Sistema Petrolífero de la Cuenca de Catatumbo: Componentes y Formaciones, Diapositivas de Geología

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SISTEMA PETROLÍFERO CUENCA DE CATATUMBO

Sedimentología

Ma Pilar Guevara

Estudiantes:

Juan Diego Toro

● (^) Roca Fuente: son rocas con un contenido suficiente de materia orgánica, que luego de ser sometida a un calentamiento durante un tiempo han alcanzado la madurez termal suficiente para generar hidrocarburos. ● (^) Roca Reservorio: son las rocas cuya porosidad y permeabilidad les permiten almacenar hidrocarburos. ● (^) Roca Sello: son rocas cuya baja permeabilidad detiene la migración del hidrocarburo en las trampas donde se ha acumulado. ● (^) Roca de Sobrecarga (carga litostática): secuencia de rocas que suprayace a la roca fuente y contribuye a que se den las condiciones necesarias para que se genere hidrocarburo a partir de la materia orgánica contenida en la roca fuente. ● (^) Trampa: es el elemento geológico básico para la acumulación de hidrocarburos y constituye el factor crítico en el ciclo de generación – migración – acumulación.

SISTEMAS PETROLÍFEROS

SISTEMAS PETROLÍFEROS COLOMBIANOS

Colombia cuenta con 23 cuencas sedimentarias

● SISTEMA PETROLÍFERO CUENCA AMAGA

● SISTEMA PETROLÍFERO DE LA CUENCA DE CAGUAN -

PUTUMAYO.

● SISTEMA PETROLÍFERO CUENCA DE GUAJIRA

OFFSHORE

● SISTEMA PETROLÍFERO CUENCA DE CATATUMBO

● SISTEMA PETROLÍFERO CUENCA DE CATATUMBO

● SISTEMA PETROLÍFERO CUENCA DE CESAR

RANCHERÍA

● SISTEMA PETROLÍFERO DE LA CUENCA DE CHOCÓ

● SISTEMA PETROLÍFERO DE LA CUENCA DE TUMACO

● SISTEMA PETROLÍFERO CUENCA DE LA CORDILLERA

ORIENTAL

● SISTEMA PETROLÍFERO DE LA CUENCA DE COLOMBIA

PACÍFICO PROFUNDO

● SISTEMA PETROLIFERO DE LAS CUENCAS DE

COLOMBIA Y SINÚ OFFSHORE

SISTEMA PETROLÍFERO CUENCA DE

CATATUMBO

La Formación La Luna (Conanciano al Campaniano tardío) y la Formación Capacho (Cenomaniano a Turoriano) son las principales roca fuente y presentan valores de TOC entre 0.5% y 6.0% con valores promedio de 3.2% y 2.1% de TOC. El sector norte de la cuenca se encuentra en ventana de generación de crudo y el sector sur se encuentra en la fase inicial de la ventana de generación de gas. En ambas formaciones el Índice de Hidrogeno (HI) es generalmente bajo, de más o menos unos 200 mg HC / g TOC. El kerógeno de la Formación La Luna es tipo II, mientras que el kerógeno de la Formación Capacho es tipo II / III. Sin embargo, en el cálculo de balance de materiales se emplearon valores de HI de 300 y 400 mgr HC/g TOC en razón a que estas rocas son inmaduras termalmente. El análisis petrográfico realizado por Ecopetrol – ICP en 1993 indica que hay altos porcentajes de asfalto en ambas formaciones, que varían entre el 5% y el 60%, con un promedio de 28%, lo que es evidencia de la generación de hidrocarburos y de su posterior migración. La secuencia del Paleoceno (formaciones Catatumbo y Los Cuervos) consta de pizarras y carbón, los cuales son ricos en materia orgánica de tipo II / III, con un contenido de TOC que varía de 1% a 69% presente en las unidades con carbón. En general, en las Formaciones Cretácicas y Cenozoicas la madurez termal aumenta hacia el sur.

Rocas Generadoras

Se presentan rocas almacenadoras, con numerosas calizas y areniscas en el Cretáceo, así como gruesos cuerpos de arena en el Cenozoico. Las principales rocas productoras en la Cuenca de Catatumbo las areniscas paleocenas de la Formación Barco, las areniscas del Eoceno de la Formación Mirador y las areniscas de la Formación Carbonera de edad Eoceno superior – Mioceno inferior. Las areniscas de la Formación Barco, con porosidades del 10% al 15% son productoras en las estructuras de Tibú – Socuavó, que han producido hasta la fecha 224 millones de barriles de petróleo (Mbls). Las areniscas de la Formación Mirador con porosidades de 15% a 22% son las principales productoras en el campo Zulia, y habían producido hasta el año 2008 un total de 129 Mbls. Las areniscas de la Formación Carbonera también llamadas “Arenas Green” son subarcosas de grano fino a medio intercaladas con shales grises con un espesor de 27 metros. La sección cretácea presenta porosidades de 5% a 15% para las areniscas y menos del 10% para las calizas. El espesor productivo neto se estima en 200 pies en los campos productores del Cretáceo y la mayor parte de la producción proviene de rocas fracturadas, donde la porosidad secundaria favorece el flujo de petróleo.

Roca Reservorio

Roca Sello

Las formaciones Colón, Cuervos y León son consideradas las principales rocas sello de la cuenca. Las trampas de la Cuenca de Catatumbo son de los siguientes tipos: Anticlinales como el de Tibú, calizas fracturadas del Cretácico, anticlinales asociados a fallas inversas, domos limitados por fallas inversas y normales de alto ángulo y cuñas tectónicas existentes dentro del sistema de Fallas de Petrolea- Escondido.

Trampas

La secuencia comprendida desde la Formación Colón hasta la Formación Guayabo, incluyendo las formaciones Barco, Carbonera, León y Guayabo. El diagrama de la historia de subsidencia y la carta de eventos, permiten definir los siguientes sistemas petrolíferos de la cuenca. ● (^) Sistema G. Uribante / F. La luna - Grupo Uribante / Formación La luna (!) ● Sistema G. Uribante / F. La luna - Paleógeno (!) ● (^) Sistema Fms. Catatumbo / Barco- Los Cuervos -- Fms. Mirador / Carbonera (.)

Carta de eventos para la Cuenca de Catatumbo.

Se ilustran los tiempos de los eventos en los cuales ocurrió la depositación de las rocas fuentes, reservorio, sello y de sobrecarga. El tiempo de la conformación de la trampa, como también se indica el intervalo en el cual ocurrió el proceso de generación, migración, y acumulación. También se muestra el intervalo de preservación y el momento crítico.

Referencias

IMAGEN

MARIO GARCIA GONZALEZ RICARDO MIER UMAÑA LUIS ENRIQUE CRUZ GUEVARA MAURICIO VASQUEZ.

(2009). INFORME EJECUTIVO EVALUACIÓN DEL POTENCIAL HIDROCARBURÍFERO DE LAS CUENCAS

COLOMBIANAS.