GEO Petróleo 08

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ACGGP / Publicación No.8/Agosoto de 2010

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Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

La Placa O.C. Wheeler

Conferencias técnicas Enero - Junio de 2010

ArmazÓn tectÓnico y sedimentaciÓn de las cuencas del Eoceno superior en Colombia, paleo relieve ancestral de la configuración actual e implicaciones en los sistemas petrolíferos.

Agosto 2010

EDITORIAL

jUNTA DIRECTIVA ACGGP 2010 Presidente Iván Olaya presidente@acggp.org Vicepresidente Técnico Mauricio Alberto Silva tecnico@acggp.org Vicepresidente Administrativo Francisco Almario administrativo@acggp.org

diagramación Gina Acosta fotografía Bigstockphotos corrección de estilo Enrique Castañeda R. Impresión Intergráficas S.A.

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

INSTITUCIONAL

ideko ltda.

Calle 85 No. 22 - 73 PBX: 482 95 95

ACTUALIDAD

Diseño y producción

Armazón tectónico y sedimentación de las cuencas del Eoceno superior

EVENTOS

Directora Administrativa Cristina Martínez acggp@acggp.org

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Conferencias técnicas primer semestre de 2010

PREMIO

EditorA Yohaney Gómez editor@acggp.org

Presentación de la Nueva Junta directiva periodo 2010-2011

La Placa O.C. Wheeler, el máximo galardón de la ACGGP, fue concedido a Luis Ernesto Ardila y Luis Carlos Carvajal.

NOTICIAS ACGGP

Secretaria Ángela Navarrete secretaria@acggp.org

Como es tradición en nuestra Asociación, el pasado mes de marzo, Por Iván Darío Olaya López Presidente ACGGP 2010-2011 la asamblea de asociados escogió la nueva Junta Directiva.

NOTICIAS

Tesorero Gonzalo López tesorero@acggp.org

¿Estamos viviendo un `boom´ petrolero?

Reconocimiento a ex presidenta de la Junta de la ACGGP

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omo es tradicional en nuestra Asociación, el pasado mes de marzo la asamblea de asociados escogió la nueva Junta Directiva, la cual coordinará por un año los diferentes programas en beneficio de los afiliados.

Esta nueva junta quedó compuesta de la siguiente forma: • Presidente: Iván Darío Olaya López (Pacific Rubiales Energy) • Vicepresidente Técnico: Mauricio Alberto Silva Romero (Talismán) • Vicepresidente Administrativo: Francisco Almario (Inforpetrol) • Editora: Yohaney Lucía Gómez Galarza (Pacific Rubiales Energy) • Tesorero: Gonzalo López Yate (C&C Energy) • Secretaria: Ángela Teresa Navarrete Rodríguez (Pacific Rubiales Energy) La nueva junta quiere agradecer a todos los asociados por haber depositado su confianza en sus miembros y está comprometida en llevarles más beneficios en este inicio de boom petrolero que estamos viviendo. ¿Pero cuáles son las evidencias de que estamos iniciando una bonanza petrolera?

1. La larga lista de compañías habilitadas para la próxima Ronda Colombia 2010, en la cual sobresalen empresas nuevas, como Apache y OGC, entre otras.

2. La revisión al alza de los pronósticos de producción diaria de hidrocarburos de un buen número de compañías en el país, entre ellas Ecopetrol y Pacific Rubiales, que hacen suponer que es fácil romper en el corto plazo el récord

histórico colombiano de 830.000 bopd alcanzado en 1999.

3. El giro de las asociaciones internacionales, como AAPG y SEG, hacia líderes colombianos en las directivas suramericanas de sus capítulos.

Es un compromiso de la nueva Junta Directiva traducir las consecuencias de este boom en beneficios para nuestros asociados. Dentro de la preparación para la demanda de empleo que se avecina se incluyen la actualización técnica de nuestros profesionales y estudiantes más vinculados con la industria. Entre otras, estas serán las directrices para esta nueva junta.

Cordial saludo.

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INSTITUCIONAL

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Agosto 2010

Presentación

de la nueva Junta Directiva periodo 2010-2011

Iván Darío Olaya López Presidente Iván es geólogo graduado de la UIS en 1988; especialista en geofísica de exploración de Colorado School of Mines en 1989 y Master in Science de Colorado School of Mines.

Trabajó en el área de exploración del Instituto Colombiano del Petróleo-Ecopetrol durante 17 años; después estuvo tres años con Hocol en el área de nuevos negocios y actualmente es gerente de Geofísica del área de nuevos negocios de la compañía Pacific Rubiales Energy.

Ha sido profesor de diversas cátedras de las facultades de geología de las universidades Industrial de Santander, EAFIT, Nacional de Bogotá y diplomado en geología del petróleo de la Fundación para la Geología del Petróleo.

Ha desempeñado diversos cargos dentro de la ACGGP, como tesorero en el año 2009, editor en el 2008 y ha integrado los comités organizadores del X Simposio Bolivariano de Cuencas Subandinas y el III Colombia Oil & Gas Conference.

Mauricio Alberto Silva Romero Vicepresidente Técnico Mauricio es geólogo de la Universidad Nacional de Colombia, graduado en el año 1987. En el 2000 obtuvo su maestría en gerencia de yacimientos de la Universidad de Heriot-Watt, en Escocia. Inició su carrera en la industria petrolera en 1987, vinculándose al Instituto Colombiano del Petróleo, en la División de Exploración evaluando las Cuencas de Cesar-Ranchería, Llanos y Patía. En 1991 se vinculó a la empresa Lasmo Oil, donde ejerció su actividad profesional principalmente en la parte Norte del Valle Superior del Magdalena. En 1998 Mauricio fue trasladado al Reino Unido, y allí trabajó en la evaluación regional en la zona del Margen Atlántico. En 2002 se desplazó a México, en donde estuvo trabajando con la compañía Schlumberger en el Centro de Generación de Localizaciones de la empresa estatal Pemex. En 2004 se vincu-

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ló con la empresa Repsol USA, en la cual adelantó trabajos de desarrollo de yacimientos de gas de baja permeabilidad (tight gas) en los campos de Pemex en la Cuenca de Burgos (México). En 2007 laboró en Talisman Energy en Canadá, trabajando con el grupo de activos internacionales en el Norte de Suramérica. En 2010 es trasladado a la oficina de Colombia y está a cargo de la exploración de los bloques que tiene la compañía en el Piedemonte Llanero.

Entre los intereses técnicos de Mauricio se destaca la interpretación sísmica en cinturones plegados y los estudios integrales de yacimientos. En 1995 fue galardonado por la ACGGP con el premio Jesús A. Bueno por su presentación técnica Trampa subthrust en el flanco occidental de la Cordillera Oriental de Colombia.

Gonzalo López Yate Tesorero Gonzalo es geólogo egresado de la Universidad Nacional de Colombia en 1986, con especialización en evaluación y desarrollo de proyectos de la facultad de economía de la Universidad del Rosario, certificado como PMP (Project Management Professional) del PMI. Trabajó durante 22 años en Ecopetrol en el área de exploración y actualmente se desempeña como geofísico de exploración en la compañía C&C Energy.

Durante su permanencia en Ecopetrol trabajó en la mayoría de cuencas del país principalmente en las de los Llanos Orientales, Putumayo y Valle Superior del Magdalena en la cual participó directamente en los recientes hallazgos como intérprete sísmico de los descubrimientos Tenax, Tempranillo, Arrayán y Quriyana. A raíz de la internacionalización de Ecopetrol desde el 2007 hasta finales del 2009 se desempeñó como geofísico en la gerencia de exploración internacional, donde estuvo encargado de los activos exploratorios de la empresa en Perú, así como la evaluación de las nuevas oportunidades en este país.

Desde el punto de vista académico, durante 2006 y primer semestre de 2007 se desempeñó como profesor de cátedra en el departamento de geociencias de la Universidad Nacional de Colombia en el área de Interpretación geológica de datos sísmicos.

Francisco Almario Vicepresidente Administrativo Ingeniero de Petróleos egresado de la Universidad de América, de Bogotá, en 1990. Durante su trayectoria profesional con más de 20 años ha estado vinculado a compañías del sector petrolero, tales como Servicios Geofísicos Latinoamericanos – SGL entre 1991 y 1994; Brandt Epi en la que ocupó el cargo de ingeniero de campo en Colombia, Venezuela, Ecuador y Perú entre 1994 y 1997; es socio fundador de Inforpetrol S.A. en 1994, donde se desempeña actualmente como subgerente.

Yohaney Lucía Gómez Galarza Editora Yohaney es geóloga de la Universidad Nacional e ingeniera de petróleos de la Universidad de América y cuenta con 16 años de experiencia en la industria petrolera. Se ha desempeñado como geóloga de desarrollo y geóloga de exploración en compañías como Petrobras, Ecopetrol y Hocol, con experiencia en las cuencas de Los Llanos Orientales, Putumayo, Valle Superior y Medio del Magdalena y como docente universitaria para la carrera de ingeniería de petróleos en la Universidad de América. Ha ejercido su profesión de Ingeniera de Petróleos en Petrobras en el área de perforación, en Hocol en el equipo de yacimientos del campo San Francisco y en Ecopetrol en el grupo de subsuelo de la antigua vicepresidencia de operaciones asociadas. Desde hace dos años se encuentra vinculada como Geóloga de yacimientos del equipo de geociencias de Pacific Rubiales Energy.

Ángela Navarrete Rodríguez Secretaria Geóloga egresada de la Universidad Nacional, sede Bogotá, en el año 2002 y de la Maestría en geología en el año 2006.

Se desempeñó como geóloga de exploración y operaciones con Sipetrol S.A.–Colombia y actualmente trabaja para la Pacific Rubiales Energy como intérprete sísmico en las áreas de exploración y nuevos negocios, analizando información de diversas cuencas colombianas y del extranjero.

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PORTADA

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Agosto 2010

Armazón tectónico y sedimentación de las cuencas del Eoceno superior en Colombia, paleo relieve ancestral de la configuración actual e implicaciones en los sistemas petrolíferos.

Leonardo Díaz Poveda. leonardo_diaz@yahoo.com Ariana Ltda.

En un marco regional se puede considerar como una cuenca de inversión con ambientes continentales, que se desarrolló desde un frente de arco volcánico Fore Arc (cuenca del Cauca)

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a deformación y los rasgos tectónicos asociados al movimiento de las placas Suramericana, Nasca y Caribe muestran claramente que no corresponden a un margen clásico de tipo convergente, esto se evidencia más en dirección de SW a NE, lo que permite plantear que este margen es de tipo transpresivo y está enmarcado en un contexto de subducción oblicua al sur de la falla de Garrapatas y de obducción para la parte norte de Colombia (figura. 1).

La acreción oblicua del arco de islas (Cordillera Occidental) como un terreno aloctono en el Eoceno inferior generó el levantamiento y colmatación de la cuenca cretácica en Colombia, que se inició con el levantamiento de grandes bloques (Cordillera Central, Cordillera Oriental, Perijá, Sierra Nevada de Santa Marta y parte del escudo de Guyana), cuyo resultado es la paleotopografía del Eoceno inferior (ver figura 2) y la erosión de parte de los sedimentos preexistentes (Ardila & Díaz 2009).

El levantamiento de estos bloques y la subsidencia generada por transpresión formó seis cuencas (1-Cauca, 2-Valle del Magdalena, 3-Cordillera Oriental, 4-Llanos, 5-Caribe y 6-Cesar Ranchería (ver figura 2), las cuales se registran en los depósitos del Eoceno superior que suprayacen la discordancia generada por esta actividad tectónica. Estas cuencas estuvieron separadas por zonas emergidas que funcionaron como áreas de aporte.

En un marco regional se puede considerar como una cuenca de inversión con ambientes continentales, que se desarrolló desde un frente de arco volcánico Fore Arc (cuenca del Cauca); un retroarco Back Arc (cuencas Valle del Magdalena y Cordillera Oriental ), y el antepaís Fore Land Basin Llanos 4. La parte norte de Colombia con ambientes marinos se desarrolló en un ámbito tectónico de stakin duplex transpresional (que conforma hoy día la cuenca de San Jacinto) y entre la Sierra Nevada de Santa Marta y la Serranía del Perijá la cuenca del Cesar Ranchería.

Las cuencas del Cauca y de San Jacinto se localizan al W de la sutura de Romeral, por lo tanto se desarrollaron sobre basamento marino; la del Cauca se desarrolló como un valle de incisión alargado y

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Figura 2 Paleotopografía de las cuencas del Eoceno superior y sus depocentros.

estrecho; la de San Jacinto en ambientes costeros. Las otras cuencas al E de esta sutura evolucionaron sobre basamento continental, como valles de incisión, debido al inicio del levantamiento de las cordilleras Central y Oriental; las cuencas desarrolladas en el Eoceno superior (figura 2) presentaron una geometría asimétrica, principalmente en los bloques yacentes a las fallas de inversión de la Cordillera Oriental, que generó un efecto de carga importante, el cual se registra en un mayor espesor de las secuencias depositadas hacia los piedemontes de la Cordillera Oriental, sobre la que se desarrolló una cuenca intramontana simétrica (ver figura 3).

Figura 1 Modelo de placas en el Norte de Sur América modificado de Díaz & Ramos 2009.

Figura 3 Geometría de las cuencas del Eoceno superior.

El levantamiento se dató con resultados de Afta, dando 36 ma en promedio; la variación en sentido NS (42-36 ma), siendo más antiguos los levantamientos del S (42 ma) que los del N (36 ma) y la variación en sentido EW (32-26 ma), siendo más antiguos los del W (32 ma) que los del E (30 ma). Esto se debe a la diferencia en tiempo de los efectos de las acreciones de los terrenos tectónicos adosados a esta parte de Suramérica, como se ve en la figura 4.

La evolución de las cuencas durante este periodo está enmarcada dentro de un contexto de inversión tectónica a lo largo de frentes de falla (convergencia W y E) que son coetáneos con la depositación. Esto se evidencia por la presencia de discordancias de crecimiento en los bloques yacentes de los frentes principales de fallas activas en el momento de la depositación de la unidad correspondiente. En la figura 5 se sintetiza la evolución entre el Paleoceno y el Eoceno superior.

Las interpretaciones y reconstrucciones de la cuenca del Eoceno superior presentan variaciones en el tiempo desde Forero (1974), Cooper et al (1995) y Sarmiento (2001), los cuales coinciden en que se trata de una sola cuenca con dos áreas de aporte, al W la cordillera Central y al E el escudo de Guyana. Estos autores presentan una cuenca con una extensión de 400 km, sin restauración por acortamiento, entre los dos flancos de la cuenca y con ámbitos de depósitos de continentales fluviales y con el eje de la cuenca con dirección SW-NE, que va al sur en el Valle del Magdalena, Bogotá, Yopal hacia el norte casi paralelo a la falla del borde llanero. Pindel et al (1998) ya plantean que la cuenca para el Eoceno superior presenta una serie de altos importantes en los macizos de Quetame y Santander separando dos subcuencas pero que se intercomunican entre

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Figura 4 Edades de levantamientos registrados con Afta, Díaz 2010.

sí. Ellos no separan las diferentes provincias estructurales y plantean que la inversión de la cuenca fue parcial y luego es peneplanizada, lo que da como resultado una sola cuenca hasta finales del Mioceno.

En Gómez et al (2005) se plantea para una reconstrucción entre el Valle Medio del Magdalena, Bogotá y Villavicencio con una serie de zonas emergidas separando la cuenca en tres sectores, y lo explica con un modelo de topografía relativa, en el que ya muestra cómo el sector de la Cordillera Oriental se ve como una estructura levantada. En Cediel et al (2003), en el mapa del Paleoceno se muestran unas áreas ligeramente emergidas separando parte de la Cuenca de los Llanos y de Bogotá; para el Eoceno muestran levantados los macizos de Quetame y Santander, los anticlinales de Los Cobardes y Arcabuco, lo que separa el Valle Medio del Magdalena del altiplano cundiboyacense y la parte sur de los Llanos Orientales del altiplano cundiboyacense. En los anteriores trabajos se plantea que estos levantamientos se deben a un primer evento de cabalgamientos producto de un rápido movimiento de la placa de Farallones en la margen W, pero no separa la historia de las cuencas pues interconectan estas áreas entre si y en el Oligoceno vuelven a dejar una sola cuenca.

Figura 6 Mapas paleogeográficos de los tres miembros de la secuencia del Eoceno superior.

Para la presente interpretación se plantea que en el Eoceno inferior ya se independizan las seis cuencas, las cuales presentan una evolución independiente; esto con base en el levantamiento de 25 columnas, medidas de paleocorrientes, análisis de Afta, cartografía de facies, correlaciones de las unidades que registran el Eoceno superior, modelos de enterramiento y una serie de mapas de facies.

Las principales características de las cuencas son:

Figura 5 Modelo de evolución de las cuencas del Eoceno.

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Estas presentan una orientación SW-NE y están separadas entre sí por áreas emergidas y tuvieron un cabeceo hacia el NE, lo que controló la progradación regional de las facies. Este cabeceo se debe a que la inversión ocurrió primero en el sur; las facies presentan una granodecresencia regional, siendo más gruesas al W respecto a las del E entre las cuencas y también en sentido SW a NE dentro de las cuencas.

La composición litológica de las unidades que registran el Eoceno superior en Colombia está determinada por las condiciones composicionales y de paleo relieve del área de aporte. Los depósitos del Eoceno superior registran la evolución de discordancias progresivas desarrolladas en un ámbito estructural transpresivo.

Otro punto importante es que ya al considerarlas como cuencas independientes con fuerte control tectónico se pueden entender más fácilmente las variaciones de las unidades suprayacentes a la discordancia del Eoceno inferior.

La cuenca Cordillera Oriental, limitada al W por la falla del Magdalena y al E por la falla del borde llanero, al sur y al norte el límite es la Cordillera de Mérida y dentro de esta cuenca se desarrollan frentes menores de inversión, entre los que evoluciona como una cuenca intramontana, la cual tiene dos áreas de aporte que solo denudan la parte de la secuencia del Paleoceno. El registro estratigráfico son las arenas de las formaciones Cacho y Picacho, facies de cuarzoarenitas gruesas; Cacho al SW, conformada por arenas conglomeráticas, en secuencias granodecrecientes incompletas; en el sector NE la Formación Picacho, conformada por secuencias granodecrecientes completas en una relación de 60 por ciento a 40 por ciento, depositadas en llanuras fluviales restringidas. Estas tienen un depocentro paralelo a las estructuras mayores NE. La cuenca de los Llanos Orientales, limitada al W en la parte sur por la Cordillera Oriental y la parte norte por la Cordillera de Mérida, al E por el Escudo de Guyana; el sistema de fallas que levantan la Cordillera Oriental, convergencia E; el área de aporte al W fue la Cordillera Oriental, generando dos efectos importantes. Primero un efecto de carga sobre este flanco de la cuenca, dando una asime-

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tría en su geometría, lo que controló la forma de las discordancias de crecimiento. Segundo, controló el crecimiento de las estructuras sintectónicas que limitaron la distribución de facies y al E el área de aporte el Escudo de Guyana, que actuó como una barrera pasiva por distensión generada en un ámbito transpresivo.

La Formación Mirador, facies de cuarzoarenitas gruesas, al SW son arenitas conglomeráticas en secuencias incompletas, entre tanto que al NE presenta más intercalaciones depositadas en extensas llanuras fluviales.

La cuenca del Valle del Magdalena está limitada al W por el flanco E de la Cordillera Central, separada por una falla convergencia E (Falla Mulatos) y con el flanco W de la Cordillera Oriental al E, desarrollando una estructura de tipo delta, cuya área de aporte al W fue la Cordillera Central y al E la Cordillera Oriental. No es un relieve muy importante pero sí separa las cuencas. Las formaciones Chicoral y Hoyón, al norte, son facies de conglomerados oligomícticos. Al SW: Formación Chicoral-Conglomerados, más de 90 por ciento de la secuencia; la Formación Hoyón-Conglomerados, 60 por ciento, y facies clásticas más finas 40 por ciento, depositados en abanicos aluviales, y al norte Formación La Pazarenas conglomeráticas, depositadas en llanuras fluviales restringidas.

La Cuenca del Cauca limita al E por la falla de Romeral y al W por la falla del Cauca, que levanta el flanco E de la Cordillera Occidental, conformada por las formaciones Amagá y Ferreira, facies de litoarenitas gruesas depositadas en ámbitos fluviales de corta extensión.

La Cuenca de San Jacinto, limitada al Sur por la falla de Romeral y el Alto de San Jorge, se desarrolló como un sistema de depósitos litorales que progradan hacia el norte, que presentan depósitos litorales hasta abisales.

La figura 6 muestra la interpretación del mapa de distribución de facies para la secuencia del Eoceno superior y se graficó para los tres miembros reconocidos en las formaciones estudiadas. De resaltar se plantea que a partir de esta edad, e iniciando en el Eoceno inferior, debido a la acreción del arco de islas en el costado W de la cuenca, el cual generó el paleo relieve positivo de las cordilleras Occidental, Central, Oriental y del Escudo de Guyana, los cuales son los responsables de separar las cuencas sedimentarias del Eoceno superior, esto con base en que ya se pueden ver diferencias en las facies, zonas de aporte y direcciones de paleocorrientes, direcciones de acreción y rumbo deposicional de las unidades

que muestran una variación muy marcada en la influencia y levantamiento de las áreas de aporte.

El cambio de subsidencia a partir del Eoceno superior genera las cuencas debido a la transpresión regional y por los efectos de carga de las Cordilleras Central y Oriental sobre las cuencas del Magdalena y de los Llanos Orientales.

Mapas paleogeográficos de los tres miembros de la secuencia del Eoceno superior. Las unidades que representan el Eoceno superior son los mejores reservorios y los mayores productores de petróleo en las cuencas de Llanos Orientales, Piedemonte Llanero, Catatumbo y Valle del Magdalena. En la Cordillera Oriental se han registrado rezumaderos y en algunos pozos Oil Shows, lo que presenta un potencial de exploración. La migración de los hidrocarburos generados principalmente en las unidades del Cretácico superior hacia los reservorios del Eoceno superior se aprecia en la figura 7. La distribución regional de la roca generadora en toda la cuenca permite establecer las rutas de migración hacia las unidades del Eoceno superior, como se muestra en la figura 8.

Otro punto importante en la acumulación de hidrocarburos

Figura 7 Rutas de migración desde la roca generadora hacia los reservorios de las unidades del Eoceno superior.

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Referencias

Figura 8 Mapa de rutas de migración de la roca fuente cretácica hacia las unidades del Eoceno superior.

Figura 9 Mapa con campos productores, afloramientos y facies del Eoceno superior.

está en la relación de las unidades infrayacentes a la discordancia del Eoceno, pues esta relación genera nuevos nichos para la migración de hidrocarburos desde el punto que eroda las unidades productoras del Cretácico. Con base en lo anterior también es importante destacar la relación existente entre esta discordancia y la presencia de campos productores de hidrocarburos. Este sector se localiza entre las líneas verde (discordancia entre Eoceno y Precretácico) y la línea fucsia (discordancia angular Eoceno Cretácico medio), figura 9.

Ardila & Díaz 2009 Transpression and its impact on the tectonic hystory the exploration potential of northwestern Colombia. X Simposio Bolivariano.

Díaz 2010 Evolución sedimentaria y estructural del Eoceno superior, Cordillera Oriental de Colombia. Tesis de doctorado Universidad de Barcelona. 240p.

Díaz, L., y Ramos, B., 2009. Mapa geológico de Colombia, Sur América.

Ariana Limitada, ed Especial Cediel, F., Caceres, C. Etayo Serna, F. 2003. Mapas de distribución de facies sedimentarias y armazón tectónico de Colombia del Proterozoico y Fanerozoico - Maps of sedimentary facies distribution and tectonic setting of Colombia through the Proterozoic and Phanerozoic. 17 mapas Cooper, M. A., Adisson, F. T., Álvarez, R., Coral, M., Graham, R. H., Hayward, A. B., Howe, S., Martínez, J., Naar, J., Peñas, R., Pulham, A. J., y Taborda, A., 1995, Basin deveolpment and tectonic history of the Llanos Basin, Eastern Cordillera and Middle Magdalena Valley, Colombia: American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 79, No. 10, p. 1421-1443 Forero, O., 1974 Eocene of Northwestern South America. TESIS: (M.Sc.)- University of Tulsa Descrip. Fis. Doc.: 90 p.

Gómez, E., Jordán, T., Allmendinger, R., and Cardozo, N., 2005b. Development of the Colombian foreland-basin system as a consequence of diachronous exhumation of the northern Andes. GSA Bulletin; September/October 2005; v. 117; no.

9/10; p. 1272–1292; doi: 10.1130/ B25456.1; 17 fi gures; 1 table; Data Repository item 2005148.

Sarmiento, L. F., 2001, Mesozoic Rifting and Cenozoic Basin Inversion History of the Eastern Cordillera, Colombian Andes. ter verkrijging van de graad van doctor aan de Vrije Universiteit Amsterdam, Inferences from tectonic models Villamil, T. and Pindell, J. L., 1998.

Mesozoic paleogeographic evolution of Northern South America: Foundations for sequence stratigraphy studies in passive margin strata deposited during nonglacial times. Paleogeographic evolution and non-glacial eustasy, Northern South America, SEMP. Spec. Publ. 58: 283-318.

Derechos de copia reservados.

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BITACORA EVENTOS

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Agosto 2010

Conferencias técnicas Enero - Mayo 2010

Febrero:

Enero:

Technology to Improve Well Hydraulic Fracture Completions, using Micro-Seismic

Geoquímica de superficie para la exploración de hidrocarburos Presentada por: Jim Rangel Principal Geophysicist Weatherford.

Juan García Geofísico

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Presentada por: Lic. María Graciela Prestía Geo Microbial Technologies Sudamérica.

S

e explicará la implementación de dos técnicas complementarias de exploración de superficie y los resultados obtenidos.

La técnica de gases absorbidos en el suelo detecta en forma directa los hidrocarburos livianos (C1-C4) que llegan a la superficie y permite inferir el origen de los gases analizados.

La técnica microbiológica en superficie permite detectar en forma indirecta la presencia de hidrocarburos livianos (C1–C4) en suelo y mapear su extensión con notable precisión.

En esta presentación se analiza el comportamiento de estas anomalías geoquímicas en superficie en diferentes ambientes geológicos.

La planificación del diseño de muestreo, acorde con los objetivos de estudio y la integración cuidadosa de las técnicas convencionales, hacen que este método aporte información confiable a la interpretación geológica y geofísica.

Desde el punto de vista estructural ha permitido comprobar que no todas las fallas presentan anomalías geoquímicas en superficie, lo cual

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podría interpretarse como que no todas son vías de migración efectivas. Otra comprobación empírica es que solo las fallas asociadas a acumulaciones de hidrocarburos presentan anomalías geoquímicas de superficie significativas.

En zonas con una alta madurez exploratoria en lo referente a trampas estructurales, donde se observan variaciones faciales tanto verticales como laterales, la utilización de geoquímica de superficie ofrece una buena alternativa en la búsqueda de objetivos exploratorios.

assively listening to induced fracturing that is related to production or hydraulic stimulation from a down hole setting h Passively listening to induced fracturing that is related to production or hydraulic stimulation from a down hole setting has become widely accepted in the oil and gas business. Completions planning and infill drilling programs continue to benefit from this technology with the ultimate goal of enhancing recovery whilst reducing overall costs. The mapped Microseismic events are driven by localized and regional stress directions and pre-existing fracture networks. The Microseismic map influences the subsequent interpreted fracture network.

Reservoir performance and hydrocarbon recovery can be optimized by correctly applying the right down hole monitoring technology to a given specific objective. Here we present three different methods for collecting Microseismic data from a down hole environment. We demonstrate the variable response of a single reservoir to hydraulic fracture treatment. Standard observation well setup and treatment

well deployments are discussed and case histories are shown. We weigh up the benefits and drawbacks of both. With the advanced observation well tool we show better lateral coverage with high variability of formation response. The tool that can be deployed in the treatment well itself shows better accuracy of frac height measurements and highly localized changes in frac orientation but with limitation of lateral coverage. Extending the monitoring window to decades requires yet a different approach in terms of permanent monitoring.

The unique Permanent monitoring system that contains no down hole electronics extends the life expectancy of the monitoring array for true permanent applications. The three distinct techniques of observation well deployment, treatment well deployment and permanent deployment are successfully applied and demonstrated with case studies. The data that is collected can be used for planning and optimization in the short, medium and long term. When applied in difficult and unconventional settings, this leads to increased reservoir performance and reduced overall production cost.

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Marzo:

Quantitative Seismic Analysis and Its role in Improving Reservoir Description and Exploration Results

Abril:

Implicaciones en la exploración de hidrocarburos asociadas al contexto tectónico del norte de Suramérica Por: Raúl Ysaccis, PhD. Compañía Schlumberger

E Presented by Efrain Méndez-Hernández Pemex E&P, Poza Rica, México

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n the initial stage of the petroleum value chain, seismic interpretation is often qualitative in nature as is appropriate for exploration screening. As we move ahead to development, more data are incorporated, and progressively more quantitative seismic analyses are required for predicting elastic properties and, under a proper tie-to-well data, to infer rock and fluid properties to populate models for reservoir characterization, to develop better EOR strategies, and even to rejuvenate mature fields.

Uncertainty and risk are always inherent to quantitative seismic analysis. Some major “tollgates” will help to mitigate the technical risk. If the seismic and well-log data are not of sufficient quality, the rock physics models do not support determination of reservoir properties through seismic attributes; or if the wavelet derivation does not confirm the fidelity of the seismic data, further expenditures can be avoided. Even then, if these issues have been overcome, a certain level of uncertainty remains due to the nature of the inverse problem, and the way a seismic model is restricted by the real subsurface conditions. These produce, on the whole, nonuniqueness of the final predictions which have to be understood, and constrained.

In this stage, a degree of freedom has to be granted to include some valuable qualitative information provided by the experience of the geoscientist, reinforced with reality checks.

In practice, a variety of leading-edge technologies are routinely applied to extract seismic attributes, and, under the proper rock physics framework, to recognize patterns and make quantitative predictions for prospective intervals, and for reservoir characterization and monitoring. As the reservoir heterogeneity becomes more complex, the geologic-economic risk in predicting properties from seismic data also increases. Less deterministic and more mul-

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tidisciplinary approaches are then demanded for data integration from key disciplines, risk assessment, and quantification of uncertainty. In this nonlinear world, applications to seismically estimate quantitative distribution of physical properties, analyze fizz-water zones, and estimate fracture/density orientation are integrated through probabilistic approaches and soft computing tools including Bayesian formalisms, neural networks, and fuzzy reasoning schemes.

It is well understood that risk and uncertainty are inherent parts of the oil and gas business; however, as the decline of the reservoirs increases and the easy petroleum has gone, more investment capital will be riding on the ability of the geoscientist to objectively quantify physical properties from seismic data based on true multidisciplinary solutions.

sta presentación ilustra la interacción tectónica del Caribe con el norte de Suramérica mediante una serie de perfiles sísmicos, resaltando aspectos de carácter regional y local. En este contexto geodinámico se discuten evidencias que controlan el entrampamiento de hidrocarburos en zonas prolíficas del norte de Venezuela, así como también se proveen conceptos de potenciales plays exploratorios.

Originalmente el norte de Suramérica comprendía un margen pasivo desarrollado entre el Cretácico y el Terciario temprano hacia el oeste, el cual fue progresivamente deformado por una colisión diacrónica del Caribe con Suramérica. Esta colisión muestra evidencias desde el Paleoceno en el oeste de Venezuela a tiempos más recientes en el norte de Trinidad, como producto de los movimientos relativos entre estas dos placas, configurándose una megasutura denominada orógeno flotante, donde se distinguen efectos de comparmentalización de la deformación; identificándose a lo largo de su eje sistemas de rumbo deslizante, dominios transtensionales y transpresionales sobrepuestos de edades diferentes.

La evolución Terciaria del orógeno de flotación del Caribe-Suramérica, por su comparmentalización, en Venezuela se puede dividir en tres dominios mayores. El más occidental evidencia cuencas extensionales fósiles flotando sobre el edificio del prisma de acreción que delinea el borde norte del orógeno. Como vestigios de estas extensiones se observan hoy las

Islas Neerlandesas, mientras que las depresiones resultado de las extensiones lo conforman las cuencas de Bonaire-Falcón-Urumaco. En el borde sur el orógeno es retomado en compresión durante el Neógeno tardío (compresión Andina) y el efecto de estos eventos se expresa por la evolución del cinturón plegado del norte de Falcón, el cual moldea la costa actual y continúa su transporte al norte, cabalgando sobre las cuencas extensionales infrayacentes poco deformadas, creando una cuenca de crecimiento rellenada con sedimentos del Plio-Pleistoceno.

En el tramo central del orógeno las extensiones Eocenas-Oligocenas sobrepuestas al prisma de acreción dieron lugar a la cuenca de La Blanquilla, la cual inicia un proceso de inversión tectónica a partir del Mioceno medio. Colapsos transtensionales del Neógeno tardío en la parte apical del orógeno inducen al colapso de la Cordillera de la Costa en el sector de la ensenada de Barcelona y la fosa de Cariaco.

Estos colapsos gradualmente deslizan megabloques continentales hacia el noreste de estas depresiones, causando efectos contraccionales en su porción distal en la región de La Blanquilla, contribuyendo así al crecimiento de su prisma de acreción. En el dominio más oriental, similar a los otros dos, se presentan también cuencas extensionales Paleógenas (e.g. subcuenca de Caracolito), con la particularidad que su contracción comienza a finales del Oligoceno. El aspecto que distingue este sector de los otros es el efecto de la migración al este del arco de las Antillas, con lo que se originan eventos de volcanismos, cambios del régimen del flujo de calor, cohabitando con la subducción atlántica, afectando la mayor parte de la cuenca de Carúpano y controlando las condiciones de las acumulaciones de hidrocarburos incluidas en esta.

En cada uno de estos dominios tectónicos se han delineados importantes acumulaciones de hidrocarburos y así tenemos en el dominio occidental, en el área de Falcón, los campos de Cumarebo, Tiguaje y Mamón, mientras que en el área de los hemigrabenes están los campos de La Vela y el descubrimiento reciente de Perla. En el dominio oriental de Venezuela offshore resaltan las acumulaciones posiblemente ligadas al graben de Caracolito, con descubrimientos de hidrocarburos a ambos lados de este graben: al norte el campo de Los Testigos y al sur el complejo Río Caribe-Patao-Mejillones-Dragón. En el dominio central, mucho menos explorado, no se registran hasta el momento considerables descubrimientos comerciales a pesar de localizarse en él los menes más antiguos conocidos en América.

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Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Agosto 2010

Mayo:

Recent developments in the seismic characterization of fractured reservoirs Por Dr. Colin Sayers Compañia Schlumberger

Junio: Unconventional gas shale El Doctor Roger M. Slatt es profesor distinguido de geología y geofísica del petróleo en la Universidad de Oklahoma, ocupando actualmente la posición Gungoll Family Chair.

Entre los años 2000 y 2007 se desempeñó como director de la Escuela Geología y Geofísica de la Universidad de Oklahoma y ocupó las posiciones Gungoll Family Chair (2006-2007) y Eberly Family Chair (2000-2006) como profesor distinguido. Previamente ocupó la Jefatura del Departamento de Geología e Ingeniería Geológica en Colorado School of Mines y fue director del Rocky Mountain Region Petroleum Technology Transfer Council (1995-2000). Ha publicado más de 100 artículos técnicos y realizado numerosas presentaciones en geología del petróleo,

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T

he state of stress within the earth has a profound effect on the propagation of seismic and borehole acoustic waves, this leads to many important applications of elastic waves for solving problems in petroleum geomechanics.

The purpose of this course is to provide an overview of the sensitivity of elastic waves in the earth to the in-situ stress, pore pressure, and anisotropy of the rock fabric resulting from the depositional and stress history of the rock, and to introduce some of the applications of this sensitivity. The course will provide the basis for applying geophysics and rock physics solutions to geomechanical challenges in exploration, drilling, and production. A variety of applications and real data examples will be presented, particular emphasis will be placed on the rock physics basis underlying the use of geophysical data for solving geomechanical problems.

Compañía Geofísica Latinoamericana S.A.

Es la compañía líder en adquisición de datos sísmicos 2D / 3D, convencional y multicomponente para la industria

Por: Dr. Roger M. Slatt Gungoll Family Chair.

Colombia con responsabilidad social,

petrolera y minera en

ambiental y técnica

geología de yacimientos, sísmica y estratigrafía de secuencias, sistemas depositacionales de ambientes turbidíticos y marinos someros, geología del Pleistoceno-Cuaternario y exploración geoquímica.

En su carrera profesional ha recibido múltiples reconocimientos, entre los que se destacan los siguientes galardones: AAPG Distinguished Service Award (1996), Esso Australia Distinguished Lecturer in Petroleum Geology (1999), AAPG Distinguished Lecturer (2001-02), SPE Distinguished Lecturer (2002-03), AAPG Honorary Membership (2003) y AAPG Grover Murray Distinguished Educator (2006).

www. cglsa.com Calle 110 No. 9-25 Oficina: 708 Edificio Torre Empresarial Petrobras - Bogotá, Colombia Teléfono: (57) 1 644 41 11 Fax: (57) 1 644 41 10

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EVENTOS

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Agosto 2010

Geophysics under stress: Geomechanical applications of seismic and borehole acoustic waves Dictado por: doctor Colin Sayers Este curso, de un día de duración, fue dictado el 13 de mayo de 2010 en la ciudad de Bogotá.

Instructor biography

C

olin Sayers is a Scientific Advisor in the Schlumberger Data & Consulting Services Geomechanics Group in Houston, USA, providing consultancy in geophysics, rock physics, drilling and reservoir geomechanics, and the characterization of fractured reservoirs. He entered the oil industry to join Shell’s Exploration and Production Laboratory in Rijswijk, The Netherlands in 1986, and moved to Schlumberger in 1991.

His technical interests include geophysics, rock physics, drilling and reservoir geomechanics, pore pressure prediction, wellbore stability analysis, analysis of production-induced reservoir stress changes, subsidence, fault reactivation, 3D mechanical earth modeling, sanding, fractured reservoir evaluation, borehole/seismic integration, stress-dependent acoustics, advanced sonic logging, AVAZ, and fluid flow in fractured reservoirs.

He is a member of the AGU, EAGE, SEG, and SPE, a member of the Research Committee of the SEG, and a member of the editorial board of The Leading Edge and the International Journal of Rock Mechanics and Mining Science. He has a B.A. in Physics from the University of Lancaster, U. K., a D.I.C. in Mathematical Physics and a Ph.D. in Physics from Imperial College, London, U. K. He has published numerous papers and holds several patents in the areas covered by this course.

Curso de exploración geoquímica de petróleo y gas

E

l jueves 28 de enero 2010 se realizó el curso corto sobre exploración en superficie, basado en los dictados por Dietmar ‘Deet’ Schumacher, llamados Geochemical Exploration for Oil and Gas: Strategies for Success y Surface Exploration for Oil and Gas.

Taller de merrick, 9 y 10 de marzo

L

a organización de este taller fue realizada por la ACGGP y Merrick & Co. Principles of Remote Sensing and Hyperspectral Mapping: Geologic and Hydrocarbon Exploration Applications Dictado en dos sesiones de cuatro horas cada una.

CONTENIDO DEL TALLER: Workshop Session 1

El curso corto fue titulado Exploración geoquímica de petróleo y gas: estrategias exitosas, y fue una invitación de la compañía Geo Microbial Technologies Sudamérica.

Introduction to Remote Sensing and Hyperspectral Mapping •Electromagnetic Spectrum: • Spectral Characteristics of Earth Surface Features: • Introduction to Remote Sensing Satellites and Airborne Sensors • Hyperspectral and LIDAR Data Characteristics: • LIDAR: Elevation Image, DTM, DEM • Photointerpretation vs. Remote Sensing and Digital Image Processing Techniques • Introduction to Data Fusion • Question and Answer Period

Profesor: Lic. Graciela Prestia Lugar: oficinas Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo, calle 72 No. 5-83.

WorkShop Session 2 Processing of Generating Remote Sensing-based Hydrocarbon Exploration Products •Objectives of using Remote Sensing for Petroleum Exploration • Remote Sensing and Digital Image Processing Techniques

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EVENTOS EVENTOS

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Agosto 2010

LA AAPG EN COLOMBIA

Premio Jesús A. Bueno

P

or la calidad de las charlas ofrecidas a nuestra comunidad la Junta Directiva de la ACGGP 2009-2010 le otorgó el premio de la Placa Jesús A. Bueno como Mejor Charla ACGGP 2009-2010 al doctor Eduardo López (Ecopetrol), por su tema ‘Evolución de cuencas de antearco al SW de Colombia y N del Ecuador (margen pacífico) durante los últimos 30 MA, reflejo de la interacción mantle wedge-subducting plate’.

Además se les concedieron menciones especiales al doctor Felipe Audemard (Schlumberger) por ‘Algunas observaciones acerca de las márgenes continentales del nor-oeste de Suramérica’ y al doctor Carlos García Royo

Representacion de la ACGGP en el evento de la EAGE

Asistentes al evento de premiación.

(Iberia-Cepsa) por su tema ‘GEA desde Atmos’.

Felicitamos a estos colegas, que sin duda aportan a la generación de ideas y al mejoramiento continuo de nuestra industria. La premiación será realizada en nuestra siguiente charla.

E

l pasado 21 de junio nuestro residente Iván Olaya estuvo reunido con Mr. John Lorens, presidente de AAPG; Carol Mc Gowen, AAPG Manager; Alfredo Guzmán , AAPG Vice President of Regions; Miguel Ramírez, Latin American Region President-Elect AAPG; Enrique Velásquez Presidente de AAPG Region Latinoamérica, y Víctor Ramírez tesorero de AAPG Region Latinoamérica. También contamos con la presencia de representantes de los capítulos estudiantiles de la Universidad Nacional, de la Universidad Industrial de Santander y EAFIT. Los representantes de la AAPG se reunieron con los officers de AAPG Región Latinoamérica y con los delegados de la Junta Directiva de la ACGGP. Conocieron las facilidades de Bogotá, se reunieron con el Ministro de Minas, el director de ANH y el presidente de Ecopetrol. También asistieron al evento de Cartagena de ANH y WPC con el propósito de entrevistarse con algunos directivos locales de la industria. Luego de estas reuniones, la AAPG expresó el interés de organizar un evento internacional en conjunto con la ACGGP.

D

urante los dias del 13 al 17 de junio de 2010, Francisco Almario y Yohaney Gómez, atendieron en represnetacion de la ACGGP el evento de 72nd EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC 2010.

La ACGGP fue invitada al evento Barcelona ‘10 President’s Evening , que se llevó a cabo en el Restaurant Mellow, (Barcelona). En dicha cena, el Presidente de la EAGE Mahmoud Abdulbaqi, dio sus palabras de bienvenida a todas las asociaciones participantes del Evento y presentó su junta directiva.

Durante el evento de la EAGE se presentaron al Presidente y a la junta directiva, las actividades técnicas y sociales que está llevando a cabo la ACGGP .

Para dar cierre al evento, la Junta Directiva de la EAGE, Marcel van Loon, Publications & Communications Manager y Anton van Gerwen, Executive director; invitó a las Asociaciones de Latinoamerica como fueron la Asociación de Brasil y Colombia, para participarnos el proyecto que tiene la EAGE de realizar un evento internacional junto con la ACGGP en el año 2012 en la ciudad de Cartagena.

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EVENTOS PREMIO

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

La Placa O.C.

Wheeler

Agosto 2010

El máximo galardón que otorga la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo (ACGGP), constituido en 1980, este año fue concedido a Luis Ernesto Ardila y Luis Carlos Carvajal, ilustres colegas, por los méritos profesionales, técnicos y académicos y su influencia en el desarrollo de la industria petrolera nacional.

Luis Ernesto Ardila y Luis Carlos Carvajal. La elección recae en estos ilustres Colegas, dados sus méritos Profesionales, Técnicos y Académicos y su influencia en el desarrollo de la Industria Petrolera en Colombia.

Perfil de los premiados Luis Ernesto Ardila Luis Ernesto Ardila es geólogo de la Universidad Nacional, sede Bogotá, con estudios de maestría en Austin, Texas, y en Sheffield, Inglaterra. Su vinculación con la academia incluye el cargo de profesor en su escuela entre 1970 y 1974, dictando cursos de geología del petróleo y geomorfología. Ha sido también profesor de geología para ingenieros de petróleo en la Universidad de América; de geología para ingeniería en la Universidad Santo Tomás y de geología general en la Universidad Jorge Tadeo Lozano. En el transcurso de su carrera ha dictado numerosos cursos en el tema de exploración petrolera y su trayectoria profesional le ha permitido promover inversión económica en la exploración en Colombia, siendo responsable de la presencia de empresas como Burlington, Maxus, San Jorge y Diamond Shamrock, ante las cuales ha sido un permanente promotor del uso del talento geocientífico colombiano.

Igualmente, ha impulsado activamente la llegada e implementación de nuevas tecnologías de exploración, incluyendo micromagnetometría, magneto-telúrica y geomicrobiología. En diferentes oportunidades ha sido asesor de evaluación de portafolio para empresas como Ecopetrol, BP y Hocol, y por su amplia experiencia internacional ha participado en el descubrimiento de importantes reservas de hidrocarburos en diversas cuencas del mundo. A nivel local se destaca su labor como vicepresidente de Maxus Energy, que condujo a descubrimientos como Volcanera, en el piedemonte llanero, y Arjona, en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena.

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Foto : Rr Epe eum haria volorec aborectem acest vellorepudit

Luis Carlos Carvajal Luis Carlos Carvajal es geólogo de la Universidad Nacional, sede Bogotá, con estudios de posgrado en el IFP de París y el CRP de Pau, Francia. Su vinculación con la academia incluye el cargo de profesor catedrático en geofísica, con publicaciones sobre gravimetría y geofísica aplicada a exploración en las universidades Nacional y Jorge Tadeo Lozano. En el transcurso de su trayectoria profesional de más de 37 años se cuenta su aporte para resolver el problema geofísico de la imagen sísmica en la denominada Zona de Sombra de Falla, tema que ha publicado en diversas oportunidades. Su carrera incluye numerosas asignaciones nacionales e internacionales con las empresas ELF Aquitaine y Perenco, con notorios éxitos exploratorios, incluyendo su participación en el descubrimiento de más de 30 campos con cerca de 300 MBP en reservas probadas.

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NOTICIAS ACGGP

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Agosto 2010

Reconocimiento a ex presidenta de la Junta de la ACGGP

E

l pasado mes de mayo nuestra ex presidenta Ana Elvia Suárez fue elegida como una de las 600 mujeres exitosas del país en la revista La Nota Económica Ella es geóloga de la UIS, con especialización en evaluación y desarrollo de proyectos de la Universidad del Rosario. Está vinculada a Pacific Rubiales Energy desde hace cinco años y se desempeña como gerente corporativa de activos exploratorios.

Ana fue presidenta de la Junta de la ACGGP en el año 2008. ¡Felicitaciones por la gran labor que viene ejerciendo en el gremio de la geología!

Adiós a un compañero

E

l pasado 14 de abril falleció Gustavo Delgado Bohórquez, quien de sus 46 años de vida le dedicó 22 a trabajar con Ecopetrol, donde se desempeñaba como geólogo de la Superintendencia de Operación Exploratoria. Fue un hombre dedicado a su familia y a su profesión, apasionado por su trabajo y consagrado a la empresa.

Recuerdo de Gustavo el día de su graduación de geólogo en 1987.

Publicación

L

a ACGGP está planeando la publicación de un volumen especial de la Expresión geofísica de los yacimientos colombianos. Este proyecto será posible si los miembros activos de la Asociación comparten sus experiencias y lecciones aprendidas en el entendimiento de los yacimientos y el objetivo es cubrir todas las cuencas sedimentarias del país, incluyendo datos sísmicos y de pozos.

Geophysical Expression of Colombian Reservoirs

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Afiliación y renovación de membresía ACGGP

I

nvitamos a las personas interesadas en hacer parte de la ACGGP a registrarse, solicitando el formato de inscripción directamente en las oficinas de la Asociación, en la calle 72 No. 5-83, oficina 902, teléfono 255 8777.

Para los actuales asociados, y pensando en facilitarles el pago de su cuota anual 2010, les informamos que puede realizarse en efectivo, cheque o tarjeta de crédito (Visa, Master Card o American Express).

Para quienes lo soliciten podemos enviar a nuestro mensajero a recoger el dinero en la fecha y lugar que estimen conveniente o, si lo desean, pueden realizar directamente su pago mediante consignación, solicitando la información bancaria a nuestro correo electrónico: acggp@cable.net.co

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NOTICIAS

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Agosto 2010

El barril de la OPEP se deprecia 1,2 por ciento, hasta los 69,63 dólares

índices económicos petróleo

Julio 5 de 2010 • Fuente: EFE 78,00

Promedio

Abril

76,00 74,00

Valor mínimo

Marzo

72,00

El crudo de referencia de la OPEP acumuló hasta el viernes 16 de julio su cuarta depreciación consecutiva y marcó un precio de 69,63 dólares por barril, 1,2 por ciento menos que en la sesión anterior, según informó hoy el grupo energético en Viena.

Esa nueva caída sitúa el precio del ‘oro negro’ de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) en su valor más bajo desde el pasado 8 de junio.

La publicación de datos negativos sobre el desempleo en Estados Unidos e informaciones sobre la bajada de pedidos en las fábricas en ese país enfriaron el viernes también las cotizaciones de los crudos de referencia en Estados Unidos, Texas y Europa, Brent, que cedieron 1,1 por ciento y 0,95 por ciento, respectivamente.

Enero

70,00

Valor máximo

Febrero

68,00

Mayo

66,00 64,00 00-ene

01-ene

02-ene

03-ene

04-ene

05-ene

06-ene

Dólar

2.000

Promedio

Mayo

enero

1.980 1.960

febrero

1.940

Precio mínimo

Abril

Junio

1.920

$

Marzo

1.900 1.880

Precio máximo

$

Julio

1.860 0

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3

4

5

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7

3.000

Promedio

2.800 2.600

Valor mínimo

2.400

Valor máximo

2.200 2010

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Cantidad 20M 10M 2010

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Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

BP continúa prueba en pozo dañado Fuente: Reuters El primer ministro británico defendió el martes a BP antes de reunirse con el presidente de Estados Unidos, Barack Obama, en momentos en que el gigante de la energía busca vender activos para pagar el costo del inmenso derrame del Golfo de México.

Exactamente tres meses después de la explosión que hundió una plataforma y mató a 11 operarios antes de desatar el peor desastre ecológico de la historia de Estados Unidos, BP anunció que vendería activos en Vietnam y Pakistán. Los ingresos por esas ventas, estimados en 1.700 millones de dólares, serán destinados a financiar la limpieza y los costos legales causados por la marea negra.

BP dijo el lunes que hasta el momento había gastado unos 3.950 millones de dólares en el derrame y que contemplaba otros 10.000 millones para el año próximo. La empresa acordó, bajo una intensa presión de las autoridades estadounidenses, crear una cuenta custodia de 20.000 millones de dólares, que será administrada en forma independiente, para pagar los gastos de los reclamos ligados al incidente.

Washington repite frecuentemente que no hay un límite estipulado para la responsabilidad que le cabe a la compañía.

El derrame que fluía al océano desde el pozo dañado fue controlado la semana pasada tras haber vertido 60.000 barriles de petróleo cada 24 horas durante 90 días. Las acciones de BP operaban estables en Londres y Nueva York después del anuncio de la venta de activos.

Hay analistas que sostienen que los inversionistas siguen preocupados pese a que reaccionaron positivamente cuando el

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BP vende activos por 7.000 millones de dólares Julio 20 de 2010 Por Tom Bergin y Matt Spetalnick

para pagar costo del derrame Por Tom Bergin y Matt Spetalnick Julio 20 de 2010 • Fuente: Reuters La energética británica BP, bajo extrema presión por el peor derrame de crudo en la historia de Estados Unidos, acordó la venta de activos a la estadounidense Apache por 7.000 millones de dólares, que ayudarán a financiar el costo del desastre.

Apache comprará activos de BP en Norteamérica y Egipto y parte del pago se realizará con un depósito en efectivo por 5.000 millones de dólares el 30 de julio.

Apache informó que con la compra agregará reservas probadas por 385 millones de barriles equivalentes de petróleo.

gobierno dijo que una nueva filtración hallada a tres kilómetros del pozo Macondo no tenía vinculación con el derrame y no había sido ocasionada por la prueba de presión que estaba realizando BP. “Hay tantas cosas que no se saben; el problema con la acción es que los inversionistas están especulando con base en muy poca información”, dijo Mark Coffelt, de Texas Capital Value Funds. “Es una acción difícil de conservar porque es muy odiada en este momento (...) lo cual probablemente indique que es una buena compra”, añadió.

La prueba de presión sobre el pozo, que fue extendida por 24

horas, continuará hasta el martes por la tarde y luego será revaluada para una posible nueva ampliación. Los científicos están analizando otras opciones. Esto podría involucrar la inyección de barro pesado y tal vez cemento dentro del pozo, muy similar al procedimiento llamado top kill, que falló en mayo.

La población y los legisladores estadounidenses están furiosos con BP por el derrame, que ocasionó un desastre medioambiental y económico en cinco estados del país, afectó el índice de aprobación de Obama y complicó las relaciones con los británicos, tradicionalmente muy estrechas.

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Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Isagen y Ecopetrol siguen en lista Francy Elena Chagüendo

Agosto 2010

IV Colombia Oil & Gas Investment Conference / WPC Regional Meeting Latin America

Julio 20 de 2010

El presidente de la República, Álvaro Uribe Vélez, dejó en manos de su sucesor las decisiones sobre la venta de Isagen y un nuevo porcentaje de Ecopetrol, entre otras privatizaciones pendientes.

Incluso los recursos de la generadora, que serían unos 3,5 billones de pesos, ya están contados en el presupuesto de 2011.

Sin embargo no es claro que el nuevo gobierno tome la decisión inmediata de avanzar en estos procesos privatizadores.

Juan Carlos Echeverry, asesor de Juan Manuel Santos, ha dicho que no se quiere vender Isagen por razones fiscales y que no hay premura en este tema. Lo mismo aseguró respecto a Ecopetrol, pues considera que en este momento no se ha contemplado la decisión final de salir de 10 por ciento de las acciones.

Desde el punto de vista de los analistas económicos del país la cuestión no es tanto qué se va a privatizar en el próximo gobierno, si Isagen, Ecopetrol o las empresas eléctricas que faltan, sino para qué se usarán los recursos provenientes de estas ventas.

Julio 26 de 2010 Fuente: www.colombiaoilandgas2010.com El ‘IV Colombia Oil & Gas Investment Conference / WPC Regional Meeting Latin America’ buscó afianzar el interés de los inversionistas en el país, consolidar el excelente ambiente de negocios, presentar y discutir nuevas oportunidades y promover la inversión en el sector de hidrocarburos nacional. Contó con la participación y presencia de las autoridades minero-energéticas, tanto a nivel nacional como internacional; presidentes de compañías petroleras, quienes narrarán su experiencia en Colombia, y expertos que analizaron y debatieron la situación actual y futura de la industria, así como la dinámica internacional que afecta el entorno regional.

En Ronda 2010 ganaron bloques 32 compañías Julio 26 de 2010 Fuente: Diario La República

En total fueron 32 empresas las que se quedaron con los 95 bloques petroleros que fueron asignados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) el pasado martes en la Ronda Colombia 2010, llevada a cabo en Cartagena.

Aunque en la convocatoria se ofrecían 228 áreas, el director de la entidad, Armando Zamora, señaló que el “resultado se ubicó en el rango alto de las expectativas y superó la meta que nos habíamos propuesto originalmente”. La zona más apetecida fue la de los Llanos Orientales.

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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.

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