GEO Petróleo 09

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ACGGP / Publicación No.9 / Septiembre de 2010

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Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Conferencias técnicas julio - septiembre Challenge Bowl

Aspectos hidrodinámicos, estructurales y estratigráficos del Campo Rubiales, Colombia

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

Diseño y producción

ideko s.a.s.

Calle 85 No. 22 - 73 PBX: 482 95 95 diagramación Gina Acosta William Velásquez 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

EVENTOS

Conferencias técnicas Julio - Septiembre 2010

CAPACITACIÓN

Directora Administrativa Cristina Martínez acggp@acggp.org

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EA GE Distinguished Instructor

CAPACITACIÓN

EditorA Yohaney Gómez editor@acggp.org

Aspectos hidrodinámicos, estructurales y estratigráficos del Campo Rubiales.

Programa de Geólogo Visitante

DESAFIO

Secretaria Ángela Navarrete secretaria@acggp.org

Beyond the challenge

NOTICIAS

Tesorero Gonzalo López tesorero@acggp.org

PORTADA

Vicepresidente Administrativo Francisco Almario administrativo@acggp.org

EDITORIAL

Septiembre de 2010

Un vistazo al negocio del Petróleo

en América Latina

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l crecimiento y la recuperación económica de América Latina ha sorprendido a muchos, pues la venta muchas materias primas y la demanda de China es una de las razones por las que los precios se mantienen altos, y también porque las perspectivas son de que estos continúen elevados en el futuro. (Portafolio, octubre 2010).

La demanda de petróleo aumentará 18 por ciento entre 2009 y 2035 en gran parte gracias al consumo de China; el barril llegará a costar 113 dólares aunque los precios serán inestables a corto plazo, según un informe de la Agencia Internacional de Energía (AIE). El barril de crudo se cotiza actualmente en torno a los 85 dólares.

La AIE estima que la demanda mundial de petróleo llegará a 99 millones de barriles diarios (mbd) en 2035, con un incremento de 15 millones respecto a 2009, lo cual se deberá pura y exclusivamente al aumento en el consumo de países exteriores a la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE), que agrupa a las naciones más ricas del planeta y cuyos intereses representa la AIE. De hecho, la mitad de ese incremento provendrá de China, debido a la necesidad de carburantes del gigante asiático para su sistema de transportes, precisa la AIE. Si somos efectivos en Colombia en la exploración y explotación de campos esta demanda mundial se verá reflejada en un crecimiento económico, con una gran oferta de empleo, como se ha venido presentando, y con la llegada cada vez más numerosa de nuevas empresas de mediano y gran capital, lo que generará un gran número de asociados extranjeros a la ACGGP, como ya se está evidenciando, situación que genera mayores retos y compromiso para las juntas directivas venideras para mantener siempre activa y modernizada a nuestra Asociación.

Para celebrar este futuro tan promisorio del gremio de la geología y la geofísica del petróleo los invitamos a celebrar juntos en la tan esperada fiesta de gala de fin de año, que estaremos realizando en el club El Carmel el 27 de noviembre con la orquesta Guayacán.

Por Yohaney Gómez Galarza Editora 2010-2011.

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PORTADA

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Aspectos hidrodinámicos, estructurales y estratigráficos del Campo Rubiales.

Cuenca Llanos Orientales de Colombia

El Campo Rubiales, localizado en el sureste de la Cuenca de los Llanos Orientales, es uno de los que cuenta con mayores reservas de crudo pesado en Colombia (12º API). El yacimiento lo constituyen las areniscas de la parte inferior de la Formación Carbonera depositadas en un ambiente predominantemente fluvial de edad Eoceno tardío-Oligoceno temprano.

GÓMEZ, Yohaney*; YORIS, Franklin; RODRIGUEZ, Javier; PORTILLO, Fredy; ARAUJO, Ysidro. Pacific Rubiales Energy. Bogotá, COLOMBIA.

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a interpretación estructural inicial del campo, basada en sísmica 2D, indicaba un extenso monoclinal con muy poca complejidad estructural y, adicionalmente, la evolución de la presión del yacimiento asumida con un comportamiento uniforme y el contacto agua-aceite encontrado a diferentes profundidades a lo largo del campo sugieren la teoría de que el mecanismo de entrampamiento es hidrodinámico.

Un estudio estratigráfico detallado reciente muestra indicios de una arquitectura de facies compleja, la cual permite explicar diferencias en las profundidades del contacto agua-aceite en algunas zonas. Esta complejidad estratigráfica parece ser suficiente para crear barreras que generan diferentes contactos de agua-aceite y que llegan a estar desfasados en el orden de decenas de pies en pozos que se encuentran Vertice Este Norte separados desde cientos de metrosA hasta un 922533.4 par de 1294715.3 B 1294798.9 898350.8 kilómetros.

C 1291239.4 898350.8 D 1290321.0 898965.7 En este artículo se analiza la nueva E información 1285489.6 902200.8adF 1276739.9 910550.7 quirida inherente al desarrollo del campo y se intenG 1276739.9 915000.6 H 1278839.9 919250.6 ta explicar aquellos mecanismos deI entrampamiento 1285589.6 925000.5 J 1289739.5 925250.5 acordes con el entorno geológico y los datos de ingeniería obtenidos de este yacimiento, pues la claridad que se tenga de ellos es primordial para la definición de la extensión del campo, para el cálculo de sus reservas y para la definición de la estrategia de explotación que permita incrementar su factor de recobro.

BLOQUE RUBIA

BLOQUE RUBIALES

Convenciones Bloques_Pre Límites de contratos

(!

Cabecera_municipal Capitales Limite_Departamental Limite_Municipal

BLOQUE RUBIALES Vertice A Límites de contratos B Cabecera_municipal C Capitales D Limite_Departamental E Limite_Municipal F Drenajes Vias G Rios H I J

Convenciones Bloques_Pre

(!

Este 1294715.3 1294798.9 1291239.4 1290321.0 1285489.6 1276739.9 1276739.9 1278839.9 1285589.6 1289739.5

Drenajes Vias Rios

Norte 922533.4 898350.8 898350.8 898965.7 902200.8 910550.7 915000.6 919250.6 925000.5 925250.5

Datum: Magna Origen: Bogotá Central

Datum: Magna Origen: Bogotá Central

Localización geográfica El Campo Rubiales está localizado en el sureste de la Cuenca de los Llanos Orientales, a 250 km al SE de

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Datum: Magna Origen: Bogotá Central

Figura 1

Localización Geográfica del Campo Rubiales, Colombia.

Septiembre de 2010

Villavicencio, en el departamento del Meta, y a 465 km de Bogotá, Colombia (figura 1).

Marco geológico regional Geológicamente el Campo Rubiales es un extenso monoclinal de rumbo NNE-SSW, localizado en una porción de la Cuenca de Antepaís, donde algunos sedimentos paleógenos y neógenos están descansando sobre rocas precámbricas y paleozoicas del Escudo de la Guyana.

La acreción de la Cordillera Occidental a Suramérica durante el Cretácico tardío al Eoceno medio permitió la creación del espacio de acomodación en el que una secuencia de sedimentos de la Cuenca Antepaís pudo ser depositada. Este proceso de sedimentación finalizó con un importante evento tectónico de deformación ocurrido hacia el Eoceno medio en este sector, el cual posibilitó el restablecimiento de una etapa de sedimentación en la Cuenca Antepaís, específicamente en las áreas de la Cordillera Oriental y de los Llanos, generando los depósitos fluviales, de llanuras costeras y perimareales de las formaciones Mirador y Carbonera durante el Eoceno medio y el Oligoceno.

La Cuenca de los Llanos, en su configuración presente, se puede dividir en dos dominios estructurales principales: el del Piedemonte y el de los Llanos. Este último puede dividirse a la vez en dos subdominios bien definidos: Llanos de Casanare-Arauca y Llanos del Meta. El Campo Rubiales se encuentra localizado bajo el subdominio de Llanos del Meta.

El estilo dominante en la Cuenca de los Llanos del Meta es de fallas normales con vergencia hacia el oeste y de sus correspondientes fallas an-

profundidad, con muy baja sobrecarga, razón por la cual las rocas tienden a ser relativamente inconsolidadas. En general se presentan porosidades entre 25 por ciento y 33 por ciento y permeabilidades en el rango de 3 a 5 darcies, propiedades que indican una muy buena calidad de roca reservorio.

Figura 3 Columna Estratigráfica generalizada para la Cuenca de los Llanos (Meta Petroleum Ltd, 1998).

Figura 2 Corte esquemático Regional de la Cuenca de los Llanos Orientales (Ecopetrol, 1995).

titéticas con vergencias hacia el este (figura 2), causadas por flexión como respuesta a la carga tectónica impuesta por la Cordillera Oriental.

El Campo Rubiales es el resultado de la migración de aceite generado por las rocas cretáceas de la sección central de la cuenca y la ruta de desplazamiento es proporcionada, preferencialmente, desde el Arco de Santiago, en el centro de la cuenca, hacia los bordes, buzamiento arriba.

Marco estratigráfico La secuencia estratigráfica en el campo está constituida por rocas que van desde el Paleozoico inferior hasta el Terciario (formaciones Carbonera, León Shale, Guayabo y Necesidad) separadas por discordancias regionales (figura 3).

El yacimiento lo constituyen las areniscas del tercio inferior de la Formación Carbonera, de edad Eoceno tardío-Oligoceno temprano, llamadas informalmente ‘arenas basales’, las cuales fueron depositadas en un ambiente predominantemente fluvial y reposan discordantemente sobre rocas paleozoicas. El yacimiento se encuentra entre 2.400 y 2.900 pies de

Aspectos analizados para identificar el mecanismo de entrampamiento del campo: La información que se tuvo disponible para el estudio fueron 349 km de 22 líneas sísmicas 2D, 325 km2 de sísmica 3D adquiridos en el año 2008, información de dos pozos corazonados y set de registros de los pozos perforados.

A junio de 2009 se habían perforado 189 pozos, completados en la unidad ‘arenas basales’ de la Formación Carbonera, un prolífero reservorio con una producción de aceite acumulada de 40,9 millones de barriles de petróleo (a la misma fecha) y con un importante volumen de reservas aún sin desarrollar.

Aspectos estructurales Regionalmente en el sector Antepaís de la Cuenca de los Llanos se ha comprobado que las tram-

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pas de hidrocarburos están dadas por monoclinales que se localizan en el bloque levantado de una falla normal. El sistema de entrampamiento se presenta cuando lateralmente las arenas del bloque levantado están enfrentadas a niveles arcillosos, que actúan como sellos efectivos para la acumulación de hidrocarburos. Si esta situación no se presenta el aceite sigue migrando buzamiento arriba, hasta encontrar los sellos efectivos para el entrampamiento (figura 4).

El caso particular del campo lo constituye el hecho de identificarse un contacto original aguaaceite a diferentes profundidades dentro del yacimiento arenas basales (figura 6), el cual sigue la tendencia estructural del yacimiento, presentando algunos cambios de inclinación hacia el sector oeste del campo (figura 7).

Figura 4 Corte esquemático ilustrando las acumulaciones típicas del sector de Antepaís en la Cuenca de los Llanos Orientales.

Esta misma configuración estructural (figura 4) se esperaría encontrarla en el Campo Rubiales; sin embargo la estructura definida hasta el año 2008 consistía en un amplio monoclinal con una serie de ondulaciones internas sin ser identificado algún tipo de fallamiento. La extensión del monoclinal es de más de 112.000 acres, con un rumbo NNE-SSW con dirección de buzamiento hacia el NW y con un ángulo de buzamiento promedio de 1 a 2 grados (figura 5). Este modelo estructural fue basado en 349 km de 22 líneas sísmicas 2D, junto con la información de checkshots y VSP de cinco pozos.

Figura 5 Mapa Estructural al tope del Yacimiento, versión 2008.

Figura 6 Corte noroeste-sureste del Campo Rubiales. (RPS Scotia para Meta Petroleum, 2008).

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Figura 7 Grid mostrando la distancia del contacto al tope del yacimiento en el Campo.

La definición estructural basada en la sísmica 2D presentaba gran incertidumbre por el bajo cubrimiento sísmico del campo, lo que a su vez generaba alta incertidumbre en el planteamiento de un contacto inclinado y dejaba abierta la posibilidad de la existencia de fallamiento debido a las ondulaciones que se identificaban con base en el análisis de los contornos estructurales del tope del yacimiento. En el 2008 se adquirieron 325 km2 de sísmica 3D, cubriendo gran parte del campo, con el objetivo de disminuir la incertidumbre en la definición de la estructura e intentar definir los límites del yacimiento.

La interpretación del cubo sísmico permitió la cartografía detallada de la estructura monoclinal que conforma el campo y la identificación de fallamiento que está afectando la estructura mas, sin embargo, no se encontraron los límites del yacimiento. Con la reciente interpretación sísmica se

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identificaron fallamientos normales con dos direcciones predominantes N30E y N50W (figura 8). En general las fallas presentan saltos entre 10 y 20 pies y permiten explicar a través de compartimentalización algunos de los cambios en la profundidad del contacto agua-aceite. No obstante el salto

La compartimentalización estructural es uno de los factores que puede influir en la diferencia de profundidad del contacto aguaaceite. Sin embargo el desplazamiento generado por fallamiento aún no permite explicar la diferencia de casi 200 pies de profundi-

Figura 10 Corte esquemático mostrando la analogía del Campo Rubiales con el modelo de entrampamiento hidrodinámico.

(RPS Scotia para Meta Petroleum, 2008).

Figura 8 Mapa Estructural al tope del Yacimiento, versión 2009.

de las fallas no permite explicar la diferencia de casi 200 pies de profundidad del contacto desde el oeste hasta el este del campo.

Aspectos dinámicos La gráfica de la profundidad del contacto basada en algunas pruebas RFT y en la evaluación del set de registros de resistividad en cada uno de los pozos, en donde las zonas de aceite son definidas por resistividades mayores a 30 a 40 Ohm-m, muestra un contacto agua-aceite inclinado (figura 9).

dad del contacto desde el oeste hasta el este del campo.

El hecho de tenerse un contacto agua-aceite con diferentes profundidades dentro del campo, siguiendo la tendencia de buzamiento del yacimiento, puede indicar un entrampamiento hidrodinámico con un efecto importante del flujo de agua en dirección del buzamiento (figura 10).

La dirección regional del flujo de agua en la parte sur de la Cuenca de los Llanos es identificada por Villegas et al, 1994, en una sección transversal regional y distribución areal en la cuenca, señalando la tendencia del movimiento del agua en dirección del buzamiento (figuras 11 y 12).

Figura 9 Gráfico mostrando las diferentes profundidades para el contacto agua-aceite, desde el oeste hacia el este del Campo Rubiales.

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Figura 13 Mapa de la tendencia regional del yacimiento (contornos negros fuertes) superpuesto con el mapa residual de la estructura (gama de colores amarillos a verdes).

(RPS Scotia para Meta Petroleum, 2008).

Figura 11 Grafico regional mostrando el flujo de agua en dirección del buzamiento de la cuenca de los Llanos. Tomado del artículo Flow of Formation waters in the Cretaceous-Miocene Succession, Llanos Basin, Colombia. AAPG,1994.

Figura 12 Representación areal esquemática del flujo de agua de formación en la Cuenca de los Llanos.

Tomado del artículo Flow of Formation waters in the Cretaceous-Miocene Succession, Llanos Basin, Colombia. AAPG, 1994.

Este aspecto permite realizar la analogía del Campo Rubiales con un modelo de entrampamiento hidrodinámico, producido por la combinación del flujo del agua en la misma dirección al buzamiento de la estructura monoclinal, generándose la acumulación de hidrocarburos en las ondulaciones internas.

Para la identificación de las trampas hidrodinámicas Dahlberg, E.C., 1982, plantea la metodología de superponer el mapa de la tendencia regional de la superficie de interés al residual de la estructura, que básicamente es la diferencia (positiva o negativa) de la actual estructura y la tendencia regional. Las ‘narices’ positivas de la superficie residual con la ten-

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dencia regional serán los sectores propicios para el entrampamiento de hidrocarburos.

En el caso del Campo Rubiales, el tren regional de buzamiento es hacia el noroeste y el mapa resultante de la superposición del tren regional con la superficie residual (figura 13) permite identificar tres ‘narices’ positivas cubriendo gran parte del campo.

Otro aspecto analizado es el comportamiento constante que ha presentado la presión del yacimiento a través de su historia de producción (figura 14), la cual, en promedio, se ha mantenido en 1.100 psi luego de 40,9 millones de barriles de aceite acumulados hasta junio de 2009. Dicho comportamiento permite plantear la existencia de un acuífero fuerte y activo que debe recargarse constantemente para lograr la continua compensación volumétrica de petróleo y agua extraídos durante la explotación del campo.

Mediante la elaboración de mapas combinados estructurales e isopotenciales de agua y aceite para el campo Rubiales se observa la existencia de líneas isopotenciales diferentes para el agua y para el aceite en algunas zonas, lo cual es un elemento adicional que soporta la existencia de un entrampamiento hidrodinámico y que jus-

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Las barreras de permeabilidad son identificadas en los núcleos en las rocas de granulometría fina a muy fina. Dentro de la zona petrolífera se observa impregnación selectiva de aceite, en la cual una buena impregnación se presenta en rocas de grano grueso, una moderada en rocas de grano medio (zonas oscuras de la figura 16) y los tipos de roca de granos fino a muy fino presentan pobre impregnación de aceite (zonas claras en la figura 16).

tifica la presencia de un contacto agua-aceite inclinado.

Figura 14 Evolución de la presión del yacimiento vs la producción acumulada en el Campo.

Aspectos estratigráficos: Los depósitos terciarios que constituyen el yacimiento en el Campo Rubiales corresponden a sistemas de depositación fluvial, caracterizados por ríos trenzados conformados principalmente por cuerpos de arena de migración variada y que están comúnmente interestratificados con sedimentos finos de inundación (figura 15).

Las diferentes profundidades para el contacto agua-aceite pueden explicarse a través de la complejidad estratigráfica de canales entrelazados que generan barreras de permeabilidad, situando en diferentes niveles estructurales el contacto agua-aceite, que llegan a estar desfasados en el orden de decenas de pies en pozos separados desde cientos de metros a un par de km.

Figura 15 Correlación estratigráfica en dirección Suroeste- Noreste del campo.

Figura 16 Núcleo ilustrando la relación de la granulometría y la impreganación de aceite.

Las diferentes profundidades del contacto agua-aceite en el Campo pueden ser el reflejo de las barreras, tanto laterales como verticales, propias del ambiente de depósito. De esta forma se puede presentar un contacto inclinado por efecto de barreras locales de permeabilidad (figura 17) basado en los modelos expuestos por Dahlberg, E.C. en su libro Applied Hydrodynamics in Petroleum Exploration, 1982.

Figura 17 Modelo de la superficie potenciométrica reflejando el cambio local de permeabilidad (Tomado de Dahlberg, E.C. 1982).

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Conclusiones El Campo Rubiales es un extenso monoclinal afectado por fallamiento normal, con saltos de fallas entre10 y 20 pies, sin un límite de acumulación definido para el entrampamiento de hidrocarburos.

El contacto agua-aceite se presenta a diferentes niveles estructurales, profundizándose en la misma dirección en la que buza el yacimiento.

El monitoreo de la evolución de la presión del yacimiento, la verificación de la recarga del acuífero y la identificación de las barreras de permeabilidad, integrando los análisis petrofísicos, se vuelven aspectos indispensables de evaluar para todos los sectores del campo.

El fallamiento que está afectando al campo genera muy baja compartimentalización, que localmente puede explicar la diferencia de profundidades del contacto agua-aceite. Sin embargo los saltos de las fallas aún no logran justificar los 200 pies, aproximadamente, de diferencia de las profundidades del contacto del oeste hacia el este del campo.

Las diferentes profundidades para el contacto agua-aceite en el Campo Rubiales puede, en parte, explicarse mediante la complejidad estratigráfica de canales entrelazados que generan barreras de permeabilidad, situándolo en diferentes niveles estructurales.

La evolución constante del comportamiento de la presión del yacimiento puede ser efecto de un acuífero fuerte y activo que debe estar recargándose para lograr la continua compensación volumétrica de petróleo y agua extraídos durante la historia de producción del campo. Para la confirmación de esta hipótesis se debería monitorear la recarga del acuífero a través de análisis fisicoquímicos del agua de formación.

La posible dirección de recarga del acuífero es NNW, Villegas et al., 1984, equivalente a la dirección de buzamiento del yacimiento. Así mismo, la existencia de diferentes líneas equipotenciles para el agua y para el aceite son elementos adicionales que soportan la formación de un entrampamiento hidrodinámico y que justifican la presencia de un contacto inclinado agua-aceite. Este agente hidrodinámico, combinado con la alta complejidad estratigráfica, es lo que permite el desarrollo del campo hacia áreas estructuralmente bajas pero que son favorables para la acumulación de hidrocarburos debido al dinamismo del acuífero.

Agradecimientos A la vicepresidencia de geociencias de Pacific Rubiales Energy por todo el apoyo para la realización de este artículo.

A Ecopetrol por el apoyo con sus aportes técnicos y por permitir la publicación del artículo.

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R eferencias Cooper, M.A. y otros. 1995. Basin Development and Tectonic History of the Llanos Basin, Eastern Cordillera, and Middle Magdalena Valley, Colombia.

Dahlberg, E.C. 1982. Applied Hydrodynamics in Petroleum Exploration”. Springer-Verlag.

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Flow of Formation Waters in the Cretaceous- Miocene Succession of the Llanos Basin, Colombia.

AAPG Bulletin, V.78, No. 12. P. 1843-1862.

Septiembre de 2010

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BITACORA EVENTOS

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Conferencias técnicas Julio - Septiembre 2010

Julio: Detecting stratigraphic features via cross-plotting of seismic discontinuity attributes and their volume visualization CONFERENCISTA Satinder Chopra COMPAÑIA Arcis Corporation, Calgary

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ractures can enhance permeability in reservoirs and hence impact the productivity and recovery efficiency in those areas. Fold and fault geometries, stratal architecture and large-scale depositional elements (e.g. channels, incised valley-fill and turbidite fan complexes) are often difficult to see clearly on vertical and horizontal slices through the seismic reflection data.

Seismic attributes help us in characterizing stratigraphic features that may comprise reservoirs, and form an integral part of most interpretation projects completed today. Coherence, curvature and relative acoustic impedance are some important seismic attributes that are used for such analysis. However, for extracting accurate information from seismic attributes, the input seismic data needs to be conditioned optimally. This includes noise removal, using robust dipsteering options and superior algorithms for computation of seismic attributes.

Once the data is conditioned, visualization techniques are used for viewing the data, whether it’s the input seismic data or derived data in terms of seismic attributes. Such visualization helps extract meaningful information, allows for greater interpretation accuracy and improves efficiency. 3D volume rendering is one form of visualization that involves opacity control to view the features of interest ‘inside’ the 3D volume. A judicious choice of opacity applied to edge-sensitive attribute sub-volumes such as curvature or coherence corendered with the seismic amplitude volume can both accelerate and lend confidence to the interpretation of complex structure and stratigraphy. In addition to co-rendering, we evaluate an interpretation workflow that cross-plots

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pairs of edgesensitive attributes.

By crossploting coherence and an appropriate curvature attribute, we can define a polygon that highlights “clusters” that exhibit low coherence (indicating a discontinuity) and high curvature (indicating folding, flexing, fault drag, or differential compaction).

Modern volume interpretation software allows us to link and display these interpreter-defined clusters in the seismic volume for further examination. Once identified interactively, such visual ‘clustering’ can be used to supervise geobody delineation using neural networks and other classification algorithms. This saves the seismic interpreters considerable time and effort. We illustrate this new workflow through application to several 3D seismic surveys recently acquired in western Canada and demonstrate that multiattribute volume co-rendering and clustering provides a powerful tool that leads to a better understanding of the spatial relationships between seismic attributes and the geologic objectives being pursued.

Septiembre de 2010

Julio: Evolución de la Imagen Sísmica en el Abanico del Magdalena CONFERENCISTA Claudia Ruiz-Graham

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Esta charla describe el impacto del mejoramiento de la calidad de los datos sísmicos en el entendimiento de la evolución del Abanico del Magdalena dentro del contexto regional del Caribe, con énfasis de la caracterización de las facies sísmicas observadas en sísmica 3D. Claudia Ruiz-Graham es gerente de exploración offshore de BP Colombia. Es geóloga egresada

BP Colombia de la Universidad Nacional, tiene estudios de maestría en Royal Holloway University of London y un MBA de London Business School. En Colombia ha trabajado en cinturones plegados, la Cuenca de los Llanos y el Caribe. Internacionalmente su mayor área de experiencia es en exploración de hidrocarburos en depósitos de turbiditas asociados a tectónica de sal en Angola. También ha participado en proyectos de exploración en el Medio Oriente. Actualmente lidera el grupo de Exploración para BP Colombia.

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Septiembre:

Rumores del laboratorio: pasado, presente y futuro

CONFERENCISTA Dr. CARL SONDERGELD COMPAÑIA Conferencista Distinguido SEG/AAPG Otoño 2010 Profesor distinguido de la Universidad de Oklahoma, Norman, USA.

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a complejidad de las rocas en la naturaleza y su huella en las propiedades de las mismas hace que los estudios empíricos de laboratorio sean necesarios y pertinentes. Numerosos esfuerzos se están realizando en la academia y la industria para probar y usar modelos teóricos para predecir las propiedades petrofísicas y sísmicas de las rocas a partir de imágenes a microescala. Sin embargo el modelamiento solo puede honrar la física del modelo elegido y las mediciones son aún necesarias para definirlos y calibrarlos y, además, es importante reconocer que los descubrimientos importantes y los avances tecnológicos son una consecuencia directa de las mediciones cuidadosas de laboratorio en las rocas.

Históricamente estas mediciones se han utilizado para desarrollar un entendimiento de la respuesta física de los sistemas de roca y fluido bajo diversas condiciones (frecuencia, temperatura, esfuerzo, tamaño de la muestra, etc.). Los datos obtenidos han sido usados para proporcionar una visión de los controles clave que rigen el comportamiento de las rocas cuando están llenas con diferentes fluidos y se encuentran enterradas bajo la superficie. Los primeros trabajos fueron llevados a cabo para desarrollar un mejor entendimiento de las correlaciones entre velocidades compresionales, composición, densidad, porosidad y tipo de fluido de poro, los que facilitaron las primeras interpretaciones en el entendimiento de los registros sónicos y los puntos sísmicos brillantes (bright spots). La capacidad de medir velocidades de cizalla y velocidades polarizadas de cizalla en el laboratorio ha ampliado signi-

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ficativamente el alcance de las cuestiones que podríamos explorar en los materiales naturales, lo cual ha ayudado a establecer una nueva comprensión de propiedades sísmicas de las rocas.

La combinación de los datos de ondas P y S, junto con algunos conceptos básicos de elasticidad, sirvió como base para la discriminación de litología y fluidos. Aunque varios modelos teóricos han proporcionado un entendimiento del comportamiento de rocas y fluidos, fue la confirmación experimental de la teoría de Biot-Gassmann lo que permitió que la física de rocas se convirtiese en el caballo de batalla de la industria del petróleo y gas; esta es ahora una de las herramientas más importantes para el análisis de datos sísmicos preapilados.

Septiembre de 2010

Septiembre:

Paleogeografía y sedimentación del Cretácico en las cuencas del Alto Magdalena y Putumayo, suroeste de Colombia CONFERENCISTAS Mario De Freitas, Alejandro Mora y Mantilla Martín COMPAÑIA Hocol SA

E

l análisis integrado de información sísmica, registros de pozos, geología de superficie y datos bioestratigráficos de la sección cretácica de las cuencas del Valle Superior del Magdalena y del Putumayo, en el suroeste de Colombia, revela un patrón de sedimentación diacrónica, así como controles tectónicos en el Cretácico medio y tardío. Los depósitos cretácicos contienen tanto la roca fuente como los principales yacimientos en estas importantes cuencas hidrocarburíferas.

La distribución de los depósitos del Cretácico basal en el suroeste de Colombia indica un fuerte control de la paleotopografía precretácica. La sedimentación del Cretácico avanzó desde el norte, en el Valle Superior del Magdalena, hacia la cuenca del Putumayo, en el sur. La presencia de un paleo-alto a lo largo de la extensión occidental del Arco Florencia-Vaupés pudo haber formado una barrera entre las dos cuencas, como lo sugiere la edad más temprana de los depósitos del Cretácico basal y el espesor reducido de la secuencia cretácica completa. Los patrones de onlapping de las unidades del Cretácico basal contra el basamento económico precretácico están claramente identificados en las correlaciones regionales de pozos y en los datos sísmicos, lo que permite un mejor entendi-

miento del comienzo de la sedimentación del Cretácico. Aunque en nuestro país es muy difícil visualizar los patrones de onlapping Cretácico a nivel de afloramiento, en esta conferencia se presentan ejemplos de uno de los mejores análogos existentes en el mundo (Arenisca cámbrica tapeats del Gran Cañón, Estados Unidos).

La depositación del Cretácico comenzó al norte en la cuenca del Valle Superior del Magdalena con los sedimentos fluviales de la Formación Yaví durante el Barremiano, mientras que en el sur los sedimentos más antiguos del Cretácico son de edad Albiano tardío. En las cuencas de Oriente (Ecuador) y del Putumayo la sedimentación fluvial influenciada por mareas se inició en el Aptiano, lo cual correspone a las formaciones Hollín y Caballos, respectivamente, mientras que en la parte norte de la Cuenca del Putumayo las rocas más antiguas son del Cretácico de edad Cenomaniano a Turoniano. Durante el Albiano tardío-Cenomaniano se presenta un pulso compresivo que se correlaciona con el evento Mochica en el Perú, el cual produce estructuras en la cuenca con el desarrollo de espesores reducidos del Shale Bambuca del Cenomaniano.

La sedimentación marina progresiva también se observa en un patrón diacrónico con los primeros depósitos marinos que van desde el Aptiano, en el norte en el Valle Superior del Magdalena, a Turoniano, en el noreste de la Cuenca del Putumayo. La sedimentación marina continuó hasta el Campaniano-Maastrichtiano temprano, cuando la erosión generalizada llevó a la no preservación de la parte superior de la secuencia marina del Cretácico. Los depósitos de grano grueso de esta edad se superponen discordantemente sobre shales marinos a lo largo del borde occidental de la Cuenca del Valle Superior del Magdalena, lo que sugiere un rápido levantamiento de la Cordillera Central.

La secuencia del Maastrichtiano tardío al Paleoceno se depositó en ambientes que variaban de salobres a aguas dulces y exhibe en algunas zonas una arenisca basal o conglomerado. El contacto inferior erosivo de esta secuencia es una paraconformidad marcada por un cambio abrupto en los ambientes de depósito, asociado a un episodio de deformación bien documentado en el noroeste de Suramérica.

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Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

EA GE Distinguished Instructor “Seismic Imaging: A Review of the Techniques, their Principles, Merits and Limitations” DICTADO POR: MR. ETIENNE ROBEIN COMPAÑIA: TOTAL, PAU – FRANCE. Biography Etienne Robein graduated from Ecole Nationale Supérieure d’Aéronautique et Espace and Ecole Nationale Supérieure Pétrole et Moteurs / IFP in Paris in 1973. He started his career with Shell in The Hague, before joining Elf, now Total, where he has worked on operational, research and managerial assignments in France, Italy, the UK and Azerbaijan. His professional experience covers seismic acquisition, processing and interpretation. In recent years, he was Director of the Total Geosciences Research Centre in London.

His last position with Total was R&D programme manager in Geology and Geophysics, before retiring in 2010. Etienne is the author or co-author of several presentations in International Conferences, including the SEG, EAGE, WPC, AAPG, and Petroleum Geology Conference and contributed to the EAGE’s “Distinguished Lecture Programme” and “Education days”. In 2003, he published a text book on “Velocities, Timeimaging and Depth-imaging in Reflection Seismics”, which became a best-seller EAGE Edition.

Etienne was President of EAGE in 2000, when he presided over the ceremonies of the 50th anniversary of this association. He is a former Chairman of EAGE’s Research Committee, a member of the EAGE Award Committee and Europe’s representative at the SEG Council.

Course Overview As the search for new resources means that we are forced to maximise the production of discovered reservoirs and explore new ones in domains that are increasingly complex, seismic imaging is becoming more and more important as a tool.

Seismic imaging is the ultimate stage of a time-consuming and complex data processing sequence that aims to produce accurate images of the

Instructor Dr. Mr. Etienne Robein, Distinguished Lecturer EAGE con Mauricio Silva, vicepresidente técnico ACGGP 2010-2011.

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Earth’s subsurface suitable for interpretation by geoscientists.

This course will give the audience an overview of today’s most popular seismic imaging techniques used in the oil and gas industry. Two main classes of techniques are addressed: time imaging and depth-imaging.

Both approaches require an estimate of how fast the seismic waves travel at any given point in the Earth, but with different degrees of accuracy. If time-imaging embeds velocity analysis almost naturally, though at a cost in image quality, depth-imaging requires the explicit construction of a velocity model. Recent advances in seismic acquisition, imaging technology and high performance computing, allow us to correctly take into account a much greater complexity of subsurface model and consequently, start to image structures that were previously invisible.

The course will present in simple terms (no equations!) the principle of different techniques in each class of methods, while pointing out their respective merits and limitations. The relationship between acquisition and imaging on the one hand and interpretation and imaging on the other will also be discussed.

Summary The course addresses the following topics: • What is a “reflection seismic image” exactly?

• Concepts behind Kirchhoff migrations • Pre-Stack Time Migrations (PreSTM) • Ray-based depth migrations • Wavefield extrapolation-based migrations • Full wave form inversion (FWI) • Relations between seismic imaging and seismic acquisition • Depth imaging and seismic interpretation

Septiembre de 2010

Programa de Geólogo Visitante

El programa de Geólogo Visitante fue creado en el 2008 con el objetivo de que la ACGGP pudiera tener más contacto con los estudiantes y soportar los diferentes capítulos estudiantiles del país relacionados con las áreas de geología y geofísica.

Los cursos dictados han sido: Geología de Colombia, con el doctor Darío Barrero, en la Universidad Nacional, sede Bogotá.

Geología estructural, con el geólogo Msc. Roberto Linares, en la UPTC. Geoquímica orgánica, con el geólogo Msc. César Mora, en la UIS. Evaluación de formaciones, con el geólogo Msc. César Vásquez, en la Universidad de Caldas.

Gracias a los colegas por su esfuerzo e interés en compartir su conocimiento entre los estudiantes.

Curso de Geólogo Visitante, dictado por el doctor Darío Barrero en la Universidad Nacional de Colombia.

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DESAFIO

Asociaci贸n Colombiana de Ge贸logos y Geof铆sicos del Petr贸leo

Beyond the challenge

By Jaime Checa Regional Coordinator for Latin America

T

he Third Latin American SEG Challenge Bowl took place on August 13th 2010, in the beautiful city of Manizales, Colombia. This could be regarded as the successful culmination of a process to select the representative of our region to the finals in Denver. Eight teams, from Argentina, Colombia, Mexico y Venezuela reached this stage after having classified in the local events.

Matias Barrionuevo and Carlos Ramaccioti, undergraduate students of the National University of Cordoba, conformed the winning team, followed by Oscar Alberto Jarillo Michel and Isauro Abinadi Valdez Cruz who represented the Instituto Politecnico Nacional de Mexico.

In this occasion, the organization of the local events was carried out by Gustavo Carstens (Argentina), Jesus Sierra (Venezuela), Francisco Rocha and Sergio Chavez (Mexico) and Jaime Checa (Colombia). The organization of the LACB was the perfect excuse to keep contact among country representatives and to discuss new projects to strengthen the local associations.

Close communication was maintained with SEG headquarters to ensure worldwide consistency. It is evident that the seed planted by Peter Duncan is now a huge tree. Next year we will make sure we involve Peru and bring back Puerto Rico and Brazil to the contest.

Participantes del Challenge Bowl 2010

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On the student side, members of the Student Chapters of different countries got to know each other face to face (as opposed to just facebook) and this really produced a click. Key contacts were identified and valuable experiences exchanged. There were meetings to coordinate efforts between AAPG and SPE chapters that demonstrated a high level of leadership. A field trip was organized in which the SEG participants had the chance to share a great day in the Nevado del Ruiz above 5.000 m ASL. The support of the oil and service companies is what made it possible to pay for the travel expenses of all participants including international airplane tickets. In addition to that, the sponsorship obtained was used in the logistics, decoration, registration to the Semana Tecnica, banners, shirts and a hundred more details, efficiently coordinated by the Semana Tecnica staff. The money collected was impeccably managed by the Colombian Association of Petroleum Geologists and Geophysicists ACGGP. This year CGG Veritas, HOCOL, SISMOPETROL, FUGRO-JASON and GEOMAGE provided the funds. A million thanks for their help. CGG Veritas deserves special recognition, as Santiago Borthelle, Regional Seismic Processing Manager, decided to attend the event and took an active role, talking to the students and effectively connecting the industry with the Academy.

This sort of participation is certainly welcome and we need more of this in the future.

Many pages could be written to describe the powerful combination of this SEG initiative with the tremendous energy of the Latin American student community. Having been involved in this experience for the past three years, I can see a spiral starting to grow, which is reaching way beyond the Challenge itself.

Next year, dear reader, just come and see it by yourself.

Septiembre de 2010

Compañía Geofísica Latinoamericana S.A.

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

Colombia con responsabilidad social,

petrolera y minera en

ambiental y técnica

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

B ecerrada

E

l pasado 28 de agosto se llevó a cabo la becerrada de integración en la Hacienda Rincón de Teusacá (La Calera), a la que asistieron aproximadamente 700 personas y contó con la animación de payasos en el ruedo y hubo muchas rifas, entre ellas la de un IPOD de 32 GB entre los colegas que actualizaron sus datos, siendo el ganador el geólogo Juan Carlos Mondragón, de CEPSA, y siguió una espectacular rumba con la orquesta La Solución.

Los invitamos a que actualicen sus datos para poderles informar de todos nuestros eventos técnicos y sociales. ¡Esperamos seguir contando con su entusiasmo en todos los eventos de la ACGGP!

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Septiembre de 2010

ACGGP FONDO CORRIGAN - ARES La ACGGP, a través del el Fondo Corrigan-Ares, tiene un programa dirigido al patrocinio de tesis de pregrado y de maestría y doctorado a los estudiantes inscritos en los departamentos de ciencias geológicas (geología, geofísica) de Colombia y a geólogos colombianos inscritos en universidades en el exterior cuyo trabajo de maestría o doctorado esté relacionado con la geología de Colombia.

En el 2010 las propuestas seleccionadas de maestría recibirán un apoyo de hasta 6.000.000 de pesos (o equivalente de 2.500 dólares) y las de pregrado hasta 3.000.000 de pesos. Cada propuesta será evaluada mínimo por dos pares y las que tengan un puntaje promedio superior a 75 puntos se considerarán para su financiación.

En la primera semana de abril del 2011 se enviarán por correo electrónico las evaluaciones de los revisores y los resultados de la convocatoria. La ACGGP entregará 70 por ciento al inicio de la tesis y a la firma de un contrato de donación. El otro 30 por ciento se entregará al recibir una copia de la tesis de grado en medio magnético.

No se consideran proyectos de geólogos que estén aspirando a estudiar en universidades en el exterior y de quienes presenten tesis de pregrado, maestría o doctorado que estén en la fase final del proyecto. En los casos de maestría y doctorado el financiamiento a un aspirante se otorga una sola vez por programa.

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NOTICIAS

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

índices económicos petróleo 200,00 105,00 100,00 95,00

85,00 80,00

Precio mínimo Sep de 2010

89.35

90,00 82.05 76.38

Precio máximo Nov de 2010

84.20

76.73

75,00

$75,42

$89,35

75.42

70,00 65,00

jul/10

ago/10

sep/10

oct/10

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Dólar 2.000 1.950

Precio mínimo $1.8054,77 Sep de 2010 Precio máximo $1.984,36 Mayo de 2010

1984,36

1952,89 1909,1

1.900

1925,9

1940,36

1874,52

1.850

1821,20 1805,77

1.800 1.750 1.700 1650 feb/10

mar/10

abr/10

may/10

jun/10

jul/10

ago/10

sep/10

4.500 4.239,25

4.000 3.500

3.615,45

4.153,25

4.073,33

$2.958

Valor máximo Nov de 2010

$4.239

2.958,25

3.000

3.338,10

2.500 2.000 1.500 1.000 500 0

jul

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Valor mínimo julio de 2010

ago

sep

oct

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Septiembre de 2010

Petroleras invertirán US$ 1.643 millones; adjudicados 78 bloques para explorar Noviembre de 2010 • Fuente: Portafolio La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) adjudicó 78 bloques para exploración y eventual explotación de hidrocarburos a 40 empresas, entre nacionales y extranjeras, con lo que espera captar una inversión de más de 1.643 millones de dólares en los próximos tres años.

La adjudicación, realizada por el Ministerio de Minas y Energía, junto con la ANH, forma parte del proceso conocido como Ronda 2010, lanzado a fines de 2009 y mediante el cual Colombia está ofertando 229 bloques para exploración a 80 empresas de todo el mundo. Algunas las compañías beneficiadas son Ecopetrol, Hocol, Pacific Rubiales Energy, Montco Energy Sucursal Colombia, Talisman, Shell y Repsol, entre otras

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

BP vende activos en Colombia por valor de 1.400 millones de dólares

Agosto 4 de 2010 Por A. B. Nieto - Nueva York

el vertido de petróleo en el mar más grande de la historia. Así lo decretó el panel de expertos a cargo de analizar este accidente nombrado por la Casa Blanca, cuyos cálculos revelan que desde que se han vertido al mar un total de 4,1 millones de barriles.

Es una cantidad mayor a la que se vertió en 1979 en la bahía de Campeche (México) tras el accidente del pozo Ixtoc-1. Con todo, el peor vertido fue provocado, y no accidental como el de BP, y se registró en 1991 durante la primera guerra en Irak, cuando las fuerzas de Sadam Hussein sabotearon sus propios pozos.

La petrolera BP ha acordado vender sus activos en Colombia a Ecopetrol y a la canadiense Talisman Energy por 1.900 millones de dólares (1.400 millones de euros).

La empresa estatal tendrá 51 por ciento de los derechos de producción, explotación y transporte de esta adquisición, mientras que Talisman será su socia para el resto. Con ello BP renuncia a un activo que le proporciona 25.000 barriles de crudo y gas al día pero suma liquidez a la caja para hacer frente a los costes del vertido en el Golfo de México.

La compañía británica ya ha vendido otros activos en Estados

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Unidos, Canadá y Egipto por valor de 7.000 millones de dólares y, según dijo su presidente, CarlHenric Svanberg, se van a triplicar las ventas sobre lo estimado en un principio con el objetivo de poder disponer de 30.000 millones de dólares.

BP necesitará mucho capital para hacer frente a sus obligaciones judiciales en Estados Unidos porque, además del fondo de 20.000 millones de dólares que le ha obligado a poner en marcha el gobierno de Barack Obama para hacer frente a las indemnizaciones, tendrá que cubrir los costes que se derivan de las multas a las que tendrá que hacer frente por

Estimación de multas El cálculo de este panel es muy relevante porque las multas que tendrá que pagar BP dependen de cuántos barriles se hayan vertido. El mínimo por pagar sería de 1.100 dólares por barril y el máximo 4.300 dólares si se establece que hubo una manifiesta negligencia por parte de la empresa, una teoría que forma parte de las actuales investigaciones, pues se tienen evidencias de que BP intentó ahorrar costes con medidas que en última instancia precipitaron el fatal desenlace del 20 de abril.

En el caso de que no se pruebe esta negligencia, y con los últimos datos, la factura por pagar de multa sería de 4.500 millones de dólares. En caso de que se verificara el peor escenario la cuantía superaría los 17.000 millones de dólares.

Septiembre de 2010

Canadiense Gran Tierra ampliará exploración en el Perú Por : Gestión

Septiembre 20 de 2010

Obtendrá un interés de trabajo en los bloques 123, 124 y 129, localizados en la Cuenca del Marañón.

La canadiense Gran Tierra Energy acordó comprar un interés de trabajo de 20% en tres bloques de exploración operados por una unidad de ConocoPhillips en Perú, para expandir aún más su presencia en el país sudamericano.

Bajo el acuerdo, Gran Tierra, una exploradora de petróleo y gas, obtendrá un interés de trabajo en los bloques 123, 124 y 129, localizados en la Cuenca del Marañón. Los bloques consisten en unos 6.7 millones de acres brutos y se localizan cerca de dos bloques operados por Gran Tierra.

La compañía dijo que ha entrado en un entendi-

miento con Burlington Resources Peru Ltd , Sucursal Peruana, una unidad totalmente participada de la estadounidense ConocoPhillips, para el acuerdo.

La transacción está sujeta a las aprobaciones de la agencia petrolera peruana PeruPetro S.A. y del Gobierno de Perú, que según se prevé tardarán unos cuatro a seis meses, dijo Gran Tierra.

A fines de agosto, Gran Tierra dijo que pagará US$ 22.6 millones a la brasileña Alvorada Petroleo para conseguir un interés de trabajo mayoritario en la cuenca terrestre de Reconcavo.

Las acciones de la empresa con sede en Calgary, Alberta, que han ganado más de 6% desde su acuerdo brasileño, cerraron a 7.01 dólares de Canadá en la Bolsa de Toronto el viernes.

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Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Ecopetrol producirá 615.000 barriles diarios de crudo este año

Javier Gutiérrez, Presidente de Ecopetrol.

La firma planea conseguir 750.000 barriles en 2011 y llegar a un millón de barriles en 2015. La exploración pasó de nueve millones de hectáreas en 2002 a 26 millones en 2010 y en Nueva York se conoció el plan de inversiones por 80.000 millones de dólares.

La producción promedio de Ecopetrol llegará a 615.000 barriles por día este año, 3,5 por ciento más que los 594.000 barriles diarios que se produjeron a junio pasado, anunció el lunes la empresa durante la celebración del Día del Inversionista.

Durante el evento, que se llevó a cabo en la Bolsa de Nueva York, el presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez Pemberthy, dijo que la meta de producción para el 2011 es alcanzar un promedio de 750.000 barriles por día y en 2015 un millón de barriles diarios.

Crecimiento de la economia En el tercer trimestre de 2010 la actividad económica registró un crecimiento de 3,6 por ciento respecto al mismo periodo del año anterior y con este resultado acumuló un crecimiento de 4,1 por ciento en los primeros nueve meses con relación al año anterior.

Los sectores que evidenciaron un mayor incremento fueron minería (12,7 por ciento), manufactura (5,4 por ciento), comercio (5,3 por ciento) y transporte (4,7 por ciento). Este comportamiento contrasta con el observado en los sectores construcción (-0,8 por ciento) y agropecuario (-0,8 por ciento).

Por el lado de la demanda interna el resultado de la actividad económica, en los primeros tres trimestres del año, estuvo explicado tanto por

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Publicado: 5 de octubre de 2010 Fuente:Dinero.com El directivo también destacó el incremento en la actividad exploratoria de la compañía en busca de hidrocarburos, que pasó de nueve millones de hectáreas en el 2002 a 26 millones en 2010. “De ese total, 17 millones de hectáreas son en Colombia y nueve millones en el exterior”, explicó Javier Gutiérrez.

También presentó ante un grupo de 70 inversionistas y analistas internacionales el avance de importantes proyectos, como la puesta en marcha de la planta de hidrotratamiento para mejorar la calidad de los combustibles, el programa de evacuación de crudos, el Oleoducto Bicentenario, así como los desarrollos en biocombustibles.

Los invitados a la celebración del Día del Inversionista conocieron en detalle el marco estratégico de la empresa al 2020, que requerirá inversiones por 80.000 millones dólares, por el cual busca producir 1,3 millones de barriles de petróleo equivalente y adicionar 6.000 millones en nuevas reservas.

Elaborado por: Carolina Díaz Fuente: Departamento Nacional de Estadística (DANE).

Colombia, 23 de diciembre de 2010.

el dinamismo de la formación bruta de capital (11,7 por ciento) como del consumo (4,2 por ciento). La demanda externa registró un crecimiento de 0,3 por ciento y las importaciones de 14,4 por ciento.

Septiembre de 2010

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