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ACGGP / Publicación No.21 / Abril de 2014

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Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Sistema petrolífero y modelamiento de la cuenca de los Llanos Orientales de Colombia: trazadores geoquímicos del agua de formación y el gas natural

El renacer de ‘Geología Norandina’ Fondo Corrigan – ACGGP – ARES CONVOCATORIA 2014


jUNTA DIRECTIVA ACGGP 2013 Presidente Diógenes Rovira Cepcolsa Vicepresidenta Técnica Aileen Gélvez Pacific Rubiales

Directora Administrativa Cristina Martínez acggp@acggp.org

Diseño y producción

ideko SAS Calle 85 No. 22 - 73 PBX: 482 95 95 diagramación William Velásquez G. fotografía Bigstockphotos ACGGP corrección de estilo Enrique Castañeda R. Impresión Intergráficas S.A.

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

PORTADA

ACGGP

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El renacer de ‘Geología Norandina’

EVENTO

Editor Gustavo Sarmiento Universidad Nacional editor@acggp.org

Sistema petrolífero y modelamiento de la cuenca de los Llanos Orientales de Colombia: trazadores geoquímicos del agua de formación y el gas natural

Fondo Corrigan – ACGGP – ARES CONVOCATORIA 2014 XII Edición

NOTAS

Secretaria Jacqueline García ANH

No convencionales, una necesidad para reinventarse

CONFERENCIA

Tesorero Alwin Serguey Gómez Pacific Rubiales

NOTICIAS

Vicepresidente Administrativo César Mantilla Halliburton

Origen, distribución y circulación de fluidos en la cuenca de antepaís de los Llanos Orientales de Colombia En Portada: Contraste topográfico entre el frente de deformación de la Cordillera Oriental de Colombia y la actual llanura de ante-país e inmediaciones a Yopal (Casanare)”. Foto tomada por Felipe González.


EDITORIAL

Abril de 2014

Reflexiones nueva Junta 2014: un plan estratégico por discutir

C

on frecuencia se dice que para saber si uno va bien primero tiene que saber para dónde va. Esta afirmación, así con ese tono coloquial, encierra mucho de lo que la junta entrante desea implementar durante el periodo que comienza. Se trata de hacer una reflexión profunda pero fresca de lo que debe ser la Asociación para sus miembros y para el entorno en el cual se desenvuelve; en palabras modernas, para sus grupos de interés. Dicha reflexión debe ir acompañada de un análisis concreto y suficientemente aterrizado de numerosas variables que se relacionan entre sí y que determinan la viabilidad y sostenibilidad de las estrategias que se propongan. Me refiero, por ejemplo, a los temas legal, administrativo, financiero y estatutario, por mencionar algunos. En este sentido el objetivo principal de esta junta será el de diseñar y someter a la aprobación de la Asamblea General un plan estratégico a cinco años, con objetivos y planes concretos, de manera que se convierta en carta de navegación y herramienta fundamental de gobierno y toma de decisiones. La confección del plan será consultada y discutida previamente en el comité de expresidentes para garantizar una visión compartida y que mantenga los valores que dieron origen a la creación de la Asociación hace ya casi 60 años.

Los invitamos pues, a acompañar este esfuerzo, que debe redundar en una Asociación renovada, centrada en sus afiliados y reconocida por su aporte a la sociedad. Para que podamos lograrlo se necesita el concurso de todos, exponiendo ideas, participando en los comités y sobre todo, asistiendo a la Asamblea Extraordinaria que deberá programarse cuando estemos listos. Agradezco de antemano a mis compañeros de junta y a todos los asociados su confianza y su ayuda en este empeño. Jaime Checa Presidente 2014

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PORTADA

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Sistema petrolífero y modelamiento de la cuenca de los Llanos Orientales de Colombia: trazadores geoquímicos del agua de formación y el gas natural Por Felipe González-Penagos* (Pacific Rubiales), Isabelle Moretti (GDF-Suez), Xavier Guichet (IFP), Virgile Rouchon (IFP) y Christian France-Lanord (CRPG) *feligonzalez@pacificrubiales.com.co

RESUMEN El modelamiento de cuencas y sistemas petrolíferos es una herramienta que permite simular una serie de procesos pos-sedimentarios, integrando la interacción de varios elementos geológicos sometidos a cambios (como temperatura y presión) durante el enterramiento. Aunque cada uno de estos elementos y procesos geológicos presenta un considerable rango de incertidumbre existen algunos indicadores geoquímicos que proveen pistas que nos permiten reconstruir con cierta certeza su historia de interacción durante el enterramiento. 1. INTRODUCCIÓN La cuenca de ante-país de LOC es actualmente la mayor provincia petrolífera de Colombia. Durante el año 2013 su producción alcanzó los 300.000 BOPD (que constituye aproximadamente 70% de la producción actual en Colombia según datos del Ministerio de Minas y Energía) y representa todavía una cuenca con grandes expectativas para la exploración. Sin embargo la

Figura 1. Sección esquemática NW-SE de la cuenca, mostrando una columna estratigráfica generalizada: sus principales reservorios (R) y potenciales rocas generadoras (S). El espesor de la Formación Guayabo fue reducido para efectos visuales. Los cuadrados verdes (Fm Une), rombos rojos (Fm Mirador) y triángulos amarillos (Fm Carbonera) son las distribuciones relativas del muestreo selectivo por formación realizado para este trabajo.

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variable producción de fluidos e incertidumbres sobre las implicaciones en su sistema hidrodinámico representa aún una gran complejidad poco entendida: la variable calidad del crudo (10-40° API), con crudos pesados incluso a altas temperaturas (>90°C), un alto porcentaje de producción de agua de formación (que puede llegar hasta 95% o 100% en un corto tiempo de producción), estructuras sin acumulaciones de hidrocarburo y potenciales trampas hidrodinámicas por migración secundaria hacen de esta cuenca un laboratorio natural para estudiar la compleja historia de flujo de fluidos de diferentes orígenes, mezclas e interacciones. 2. SISTEMA PETROLÍFERO Numerosos trabajos sobre diferentes aspectos del sistema petrolífero de LOC han sido estudiados previamente. Su geometría, evolución termal y sistema petrolífero son, en términos generales, bien entendidos. Actualmente la cuenca de LOC presenta producción de hidrocarburos de diferentes formaciones, con varias potenciales rocas generadoras y con un importante componente de migración lateral buzamiento arriba hacia trampas estructurales y estratigráficas (figura 1).


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Agua ‘connata’ inicial Los fluidos almacenados en los reservorios sedimentarios de LOC (como las formaciones Une, Mirador y Carbonera, las cuales fueron muestreadas para este trabajo) presentan una compleja mezcla de agua de formación, aceite y/o gas natural en porcentajes ampliamente variables. Esta mezcla de fluidos alóctonos (provenientes de la roca generadora, originados por un flujo lateral de fluidos o mezclados con agua meteórica infiltrada) son el resultado final de una serie de procesos asociados a la historia de enterramiento y la evolución de su sistema petrolífero. Un proceso, que se originó millones de años atrás en superficie durante el depósito sedimentario, almacenó inicialmente aguas ligadas a las condiciones ambientales de este medio sedimentario (agua que nace con el sedimento denominada agua connata) (figura 2).

Mezcla de fluidos actual Esta mezcla de fluidos alóctonos, expulsados hacia el reservorio durante el enterramiento, van a ‘contaminar’ progresivamente el agua connata, modificando sus propiedades geoquímicas iniciales (figura 2). Procesos como maduración de la roca generadora, compactación mecánica de los sedimentos adyacentes, migración lateral de fluidos y biodegradación dejan a su paso algunos trazadores geoquímicos que nos permiten identificar los orígenes, mezclas, interacciones y la preservación del fluido en el reservorio, lo mismo que reconstruir su historia de circulación. a. Tipos de fluidos, origen y trazadores geoquímicos

Figura 2. Esquema general de historia de enterramiento de un depósito sedimentario cretácico. A la izquierda las condiciones iniciales de temperatura de superficie, presión atmosférica, porosidad inicial y composición del agua connata. A la derecha la representación de la perforación actual de un pozo a condiciones de temperatura, presión, porosidad, composición del gas natural, aceite y agua de formación en el reservorio. En el centro el proceso de enterramiento con una adición de fluidos alóctonos provenientes de los alrededores del sistema poroso, asociado a cambios en las condiciones de presión y temperatura del medio.

Agua de formación: salinidad, elementos mayores e isotopos estables dD y d18O Cada ambiente sedimentario presenta agua connata con unas características geoquímicas como salinidad, composición y relación isotópica específica (ejemplo, ambientes de depósitos marinos, fluviales, deltaicos. Tabla 1). Estos valores pueden ser utilizados como de referencia para ser comparados con las actuales propiedades geoquímicas del agua de formación y entender el resultado final producto de una o varias fuentes de agua aportadas al reservorio durante el enterramiento. Infiltración de agua meteórica Los valores de salinidades en LOC presentan un rango de entre 100 hasta 35.000 mg/L, siendo los valores más altos cercanos a la referencia de salinidad de un agua de mar connata (ver tabla 1). Debido a una distribución general de bajas salinidades en el agua de formación (en general inferiores a 4.000 mg/L) algunos autores han asociado este hecho a un fenómeno de infiltración de agua meteórica (agua dulce 10-200 mg/L) que diluyó

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Tabla 1. Características geoquímicas referencia para ambientes sedimentarios fluviales, marinos y deltaicos.

(o diluye) el agua connata en ambientes sedimentarios con depósitos marinos o deltaicos (ejemplo Fm Une) con valores de salinidades de agua connata que oscilan entre 15.000 y 37.000 mg/L y que actualmente presentan valores por debajo de 4.000 mg/L. Esta hipótesis de una infiltración masiva ha sido asociada por los mismos autores como un proceso hidrodinámico que puede llegar a generar un entrampamiento de aceite por migración secundaria (trampas hidrodinámicas). Sin embargo este mecanismo de infiltración es topográfico y requiere afloramientos de los reservorios en altos relieves y que presenten una continuidad en profundidad que permita el flujo de agua (ejemplo Montañas Rocosas en Canadá, infiltración en la Cordillera y flujo hacia el ante-país). En una zona de bajos relieves como los Llanos Orientales, con escasos afloramientos y un sello regional como la Formación León (que puede actuar de barrera para una infiltración meteórica), este mecanismo de entrampamiento hidrodinámico no es tan sencillo de contextualizar

y requiere un modelamiento que simule una circulación de fluidos, teniendo en cuenta simultáneamente la evolución de varios parámetros geológicos. Orígenes del agua de formación Para poder determinar los orígenes de las aguas de formación almacenadas actualmente, composición de elementos mayores e isotopos estables dD y d18O fueron analizadas para las formaciones Une, Mirador y Carbonera. La figura 3 muestra que las aguas de formación para la Fm Carbonera presentan una fuerte influencia de agua meteórica de infiltración para los reservorios más someros (menos de 3 km de profundidad) y un incremento progresivo de d18O en profundidad para aguas de formación cloradas de bajas salinidades (<4.000 mg/L), alejándose de la influencia de aguas meteóricas para las formaciones Une y Mirador. Estos resultados nos ayudan a restringir las áreas con influencia de agua meteórica y a modelar la evolución de la salinidad teniendo en cuenta las variaciones geoquímicas desde agua connata para cada reservorio.

Figura 3. Relación isotópica dD:d18O para el agua de formación de Une, Mirador y Carbonera de LOC. La Formación Carbonera, así como las muestras someras de Une y Mirador (> 3km) presentan una importante influencia de agua meteórica con una composición aniónica predominante HCO3ˉ. El aumento progresivo en la profundidad de las muestras presenta una tendencia relacionada con una interacción agua-roca con composición aniónica predominante Clˉ. Una tendencia por evaporación podría descartarse debido a que las salinidades de estas aguas de formación no presentan un aumento progresivo en salinidad.

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FALCON

World-beating Airborne Gravity Gradiometry Adding an extra dimension to 2D seismic

FALCON AGG enabling confident correlation of structure between seismic lines. Image courtesy of Buru Energy.

Five systems operating globally.

cgg.com/airborne

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Gas natural: composición elementos mayores, isotopos y gases nobles El gas natural almacenado en reservorios sedimentarios está ligado principalmente a dos orígenes: gas hidrocarburo y gas no hidrocarburo.

Gas hidrocarburo Las acumulaciones de gas hidrocarburo en cuencas sedimentarias presentan dos orígenes: termogénico o biogénico. El gas termogénico está asociado a una progresiva maduración del kerógeno contenido en la roca generadora o un cracking secundario del crudo. Por su parte, el gas biogénico está asociado a una producción de metano generado por actividad bacteriana in situ a temperaturas de entre 60 y 80°C, depletando los valores isotópicos del metano d13C1 hacia valores inferiores a -55‰. Gas no hidrocarburo El gas no hidrocarburo está asociado principalmente a tres fuentes: gases profundos provenientes de la desgasificación del manto, radiactividad de la corteza o gases diluidos en agua meteórica provenientes de la atmosfera. Origen del gas natural en la Cuenca de los Llanos La producción de gas en LOC es baja: desde 4,5 MCFPD en reservorios profundos cercanos al piedemonte hasta valores muy bajos o no reportados hacia el este en los reservorios someros de la Formación Carbonera (figura 1). La composición de este gas natural no hidrocarburo producido en LOC muestra una importante y variable composición de N2: desde 0,5% en los reservorios más profun-

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Figura 4. a) Composición del gas hidrocarburo para las formaciones Une (verde), Mirador (rojo) y Carbonera (amarillo). Los bajos valores de C2+ (C2+: suma de C2, C3, iC4, nC4 y C5) de la Formación Carbonera se presentan en las muestras progresivamente más someras. b) Porcentajes de N2 comparado contra los gases nobles provenientes de la atmósfera 20Ne, 36Ar y 84Kr. La perfecta correlación lineal entre estos parámetros sugiere un origen meteórico para la concentración de N2 en el gas natural.

dos, 10% en reservorios a 3 km de profundidad hasta 60% en los reservorios más someros de la Fm Carbonera. Aunque el N2 puede presentar diferentes orígenes su directa correlación con el aumento en el contenido con gases nobles provenientes exclusivamente de la atmósfera (36Ar, 20Ne y 84Kr) muestra claramente un origen producto de una interacción del agua meteórica durante la interacción con hidrocarburos, llevando a la fase gaseosa el N2, 36 Ar, 20Ne y 84Kr disueltos en el agua meteórica (figura 4b). Las relaciones composicionales e isotópicas del gas natural producido en pozo provee información importante sobre el sistema petrolífero y su interacción durante la circulación de fluidos. La relación d13C2:d13C3 sugiere dos rocas madre diferentes para los hidrocarburos alojados en las formaciones Une y Mirador (figura 5a). Por el contrario, la Formación Carbonera muestra una progresiva disminución de los valores isotópicos d13C1 (hasta -70‰) acompañado con un incremento progresivo del metano en la relación C1/C2+ (>100, figura 5b) y un incremento progresivo en la producción de gas biogénico y biodegradación hacia los reservorios más someros (figura 5b).


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Figura 5. Composición e isotopía del gas natural para las formaciones Une (verde), Mirador (rojo) y Carbonera (amarillo). a). Tendencia de madurez d13C2:d13C3 para las formaciones Une y Mirador y tendencia de biodegradación para la Fm Carbonera. b) Relación composicional C1/C2+ (C2+ equivale a la sumatoria de C2, C3, iC4, nC4 y C5) e isotópica d13C1, mostrando la tendencia de orígenes de gas termogénico (formaciones Une y Mirador) y biogénico (progresivamente para las muestras someras de la Fm Carbonera).

b. Modelamiento de cuenca y circulación de fluidos Los resultados del modelamiento de cuencas y sistemas petrolíferos (temperatura, madurez de roca generadora, porosidad, distribución de salinidad, etc.) pueden ser calibrados comparando los datos observados contra los modelados para hacer el ajuste. Los cálculos térmicos clásicos de reflectancia de vitrinita (%Ro), transición smectita-ilita (I/S) y temperatura en profundidad, así como variaciones de porosidad y permeabilidad, han sido calibrados. La evolución y velocidades de infiltración de agua meteórica en el caso de LOC presentan un importante parámetro para entender el complejo sistema de circulación de fluidos. Un nuevo modelo de evolución de la salinidad ha sido calculado tomando en cuenta el agua connata inicial para cada reservorio, incluyendo además una evolución termal de la deshidratación y expulsión de hidrocarburos provenientes de la roca generadora. Infiltración de agua meteórica e interacción con los hidrocarburos El modelo construido con el módulo de evolución de la salinidad de Temis Flow® toma en cuenta las salinidades del agua connata de cada unidad. Este modelo incluye una especiación del agua connata expulsada por compactación mecánica durante el enterramiento, así como el agua expulsada junto con los hidrocarburos durante su maduración. La figura 6 muestra un modelo de la evolución de las salinidades para los LOC con un módulo de especiación de la salinidad e infiltración de agua, teniendo en cuenta la distribución geoquímica del agua de formación. El modelamiento muestra una importante zona de recarga en la Serranía de la Macarena (suroeste de LOC) con velocidades de flujo importantes para generar migraciones secundarias bajo un mecanismo de infiltración topográfica y recargas al sur y sureste con un flujo que disminuye en profundidad y se pierde a profundidades mayores de 3 km. Por otro lado, las bajas salinidades encontradas en las zonas más profundas de la cuenca pueden estar relacionadas con una deshidratación de la roca generadora, aportando isotopos d18O (como

se observa en los isotopos estables medidos en el agua de formación) y preservando una composición dominada por el cloro. Esta deshidratación podría estar relacionada con el mecanismo de migración secundaria de los hidrocarburos hacia los reservorios adyacentes. Debido al continuo flujo de fluidos buzamiento arriba (figura 6b), sobrepresiones en los reservorios solo son encontradas en cercanías al piedemonte donde las estructuras son más cerradas. 3. CONCLUSIONES Este trabajo presenta resultados geoquímicos del agua de formación y el gas natural para LOC a nivel regional para las formaciones Une, Mirador y Carbonera. Estos resultados son un aporte complementario importante para entender la distribución de marcadores geoquímicos del crudo y sus procesos asociados (hidrodinamismo, biodegradación, migración, etc.). La composición dominante y los isotopos estables del agua de formación proveen información útil para entender el origen predominante en el fluido. Los resultados isotópicos muestran que para los reservorios más someros (<3 km) están fuertemente influenciados por una infiltración de agua meteórica que se pierde en profundidad. Las muestras más profundas (>3 km) de las aguas de formación estudiadas de las formaciones Une, Mirador y Carbonera no se encuentran sobre una simple mezcla con agua meteórica y presentan un componente de intercambio agua de Fm-roca con valores positivos de d18O de aguas cloradas, asociado a una deshidratación de la roca generadora. Los resultados de este trabajo contribuyen a un mejor entendimiento regional y zonificación de

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Figura 6. Modelo de especiación de la salinidad tomando como referencia las salinidades de agua connata asociada a cada uno de los depósitos sedimentarios. a) 9 Ma. Valores de salinidad del agua connata no presentan grandes variaciones b) 5 Ma. Relieves formados por la molasa de la Formación Guayabo en el ante-país generan una infiltración que no penetra la Formación León, el flujo regional es pendiente arriba. c) Actualmente las bajas salinidades en la Cuenca de los Llanos es generada por una infiltración al este y en la zona de la Serranía de la Macarena con un agua meteórica que restringe su influencia a más de 3 km de profundidad y que interactúa con los hidrocarburos que migran pendiente arriba. Algunos valores salobres (hasta 35 mg/L) son preservados en profundidad. Bajos valores de salinidad en reservorios más profundos pueden estar ligados a procesos de deshidratación de los shales sin ninguna inferencia del agua meteórica y ningún indicador de procesos de biodegradación.

procesos geológicos pos-sedimentarios en la cuenca de LOC. Esta base de datos contribuye a entender los trazadores de procesos hidrodinámicos asociados a una mayor relación porcentual de la concentración de HCO3ˉ/Clˉ en el agua de formación, así como una alta concentración de N2 como elemento mayor y 84Kr, 36Ar y 20Ne como gases nobles en el gas natural de producción. Procesos de actividad bacteriana asociados con un incremento en los valores en la relación C1/C2+ al mismo tiempo que los valores de d13C son depletados hasta -70‰, asociados a procesos de biodegradación a medida que los reservorios son más someros de 1,5 km TVDSS. Las relaciones isotópicas d13C2:d13C3 muestran que los reservorios de las formaciones Une y Mirador presentan hidrocarburos de al menos dos rocas fuentes diferentes. El modelamiento de cuencas es una herramienta que puede ser determinante a la hora de evaluar diferentes aspectos en un sistema petrolífero. Sin embargo una simulación sin un correcto ajuste a datos medidos puede llegar a ser igualmente peligrosa si no es aplicado correctamente. Análisis geoquímicos en el agua de forma-

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ción, el aceite y el gas natural presentan una serie de indicadores que nos permiten definir un modelo conceptual para reconstruir, controlar y validar los resultados de un sistema petrolífero. Una correlación de los elementos orgánicos disueltos en el agua de formación, junto con marcadores del crudo, serían un complemento ideal para entender los procesos de interacción agua-aceite durante la circulación de agua de formación y cambios en las propiedades del crudo a escala local. 4. AGRADECIMIENTOS Este trabajo es un resumen de los resultados obtenidos en el proyecto de doctorado financiado por la Université Pierre et Marie Curie y el Institut Français du Pétrole. Los autores agradecen la colaboración del ICP, Ecopetrol, Cepcolsa, Perenco, Hocol, C&C Energy y Canacol para el muestreo, especialmente a German Rodríguez, William Bernal y Ricardo Bueno por la logística, disposición para discutir los resultados y compartir información complementaria. Igualmente agradecemos a la ACGGP y al doctor Gustavo Sarmiento por su amable invitación para publicar este resumen en la revista y por la revisión del manuscrito final. Esta tesis es de dominio público y algunos de los capítulos estarán listos para publicación en el 2014. 5. BIBLIOGRAFÍA RECOMENDADA Bachu, S. (1995). Synthesis and Model of Formation-Water Flow, Alberta Basin, Canada. AAPG bulletin, 79(8), 1159–1178. González-Penagos, F., (2013). Characterization of Formation Waters and Its Interaction with Hydrocarbons in a Foreland Basin. Llanos Basin Case-Colombia. Ph.D tesis, Université Pierre et Marie Curie. 182 pp. Gómez, Y., Yoris, F., Rodríguez, J., Portillo, F., & Araújo, Y. (2009). Aspectos Hidrodinámicos, Estructurales Y Estratigráficos del Campo Rubiales. Cuenca de los Llanos Orientales, Colombia. X Simposio Bolivariano Exploración Petrolera en Cuencas Subandinas. Cartagena. Hanor, J S. (1994). Origin of saline fluids in sedimentary basins. Geological Society, London, Special Publications, 78(1), 151–174. Lorant, F., Prinzhofer, A., Behar, F., & Huc, A.-Y. (1998). Carbon isotopic and molecular constraints on the formation and the expulsion of thermogenic hydrocarbon gases. Chemical Geology, 147(3-4), 249–264. Person, M., Butler, D., Gable, C. W., Villamil, T., Wavrek, D., & Schelling, D. (2012). Hydrodynamic stagnation zones: A new play concept for the Llanos Basin, Colombia. AAPG Bulletin, 96(1), 23–41. Prinzhofer, A. & Battani, A. (2003). Gas Isotopes Tracing: an Important Tool for Hydrocarbons Exploration. Oil & Gas Science and Technology, 58(2), 299–311. Villegas, M., Bachu, S., Ramon, J. C., & Underschultz, J. (1994). Flow of formation waters in the Cretaceous-Miocene succession of the Llanos Basin, Colombia. AAPG Bulletin, 12(12), 1843–1862.


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Por Carlos Zuluaga Castrillón Profesor Departamento de Geociencias UN

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uchas de las revistas científicas de talla internacional pertenecen a las sociedades que agrupan a los investigadores de las diferentes disciplinas del conocimiento. El éxito ha dependido, obviamente, del sistema de edición y publicación por medio de la revisión de pares académicos (peer review system), el cual ha marcado la evolución de la divulgación de los resultados de investigación desde su comienzo, hace más de 300 años, con la revista Philosophical Transactions of the Royal Society of London. En las geociencias vale la pena resaltar como ejemplo a las sociedades Geological Society of America y American Geophysical Union (ambas de Estados Unidos) y The Geological Society (Inglaterra), que han ganado su prestigio, principalmente, por medio de las publicaciones científicas y los eventos que realizan en forma periódica. Hay, por supuesto, un listado extenso de sociedades geológicas en Europa y Asia que tienen su publicación periódica científica. La Sociedad Colombiana de Geología, institución que agrupa a los geólogos de Colombia, busca fortalecer las geociencias, en general, y los vínculos entre los profesionales asociados, en particular. Dentro de este criterio la entidad tiene previsto el relanzamiento de su revista científica Geología Norandina que, por supuesto, seguirá los lineamientos de calidad trazados por estándares internacionales y nacionales, los

NOTICIAS

El renacer de ‘Geología Norandina’ cuales ya fueron parte de las ediciones publicadas entre los años 1980 y 1989, y esperamos contar con un comité editorial de la talla de los editores de los 11 números publicados en el periodo mencionado (Darío Barrero, Fabio Cediel, Fernando Etayo, Carlos Vesga, Luis Jaramillo y Jorge Julián Restrepo). La meta es iniciar la publicación del primer volumen en formato electrónico este año y esperamos poner a disposición de los geólogos del norte de Suramérica dos números por cada uno, incluyendo el de este año. La decisión de adoptar este formato está relacionada con la tendencia moderna de divulgar conocimientos científicos con revisiones de pares académicos en ambientes electrónicos, lo que se puede comprobar al observar el crecimiento rápido del número de revistas. Existen muchas ventajas de este sistema sobre el formato en papel, pero una que vale la pena mencionar aquí es que reduce significativamente los tiempos de publicación. El renacimiento de la revista en este momento es, también, un reflejo de la dinámica de la investigación en el país. Por un lado existen ahora varios programas de maestrías relacionados con las geociencias, pero lo más importante es la oferta de estudios de doctorado en la Universidad Nacional de Colombia (sede Bogotá) y en la universidad EAFIT y otros que están próximos a comenzar. Por otro lado, la infraestructura recibió un tremendo impulso con la financiación de la Red Nacional de Laboratorios de Geociencias, que fue lanzada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos y Colciencias, a la que pertenecen instituciones que aplican técnicas analíticas modernas. Para la industria de exploración y explotación de hidrocarburos este es un panorama más que deseable, pues propende por la difusión del conocimiento en un ambiente académico que conducirá a mejores prácticas en el ejercicio de su labor. La Sociedad Colombiana de Geología piensa que la revista Geología Norandina va a convertirse en el medio adecuado para la difusión del conocimiento básico y aplicado del país e invita a quienes estén interesados en publicar los resultados de sus investigaciones a hacerlo en nuestra revista.

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EVENTO

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

Fondo Corrigan – ACGGP – ARES CONVOCATORIA 2014 XII Edición Resúmenes de las propuestas seleccionadas

Aplicación de tomografía eléctrica y audiomagnetotelúrica en la prospección de arenas bituminosas en el área de pesca, cuenca Cordillera Oriental Martha Liliana Sarmiento Moreno Universidad Industrial de Santander – Bucaramanga Tesis de maestría En la exploración de hidrocarburos mediante el uso de la geofísica se utilizan como herramientas principales la sísmica y algunos métodos no sísmicos, como gravimetría y magnetometría, los cuales permiten identificar la geometría de estructuras geológicas en el subsuelo; sin embargo estos son prácticamente insensibles en la determinación de los fluidos contenidos en los poros de las rocas. Por otra parte, una de las propiedades físicas que distinguen el agua del crudo es la resistividad eléctrica, por lo cual es usada rutinariamente en detección de acumulaciones de crudo a partir de datos geofísicos de pozos (registros resistivos). De acuerdo con lo anterior esta investigación se encuentra orientada a determinar cuál es el rango de resistividades

eléctricas de yacimientos someros de arenas bituminosas y/o crudo extrapesado, partiendo del hecho de que los yacimientos someros de crudo extrapesado deben exhibir una resistividad eléctrica directamente proporcional a su saturación de aceite y cuyo valor es al menos de un orden de magnitud mayor que el de los acuíferos circundantes. La medición y análisis de las resistividades obtenidas en el área de estudio permitirá establecer el poder resolutivo del método eléctrico para identificar anomalías que puedan asociarse con la presencia de crudo extrapesado y el umbral de resistividades por encima del cual es posible validar una anomalía resistiva como un indicador de un posible yacimiento.

Geochemical Characteristics and Emplacement Conditions of Ibagué Batholith (Central Cordillera, Colombia): Regional Implications Edgar Alejandro Cortés Calderón Universidad de los Andes Trabajo de pregrado The purpose of this thesis is to study in detail granitic samples of the Ibagué Batholith near to the contact with the Cajamarca metamorphic complex (west of Ibagué City). The Ibagué Batholith is a huge granitoid body with a N-S orientation consisting of many magmatic pulses that took place during Jurassic times (150-188 Ma), and comprises diorite, quartz diorite, granodiorite and quartz mozonite rocks. Although this body is in contact with the Cajamarca complex, in the literature there is no clear consensus as to

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the intrusion relationship between these two bodies. Furthermore, recent studies in the area determine Jurassic ages in the Cajamarca complex (146-157 Ma), younger than the previous Permo-Triassic published data. One possible interpretation for this inconsistency is a result of thermal resetting of older metamorphic ages. Following this hypothesis, the purpose of this thesis is to determine the depth of granitoid crystallization, obtaining pressure and temperature (P-T) conditions in order to discuss the possible thermal effects in


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the area. Detailed petrologic and field descriptions, mineral chemistry, bulk rock compositions and thermobarometric techniques (e.g., Al-in amphibole, average P-T) of representative samples collected near the Coello and Cocora rivers will be analyzed. The data obtained will allow the interpretation of the crystallization conditions of the Ibagué Batho-

lith, and will contribute additional information about magma genesis and possible cortical contaminations. These results are important for the understanding of the tectonic evolution of the Central Cordillera, permitting the analysis of the geodynamic implications and the thermal history of the region.

Estratigrafía, quimioestratigrafía y petrografía de la Formación Vijes, Valle del Cauca: implicaciones para la datación y caracterización de potenciales reservorios carbonáticos en el occidente y Caribe colombiano. Juan Camilo Torres Lasso Universidad de Caldas Tesis de pregrado La Formación Vijes es una secuencia carbonática algaica marina cenozoica infrayacida discordantemente por sucesiones volcano-sedimentarias cretácicas en el occidente colombiano localizada en cercanías a Yumbo, Valle del Cauca. Los carbonatos algaicos han mostrado un potencial como reservorios de gas y petróleo a lo largo del Caribe. Aunque las dimensiones de la Formación Vijes hacen que no sea considerada como un reservorio de importancia, su caracterización estratigráfica secuencial, unida a la estratigráfica diagenética resultante de los análisis paragenéticos realizados por medio de análisis petrográficos y de catodoluminiscencia desarrollados en el Instituto de Investigaciones en Estratigrafía de la Universidad de Caldas, además de análisis isotópicos (Sr, C, O), los cuales serán brindados por convenios con

instituciones internacionales, permitirán determinar quimioestratigráficamente la edad de sedimentación de la Formación Vijes con resolución ~1 My. Esto permitirá modelar y predecir procesos diagenéticos que pueden afectar potenciales sucesiones análogas con potencial de reservorio tanto en onshore como el offshore del occidente y Caribe colombianos. Finalmente, el desarrollo de sucesiones arrecifales cenozoicas con predominio de facies algaicas ha acompañado la disminución de sucesiones carbonáticas coralinas a lo largo de todo el Caribe. Por ello un objetivo adicional será utilizar la información sedimentológica, estratigráfica secuencial, geoquímica y petrográfica para investigar y relacionar cambios en la fábrica sedimentaria de los carbonatos de la Formación Vijes a posibles eventos ambientales identificados a lo largo del circum Caribe durante el Cenozoico.

Geochemistry and Emplacement Conditions of Payandé Stock: Regional Implication Marco Antonio Rodríguez Ruiz Universidad de los Andes Trabajo de pregrado The Payandé Stock is an intrusive granitoid body of Jurassic-Cretaceous age, composed by plagioclase, quartz, pyroxene (ortho- and clino-) and K-feldspar as main phases. Two synchronous magmas have been described, a quartz-dioritic body intruded by granodioritic rocks. Barrero (1969) shows the petrography of the intrusive, but few data are presented in the literature related with geochemical characteristics of this igneous body. Consequently, the main objective of this thesis is determining the geochemical composition of

the different rock types in the Stock, and the emplacement conditions (i.e., depth of crystallization –pressure– and temperature, P-T). Intrusive samples near to the Río Frío mine (Fe-Cu skarn) and nearby rivers will be studied by classical petrographic descriptions, permitting select representative rocks to obtain the mineral chemistry (by electron microprobe analyses) and whole rock compositions (major and trace elements, using X-Ray fluorescence and Inductively coupled plasma mass spectrometry, respectively). The data will combine

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help to better understand the Jurassic magmatism in Colombia related to the origin and changes in magma compositions, and use as tool to assess geodynamic models proposed for the evolution of the western margin of South America during the Jurassic, i.e., arc magmatism vs. extension related-magmatism.

with thermobarometry techniques to obtain the P-T conditions (i.e., by means of the Cpx-Opx thermometer combined with the Al-in amphibole barometer). The results will be discussed and compared with previous published data in the region (e.g., fluid inclusions analysis in the adjacent skarn). The new data could

Edad y ambiente de la Formación Amagá (cenozoico del Valle del Cauca) con base en evidencias palinológicas Edwin Ramírez Pinilla Universidad de Caldas Trabajo de pregrado Amagá entre las poblaciones de Santafé de Antioquia y Sopetrán, que en conjunto poseen ~370 m de espesor. Con base en las asociaciones de los marcadores estratigráficos definidos para en N de Suramérica (Jaramillo et al., 2011) se intentará precisar la edad de la unidad. Los datos cualitativos se compararán con técnicas estadísticas tales como maximum likelihood. Por medio de un análisis semicualitativo, en el que se tiene en cuenta la proporción de palinomorfos de manglar, bosque tropical, algas de agua dulce y marinas, se buscará precisar las condiciones de depósito de las secciones estudiadas. Se emplearán métodos de componente principal para contrastar los resultados cualitativos. Toda esta información ayudará a crear un marco cronoestratigráfico y paleoambiental para establecer modelos paleogeográficos y tectónicos más ajustados en esta región del país.

La Formación Amagá es una unidad terrígena, rica en niveles de carbón, que aflora en el sector norte del Valle del Cauca. Con base en evidencias palinológicas se han propuesto diferentes edades para esta unidad: Oligoceno superior–Mioceno inferior, Paleoceno superior–Eoceno. Esta información se ha basado principalmente en criterios micropaleontológicos (palinológicos) generales. Sin embargo, hasta el momento, no existen publicaciones que ilustren la distribución estratigráfica de microfósiles que permitan justificar las edades propuestas. Utilizando diferentes tipos de evidencias (por ejemplo sedimentológicas, palinológicas) algunos autores han indicado que la unidad se acumuló en ambientes fluviales y, en algunos casos, con influencia marina. En este proyecto se quiere estudiar el contenido palinológico detallado de 49 muestras en tres localidades ubicadas en el sector norte de la cuenca de

Análisis cinemático y evolutivo del anticlinal de Zipaquirá (cordillera Oriental, Colombia) Helbert Schneider García Delgado Universidad Industrial de Santander Tesis de pregrado En la subcuenca de Cundinamarca se reconocen curvaturas y variaciones en el rumbo de estructuras, siendo un ejemplo el anticlinal de Zipaquirá, que presenta cambios en el rumbo de su eje axial. La hipótesis que se plantea para definir el origen de la curvatura es la interacción de las zonas transversales, definidas como grupos de conectores laterales cuya expresión puede ser representada por terminaciones de fallas inversas, curvaturas y desplazamientos del rumbo (Thomas, 1990), junto con la presencia de niveles de

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despegue como cuerpos salinos estratiformes y diapíricos que favorecen la deformación diferencial a lo largo del rumbo y pueden generar curvaturas. El análisis de la deformación se hará a partir del tensor de la Anisotropía de la Susceptibilidad Magnética (AMS), representada gráficamente por medio de un elipsoide. Una de las aplicaciones de la AMS es que el elipsoide de magnitud se puede asociar directamente con el elipsoide de deformación. Los núcleos para análisis de AMS serán colectados en el flanco frontal


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del anticlinal, las zonas transversales y en las adyacentes. El muestreo se hace en formaciones con presencia de niveles de lodolitas y lutitas como la Formación Guaduas. Para complementar los resultados de AMS se analizarán indicadores cinemáticos y se hará un control cartográfico de las principales estructuras.

La aplicación de este estudio está enfocada a entender cómo las zonas transversales controlan el estilo estructural, y así definir su comportamiento y posible influencia en la migración de hidrocarburos en la cordillera Oriental.

Análisis paleomagnético preliminar de la Formación Barroso en la sección de Altamira, departamento de Antioquia: implicaciones paleogeográficas Santiago Hincapié Gómez Universidad Nacional de Colombia - Sede Medellín Tesis de pregrado

COMUNICADO

El margen occidental de Colombia está conformado por bloques de afinidad oceánica que se han acrecimentado al continente desde principios del Cretácico hasta el Neógeno. La Formación Barroso, en la Codillera Occidental, es una secuencia vulcanosedimentaria compuesta por flujos de lavas, basaltos almohadillados con intercalaciones de sedimentos marinos, que conforma uno de estos bloques oceánicos acrecimentados al continente durante el Maastrichiano-Paleoceno y el cual se considera parte del Plateau del caribe, cuyo origen probablemente es en el punto caliente de Galápago, cerca al ecuador. Dentro del proyecto se pretende analizar el registro paleomagnético de la Formación Barroso en el área de Altamira, donde se presenta una excelente exposición de la sucesión volcánica. Se levantará una columna estratigráfica para definir polaridad, espesores

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e interpretar su historia volcánica. Una vez definida la sección se procederá con la toma de muestras para el análisis paleomagnético, las cuales se tomarán espaciadas en el afloramiento para evitar la variación secular, se realizaran desmagnetizaciones por temperatura y campos alternos, se aislarán las componentes magnéticas, se hará la prueba del pliegue y del reverso magnético con el fin de determinar la edad relativa de la magnetización y posibles remagnetizaciones. Para el análisis geocronológico se tomarán dos muestras representativas de la sección, con las cuales se harán dos dataciones radiométricas (ZrO2). Con estos resultados se busca evaluar traslacionales y rotaciones de bloques en el proceso de acreción al continente, como lo implicaría la convergencia oblicua que caracteriza los Andes del norte en el Cretácico.

a Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo (ACGGP) Informa a la opinión pública que rechaza enfáticamente algunas manifestaciones mediáticas según las cuales se atribuye a la exploración petrolera y en particular a la prospección sísmica, un impacto fuera de toda proporción. Parte del material presentado como apoyo en medios de comunicación y redes sociales es inexacto o falto de contexto y no aporta a la opinión pública una visión fiel de la problemática que ha salido a la luz pública con ocasión de los lamentables sucesos del Casanare. La importancia e implicaciones a futuro de las decisiones que el país tome en materia de sostenibilidad e industria son de tal

magnitud que ameritan un debate riguroso, responsable y balanceado en el cual se combinen las múltiples disciplinas que convergen a la discusión, primen los conceptos técnicos sobre las apreciaciones subjetivas y se procure llegar a la causa raíz del problema con el fin de plantear soluciones de fondo para bien del país. La Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo estará atenta a aportar desde la perspectiva técnica toda la colaboración que se requiera, con ánimo constructivo y manteniendo como prioridad el respeto por el medio ambiente y las comunidades. JAIME CHECA Representante Legal

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NOTAS

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

No convencionales,

una necesidad para reinventarse

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Por Camilo Sierra Cárdenas* Geólogo csierra@lewisenergy.com

iez años atrás Estados Unidos de América no dimensionaba el potencial gasífero existente en sus rocas fuente, y menos que esta revolución intelectual de los yacimientos no convencionales los llevaría aumentar sus reservas probadas de gas provenientes de dichos reservorios en más de 500% desde el inicio de producción comercial. Entre los años 2007 y 2011 este país reportó un crecimiento de su producción proveniente de shale gas de 23.304 a 131.616 billones de pies cúbicos, según cifras oficiales reportadas por la U.S. Energy Information Administration en 2013. Hoy cuenta con seis plays probados con producción económica (HAY SIETE) (Bakken, Woodford, Marcellus, Fayetteville, Barnett, Eagle Ford y Haynesville) y un potencial adicional de aproximadamente 10 cuencas, donde dicho concepto exploratorio y de producción se encuentra en etapa inicial de evaluación. Dicha revolución intelectual ha generado contundentes e innegables beneficios a la economía estadounidense, al igual que una modificación al mapa geoenergético global y a las condiciones macroeconómicas que se derivan del mismo. Las últimas cifras reportadas por el diario USA Today revelan que para el 2013 las importaciones de crudo en Estados Unidos se redujeron 9%, equivalente a 2,8 billones de barriles, con respecto al año 2012, para un total de 17% desde el 2010. Simultáneamente sus exportaciones de diésel y gasolina crecieron 11% y 1,7 millones de puestos de trabajos fueron generados. Hoy ya se habla de una meta de autosuficiencia energética para el 2020, todo ello como resultado de la exploración y explotación de sus recursos no convencionales. Respecto a Colombia, el país se encamina a ser uno de los grandes pioneros en Latinoamérica en esta materia, afilando su artillería para evaluar el verdadero potencial gasífero asociado a los yacimientos de tipo no convencional. Para ello el Gobierno ha emprendido una carrera maratónica para fomentar la inversión extrajera, campo en el cual la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y Ecopetrol han realizado una gran labor promocional, y ejemplos de ello son la tradicional Ronda Colombia y el pozo La Luna-1, los cuales ya empiezan a generar conocimiento al país. No obstante estos esfuerzos se quedan cortos sin el apoyo de las compañías operadoras que actualmente se encuentran trabajando en este tipo de proyectos de forma confidencial. Esfuerzos mancomunados, sumados a modificaciones en las políticas de confidencialidad de la información, generarían grandes flujos de conocimiento que enriquecerían y acelerarían el desarrollo de dichos yacimientos para el bien común y no el particular.

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Yacimientos como el Eagle Ford Shale, en el sur de Texas, citado por los geólogos e ingenieros colombianos como el más cercano referente del play La Luna, en el Valle Medio del Magdalena, es uno de los ejemplos de análogo que son usados día a día en nuestro país de forma ligera por profesionales y compañías operadoras, en muchas ocasiones simplemente para promocionar sus activos. Un ejercicio interesante para los profesionales interesados en realizar dichos comparativos sería desplegar una sección sísmica regional del Valle Medio del Magdalena junto con una de la cuenca del sur de Texas, ilustrando varias de las diferencias entre las cuencas y ambientes de depositacion, entre otros. Llamarían nuestra atención los diferentes eventos tectónicos a los que han sido expuestas las rocas depositadas en el Valle Inferior del Magdalena, los cuales serán un factor diferenciador a la hora de evaluar las propiedades geomecánicas de la Formación La Luna durante el fracturamiento hidráulico, sumado al costo del mismo. Controles durante la depositacion, evidencia de discordancias intraformacionales, variaciones en calidad de la materia orgánica como producto de la paleotopografía de los reefs del Cretácico temprano para el Eagle Ford son


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temas aún bajo investigación pero seguramente marcarán una gran diferencia a la hora de comparar dicho análogo con la cuenca del cretácico colombiano. Adicionalmente, es igual de interesante comparar las descripciones de las columnas estratigráficas presentadas por algunos autores para dichas formaciones donde, por ejemplo, se describe La Formación Eagle Ford de edad cenomaniano turoniano, se subdivide en dos miembros, cinco facies y un espesor de aproximadamente 200 pies (Donovan, A.D. 2010). Por su parte La Formación Luna se ha datado por algunos de edad turoniano-campaniano, se subdivide en tres miembros y su espesor generalmente supera los 1.000 pies (Morales. et al., 1958), siendo la anterior en promedio cinco veces más espesa que el Eagle Ford. Implicaciones de estas discrepancias son aún desconocidas pero no obstante nos dan una idea rápida

de la complejidad geológica de cada reservorio, restringiendo posibilidad de usarlos como análogos 1 a 1. Colombia aclama a gritos el desarrollo del conocimiento especializado sin un norte bien trazado y una adecuada curva de aprendizaje; la ejecución de estos proyectos será de forma errática y con altos costos. Técnicas como el monitoreo de microsísmica, fracturamiento hidráulico, trabajos de inversión sísmica, perforación de pozos piloto, geosteering, estadística multivariable, entre muchas otras, llevadas de la mano de flujos integrados de trabajo entre geólogos, geofísicos e ingenieros, deberían ser desde ahora un lenguaje común en la industria de nuestro país. Como geólogos del siglo XXI somos responsables de innovar e integrar estas nuevas técnicas en beneficio del conocimiento geológico de Colombia y convencer a quienes por temor a la obsolescencia son adversos al riesgo. Educar a las poblaciones de áreas de influencia, ambientalistas y políticos será todo un reto para el éxito de los no convencionales. Romper barreras y paradigmas debe ser la opción de todos aquellos profesionales que estén interesados en desarrollar yacimientos no convencionales, así mismo el foco de la inversión de la ANH y los demás entes del Gobierno, implementando herramientas para el fomento de la educación acordes con las necesidades de la industria, proyectos de investigación soportados por una academia llena de innovación y docentes conocedores de la industria, permitiendo hacer de los yacimientos no convencionales una herramienta para acercarnos a la tan añorada autosuficiencia energética. *Camilo Sierra Cárdenas, geólogo egresado de la Universidad Nacional de Colombia, sede Bogotá, en el año 2005. Actualmente trabaja como intérprete sísmico para el Eagle Ford Shale, en el Sur de Texas, con la compañía Lewis Energy Group.

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Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

CONFERENCIA

20 de febrero de 2014 

Origen, distribución y circulación de fluidos en la cuenca de ante-país de los Llanos Orientales de Colombia: trazadores geoquímicos del agua de formación y el gas natural

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a cuenca de ante-país de los Llanos Orientales de Colombia es una provincia petrolífera con una activa circulación de agua de formación dulce y salobre. Con el fin de estudiar el origen y los procesos sobrellevados en la compleja mezcla de hidrocarburos y agua producidos en cabeza de pozo, análisis geoquímicos en el agua meteórica, el agua de formación, el gas natural y ripios de la roca generadora han sido analizados. Los resultados en la composición e isotopos estables del agua de formación muestran una importante recarga del agua meteórica al suroeste, en cercanías de la serranía de La Macarena y hacia el límite este de la cuenca. Sin embargo esta influencia se pierde en profundidad donde el agua de formación presenta un progresivo aumento asociado a la interacción fluido-roca y la deshidratación de la roca generadora. El gas natural muestra un progresivo incremento en procesos de biodegradación en los reservorios más someros de la Fm Carbonera e interacciones de agua meteórica que interactúan con hidrocarburos que migran pendiente arriba. Basados en la distribución de estos resultados, un modelamiento de la infiltración de agua ha sido calibrado para entender

Diógenes Rovira, presidente de la ACGGP; Felipe Gonzálex, expositor y Gustavo Sarmiento, editor. la temporalidad de los procesos y sus implicaciones en el sistema petrolífero de la cuenca. Felipe González-Penagos es geólogo egresado de la Universidad Nacional de Colombia, con maestría de la Universidad de Barcelona y acaba de terminar un doctorado con una mención honorable del Instituto Francés del Petróleo y la Universidad Pierre y Marie Curie. Ha trabajado como geólogo de yacimientos para Occidental de Colombia y Mansarovar y geólogo de exploración para Cepcolsa. Actualmente se desempeña como modelador de sistemas petrolíferos en Gran Tierra Energy Colombia para la subcuenca del Patía y las cuencas de Sinú y Catatumbo. Su principal interés es la integración y el modelamiento de procesos pos-sedimentarios y las variaciones geoquímicas durante la interacción y migración de fluidos en cuencas sedimentarias.


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