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CUENCAS SEDIMENTARIAS DE COLOMBIA




                INGENIERO:
              EDER ORDOÑEZ




              PERFORACION
               1-2 SABADOS




                ALUMNOS:
           ALEIDA LOPEZ LOPEZ
          MARIO ALBERTO CORTES
         DURLEY CUELLAR NARVAEZ




          INSTITUTO CET PETROL
                 BOGOTÁ
               MAYO 19 2012




1
INDICE

                                                  PAG

INTRODUCCION……………………………………………………….                 3
CUENCAS SEDIMENTARIAS EN COLOMBIA……………………          4
CLASIFICACION DE LAS CUENCAS SEDIMENTARIAS……….     4
CUENCAS NO PRODUCTORAS EN COLOMBIA………………..         4
CUENCAS PRODUCTORAS EN COLOMBIA…………………….           5
CUENCA VALLE SUPERIOR DEL MAGDALENA……………….         6
COLUMNA ESTATRIGRAFICA……………………………………..             7
GENERALIDADES VALLE SUPERIOR DEL MAGDALENA……       8
CUENCA VALLE INFERIOR DEL MAGDALENA…………………         9
COLUMNA ESTRATIGRAFICA……………………………………..             10
GENERALIDADES VALLE INFERIOR DEL MAGDALENA…….      10
CUENCA VALLE MEDIO DEL MAGDALENA…………………….          12
COLUMNA ESTRATIGRAFICA……………………………………..             13
GENERALIDADES VALLE MEDIO DEL MAGDALENA…………        14
CUENCA SEDIMENTARIA DE LOS LLANOS ORIENTALES….     15
COLUMNA ESTRATIGRAFICA……………………………………..             16
GENERALIDADES CUENCA DE LOS LLANOS ORIENTALES..    17
CUENCA DEL CAGUAN PUTUMAYO…………………………….             19
COLUMNA ESTRATIGRAFICA……………………………………..             19
GENERALIDADES CUENCA DEL CAGUAN PUTUMAYO……..       20
CUENCA SEDIMENTARIA DE LA GUAJIRA……………………..        22
COLUMNA ESTRATIGRAFICA……………………………………..             23
GENERALIDADES DE LA CUENCA DE LA GUAJIRA…………       24
CUENCA SEDIMENTARIA DEL CATATUMBO………………….          25
GENERALIDADES DE LA CUENCA DEL CATATUMBO………        25
COLUMNA ESTRATIGRAFICA…………………………………….              26
POTENCIAL PETROLÍFERO……………………………………….              28
CONCLUSIONES……………………………………………………..                 29
BIBLIOGRAFIA………………………………………………………..                30




   2
INTRODUCCION



Colombia tiene un gran potencial en recursos renovables y no renovables; dentro
de los no renovables cabe destacar la importancia que tienen los hidrocarburos
para la economía del país, hay varias regiones que poseen esta gran riqueza.
Dentro de estas regiones tenemos a la Guajira y la zona del Catatumbo que se
caracterizan especialmente en los procesos geológicos que ocurrieron en estas
zonas y permitieron la formación y almacenamientos de los hidrocarburos en el
subsuelo, es por eso que en esta región se han llevado a cabo procesos de
exploración y explotación petrolera para aprovechar este recurso tan importante
para el país.

Este informe da a conocer las características geológicas y geomorfológicas de
dichas regiones con el fin de mostrar la importancia de la conservación, el manejo
y el aprovechamiento de los recursos naturales y así garantizar un desarrollo en el
ámbito de la sostenibilidad ambiental, económica y social.




     3
CUENCAS SEDIMENTARIAS EN COLOMBIA



Una Cuenca sedimentaria es una región subsidente (hundimiento progresivo de
un sector de la corteza). La existencia de una cuenca sedimentaria está ligado a
un espacio subsidente. Mientras haya subsidencia, habrá cuenca sedimentaria,
cuando se pare se colmará.



    CLASIFICACION DE LAS CUENCAS SEDIMENTARIAS EN COLOMBIA




Entre las cuencas sedimentarias se encuentran:



               CUENCAS NO PRODUCTORAS EN COLOMBIA

   1.   AMAGÁ
   2.   CAUCA-PATIA
   3.   CESAR-RANCHERIA
   4.   CHOCO
   5.   CHOCO MARINO

     4
6. COLOMBIA
 7. PACIFICO MARINO
 8. CORDILLERA ORIENTAL
 9. LOS CAYOS
 10. SINÚ SAN JACINTO
 11. SINÚ MARINO
 12. TUMACO
 13. TUMACO MARINO
 14. URABÁ
 15. VAUPÉS- AMAZONAS



                 CUENCAS PRODUCTORAS EN COLOMBIA


PRODUCCIÓN POR CUENCA Y SU PARTICIPACIÓN EN LA PRODUCCIÓN
                    TOTAL NACIONAL

CUENCA                    P.C             P.P.N
                          (BPD)           (%)
Caguán-Putumayo           24.000          3,75%
Catatumbo                 3.283           0,51%
Cordillera Oriental       79              0,01%
Llanos Orientales         425.231         66,45%
Valle      Inferior   del 458             0,07%
Magdalena
Valle       Medio     del 98.687          15,42%
Magdalena
Valle     Superior    del 88.149          13,78%
Magdalena
Total                     639.887         100%




   5
CUENCA VALLE SUPERIOR DEL MAGDALENA




6
La cuenca del Valle superior del Magdalena es una cuenca situada en la parte alta
del Rio Magdalena, que limita al Norte con el Cinturón Plegado de Girardot, al
Sureste parcialmente con el sistema de fallas de Algeciras – Garzón, al Noreste
con el sistema de fallas de Bituima – La Salina y al Oeste con la Cordillera Central.
Un alto de basamento llamado el alto de Natagaima-El Pata divide esta cuenca en
las subcuencas de Girardot y Neiva.

Las rocas reservorio se hallan relacionadas a la formación Caballos, Monserrate y
Gualanday, en acumulaciones de tipo estructural y/o estratigráfica, jugando la
formación de Guaduala un buen papel como roca sello (Acosta et al, 1983 en
Govea y Aguilar, 1986).



                          COLUMNA ESTRATIGRÁFICA




     7
GENERALIDADES CUENCA DEL VALLE SUPERIOR DEL MAGDALENA



-   AREA: 26.200 Km2

-   UBICACIÓN: Se extiende desde la población de Pitalito en el Sur, hasta
    Honda en el Norte.

-   PRODUCCION: Esta cuenca produce diariamente en promedio cerca de
    88.000 bpd, de los cuales 26.000 son crudos pesados, 53.000 son crudos
    medianos y 7.800 son crudos livianos. En la actualidad produce 28
    millones de Barriles de Petróleo por año a partir de 28 campos.

-   ACEITES: Varían desde 20 °API a 27 °API.

-   PRINCIPALES CAMPOS: Tello y La Jagua, Ortega, San Francisco,
    Yaguara, Rio Ceibas y Matachín.


ROCA GENERADORA
Deposición de Lutitas y Calizas con alto contenido de materia Orgánica en las
formaciones Tetuán, Bambuca y La Luna.

MIGRACION
El principal transportador de hidrocarburos son las areniscas de la Formación
Caballos y en menor escala las areniscas de la Formación Monserrate.

ROCA RESERVORIO
Tres tipos de areniscas Caballos y Monserrate en el Cretácico y la formación
Honda en el Mioceno. Existen también rocas calcáreas o calizas que
presentan alto potencial como reservorio.

ROCA SELLO
El sello superior y lateral esta presentado por un importante espesor de
arcillolitas plásticas de la Formación Bambucá. Las Formaciones Guaduala y
Honda son otros importantes sellos en la cuenca.




    8
TRAMPAS
   Dentro de las trampas halladas en la cuenca se encuentran: Pliegues
   asociados a flexión de falla.
   Anticlinales fallados, Sub-Cabalgamientos
   Abanicos Imbricados
   Retro-Cabalgamientos
   Anticlinales asociados a transcurrencia


                CUENCA VALLE INFERIOR DEL MAGDALENA




El Valle Inferior del Magdalena (VIM) se subdivide en las subcuencas de Plato y
San Jorge, separadas por el Arco de Magangué o Cicuco.

La cuenca del Valle Inferior del Magdalena limita al Norte y al Oeste con el sistema
de fallas de Romeral, al Sur y Sureste con la Cordillera Central y las rocas
precretácicas de la Serranía de San Lucas y la Cordillera Central. Al Este con el
sistema de fallas de Bucaramanga – Santa Marta.

Los sedimentos del Mio-Oligoceno presentan buena riqueza orgánica y presencia
de kerogenos generadores de gas y petróleo líquido (Govea y Aguilar, 1986). Esta
cuenca tiene buenos reservorios de arenisca y carbonatos, y reservas probadas
de gas.


     9
Cuenta con 23 campos y unas reservas 2P de 1.032 MBPE (IHS, 2008). Las
simulaciones probabilísticas realizadas indican un potencial promedio de 28.592,5
MBPE



                         COLUMNA ESTRATIGRÁFICA




       GENERALIDADES CUENCA DEL VALLE INFERIOR DEL MAGDALENA


   -    AREA: 41,600 Km2
   -    UBICACIÓN: Noreste de Colombia
   -    PRODUCCION: Esta cuenca diariamente produce en promedio cerca de
        458 bpd, de los cuales 70 son crudos pesados, 10 son crudos medianos y
        378 son crudos livianos.
   -    ACEITES: Varían desde30 °API a 52 °API.
   -    PRINCIPALES CAMPOS: Cicuco y el Difícil.


   10
ROCA GENERADORA
 Mioceno Temprano esquistos (Baja Porquero Fm) Han sido reconocidos
 como la fuente principal de hidrocarburos en la cuenca. Estas Lutitas son
 de gran espesor, rico en materia orgánica y Kerosene tipo II.
 La Ciénaga de Oro tiene una formación superior del intervalo de regular a
 un rico contenido de materia orgánica tipo III, dentro de la ventana de
 petróleo en las zonas mas profundas de la cuenca. Este intervalo puede
 ser considerado depositado durante un evento de máxima inundación.
 La fuente de datos disponibles sugiere una vaina de roca de la roca fuente
 activa, probablemente de edad cretácica, coincidiendo con las áreas de
 mayor profundidad de los sedimentos.

 MIGRACION
 Las vainas de las rocas fuente activa en la fase de generación / expulsión
 se encuentran en una extensa área en el Plato llamado Sub-Cuenca, entre
 los pozos Guamito-1 hacia el Noreste y Pijiño-1 hacia el Sur.
 El contenido de azufre es muy bajo, mientras que la concentración de
 parafina es relativamente alta. Varios parámetros geoquímicos indican que
 la mayoría del petróleo se origino en un ambiente relativamente dioxic
 siliciclastica proximal.

 ROCA RESERVORIO
 Las rocas reservorio son una secuencia espesa de areniscas de origen
 fluvial a deltaico de la Formación Ciénaga de Oro, las cuales están
 intercaladas con rocas de grano fino (Lutitas) de origen fluvial a transicional
 marino que actúan como racas fuente, de acuerdo con los datos
 geoquímicos disponibles, y sellos locales para las acumulaciones.
 Areniscas y calizas del Oligoceno (Formación Ciénaga de Oro) son los
 principales embalses de la cuenca. El espesor bruto es de 300 ft, con una
 porosidad promedio de 15%.

 ROCA SELLO
 Las pizarras de la roca superior Porquero y formaciones Ciénaga de Oro
 depositadas durante un periodo de hundimiento rápido con excelentes
 características físicas como una unidad de sellado.
 Las Lutitas de aguas profundas son el Sello regional superior para los
 menores de colocación de rocas del Yacimiento.
 La joven formación de tubará (Mioceno Medio al Plioceno Inferior) es
 también una unidad de sellado.

11
TRAMPAS
      Diversos tipos de trampas estructurales destaca el potencial de la cuenca,
      entre otros:
      Las trampas estructurales asociados a los del lado de alta en el cierre de
      defectos contraccionales, cierres anticlinal en el escabel de fallas normales,
      las estructuras relacionadas con la geometría de flores generado por
      transpresión, roll-off en el pabellón de la pared listricas de fallas normales,
      todos ellos son importantes objetivos de exploración estructural en la
      cuenca.


                  CUENCA VALLE MEDIO DEL MAGDALENA




Esta cuenca está ubicada a lo largo de la porción central del Valle del Río
Magdalena, entre las cordilleras oriental y central en los Andes colombianos; es
una de las cuencas más exploradas y más prolíficas del país, y en ella se han
descubierto cerca de 2.412 MBP y 2.5 TPCG localizados en más de 50 campos,
entre ellos, el primer campo gigante descubierto en Colombia (La Cira- Infantas).
El potencial exploratorio de la cuenca se estima entre 8.000 MBP (alto) y 600 MBP
(Bajo).




   12
LOH Energy Colombia es operadora del Bloque Valle Magdalena Medio 4 y
Bloque Valle Magdalena Medio 15.

Esta cuenca limita al sureste con el sistema de Fallas de Bituima y La Salina, al
Norte con el sistema de fallas del Espíritu Santo, al Oeste con el onlap de
sedimentos Neógenos sobre la Serranía de San Lucas y el basamento de la
Cordillera Central. Al sur con el cinturón plegado de Girardot y al Noreste con el
sistema de fallas de Bucaramanga – Santa Marta.

Es una cuenca madura, con alta producción desde el año 1.918 y una amplia
gama de crudos (13-45° API). Cuenta con 99 campos y unas reservas 2P de 3.337
MBPE (IHS, 2008).

Los resultados de la sísmica reciente         (Regional Transandina, ANH-2006)
sugieren importantes yacimientos en profundidad (rocas pre-paleógenas
fracturadas y trampas estructurales hacia las estribaciones de la Serranía de San
Lucas). Las estimaciones de Monte Carlo realizadas en este trabajo indican un
potencial promedio de 24.602,8 MBPE.

                         COLUMNA ESTRATIGRÁFICA




   13
GENERALIDADES CUENCA DEL VALLE MEDIO DEL MAGDALENA



-   AREA: 34.000 Km2

-   UBICACIÓN: Entre cordilleras Central y Oriental, limitado por las Fallas de
    Bucaramanga y Cambao.

-   PRODUCCION: Esta cuenca produce diariamente en promedio cerca de
    99.000 bpd, de los cuales 65.000 son crudos pesados, 32.000 son crudos
    medianos y 1.600 son crudos livianos.

-   ACEITES: Varían desde 14.1 °API a 40°API

-   PRINCIPALES CAMPOS: La Cira Infantes, La Salina, Aguas Blancas,
    Colorado, Conde, Cristalina, Lisama, Llanito, Peñas Blancas, Casabe,
    Yarigui-Cantagallo, Palagua, Opón, entre otros.

EVIDENCIA DE HIDROCARBUROS
Después de casi un siglo de exploración en la cuenca, se han descubierto
cerca de 2412 MBP y 2,5 TPGC, en 51 campos. Entre ellos la Cira-Infantas es
el primer campo gigante descubierto en Colombia.

ROCA GENERADORA
Las principales rocas fuente en la cuenca fueron depositadas durante dos
eventos anóxicos globales y corresponden a las Calizas y Lutitas de las
formaciones La Luna, Simití y Tablazo. Su Kerogeno es de tipo II, el TOC
oscila entre 1 y 6%, y la Reflactancia de Vitrinita (Ro) es de 1,1 – 1,2%.

MIGRACION
 La discordancia del Eoceno produce un sistema de rutas de migración
apropiado para el transporte de los Hidrocarburos. Se han identificado tres
tipos:
- Migración vertical directa de los hidrocarburos generados en la formación
    La Luna hacia la discordancia del Eoceno.
- Migración lateral a lo largo de las Areniscas del eoceno.
- Migración vertical a través de superficies de falla en áreas donde la
    formación La Luna no esta en contacto con la discordancia del Eoceno.


14
ROCA RESERVORIO
   El 97% del petróleo probado en la cuenca proviene de areniscas continentales
   cenozoicas (Formaciones Lisama, Esmeraldas, La Paz, Colorado y Mugrosa),
   con promedios de porosidad entre 15-20% y permeabilidad de 20-600 md. Los
   depósitos Calcáreos fracturados (Grupo Calcáreo Basal y Formación La Luna)
   poseen un potencial exploratorio; sin embargo, no han sido estudiados en
   detalle.

   ROCA SELLO
   Las Lutitas marinas de las formaciones Simití y Umir representan los sellos de
   los potenciales reservorios cretácicos. En contraste las arcillocitas plásticas
   continentales de las formaciones Esmeraldas y Colorado constituyen los sellos
   para los reservorios cenozoicos.

   TRAMPAS
   Cuatro importantes tipos de trampas han sido identificadas:
   1. Pliegues contraccionales asociados a fallas bajo superficies             de
      cabalgamiento
   2. Estructuras dúplex de cabalgamiento con cierre independiente
   3. Cierres dependientes de falla
   4. Trampas en el lado bajo de las fallas sellantes


          CUENCA SEDIMENTARIA DE LOS LLANOS ORIENTALES



LÍMITES GEOGRÁFICOS

La cuenca de los Llanos Orientales limita al Norte con Venezuela, al sur con la
Serranía de la Macarena, el Arco de Vaupés y las rocas metamórficas
precámbricas, al oeste con el sistema de cabalgamiento de la cordillera oriental y
al   oriente    con   las   rocas    precámbricas    del   escudo      Guayana.
Se ubica entre los departamentos de Meta, Arauca, Casanare, Guainía y Guaviare


NORTE: se prolonga en Venezuela más allá del río Arauca.
SUR: Saliente del Vaupés o Arco del Guaviare.
ORIENTE: Escudo Guayanés.
OCCIDENTE: Cordillera Oriental


   15
LOCALIZACION
La cuenca de los llanos orientales esta localizada al es de colombia.
      Sus limites geomorfologicos son:
      La cuenca de barinas al norte.
      La serrania de la macarena y el arcodel vaupes sur.
      El seistema de fallas de guaicaramo al oeste
      El escudo de guayana al este.


                            COLUMNA ESTRATIGRÁFICA




La nomenclatura estratigráfica de los Llanos ha derivado del uso práctico
generado por las compañías operadoras, y ha sido dominantemente de carácter
litoestratigráfico con aportes de datos palinológicos y paleontológicos locales.

Tres nomenclaturas asociadas a áreas específicas de operación se han usado
dominantemente en los Llanos. Estas son: la nomenclatura usada por Ecopetrol
en la zona sur de la cuenca (departamento del Meta Principalmente); la
desarrollada por Elf-Aquitaine y posteriormente adoptada por Perenco en el área
de Casanare, y la usada por Occidental en el área de Arauca.

   16
GENERALIDADES CUENCA DE LOS LLANOS ORIENTALES


AREA: 96000 KM2

UBICACIÓN : ORIENTE COLOMBIANO

PRODUCCION : esta cuenca produce diariamente en promedio cerca de 425

kbpd, de los cuales 187.000 son crudos pesados, 121.000 son crudos medianos y

116.000 son crudos livianos .

ACEITES: varian desde 22 grados api a 42 grados API

La mayor parte de gas que se comercializa proviene de :

    chuchupa
    ballenas

                       PRINCIPALES CAMPOS PETROLEROS




Los principales campos son : Apiay, Cusiana, Cupiagua, Caño Limon, Castilla y

Rubiales

   17
Las cuencas sedimentarias productoras con mayor parte de hidrocarburos del país
provienen de :

      Cupiagua
      Cusiana
      Caño Limon
      Castilla

LLANOS ORIENTALES: Esta cuenca produce diariamente en promedio cerca de
425 kbpd, de los cuales 187.000 son crudos pesados, 121.000 son crudos
medianos y 116.000 son crudos livianos

La cuenca sedimentaria que más número de campos tiene es la de los Llanos
Orientales, que cuenta con 118 campos, es decir, con el 41% de los campos
activos totales del país. Por otro lado, las cuencas VIM y Cordillera Oriental son
las que cuentan con menos campos activos, participando con el 1.4% y 0.3%
respectivamente

ROCA GENERADORA
La principal roca generadora en esta área son las lutitas marino-continentales de
la Formación Gachetá, localizadas por debajo del flanco oriental de la Cordillera
Oriental Estas rocas poseen rangos de TOC entre 1-3% y un espesor efectivo de
150-300 pies.


ROCA RESERVORIO
Las arenitas de las formaciones Carbonera (C-3, C-5 y C-7) y Mirador (Paleógeno)
Guadalupe y Une son excelentes almacenadoras de hidrocarburos. En la
secuencia cretácica algunos intervalos arenosos son también excelentes
reservorios. Su rango de porosidad varía entre el 10-30%.

ROCA SELLO
El sello regional de la cuenca es la Formación León. Las unidades C-2, C-4, C-6 y
C-8 de la Formación Carbonera son reconocidas como sellos locales. Las lutitas
cretácicas de las formaciones Gachetá y Guadalupe pueden actuar como sellos
intraformacionales.


MIGRACIÓN
Dos pulsos de migración han sido documentados: el primero durante el Eoceno
superior-Oligoceno y el segundo comenzó en el Mioceno y continúa en la
actualidad.



   18
ROCA RESERVORIO
Las arenitas de las formaciones Carbonera (C-3, C-5 y...


                     CUENCA DEL CAGUAN PUTUMAYO
El area comprende tres zonas generales: el area de la seccion sedimentaria del
caguan, en el norte de putumayo en el sur, y el alto estructural de la macarena al
nororiente.

Limita al oeste con el sistema de fallas de la parte de la cordillera oriental, hacia el
nororiente con los llanos orientales y al sur Con el rio caqueta.

El poligono esta conformado por 17 vertices que contiene un area de 51.267.45
km2 correspondiente a la cuenca caguan putumayo, hace parte del piedemonte
surorientental de la cordillera oriental incluyendo la sierra de la macarena y otras
reservas naturales adscritas a los parques nacionales naturales



                              COLUMNA ESTRATIGRAFICA




   19
GENERALIDADES CUENCA DEL CAGUAN PUTUMAYO



AREA: 900 KM2

UBICACIÓN: Noroeste de Colombia

PRODUCCION: Esta cuenca produce diariamente en promedio de 3.253 bpd, de
los cuales 30 son crudos medianos y 3.200 son crudos livianos. En esta cuenca
no hay producción contabilizada de crudos pesados.

ACEITE: Varían desde 16 grados API a 52 grados API



                      PRINCIPALES CAMPOS PETROLEROS




   20
Los principales campos son: Tibú, rio Zulia, Sardinata y Carbonera.

La cuenca del Caguán – Putumayo cuenta con más de 41 campos y unas
reservas 2P de 594 MBPE (IHS, 2008). La mayoría de la producción proviene de
la formación Caballos, con objetivos adicionales, las areniscas deltaicas de la
formación Villeta y los depósitos de la formación Pepino.

Esta cuenca presenta al menos trece (13) campos descubiertos y una producción
de crudo (22-42° API) desde 1933 (Govea y Aguilar, 1986). Sus reservas 2P
llegan a los 636MBPE (IHS, 2008), pero parece contener un importante recurso
asociado a las fracturas del basamento y a las unidades cretácicas.
Adicionalmente, su baja migración vertical podría coadyuvar a un alto potencial en
profundidad. Las simulaciones indican un potencial promedio de 14.435,8 MBPE.

CAGUÁN-PUTUMAYO: Esta cuenca produce diariamente en promedio cerca de
24 kbpd, de los cuales 936 son crudos pesados, 20.000 son crudos medianos y
2.600 son crudos livianos.

ROCA RESERVORIO
Caballos, Villeta y Pepino

ROCA SELLO
Formaciones Villeta, Rumiyaco y Orteguaza

ROCA GENERADORA
Son los Shales y calizas de la formación Villeta (Govea y Aguilar, 1986).

MIGRACIÓN
Probablemente la migración es de oeste a este a lo largo de las areniscas de la
Fm. Caballos y Villeta. Migración vertical a lo largo de fracturas y zonas de falla.
Expulsión de hidrocarburos comenzó en el Mioceno tardío poco después de la
formación de las mayores estructuras




   21
CUENCA SEDIMENTARIA DE LA GUAJIRA




La cuenca de la guajira debido a sus condiciones geológicas solo puede presentar
yacimientos de gas. Al hablar de la cuenca de la Guajira se habla también de la
cuenca Guajira Marina.

AREA: 12.600 km2 en tierra y 36.450 km2 en agua.

UBICACIÓN: Norte de Colombia

RESERVAS: Ballenas (1.5 TCF) Y Riohacha (86.5 GCF)

PRINCIPALES CAMPOS: Chuchupa, Ballenas y Riohacha.

LIMITES GEOGRAFICOS: Limita al norte y al oeste con el mar Caribe, al este con
Venezuela; al sur con el departamento del Cesar y al suroeste con el
departamento del Magdalena.




   22
COLUMNA ESTRATIGRAFIA




En esta cuenca se encuentran las siguientes formaciones:

Castilletes, Jimol, Uitpa, Siamaná, Macarao, Guamaralay, la Luna, Cogollo,
Yurima y Palanz.

La Formación La Luna es la mas importante ya que es un paquete de rocas
ampliamente distribuido en el norte de Suramérica, cuyo origen -hace más de
ochenta millones de años- definió el mundo energético actual, la economía de los
países que encabezan el mapa suramericano y la propia existencia de Ecopetrol.

Hace aproximadamente 94 millones de años se inició el depósito de la Formación
La Luna, en un proceso que duró 14 millones de años. Las características
fundamentales de esta unidad de rocas son su color negro o gris muy oscuro, su
tamaño de grano muy fino y su abundante contenido de fósiles.

Esta formación es de importancia crucial en la geología del petróleo del norte de
Suramérica, pues representa una de las mayores generadoras de hidrocarburo en
el planeta. La cantidad de barriles de crudo in situ probados que provienen de La
Luna, excede los (2'000.000'000.000) dos millones de millones de barriles, cuyo
factor de recobro varía entre 10 y 40%, dependiendo de muchos factores.




   23
GENERALIDADES DE LA CUENCA SEDIMENTARIA DE LA GUAJIRA

ROCA MADRE
Una gran capacidad de generación de petróleo esperada en la cuenca de la
guajira debido a la formación La Luna, compuesta por sales, limonitas calcáreas y
calizas. La formación La Luna ha sido identificada en el núcleo del pozo PGG 1 al
este de la Depresión Cocinetas en Venezuela. El generador potencial ha sido
también confirmado por las muestras del paleógeno y neógeno y con kerogeno
tipo III dominante propenso a gas.

ROCA RESERVORIO
Los reservorios y yacimientos importantes son encontrados dentro de calizas y
arenas de Siamaná, las formaciones presentes en Macarao Cocinetas 1 y los
pozos de la Guajira 1 alcanzan espesores entre 200 y 300 m.

ROCA SELLO
Los sellos de buena calidad se encuentran en las lodolitas calcáreas aumentan
cerca de la base de la formación de Siamaná con un espesor que varia entre los
300 y 1000 pies.

MIGRACION
En la parte terrestre de la cuenca, la mayoría de las estructuras se formaron
durante los últimos tiempos del Neoceno- Paleoceno. La migración secundaria se
produjo poco después de la fase superior del Neoceno después de la primera
restructuración. La configuración estructural de la parte exterior podría haber
mejorado la generación y migración del hidrocarburo, estas formas de migración
de un origen termogénico se encuentra en las profundidades a distancia de los
campos Chuchupa, Ballena y Riohacha.




   24
CUENCA SEDIMENTARIA DEL CATATUMBO



La cuenca del Catatumbo se constituye en una ecorregión compartida entre
Colombia y Venezuela, con una gran biodiversidad y una gran riqueza acuática
constituida por los valles inundables de los ríos Catatumbo y Zulia, de mas de
5000 km2, pero a su vez con una gran problemática ambiental derivada de las
aguas residuales y los residuos sólidos mal manejados y tratados que se vierten
sobre el rio; así como la deforestación, los derrames de petróleo y los procesos
productivos de un gran impacto negativo sobre la cuenca.




            GENERALIDADES DE LA CUENCA DEL CATATUMBO



AREA: 9000 KM2

UBICACIÓN: Noroeste de Colombia

PRODUCCION: Esta cuenca produce en promedio cerca de 3.253 bpd, de los
cuales 30 son crudos medianos y 3.200 son crudos livianos. En esta cuenca no
hay producción contabilizada de crudos pesados.

ACEITES: varían desde 16 API a 52 API

PRINCIPALES CAMPOS: Tibú, Rio Zulia, Sardinata y Carbonera.

LIMITES GEOGRAFICOS: Se pueden establecer por el norte con el nacimiento
del Rio intermedio en la Serranía del Perijá y Motilones, aguas abajo hasta su
desembocadura en el Rio Norte, y de este Rio Norte hasta su desembocadura en
el Rio de Oro.




   25
COLUMNA ESTATIGRAFIA




En esta cuenca se encuentran las siguientes formaciones:

Necesidad, Guayabo, León, Carbonera, Mirador, Cuervos, Barco, Catatumbo,
Mitojuan, Colon, Luna, Capacho, Aguardiente, Mercedes, Tibú y Orystaline
Basement.

Estas formaciones son originarias en la era terciaria y secundaria.




   26
PRINCIPALES CAMPOS PETROLEROS




ROCA MADRE
El kerógeno de la formación La Luna es de tipo II, mientras que la formación
Capacho es de tipo III. El análisis petrográfico por Ecopetrol indica altos
porcentajes de betún solido en ambas formaciones. Variando entre el 5% al 60%
con un promedio del 28 % de evidencia de generación y migración de
hidrocarburos.

La formación Capacho tiene un espesor de 180-450 m y muestra al fondo
características superficiales de la plataforma del medio ambiente, el cual llega a
ser disóxico hacia la parte superior. Regionalmente no es una variación
significante.

La formación de la Luna tiene un promedio de espesor de 60 m y calizas
intercaladas con sales de la plataforma marina. Este formación varía de calcárea a
calizas terrosas y un contenido clástico del 30 %, las menos calcáreas son
localizadas en la parte occidental de la cuenca.


   27
ROCA GENERADORAS
Cuervos, Mitojuan, La Luna y Mercedes.

ROCA PRODUCTORAS
Mirador, Barco y Cuervos.

MIGRACION
Los datos actuales de geoquímicos que incluyen caracterización de rocas dentro
de la cuenca de Catatumbo, la correlación del petróleo de posible origen en el
cretáceo, madurados y modelados en la historia, todos indica que la mayoría de
petróleo en la subcuenca del Catatumbo estaban localizados en las sales del
cretáceo y piedras de cal. Tres sistemas de migración distintos han de haber
operado para llenar las trampas de la subcuenca que se desarrolló en el Mioceno-
Polioceno.

La reserva de petróleo en el Cretáceo representa un sistema de migración, este
petróleo que migro directamente al yacimiento de la fuente del cretáceo y a lo
largo de fallas que se desarrollaron en el Mioceno- polioceno.


POTENCIAL PETROLÍFERO

El potencial petrolífero (crudo y gas natural) de Colombia se estima en más de 47
mil millones de barriles de petróleo equivalente, distribuidos en 18 cuencas
sedimentarias       que      abarcan     un      área    de     1.036.400    km 2.

Alrededor de 82% de esa área sedimentaria se encuentra disponible para
adelantar trabajos de exploración y explotación de petróleo y gas natural.

Las cuencas de mayor actividad exploratoria son: Las de los Valles Superior y
Medio del Magdalena, Catatumbo, La Guajira, cordillera Oriental, Putumayo y
Llanos                                                             Orientales.

Los más importantes descubrimientos hechos en Colombia son los de La Cira-
Infantas, en Barrancabermeja; Chuchupa, en La Guajira; Caño Limón, en Arauca;
y                 Cusiana-Cupiagua,              en                 Casanare.

Los centros de producción petrolera se encuentran en los departamentos del
Meta, Casanare, Arauca, Santander, Antioquia, Bolívar, Boyacá, Huila, Tolima, La
Guajira, Putumayo y Norte de Santander.




   28
CONCLUSIONES



 La geología y geomorfología de la Guajira permite que haya una gran
  variedad de recursos naturales renovables y no renovables como los
  hidrocarburos.

 El Catatumbo es una región estratégicamente importante ya que posee una
  gran diversidad de ecosistemas y por lo tanto el manejo de esta zona debe
  ser adecuado para un mejor desarrollo sostenible.


 En Colombia se encuentran 23 cuencas sedimentarias productoras y no
  productoras a lo largo del país.


 La Guajira posee la formación La Luna, una de las mas importantes de la
  cuenca porque contiene un amplio paquete de rocas distribuido en el norte
  de Suramérica.


 Uno de los recursos naturales mas destacados del país es el petróleo y se
  cuentan con yacimientos importantes en la región del Catatumbo y la
  Guajira.

 Se afirma que el aumento de la producción nacional de crudo en los últimos
  años se debe principalmente a 7 cuencas sedimentarias de las 23
  existentes. En lo corrido del 2009, las cuencas de Llanos Orientales y VMM
  han aportado alrededor del 80% de la producción total, es decir, unos 524
  KBPD.

 Los estudios consideran que el volumen de petróleo por descubrir en la
  cuenca alcanza unos 124 000 MMBP. Dos campos gigantes (Caño Limón,
  Rubiales), dos mayores (Apiay y Castilla), y más de ochenta campos
  menores han sido descubiertos en ésta región.

 Las reservas potenciales estarían en 33 áreas de interés delimitadas
  durante el desarrollo del proyecto de crudos pesados.




29
BIBLIOGRAFÍA



www.oilproduction.net/cms/files/estadisticas

http://www.anh.gov.co

http://www.docentes.unal.edu.co

http://www.consultorescolombianos.com

http://www.anh.gov.co/media/ronda_2012/guajira

http://gemini.udistrital.edu.co

Carta Petrolera. Villamil, T. 2000. 91, s.l. : EMPRESA COLOMBIANA DE PETROLEOS
ECOPETROL, 2000.

Ciencia, Tecnologia y futuro. Ecopetrol s.a. 2007. 3, Bucaramanga : Ecopetrol, 2007, Vol. 3.

GeoScienceWorld. D, A, Yurewicz. D,M, Advocate. H,B,Lo. E,A, Hernandez. 1998. 7, s.l. :
American Association of Petroleum Geologist, 1998, Vol. 82. ISSN: 0149-1423.




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  • 1. CUENCAS SEDIMENTARIAS DE COLOMBIA INGENIERO: EDER ORDOÑEZ PERFORACION 1-2 SABADOS ALUMNOS: ALEIDA LOPEZ LOPEZ MARIO ALBERTO CORTES DURLEY CUELLAR NARVAEZ INSTITUTO CET PETROL BOGOTÁ MAYO 19 2012 1
  • 2. INDICE PAG INTRODUCCION………………………………………………………. 3 CUENCAS SEDIMENTARIAS EN COLOMBIA…………………… 4 CLASIFICACION DE LAS CUENCAS SEDIMENTARIAS………. 4 CUENCAS NO PRODUCTORAS EN COLOMBIA……………….. 4 CUENCAS PRODUCTORAS EN COLOMBIA……………………. 5 CUENCA VALLE SUPERIOR DEL MAGDALENA………………. 6 COLUMNA ESTATRIGRAFICA…………………………………….. 7 GENERALIDADES VALLE SUPERIOR DEL MAGDALENA…… 8 CUENCA VALLE INFERIOR DEL MAGDALENA………………… 9 COLUMNA ESTRATIGRAFICA…………………………………….. 10 GENERALIDADES VALLE INFERIOR DEL MAGDALENA……. 10 CUENCA VALLE MEDIO DEL MAGDALENA……………………. 12 COLUMNA ESTRATIGRAFICA…………………………………….. 13 GENERALIDADES VALLE MEDIO DEL MAGDALENA………… 14 CUENCA SEDIMENTARIA DE LOS LLANOS ORIENTALES…. 15 COLUMNA ESTRATIGRAFICA…………………………………….. 16 GENERALIDADES CUENCA DE LOS LLANOS ORIENTALES.. 17 CUENCA DEL CAGUAN PUTUMAYO……………………………. 19 COLUMNA ESTRATIGRAFICA…………………………………….. 19 GENERALIDADES CUENCA DEL CAGUAN PUTUMAYO…….. 20 CUENCA SEDIMENTARIA DE LA GUAJIRA…………………….. 22 COLUMNA ESTRATIGRAFICA…………………………………….. 23 GENERALIDADES DE LA CUENCA DE LA GUAJIRA………… 24 CUENCA SEDIMENTARIA DEL CATATUMBO…………………. 25 GENERALIDADES DE LA CUENCA DEL CATATUMBO……… 25 COLUMNA ESTRATIGRAFICA……………………………………. 26 POTENCIAL PETROLÍFERO………………………………………. 28 CONCLUSIONES…………………………………………………….. 29 BIBLIOGRAFIA……………………………………………………….. 30 2
  • 3. INTRODUCCION Colombia tiene un gran potencial en recursos renovables y no renovables; dentro de los no renovables cabe destacar la importancia que tienen los hidrocarburos para la economía del país, hay varias regiones que poseen esta gran riqueza. Dentro de estas regiones tenemos a la Guajira y la zona del Catatumbo que se caracterizan especialmente en los procesos geológicos que ocurrieron en estas zonas y permitieron la formación y almacenamientos de los hidrocarburos en el subsuelo, es por eso que en esta región se han llevado a cabo procesos de exploración y explotación petrolera para aprovechar este recurso tan importante para el país. Este informe da a conocer las características geológicas y geomorfológicas de dichas regiones con el fin de mostrar la importancia de la conservación, el manejo y el aprovechamiento de los recursos naturales y así garantizar un desarrollo en el ámbito de la sostenibilidad ambiental, económica y social. 3
  • 4. CUENCAS SEDIMENTARIAS EN COLOMBIA Una Cuenca sedimentaria es una región subsidente (hundimiento progresivo de un sector de la corteza). La existencia de una cuenca sedimentaria está ligado a un espacio subsidente. Mientras haya subsidencia, habrá cuenca sedimentaria, cuando se pare se colmará. CLASIFICACION DE LAS CUENCAS SEDIMENTARIAS EN COLOMBIA Entre las cuencas sedimentarias se encuentran: CUENCAS NO PRODUCTORAS EN COLOMBIA 1. AMAGÁ 2. CAUCA-PATIA 3. CESAR-RANCHERIA 4. CHOCO 5. CHOCO MARINO 4
  • 5. 6. COLOMBIA 7. PACIFICO MARINO 8. CORDILLERA ORIENTAL 9. LOS CAYOS 10. SINÚ SAN JACINTO 11. SINÚ MARINO 12. TUMACO 13. TUMACO MARINO 14. URABÁ 15. VAUPÉS- AMAZONAS CUENCAS PRODUCTORAS EN COLOMBIA PRODUCCIÓN POR CUENCA Y SU PARTICIPACIÓN EN LA PRODUCCIÓN TOTAL NACIONAL CUENCA P.C P.P.N (BPD) (%) Caguán-Putumayo 24.000 3,75% Catatumbo 3.283 0,51% Cordillera Oriental 79 0,01% Llanos Orientales 425.231 66,45% Valle Inferior del 458 0,07% Magdalena Valle Medio del 98.687 15,42% Magdalena Valle Superior del 88.149 13,78% Magdalena Total 639.887 100% 5
  • 6. CUENCA VALLE SUPERIOR DEL MAGDALENA 6
  • 7. La cuenca del Valle superior del Magdalena es una cuenca situada en la parte alta del Rio Magdalena, que limita al Norte con el Cinturón Plegado de Girardot, al Sureste parcialmente con el sistema de fallas de Algeciras – Garzón, al Noreste con el sistema de fallas de Bituima – La Salina y al Oeste con la Cordillera Central. Un alto de basamento llamado el alto de Natagaima-El Pata divide esta cuenca en las subcuencas de Girardot y Neiva. Las rocas reservorio se hallan relacionadas a la formación Caballos, Monserrate y Gualanday, en acumulaciones de tipo estructural y/o estratigráfica, jugando la formación de Guaduala un buen papel como roca sello (Acosta et al, 1983 en Govea y Aguilar, 1986). COLUMNA ESTRATIGRÁFICA 7
  • 8. GENERALIDADES CUENCA DEL VALLE SUPERIOR DEL MAGDALENA - AREA: 26.200 Km2 - UBICACIÓN: Se extiende desde la población de Pitalito en el Sur, hasta Honda en el Norte. - PRODUCCION: Esta cuenca produce diariamente en promedio cerca de 88.000 bpd, de los cuales 26.000 son crudos pesados, 53.000 son crudos medianos y 7.800 son crudos livianos. En la actualidad produce 28 millones de Barriles de Petróleo por año a partir de 28 campos. - ACEITES: Varían desde 20 °API a 27 °API. - PRINCIPALES CAMPOS: Tello y La Jagua, Ortega, San Francisco, Yaguara, Rio Ceibas y Matachín. ROCA GENERADORA Deposición de Lutitas y Calizas con alto contenido de materia Orgánica en las formaciones Tetuán, Bambuca y La Luna. MIGRACION El principal transportador de hidrocarburos son las areniscas de la Formación Caballos y en menor escala las areniscas de la Formación Monserrate. ROCA RESERVORIO Tres tipos de areniscas Caballos y Monserrate en el Cretácico y la formación Honda en el Mioceno. Existen también rocas calcáreas o calizas que presentan alto potencial como reservorio. ROCA SELLO El sello superior y lateral esta presentado por un importante espesor de arcillolitas plásticas de la Formación Bambucá. Las Formaciones Guaduala y Honda son otros importantes sellos en la cuenca. 8
  • 9. TRAMPAS Dentro de las trampas halladas en la cuenca se encuentran: Pliegues asociados a flexión de falla. Anticlinales fallados, Sub-Cabalgamientos Abanicos Imbricados Retro-Cabalgamientos Anticlinales asociados a transcurrencia CUENCA VALLE INFERIOR DEL MAGDALENA El Valle Inferior del Magdalena (VIM) se subdivide en las subcuencas de Plato y San Jorge, separadas por el Arco de Magangué o Cicuco. La cuenca del Valle Inferior del Magdalena limita al Norte y al Oeste con el sistema de fallas de Romeral, al Sur y Sureste con la Cordillera Central y las rocas precretácicas de la Serranía de San Lucas y la Cordillera Central. Al Este con el sistema de fallas de Bucaramanga – Santa Marta. Los sedimentos del Mio-Oligoceno presentan buena riqueza orgánica y presencia de kerogenos generadores de gas y petróleo líquido (Govea y Aguilar, 1986). Esta cuenca tiene buenos reservorios de arenisca y carbonatos, y reservas probadas de gas. 9
  • 10. Cuenta con 23 campos y unas reservas 2P de 1.032 MBPE (IHS, 2008). Las simulaciones probabilísticas realizadas indican un potencial promedio de 28.592,5 MBPE COLUMNA ESTRATIGRÁFICA GENERALIDADES CUENCA DEL VALLE INFERIOR DEL MAGDALENA - AREA: 41,600 Km2 - UBICACIÓN: Noreste de Colombia - PRODUCCION: Esta cuenca diariamente produce en promedio cerca de 458 bpd, de los cuales 70 son crudos pesados, 10 son crudos medianos y 378 son crudos livianos. - ACEITES: Varían desde30 °API a 52 °API. - PRINCIPALES CAMPOS: Cicuco y el Difícil. 10
  • 11. ROCA GENERADORA Mioceno Temprano esquistos (Baja Porquero Fm) Han sido reconocidos como la fuente principal de hidrocarburos en la cuenca. Estas Lutitas son de gran espesor, rico en materia orgánica y Kerosene tipo II. La Ciénaga de Oro tiene una formación superior del intervalo de regular a un rico contenido de materia orgánica tipo III, dentro de la ventana de petróleo en las zonas mas profundas de la cuenca. Este intervalo puede ser considerado depositado durante un evento de máxima inundación. La fuente de datos disponibles sugiere una vaina de roca de la roca fuente activa, probablemente de edad cretácica, coincidiendo con las áreas de mayor profundidad de los sedimentos. MIGRACION Las vainas de las rocas fuente activa en la fase de generación / expulsión se encuentran en una extensa área en el Plato llamado Sub-Cuenca, entre los pozos Guamito-1 hacia el Noreste y Pijiño-1 hacia el Sur. El contenido de azufre es muy bajo, mientras que la concentración de parafina es relativamente alta. Varios parámetros geoquímicos indican que la mayoría del petróleo se origino en un ambiente relativamente dioxic siliciclastica proximal. ROCA RESERVORIO Las rocas reservorio son una secuencia espesa de areniscas de origen fluvial a deltaico de la Formación Ciénaga de Oro, las cuales están intercaladas con rocas de grano fino (Lutitas) de origen fluvial a transicional marino que actúan como racas fuente, de acuerdo con los datos geoquímicos disponibles, y sellos locales para las acumulaciones. Areniscas y calizas del Oligoceno (Formación Ciénaga de Oro) son los principales embalses de la cuenca. El espesor bruto es de 300 ft, con una porosidad promedio de 15%. ROCA SELLO Las pizarras de la roca superior Porquero y formaciones Ciénaga de Oro depositadas durante un periodo de hundimiento rápido con excelentes características físicas como una unidad de sellado. Las Lutitas de aguas profundas son el Sello regional superior para los menores de colocación de rocas del Yacimiento. La joven formación de tubará (Mioceno Medio al Plioceno Inferior) es también una unidad de sellado. 11
  • 12. TRAMPAS Diversos tipos de trampas estructurales destaca el potencial de la cuenca, entre otros: Las trampas estructurales asociados a los del lado de alta en el cierre de defectos contraccionales, cierres anticlinal en el escabel de fallas normales, las estructuras relacionadas con la geometría de flores generado por transpresión, roll-off en el pabellón de la pared listricas de fallas normales, todos ellos son importantes objetivos de exploración estructural en la cuenca. CUENCA VALLE MEDIO DEL MAGDALENA Esta cuenca está ubicada a lo largo de la porción central del Valle del Río Magdalena, entre las cordilleras oriental y central en los Andes colombianos; es una de las cuencas más exploradas y más prolíficas del país, y en ella se han descubierto cerca de 2.412 MBP y 2.5 TPCG localizados en más de 50 campos, entre ellos, el primer campo gigante descubierto en Colombia (La Cira- Infantas). El potencial exploratorio de la cuenca se estima entre 8.000 MBP (alto) y 600 MBP (Bajo). 12
  • 13. LOH Energy Colombia es operadora del Bloque Valle Magdalena Medio 4 y Bloque Valle Magdalena Medio 15. Esta cuenca limita al sureste con el sistema de Fallas de Bituima y La Salina, al Norte con el sistema de fallas del Espíritu Santo, al Oeste con el onlap de sedimentos Neógenos sobre la Serranía de San Lucas y el basamento de la Cordillera Central. Al sur con el cinturón plegado de Girardot y al Noreste con el sistema de fallas de Bucaramanga – Santa Marta. Es una cuenca madura, con alta producción desde el año 1.918 y una amplia gama de crudos (13-45° API). Cuenta con 99 campos y unas reservas 2P de 3.337 MBPE (IHS, 2008). Los resultados de la sísmica reciente (Regional Transandina, ANH-2006) sugieren importantes yacimientos en profundidad (rocas pre-paleógenas fracturadas y trampas estructurales hacia las estribaciones de la Serranía de San Lucas). Las estimaciones de Monte Carlo realizadas en este trabajo indican un potencial promedio de 24.602,8 MBPE. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA 13
  • 14. GENERALIDADES CUENCA DEL VALLE MEDIO DEL MAGDALENA - AREA: 34.000 Km2 - UBICACIÓN: Entre cordilleras Central y Oriental, limitado por las Fallas de Bucaramanga y Cambao. - PRODUCCION: Esta cuenca produce diariamente en promedio cerca de 99.000 bpd, de los cuales 65.000 son crudos pesados, 32.000 son crudos medianos y 1.600 son crudos livianos. - ACEITES: Varían desde 14.1 °API a 40°API - PRINCIPALES CAMPOS: La Cira Infantes, La Salina, Aguas Blancas, Colorado, Conde, Cristalina, Lisama, Llanito, Peñas Blancas, Casabe, Yarigui-Cantagallo, Palagua, Opón, entre otros. EVIDENCIA DE HIDROCARBUROS Después de casi un siglo de exploración en la cuenca, se han descubierto cerca de 2412 MBP y 2,5 TPGC, en 51 campos. Entre ellos la Cira-Infantas es el primer campo gigante descubierto en Colombia. ROCA GENERADORA Las principales rocas fuente en la cuenca fueron depositadas durante dos eventos anóxicos globales y corresponden a las Calizas y Lutitas de las formaciones La Luna, Simití y Tablazo. Su Kerogeno es de tipo II, el TOC oscila entre 1 y 6%, y la Reflactancia de Vitrinita (Ro) es de 1,1 – 1,2%. MIGRACION La discordancia del Eoceno produce un sistema de rutas de migración apropiado para el transporte de los Hidrocarburos. Se han identificado tres tipos: - Migración vertical directa de los hidrocarburos generados en la formación La Luna hacia la discordancia del Eoceno. - Migración lateral a lo largo de las Areniscas del eoceno. - Migración vertical a través de superficies de falla en áreas donde la formación La Luna no esta en contacto con la discordancia del Eoceno. 14
  • 15. ROCA RESERVORIO El 97% del petróleo probado en la cuenca proviene de areniscas continentales cenozoicas (Formaciones Lisama, Esmeraldas, La Paz, Colorado y Mugrosa), con promedios de porosidad entre 15-20% y permeabilidad de 20-600 md. Los depósitos Calcáreos fracturados (Grupo Calcáreo Basal y Formación La Luna) poseen un potencial exploratorio; sin embargo, no han sido estudiados en detalle. ROCA SELLO Las Lutitas marinas de las formaciones Simití y Umir representan los sellos de los potenciales reservorios cretácicos. En contraste las arcillocitas plásticas continentales de las formaciones Esmeraldas y Colorado constituyen los sellos para los reservorios cenozoicos. TRAMPAS Cuatro importantes tipos de trampas han sido identificadas: 1. Pliegues contraccionales asociados a fallas bajo superficies de cabalgamiento 2. Estructuras dúplex de cabalgamiento con cierre independiente 3. Cierres dependientes de falla 4. Trampas en el lado bajo de las fallas sellantes CUENCA SEDIMENTARIA DE LOS LLANOS ORIENTALES LÍMITES GEOGRÁFICOS La cuenca de los Llanos Orientales limita al Norte con Venezuela, al sur con la Serranía de la Macarena, el Arco de Vaupés y las rocas metamórficas precámbricas, al oeste con el sistema de cabalgamiento de la cordillera oriental y al oriente con las rocas precámbricas del escudo Guayana. Se ubica entre los departamentos de Meta, Arauca, Casanare, Guainía y Guaviare NORTE: se prolonga en Venezuela más allá del río Arauca. SUR: Saliente del Vaupés o Arco del Guaviare. ORIENTE: Escudo Guayanés. OCCIDENTE: Cordillera Oriental 15
  • 16. LOCALIZACION La cuenca de los llanos orientales esta localizada al es de colombia.  Sus limites geomorfologicos son:  La cuenca de barinas al norte.  La serrania de la macarena y el arcodel vaupes sur.  El seistema de fallas de guaicaramo al oeste  El escudo de guayana al este. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA La nomenclatura estratigráfica de los Llanos ha derivado del uso práctico generado por las compañías operadoras, y ha sido dominantemente de carácter litoestratigráfico con aportes de datos palinológicos y paleontológicos locales. Tres nomenclaturas asociadas a áreas específicas de operación se han usado dominantemente en los Llanos. Estas son: la nomenclatura usada por Ecopetrol en la zona sur de la cuenca (departamento del Meta Principalmente); la desarrollada por Elf-Aquitaine y posteriormente adoptada por Perenco en el área de Casanare, y la usada por Occidental en el área de Arauca. 16
  • 17. GENERALIDADES CUENCA DE LOS LLANOS ORIENTALES AREA: 96000 KM2 UBICACIÓN : ORIENTE COLOMBIANO PRODUCCION : esta cuenca produce diariamente en promedio cerca de 425 kbpd, de los cuales 187.000 son crudos pesados, 121.000 son crudos medianos y 116.000 son crudos livianos . ACEITES: varian desde 22 grados api a 42 grados API La mayor parte de gas que se comercializa proviene de :  chuchupa  ballenas PRINCIPALES CAMPOS PETROLEROS Los principales campos son : Apiay, Cusiana, Cupiagua, Caño Limon, Castilla y Rubiales 17
  • 18. Las cuencas sedimentarias productoras con mayor parte de hidrocarburos del país provienen de :  Cupiagua  Cusiana  Caño Limon  Castilla LLANOS ORIENTALES: Esta cuenca produce diariamente en promedio cerca de 425 kbpd, de los cuales 187.000 son crudos pesados, 121.000 son crudos medianos y 116.000 son crudos livianos La cuenca sedimentaria que más número de campos tiene es la de los Llanos Orientales, que cuenta con 118 campos, es decir, con el 41% de los campos activos totales del país. Por otro lado, las cuencas VIM y Cordillera Oriental son las que cuentan con menos campos activos, participando con el 1.4% y 0.3% respectivamente ROCA GENERADORA La principal roca generadora en esta área son las lutitas marino-continentales de la Formación Gachetá, localizadas por debajo del flanco oriental de la Cordillera Oriental Estas rocas poseen rangos de TOC entre 1-3% y un espesor efectivo de 150-300 pies. ROCA RESERVORIO Las arenitas de las formaciones Carbonera (C-3, C-5 y C-7) y Mirador (Paleógeno) Guadalupe y Une son excelentes almacenadoras de hidrocarburos. En la secuencia cretácica algunos intervalos arenosos son también excelentes reservorios. Su rango de porosidad varía entre el 10-30%. ROCA SELLO El sello regional de la cuenca es la Formación León. Las unidades C-2, C-4, C-6 y C-8 de la Formación Carbonera son reconocidas como sellos locales. Las lutitas cretácicas de las formaciones Gachetá y Guadalupe pueden actuar como sellos intraformacionales. MIGRACIÓN Dos pulsos de migración han sido documentados: el primero durante el Eoceno superior-Oligoceno y el segundo comenzó en el Mioceno y continúa en la actualidad. 18
  • 19. ROCA RESERVORIO Las arenitas de las formaciones Carbonera (C-3, C-5 y... CUENCA DEL CAGUAN PUTUMAYO El area comprende tres zonas generales: el area de la seccion sedimentaria del caguan, en el norte de putumayo en el sur, y el alto estructural de la macarena al nororiente. Limita al oeste con el sistema de fallas de la parte de la cordillera oriental, hacia el nororiente con los llanos orientales y al sur Con el rio caqueta. El poligono esta conformado por 17 vertices que contiene un area de 51.267.45 km2 correspondiente a la cuenca caguan putumayo, hace parte del piedemonte surorientental de la cordillera oriental incluyendo la sierra de la macarena y otras reservas naturales adscritas a los parques nacionales naturales COLUMNA ESTRATIGRAFICA 19
  • 20. GENERALIDADES CUENCA DEL CAGUAN PUTUMAYO AREA: 900 KM2 UBICACIÓN: Noroeste de Colombia PRODUCCION: Esta cuenca produce diariamente en promedio de 3.253 bpd, de los cuales 30 son crudos medianos y 3.200 son crudos livianos. En esta cuenca no hay producción contabilizada de crudos pesados. ACEITE: Varían desde 16 grados API a 52 grados API PRINCIPALES CAMPOS PETROLEROS 20
  • 21. Los principales campos son: Tibú, rio Zulia, Sardinata y Carbonera. La cuenca del Caguán – Putumayo cuenta con más de 41 campos y unas reservas 2P de 594 MBPE (IHS, 2008). La mayoría de la producción proviene de la formación Caballos, con objetivos adicionales, las areniscas deltaicas de la formación Villeta y los depósitos de la formación Pepino. Esta cuenca presenta al menos trece (13) campos descubiertos y una producción de crudo (22-42° API) desde 1933 (Govea y Aguilar, 1986). Sus reservas 2P llegan a los 636MBPE (IHS, 2008), pero parece contener un importante recurso asociado a las fracturas del basamento y a las unidades cretácicas. Adicionalmente, su baja migración vertical podría coadyuvar a un alto potencial en profundidad. Las simulaciones indican un potencial promedio de 14.435,8 MBPE. CAGUÁN-PUTUMAYO: Esta cuenca produce diariamente en promedio cerca de 24 kbpd, de los cuales 936 son crudos pesados, 20.000 son crudos medianos y 2.600 son crudos livianos. ROCA RESERVORIO Caballos, Villeta y Pepino ROCA SELLO Formaciones Villeta, Rumiyaco y Orteguaza ROCA GENERADORA Son los Shales y calizas de la formación Villeta (Govea y Aguilar, 1986). MIGRACIÓN Probablemente la migración es de oeste a este a lo largo de las areniscas de la Fm. Caballos y Villeta. Migración vertical a lo largo de fracturas y zonas de falla. Expulsión de hidrocarburos comenzó en el Mioceno tardío poco después de la formación de las mayores estructuras 21
  • 22. CUENCA SEDIMENTARIA DE LA GUAJIRA La cuenca de la guajira debido a sus condiciones geológicas solo puede presentar yacimientos de gas. Al hablar de la cuenca de la Guajira se habla también de la cuenca Guajira Marina. AREA: 12.600 km2 en tierra y 36.450 km2 en agua. UBICACIÓN: Norte de Colombia RESERVAS: Ballenas (1.5 TCF) Y Riohacha (86.5 GCF) PRINCIPALES CAMPOS: Chuchupa, Ballenas y Riohacha. LIMITES GEOGRAFICOS: Limita al norte y al oeste con el mar Caribe, al este con Venezuela; al sur con el departamento del Cesar y al suroeste con el departamento del Magdalena. 22
  • 23. COLUMNA ESTRATIGRAFIA En esta cuenca se encuentran las siguientes formaciones: Castilletes, Jimol, Uitpa, Siamaná, Macarao, Guamaralay, la Luna, Cogollo, Yurima y Palanz. La Formación La Luna es la mas importante ya que es un paquete de rocas ampliamente distribuido en el norte de Suramérica, cuyo origen -hace más de ochenta millones de años- definió el mundo energético actual, la economía de los países que encabezan el mapa suramericano y la propia existencia de Ecopetrol. Hace aproximadamente 94 millones de años se inició el depósito de la Formación La Luna, en un proceso que duró 14 millones de años. Las características fundamentales de esta unidad de rocas son su color negro o gris muy oscuro, su tamaño de grano muy fino y su abundante contenido de fósiles. Esta formación es de importancia crucial en la geología del petróleo del norte de Suramérica, pues representa una de las mayores generadoras de hidrocarburo en el planeta. La cantidad de barriles de crudo in situ probados que provienen de La Luna, excede los (2'000.000'000.000) dos millones de millones de barriles, cuyo factor de recobro varía entre 10 y 40%, dependiendo de muchos factores. 23
  • 24. GENERALIDADES DE LA CUENCA SEDIMENTARIA DE LA GUAJIRA ROCA MADRE Una gran capacidad de generación de petróleo esperada en la cuenca de la guajira debido a la formación La Luna, compuesta por sales, limonitas calcáreas y calizas. La formación La Luna ha sido identificada en el núcleo del pozo PGG 1 al este de la Depresión Cocinetas en Venezuela. El generador potencial ha sido también confirmado por las muestras del paleógeno y neógeno y con kerogeno tipo III dominante propenso a gas. ROCA RESERVORIO Los reservorios y yacimientos importantes son encontrados dentro de calizas y arenas de Siamaná, las formaciones presentes en Macarao Cocinetas 1 y los pozos de la Guajira 1 alcanzan espesores entre 200 y 300 m. ROCA SELLO Los sellos de buena calidad se encuentran en las lodolitas calcáreas aumentan cerca de la base de la formación de Siamaná con un espesor que varia entre los 300 y 1000 pies. MIGRACION En la parte terrestre de la cuenca, la mayoría de las estructuras se formaron durante los últimos tiempos del Neoceno- Paleoceno. La migración secundaria se produjo poco después de la fase superior del Neoceno después de la primera restructuración. La configuración estructural de la parte exterior podría haber mejorado la generación y migración del hidrocarburo, estas formas de migración de un origen termogénico se encuentra en las profundidades a distancia de los campos Chuchupa, Ballena y Riohacha. 24
  • 25. CUENCA SEDIMENTARIA DEL CATATUMBO La cuenca del Catatumbo se constituye en una ecorregión compartida entre Colombia y Venezuela, con una gran biodiversidad y una gran riqueza acuática constituida por los valles inundables de los ríos Catatumbo y Zulia, de mas de 5000 km2, pero a su vez con una gran problemática ambiental derivada de las aguas residuales y los residuos sólidos mal manejados y tratados que se vierten sobre el rio; así como la deforestación, los derrames de petróleo y los procesos productivos de un gran impacto negativo sobre la cuenca. GENERALIDADES DE LA CUENCA DEL CATATUMBO AREA: 9000 KM2 UBICACIÓN: Noroeste de Colombia PRODUCCION: Esta cuenca produce en promedio cerca de 3.253 bpd, de los cuales 30 son crudos medianos y 3.200 son crudos livianos. En esta cuenca no hay producción contabilizada de crudos pesados. ACEITES: varían desde 16 API a 52 API PRINCIPALES CAMPOS: Tibú, Rio Zulia, Sardinata y Carbonera. LIMITES GEOGRAFICOS: Se pueden establecer por el norte con el nacimiento del Rio intermedio en la Serranía del Perijá y Motilones, aguas abajo hasta su desembocadura en el Rio Norte, y de este Rio Norte hasta su desembocadura en el Rio de Oro. 25
  • 26. COLUMNA ESTATIGRAFIA En esta cuenca se encuentran las siguientes formaciones: Necesidad, Guayabo, León, Carbonera, Mirador, Cuervos, Barco, Catatumbo, Mitojuan, Colon, Luna, Capacho, Aguardiente, Mercedes, Tibú y Orystaline Basement. Estas formaciones son originarias en la era terciaria y secundaria. 26
  • 27. PRINCIPALES CAMPOS PETROLEROS ROCA MADRE El kerógeno de la formación La Luna es de tipo II, mientras que la formación Capacho es de tipo III. El análisis petrográfico por Ecopetrol indica altos porcentajes de betún solido en ambas formaciones. Variando entre el 5% al 60% con un promedio del 28 % de evidencia de generación y migración de hidrocarburos. La formación Capacho tiene un espesor de 180-450 m y muestra al fondo características superficiales de la plataforma del medio ambiente, el cual llega a ser disóxico hacia la parte superior. Regionalmente no es una variación significante. La formación de la Luna tiene un promedio de espesor de 60 m y calizas intercaladas con sales de la plataforma marina. Este formación varía de calcárea a calizas terrosas y un contenido clástico del 30 %, las menos calcáreas son localizadas en la parte occidental de la cuenca. 27
  • 28. ROCA GENERADORAS Cuervos, Mitojuan, La Luna y Mercedes. ROCA PRODUCTORAS Mirador, Barco y Cuervos. MIGRACION Los datos actuales de geoquímicos que incluyen caracterización de rocas dentro de la cuenca de Catatumbo, la correlación del petróleo de posible origen en el cretáceo, madurados y modelados en la historia, todos indica que la mayoría de petróleo en la subcuenca del Catatumbo estaban localizados en las sales del cretáceo y piedras de cal. Tres sistemas de migración distintos han de haber operado para llenar las trampas de la subcuenca que se desarrolló en el Mioceno- Polioceno. La reserva de petróleo en el Cretáceo representa un sistema de migración, este petróleo que migro directamente al yacimiento de la fuente del cretáceo y a lo largo de fallas que se desarrollaron en el Mioceno- polioceno. POTENCIAL PETROLÍFERO El potencial petrolífero (crudo y gas natural) de Colombia se estima en más de 47 mil millones de barriles de petróleo equivalente, distribuidos en 18 cuencas sedimentarias que abarcan un área de 1.036.400 km 2. Alrededor de 82% de esa área sedimentaria se encuentra disponible para adelantar trabajos de exploración y explotación de petróleo y gas natural. Las cuencas de mayor actividad exploratoria son: Las de los Valles Superior y Medio del Magdalena, Catatumbo, La Guajira, cordillera Oriental, Putumayo y Llanos Orientales. Los más importantes descubrimientos hechos en Colombia son los de La Cira- Infantas, en Barrancabermeja; Chuchupa, en La Guajira; Caño Limón, en Arauca; y Cusiana-Cupiagua, en Casanare. Los centros de producción petrolera se encuentran en los departamentos del Meta, Casanare, Arauca, Santander, Antioquia, Bolívar, Boyacá, Huila, Tolima, La Guajira, Putumayo y Norte de Santander. 28
  • 29. CONCLUSIONES  La geología y geomorfología de la Guajira permite que haya una gran variedad de recursos naturales renovables y no renovables como los hidrocarburos.  El Catatumbo es una región estratégicamente importante ya que posee una gran diversidad de ecosistemas y por lo tanto el manejo de esta zona debe ser adecuado para un mejor desarrollo sostenible.  En Colombia se encuentran 23 cuencas sedimentarias productoras y no productoras a lo largo del país.  La Guajira posee la formación La Luna, una de las mas importantes de la cuenca porque contiene un amplio paquete de rocas distribuido en el norte de Suramérica.  Uno de los recursos naturales mas destacados del país es el petróleo y se cuentan con yacimientos importantes en la región del Catatumbo y la Guajira.  Se afirma que el aumento de la producción nacional de crudo en los últimos años se debe principalmente a 7 cuencas sedimentarias de las 23 existentes. En lo corrido del 2009, las cuencas de Llanos Orientales y VMM han aportado alrededor del 80% de la producción total, es decir, unos 524 KBPD.  Los estudios consideran que el volumen de petróleo por descubrir en la cuenca alcanza unos 124 000 MMBP. Dos campos gigantes (Caño Limón, Rubiales), dos mayores (Apiay y Castilla), y más de ochenta campos menores han sido descubiertos en ésta región.  Las reservas potenciales estarían en 33 áreas de interés delimitadas durante el desarrollo del proyecto de crudos pesados. 29
  • 30. BIBLIOGRAFÍA www.oilproduction.net/cms/files/estadisticas http://www.anh.gov.co http://www.docentes.unal.edu.co http://www.consultorescolombianos.com http://www.anh.gov.co/media/ronda_2012/guajira http://gemini.udistrital.edu.co Carta Petrolera. Villamil, T. 2000. 91, s.l. : EMPRESA COLOMBIANA DE PETROLEOS ECOPETROL, 2000. Ciencia, Tecnologia y futuro. Ecopetrol s.a. 2007. 3, Bucaramanga : Ecopetrol, 2007, Vol. 3. GeoScienceWorld. D, A, Yurewicz. D,M, Advocate. H,B,Lo. E,A, Hernandez. 1998. 7, s.l. : American Association of Petroleum Geologist, 1998, Vol. 82. ISSN: 0149-1423. 30