estructura que la produce), del conocer el comportamiento del gas con respecto al suelo y la vegetación y del cómo todos estos aspectos se relacionan con la reflectancia. Siendo estos temas la raíz de la discusión en este tipo de estudios, dejando como principales enfoques el estudio o determinación de los materiales de referencia y todos los problemas asociados a la resolución espacial, temporal y espectral del sensor que se utilice.

[1] ABRAMS M. The Advanced Spacebone Thermal Emission and Reflection Radiometer (ASTER); Data products for the high special resolution imager on NASA’s EOSAMI platform. International Journal of Remote sensing. 2000. 21 (5):847-861.

[2] ALMEIDA Filho, ALMEIDA-R, MIRANDA P. et ál.

RADARSAT-1 images in support of petroleum exploration: the offshore Amazon River mouth example. 2001 - 2002.

[3] B. N. ROCK, Detection of Changes in Leaf Water Content Using Near- and Middle-Infrared Reflectance. 1986.

[4] DE SOUZA FILHO, Carlos Roberto; VAGNEY Augusto, OLIVEIRA, Wilson José. LAMMOGLIA, Talita.

Detecção de exsudações de hidrocarbonetos por geobotânica e sensoriamento remoto multitemporal: estudo de caso no Remanso do Fogo (MG).

[5] DONOVAN T. J., O’Brien D. P., Bryan J. G., Cunningham K. I. Near surface magnetic indicators of buried hydrocarbons: aeromagnetic detection and separation of spurious.

[6] NOOMEN, MF, Skidmore AK, van der Meer F. D. Smith K. L Steven M. D 2004. The influence of gas pipeline leakage on plant development and reflectance. pp. 637-642. 2000.

[7] NOOMEN, MF, van der Werff H. M. A., van der Meer F. D. To be submited to Terra Nova, detecting circular patterns in vegetation canopies caused by underground natural gas seepage. 2007.

[8] NOOMEN M. F. Hyperspectral reflectance of vegetation affected by underground hydrocarbon gas seepage. Tese de Doutoramento, ITC, Enschede, the Netherlands (ITC), 2007. 167 p.

[9] SCHUMACHER, Hydrocarbon MicroseepageA Significant but Underutilized Geologic Principle with Broad Applications for Oil/Gas Exploration and Production. 1996.

[10] SALISBURY J. W., Walter L. S., VERGO N., D’ARIA M. D. Infrared (2.1-25um) Spectra of Minerals. Baltimore, Maryland, the John Hopkins University Press, 1991. 267 p.

[11] SCHUMACHER 1996; Van der Meer et ál. 2002; Everett et ál. 2002 [12] Unraveling Hydrocarbon Microseepages in Onshore Basins Using Spectral–Spatial Processing of Advanced Spaceborne Thermal Emission and Reflection.Radiometer (ASTER) Data Talita Lammoglia & Carlos Roberto de Souza Filho.

13

CONFERENCIAS

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Noviembre de 2015

Identificación de anomalías correspondientes a hidrocarburos mediante tecnologías basadas en la resonancia magnética nuclear (Mayo 28 de 2015)

Reservoir implications of mass-wasting processes in the Magdalena Fan, offshore Colombia (Julio 30 de 2015)

a tecnología fundamentada en la Resonancia Magnética Nuclear es un método geofísico desarrollado y aplicado en la exploración de hidrocarburos y otros minerales. Se basa en el estudio de las respuestas electromagnéticas de diferentes materiales en el subsuelo, la tecnología consta de tres etapas que permiten identificar la presencia de anomalías y calificarlas de acuerdo con el elemento que las origina, ya sea un hidrocarburo u otro material, la etapa satelital (Resonancia Magnética Satelital) permite identificar zonas de interés con presencia de hidrocarburos u otros minerales, la definición precisa de los límites de las zonas anómalas (zona de acumulación) se lleva a cabo durante la etapa de campo en donde se registran alrededor de 150 puntos por kilómetro cuadrado mejorando la resolución de la cartografía de anomalías y finalmente los sondeos verticales por electrorresonancia (SVER) permiten estimar la profundidad y espesor de capas con presencia de hidrocarburos y/o cualquier elemento de interés.

Desde el año 2011 ESP ENERGY GROUP S. A. S. ha venido aplicando la tecnología en el territorio colombiano, evaluando un total de 5060 km2, con el fin de contribuir en el desarrollo de áreas exploratorias y disminuir el riesgo asociado.

El objetivo de la conferencia es presentar los principios sobre los cuales se basa la tecnología, además de los resultados obtenidos en siete áreas del territorio colombia-

etailed mapping and interpretation of the shallow stratigraphy in a three-dimensional seismic volume in the Southern Magdalena Fan has shown that submarine mass-wasting is a common process that modifies the seascape affecting subsequent sedimentation patterns.

Mass-transport complexes (MTCs) vary in size and based on seismic facies, are interpreted to range between slumps and debrites. The location of the headwalls has changed through time in response to structural uplift; the sediment flow pathways and the local erosional and depositional patterns of the MTCs have been affected by the complex bathymetric configuration, with bathymetric highs mainly corresponding to anticlines and external channel-levees.

MTCs can erode channel-levee complexes impacting reservoir continuity, while the irregular bathymetry at the top of the MTCs can influence the architecture and evolution of lobes and channel-levee complexes. Bathymetric highs at the top of MTCs can result from mega-clasts, internal deformation of the MTC and/or erosional remnants. In one example, the irregular bathymetry derived from MTC erosion and emplacement affected the geometry of the external levee of an overlying channel, leading it to become unstable and collapse. The levee collapse triggered the avulsion of the channel-complex and deposition of a series of avulsion lobes.

The architecture of the lobes, which can be documented in the shallow, high-frequency seismic, is an analogue for similar features in the deeper subsurface.

The morphology of the basal and top surfaces of MTCs and the distribution of seismic facies can potentially be used to predict where MTCs may have eroded underlying reser-

L

no, cinco de las cuales están localizadas en las cuencas Tumaco y Chocó, definidas previamente por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y dos en la cuenca Valle medio Magdalena y cuenca Llanos Orientales, en donde se delimitaron zonas anómalas, las cuales fueron validadas en profundidad identificando espesor y composición de intervalos potencialmente productivos.

CONFERENCISTAS. ESP ENERGY GROUP SAS Ángela Valeria García.

Mario Alejandro Ruiz González.

Hidrocarburos en reservorios no-convencionales en Colombia

D

Andrea Ortiz-Karpf1*, David M. Hodgson1, William D. McCaffrey. School of Earth and Environment, University of Leeds, Leeds, LS2 9JT, UK * Corresponding author: eealok@leeds.ac.uk voir units, where they could form seals or barriers to flow, or where they could have significantly modified the seabed configuration and altered the sedimentation patterns of subsequent turbidity currents. Furthermore, the understanding of the continual modification of the seascape by structural uplift and mass-wasting in this sytem is critical in the accurate prediction of reservoir quality sandstones.

Exploration geologist and sedimentologist with seven years of industry experience and three years of academic experience, progressing exploration projects from regional and subregional play identification, chronostratigraphic analysis and paleo-environmental reconstructions, to lead identification, prospect generation and maturation to drillable stage, resources calculation and risk analysis. Currently finishing a PhD project that investigates the influence of irregular bathymetry on submarine sediment gravity-flows using 3D seismic interpretation and seismic stratigraphic analysis.

(Junio 18 de 2015)

* Colombia tiene recursos conocidos de Carbón y Petróleo de talla mundial (4-5 puesto en el mundo de producción de Carbón y 20 en producción de petróleo), de aquí se puede concluir que debe existir un potencial importante de hidrocarburos en reservorios no convencionales tales como el carbón enterrado a profundidades que no es explotable por procesos de minería a cielo abierto y en las rocas generadoras de petróleo que se explota en reservorios convencionales. * El desafío del país es cuantificar estos recursos y convertirlos en reservas. * Por otra parte existe la percepción generalizada, gracias a una prensa desinformada, que la explotación de tales recursos es inconveniente y hasta muy peligrosa para el país. * Esta charla trata de presentar el tema y discutir los posibles impactos y riesgos de la explotación de hidrocarburos en reservorios no convencionales

14

The CBTH project (2005-2015): What have we learned about Colombia, the Caribbean, and other areas? (Agosto 12 de 2015)

I

n the last 10 years, the CBTH project has conducted research projects mainly in the form of student MS and PhD thesis projects in the Gulf of Mexico, Caribbean, northern and northeastern South America, Brazil and west Africa. This talk will review some of the main science results including recently completed studies on Colombia that will appear in AAPG Memoir 108 for release in Fall, 2015.

Por: José María Jaramillo M. Ingeniero Geólogo, MA, PhD, Director GMAS SAS

15

CONFERENCIAS

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Noviembre de 2015

Mitos y realidades de la sismicidad natural, sismicidad inducida y microsismicidad. Ideas para su continuo monitoreo (Agosto 20 de 2015)

2015 Central & South America Honorary Lecturer (Octubre 1 de 2015)

F

L

a actividad sísmica a nivel global de terremotos magnitudes M3~5 ha sufrido un cambio significativo. El ejemplo más conocido es el estado de Oklahoma en EE. UU., con un aumento de terremotos M>3 de 3-4 anualmente antes de 2008 a 190 en los últimos cinco años. En Colombia, un caso similar de aumento en la sismicidad se registra en la zona de Puerto Gaitán, donde se han registrado por parte de la red sismológica nacional varios terremotos M>4.

En esta presentación hablaré sobre mitos y realidades de los terremotos. ¿Qué significa la magnitud? ¿Podemos predecir terremotos? ¿Fue Hidrosogamoso el causante del terremoto del Nido de Bucaramanga el 10 de marzo de 2015? ¿El aumento en la sismicidad puede estar relacionado con la inyección de fluidos en el subsuelo, pero puede la actividad antropogénica siempre aumentar el riesgo sísmico en alguna zona?

Para tratar de responder la última pregunta, se discuten tres tipos de inyección de fluidos usados frecuentemente en la industria de los hidrocarburos y se explica cómo dichas actividades pueden inducir terremotos. Finalmente, se discute la importancia del monitoreo de la actividad de inyección y cómo se puede mitigar la amenaza.

Germán A. Prieto, Ph.D. Geofísica

The role of social license in frontier basins: a case study from the canadian arctic (Septiembre 2 de 2015)

C

ircle in the Northwest Territories of Canada saw 11 parcels, totalling almost 900,000 ha (2.2 million acres) awarded to five companies for a combined work commitment in excess of $534 million Canadian Dollars.

Two middle Devonian-aged shale intervals within this basin, the Canol and Bluefish shales, show significant potential for shale oil resource development. Geochemical, petrographic and sedimentologic analysis of the subsurface and outcrop combined with regional seismic interpretation have allowed for a comprehensive evaluation of the exploration potential of these shales and for comparison to other shale formations currently being produced.

New wells have drilled, cored and tested the shale intervals and a large amount of new 2D and 3D seismic data has been acquired. With encouragement from drilling and testing programs these world-class shale formations may hold an exciting future for the Central Mackenzie Valley and Canadian First Nation’s communities.

There are many challenges associated with drilling in the Canadian arctic including a complex and cumbersome regulatory regime, lack of infrastructure and ongoing consultation to ensure Social License. If the play is proven successful, ongoing communication between government, regulators, industry, communities and Canadian First Nations is required for the life of the project.

16

Seismic bandwidth extension and resolution improvement: What works Presented by Sergio Chávez-Pérez Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) Mexico City, Mexico

rom the standpoint of an exploration seismologist, one of the main topics of interest is seismic resolution. We all want to improve resolution by using techniques for bandwidth extension, and we tend to conclude that the apparent frequency enhancement leads to the desired resolution improvement. This lecture outlines examples of what works in current methods of frequency enhancement during acquisition, data conditioning, processing, reprocessing, advanced imaging, and postprocessing.

Standard validation of bandwidth-extension techniques is made through correlation with synthetic seismograms obtained from well-log data and tying to wells. This method is a common practice, but it is not good enough for inquiring minds because synthetic seismograms are based only on one-dimensional models and neglect the positioning and lateral changes that also need to be resolved.

I will argue that fast and easy ways of performing postprocessing frequency enhancement do not necessarily imply or much less guarantee resolution improvement. This argument is drawn from experiences with postprocessing frequency-enhancement tests that used onshore and offshore seismic data sets as well as canonical examples of analyzing simple tuning effects using synthetic seismograms.

The emphasis of the presentation is on oil and gas exploration seismology, but researchers, practitioners, and students in geology, petroleum engineering, near-surface geophysics, and earthquake seismology might also find the lecture useful.

Geólogo visitante

E

l Programa Geólogo Visitante se ha venido desarrollando en 2015 con la participación del Geofísico Jaime Checa Jiménez, actual Jefe de Geofísica de HOCOL con un taller denominado UNA MIRADA INTEGRAL A LA EXPLORACION SISMICA. En este taller se cubren los fundamentos físicos del método sísmico y se hace un recorrido por la adquisición, procesamiento e interpretación de datos sísmicos y su importancia en el proceso exploratorio. El taller se complementa con una práctica de campo donde se ilustra la manera de medir los impactos producidos por fuentes impul-

sivas y vibratorias como aquellas utilizadas en la adquisición sísmica terrestre. Finalmente, se abordan temas relacionados con impacto ambiental, conflictividad social e importancia estratégica de la exploración sísmica para el país.

A la fecha han participado las facultades de la UPTC Sogamoso (Septiembre 18), EAFIT (Octubre 23), U de CALDAS (Noviembre 6) y UIS (Noviembre 13) contando en todos los casos con nutrida participación.

Programas como éste contribuyen al fortalecimiento de los Capítulos Estudiantiles y promueven en contacto entre facultades e industria.

17

FONDO CORRIGAN

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Noviembre de 2015

XIV Convocatoria Fondo Corrigan - ACGGP - ARES Este programa soportado por contribuciones de la ACGGP y ARES está dirigido a apoyar: • Tesis de pregrado de los estudiantes inscritos en los departamentos de Ciencias Geológicas e Ingeniería Geológica de Colombia, • Tesis de maestría y doctorado de los estudiantes inscritos en los departamentos de Ciencias Geológicas (Geología, Geofísica) de Colombia, • A geólogos colombianos inscritos en universidades en el exterior cuyo trabajo de maestría o doctorado esté relacionado con la Geología de Colombia.

Las propuestas se evaluarán independientemente según su categoría (doctorado, maestría y pregrado). El financiamiento se otorga una sola vez a un candidato por programa de maestría o doctorado.

Concurso de fotografía ACGGP 2015

MONTO MÁXIMO DE APOYO Y ENTREGA DE PRODUCTOS A LA ACGGP • DOCTORADO: financiación máxima 12.000.000 de pesos m/cte. Debe entregar: un informe del proyecto a los 18 meses, con la firma del director de la disertación y un artículo a los 20 meses de firmado el convenio.

• MAESTRÍA: financiación máxima 8.000.000 de pesos m/cte. Debe entregar: la tesis final aprobada por la universidad a los 12 meses y un artículo a los 16 meses de firmado el convenio.

• PREGRADO: financiación máxima 4.000.000 de pesos m/cte. Debe entregar: la tesis final aprobada por la universidad a los 6 meses y un artículo a los 8 meses de firmado el convenio.

Queremos felicitar a los ganadores del concurso de fotografía de la ACGGP este año. Desafortunadamente no hubo mucha participación, solo 28 participantes. Pero en su mayoría fueron fotografías de muy buena calidad y composición. Agradecemos a los asociados y demás personas por su participación.

1er lugar: César Mantilla, Desierto de la Tataco

FECHA LÍMITE DE ENTREGA DE PROPUESTAS Jueves 12 noviembre del 2015

Ganadores Convocatoria 2015

Personas patrocinadas por el Fondo Corrigan ACGGP- ARES. Convocatoria 2015, XIII Edición FONDO CORRIGAN 2015 JUAN FRANCISCO LOW CALLE

2do lugar: Emilio Pineda, El Peñol Antioquia Aproximaciones a estructuras de inversión de cuencas con modelos analógicos en cajas de arena: en el caso de la cordillera Oriental colombiana

SANDRA LORENA FLOREZ AMAYA Y Análisis cinemático y estilo estructural de la falla del Suárez entre - el hato y la fuenANDRÉS DAVID NÚÑEZ MENESES te, Santander VANESSA REY LEÓN

Estudio de las rocas de la unidad ortoneis en el macizo de Santander: consideraciones petrológicas y geoquímicas

SERGIO ANDRÉS CELIS HURTADO

Ignología del mioceno-nw de Colombia en el sector Juanchaco-Ladrilleros: aportes al estudio de sus ambientes sedimentarios y paleoecología

CAMILA MARTÍNEZ AGUILLÓN

Eocene esmeraldas flora and its implications for understanding the impacts of global climate change

LUIS ALEJANDRO RODRÍGUEZ PARRA

Paleolatitudes y rotaciones de los ejes verticales en la península de Azuero. Panamá

MANUEL EDUARDO ARIZA FUENTES

Entendiendo el proceso de avulsión en la formación de ríos anastomosados, Magdalena, Colombia

NICOLÁS PÉREZ CONSUEGRA

Provenance analysis of the pliocene ware fm. and paleo drainage implications

18

Cancelación de la fiesta anual de Navidad, 2015 La Junta Directiva de la ACGGP decidió cancelar la fiesta anual de Navidad debido a la actual situación de los precios del petróleo. Esta situación ha llevado a la mayoría de las Compañías Operadoras y de Servicios a cancelar patrocinios y participaciones en eventos sociales. Esto golpea directamente la financiación del evento, ya que en años anteriores la fiesta anual era patrocinada en conjunto por las compañías y la ACGGP, este año al no tener el respaldo de las compañías, la ACGGP no puede patrocinar en su totalidad este evento.

Ofrecemos disculpas a las compañías y a los asociados por esta cancelación, pero en estos momentos debemos invertir de una manera efectiva el presupuesto de la entidad.

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