1. Geologia Del Petroleo
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Especialización en Gerencia de Hidrocarburos Escuela Ingeniería Petróleos – UIS
Emiliano Ariza León ® 2011 Fundamentos en upstream y dowstream de los Hidrocarburos 4
1. GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
La geología del petróleo es una aplicación especializada de la Geología que
estudia todos los aspectos relacionados con la formación de yacimientos
petrolíferos y su prospección.
1.1 ROCAS
Roca es una masa de material sólido inorgánico u orgánico que ocurre de manera
natural y forma parte significativa de la corteza terrestre. La mayoría de las rocas
son agregados de minerales. Las rocas son los materiales estudiados por los
geólogos de campo, que diferencian un tipo de roca de otro y representan los
límites o contactos en un mapa que se denomina mapa geológico.
Existen tres grupos básicos de rocas que se diferencian por su composición
mineralógica y textura. Estos tipos de rocas son: ígneas, sedimentarias y
metamórficas.
CICLO DE ROCAS Es una representación esquemática cíclica de los tres tipos de rocas y los
procesos que llevan a su formación (Figura 1).
El MAGMA, que consiste en una masa de material fundido que existe en la
astenósfera terrestre (Capa del interior de la Tierra que se extiende
aproximadamente entre los 50 y los 150 km de profundidad, formada
principalmente por rocas plásticas parcialmente fundidas que pueden deformarse),
puede subir hasta la superficie a través de fracturas, sufriendo un proceso de
enfriamiento denominado SOLIDIFICACIÓN que genera las ROCAS ÍGNEAS tales
como la obsidiana y el basalto.
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Figura 1. Ciclo de las rocas
Los materiales sobre la superficie terrestre incluyen rocas ígneas, sedimentos y
rocas viejas de todas clases. Estos materiales son meteorizados, transportados y
acumulados en áreas subsidentes como cuerpos de SEDIMENTOS en un
proceso que se denomina SEDIMENTACIÓN. Después de la compactación y
cementación de los sedimentos, proceso que se realiza dentro de la corteza y se
denomina de manera general como LITIFICACIÓN o DIAGÉNESIS, se generan
las ROCAS SEDIMENTARIAS. A profundidades mayores en la corteza, las rocas
sedimentarias o de otro tipo sufren un proceso denominado METAMORFISMO
que ocurre a gran presión y temperatura y deforma las rocas originales generando
un tipo de roca conocido como ROCA METAMÓRFICA un ejemplo de ellas es el
mármol y la cuarcita. Cuando la presión y la temperatura sobrepasan los límites
del metamorfismo, las rocas metamórficas sufren una FUSIÓN y la posterior
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SOLIDIFICACIÓN las transforma en rocas ígneas, completándose de esta manera
este ciclo de rocas.
Las rocas sedimentarias, en las cuales se ha encontrado la mayoría de los
hidrocarburos en el mundo, provienen de la consolidación de sedimentos
formados sobre la superficie de la tierra o ambientes marinos, originados por
descomposición mecánica de fragmentos de rocas pre-existentes por efecto de
meteorización, erosión y transporte, que frecuentemente fueron depositados en
capas o estratos.
Existen varias clases de rocas sedimentarias, pero relacionadas con el
hidrocarburo se encuentran: areniscas, calizas, dolomitas y arcillas.
• Arenisca. De origen detrítico, su color es variable, contiene clastos de
tamaño arena (menores a 70 micrones). Es de grano grueso, fino o mediano,
bien redondeados, de textura detrítica o plástica. Sus partículas están unidas
entre sí por una pasta o cemento llamada matrix.
• Caliza. Compuesta mayoritariamente por carbonato de calcio, generalmente
calcita. Puede contener pequeñas cantidades de minerales como arcilla,
hematita, siderita, cuarzo, etc. Son fáciles de reconocer por ser
monominerales. Su textura puede ser clástica o no clástica. Las calizas son
orgánicas formadas por granos delgados de calcita de medios lacustres o
marinos, y bioquímicas se forman por acumulación de residuos de animales
y plantas.
• Dolomita. Es de origen químico inorgánico de textura clástica y no clástica.
Está compuesta por carbonato de magnesio, originado por el reemplazo de
los calcios en la caliza, por magnesio presentes en el agua salada. Son de
alta resistencia y poca plasticidad, al ser sometidos a grandes esfuerzos se
pueden quebrar causando la creación de grandes fracturas en el sistema.
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• Arcilla. Es una variedad de la roca sedimentaria detrítica, compuesta por
sedimentos de grano fino (menor a 2 micrones). Son formadas por la
consolidación del lodo o fango. Las arcillas son sedimentos graneados
finamente, de estructura estatificada paralela a su capa formadora. Son
rocas sello.
1.2 ORIGEN DE LOS HIDROCARBUROS.
Desde los comienzos de la explotación del petróleo (1859) científicos han
dedicado esfuerzos y aplicado tecnología en el estudio de su origen; durante
las pasadas 15 décadas recopilando información de diversos análisis e
investigaciones de los elementos y procesos que dan su origen, constitución,
características físico químicas, entre otros aspectos se han planteado dos
teorías; la orgánica y la inorgánica; aclarando que no es la verdad absoluta y
se continua con esa tarea investigativa.
• Teoría Inorgánica . En esta teoría defendida por los químicos, el
hidrocarburo se forma por reacciones químicas, señalando dos corrientes:
La primera denominada la teoría del carburo, que se fundamenta en
experimentos de laboratorio y plantea que los carburos de calcio, aluminio,
hierro y otros elementos en presencia de agua caliente producen
hidrocarburo. Presumen que en el interior de la tierra existían grandes
cantidades de estos compuestos que a grandes profundidades en presencia
de agua caliente formaban hidrocarburos líquidos y gaseosos que través de
grietas llegaban a superficie.
La segunda teoría, denominada de los carbonatos, indica que los dos
compuestos carbonato de calcio y sulfato di hidratado de calcio (CaCO3 y
CaSO4.2(H2O)), de gran abundancia en la naturaleza, son capaces de
producir hidrocarburo en presencia de agua caliente.
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• Teoría Orgánica . Esta teoría es la más aceptada por los científicos están
basadas en los residuos vegetales o animales en el proceso químico de
descomposición. Similarmente hay varias corrientes:
� La teoría vegetal : en esta teoría se dice que las plantas terrestres son
tan abundantes en las bahías cerradas, lagunas y pantanos, que
tienen todas las características para transformarse en petróleo,
teniendo en cuenta las condiciones adecuadas de deposición y
enterramiento de sus restos, bajo presión y temperatura por un tiempo
geológico necesario; también consideran las plantas diatomeas (algas
unicelulares) como fuente para la formación del hidrocarburo.
Mediante experimentos de laboratorio se ha determinado que por
destilación de carbón lignítico y bituminoso bajo presiones y
temperaturas adecuadas, se obtienen componentes equivalentes a los
del hidrocarburo.
� La teoría animal : Plantea que restos de animales fueron sepultados
por sedimentos y debido a altas temperaturas y presiones, con
presencia de bacterias se logró la descomposición y transformación de
la materia orgánica en hidrocarburos.
De todas las teorías la más aceptada es la orgánica que supone que se
originó por la descomposición de los restos de animales y algas
microscópicas acumuladas en el fondo de las lagunas y en el curso inferior
de los ríos y en lechos marinos
Esta materia orgánica se cubrió paulatinamente con capas cada vez más
gruesas de sedimentos, al abrigo de las cuales, en determinadas condiciones
de presión, temperatura y tiempo, se transformó lentamente en hidrocarburos
(compuestos formados de carbón e hidrógeno), con pequeñas cantidades de
azufre, oxígeno, nitrógeno, y trazas de metales como fierro, cromo, níquel y
vanadio, cuya mezcla constituye el petróleo crudo.
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Estas conclusiones se fundamentan en la localización de los yacimientos
petroleros, ya que todos se encuentran en terrenos sedimentarios. Además
los compuestos que forman los elementos antes mencionados son
característicos de los organismos vivientes.
El material grasoso y ceroso (kerógeno) que se deriva de la descomposición
de plantas y animales puede ser fuente de la generación de acumulaciones
petrolíferas en los estratos sedimentarios. Estratos de lutita, ricos en
kerógeno, se encuentran en muchas partes del mundo. Este aspecto apunta
a que las lutitas ciertamente pueden ser fuente principal del origen de la
formación del petróleo.
Generalmente, todas las rocas de las formaciones de los campos petroleros
contienen fósiles. Estudios de microscopía de estas rocas señalan una gran
abundancia de plancton, es decir, animales y plantas que flotan o nadan en
el mar.
La materia orgánica está compuesta de carbohidratos, proteínas, lípidos y
macerales (taninos, ligninas, resinas)
1.3 ROCA GENERADORA
A medida que las capas de sedimentos se hacen cada vez más gruesas, se
van generando pesos y presiones enormes sobre los sedimentos y
materiales orgánicos acumulados, elevando la temperatura. En este período
de compactación las bacterias atacan los materiales orgánicos atrapados
durante la acumulación. Como resultado de todos estos factores, una
transformación ocurre, produciendo sustancias ricas en hidrocarburos.
Son las rocas generadoras de hidrocarburo o rocas madre (figura 2), es decir
donde se formó el hidrocarburo. Entre ellas tenemos lutitas, marga,
carbonato y carbón.
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Figura 2. Roca Madre
Fuente. http://qiimiica2viiriirsszkawaii.blogspot.com
1.4 FORMACIÓN DEL KERÓGENO
Es la parte de materia orgánica en la roca, que es insoluble en los disolventes orgánicos
normales; su insolubilidad se debe al largo tamaño molecular. Existen diferentes tipos de
kerógeno con distinto potencial de generación de petróleo
La M.O (materia orgánica) dispersa en el sedimento se degrada progresivamente,
pasando de biopolíperos a geopolímeros (kerógeno) a través del fraccionamiento,
destrucción parcial y reagrupamiento de los componentes elementales de las
macromoléculas.
El kerogeno teniendo en cuenta la composición elemental del mismo, es decir el % de C,
H y O se clasifica en tres tipos: Tipo I, Tipo II y Tipo III (Figura 3).
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Figura 3. Diagrama de VanKrevelen (Tipos de Kerógeno)
Fuente: blogpetrolero.blogspot
• Kerógeno Tipo I : se caracteriza por tener un alto contenido inicial de
hidrógeno y bajo de oxigeno. Este tipo de kerógeno tiene un predominio de
lípidos debido principalmente a la acumulación selectiva de materia de
algas. Es relativamente raro y es especialmente común en ambientes
lacustres de agua dulce (estratificados) o hipersalinos (Figura 4). Tiene un
alto potencial genético de aceite.
• Kerógeno tipo II . Es el más frecuente en muchas rocas generadoras del
mundo. En general posee altos contenidos de hidrógenos y bajos
contenidos de oxígeno. Este tipo de kerógeno normalmente se relaciona
con sedimentos marinos (Figura 5) donde ocurre la mezcla de materia
orgánica derivada de fitoplancton, zooplancton y bacterias material rico en
lípidos. Poseen un alto potencial para aceite.
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Figura 4. Kerógeno tipo I
Fuente. Origen Petrolero 1. Pdf
Figura 5. Kerógeno tipo II
Fuente. Origen Petrolero 1. Pdf
• Kerógeno Tipo III . Se refiere a aquel que posee un bajo contenido de hidrógeno
y alto contenido de oxígeno. Este tipo de kerógeno normalmente se asocia a
materia orgánica derivada de plantas mayores continentales acumuladas en
ambientes no marinos, principalmente deltaicos (Figura 6) y es comparativamente
el menos favorable para la generación de petróleo, pero puede generar
cantidades suficientes de gas.
Figura 6. Kerógeno tipo II
Fuente. Origen Petrolero 1. Pdf
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1.4.1 Evolución del kerógeno a hidrocarburos
La transformación de materia orgánica de hidrocarburos se lleva a cabo por una
serie de procesos físico-químicos que involucran reacciones regidas por factores
tales como la temperatura, el tiempo y la profundidad de enterramiento; lo cual se
conoce como maduración térmica, es decir se produce una destilación natural de
la materia orgánica.
La evolución comprende tres etapas:
• Etapa de diagénesis : Se refiere a todos los cambios químicos, físicos y
biológicos que experimenta la materia orgánica durante y después de la
sedimentación, pero antes de alcanzar las temperaturas de enterramiento
del orden de 60 ºC. Se caracteriza por pérdida de oxigeno; es un estado
inmaduro donde se forma CO2, agua, algo de metano y compuesto
pesados. La calidad de la materia orgánica formada en esta etapa
determina el potencial petrolero de la roca.
• Etapa de Catagénesis : Marcada por la pérdida de hidrógeno y oxigeno.
Principalmente se produce aceite y ocurre rompimiento (cracking)
produciendo gas húmedo compuesto de metano (con incremento abrupto),
etano y propano. Se considera un estado maduro en donde las
temperaturas están entre 60 y 150 ºC.
• Etapa de Metagénesis : Corresponde a la zona de formación de gas seco
(mas del 98% metano) a partir del kerógeno remanente y del aceite ya
formado. La temperatura en esta etapa está aproximadamente entre 150 y
200 ºC y se considera un estado de metamorfismo.
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En conclusión se puede decir que por encima de 160 ºC no existe crudo, es
decir a escala de tiempo geológico los yacimientos no se encuentran a
profundidades superiores a donde se alcanza esta temperatura.
1.5 MIGRACIÓN DE HIDROCARBUROS
La migración del petróleo (Figura 7) es el desplazamiento de los hidrocarburos
desde las rocas madre a través de formaciones porosas y permeables hasta los
almacenes (roca almacén), y posteriormente hasta las trampas, donde quedarán
atrapados.
La mayoría de los hidrocarburos se hallan en rocas porosas de grano grueso y
permeable, con poco o nada de materia orgánica insoluble. Es improbable que el
crudo hallado en estas rocas se pudiera originar allí puesto que no hay señales de
materia orgánica sólida. Por lo tanto, la mayoría de yacimientos de hidrocarburos
son trampas para la migración de éstos.
La migración primaria (expulsión) Es el desplazamiento de los hidrocarburos
desde la roca madre hasta los niveles de rocas porosas y permeables que los
transportan a otros puntos denominados capas de transporte y se puede dar por
varios mecanismos:
- Expulsión de los hidrocarburos en solución ac uosa: A medida que
ocurre el enterramiento de la roca madre, el tamaño de los poros se reduce
y expulsa el agua que arrastra minúsculas gotas de petróleo recién
formado.
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-
Roca impermeable
Arena
Shale
Aceite
Caliza
Roca Madre
Migración PrimariaMigración Secundaria
Figura 7. Migración de Hidrocarburos
Fuente. Geology & Geophysics in Oil Exploration.2010
- Expulsión del petróleo en solución gaseosa: Se emite gas a presión que
arrastra al petróleo.
- Expulsión del petróleo como fase libre: Cuando la roca madre genera
suficientes hidrocarburos y hay compactación el petróleo que es más liviano
que el agua se movilizará más fácilmente.
La migración secundaria ocurre en capas que tienen porosidad y permeabilidad
(roca almacén) en donde el petróleo continúa moviéndose hasta encontrar una
barrera o trampa que lo detenga o llega a superficie. Cuando queda atrapado en
trampas se puede extraer comercialmente. El movimiento ocurre por la presión
que se genera dentro de los poros y por la flotabilidad (el petróleo es menos denso
que el agua). También puede ocurrir la migración a través de fracturas naturales.
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1.6 ROCA ALMACÉN
Es la roca que puede contener petróleo y/o gas en espacios vacíos dentro de la
misma, denominados poros (Figura 8). Su porosidad es tal que puede albergar
volúmenes importantes de hidrocarburos; esta roca debe tener una buena
permeabilidad (comunicación entre poros). Las principales rocas almacén son las
areniscas y calizas. Las rocas almacén en donde se ha encontrado la mayor
cantidad de petróleo corresponden al periodo Terciario (58 %) de la era Cenozoica
(inferior a 66 millones de años), el 18% al periodo al cretáceo (66 - 144 millones de
años), el restante en la era paleozoica.
Figura 8. Roca almacén
.
1.7 ROCA SELLO
Es aquel tipo de roca plástica que actúa como barrera al escape del petróleo
dentro del reservorio o yacimiento (Figura 9), generalmente se presenta en lutitas
aunque también se pueden encontrar en evaporita (sal) y carbonato (como piedra
caliza y dolomita). En ocasiones el sello lo constituye una anomalía estructural o
estratigráfica como fallas o discordancias entre otras.
Su porosidad y permeabilidad es tan baja que la presión de flotabilidad de los
hidrocarburos no puede producir la invasión de sus espacios porales, y por lo tanto
inhiben la migración secundaria a través de los mismos.
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Figura 9. Roca Sello
Fuente: http://curiosidadesingenieriageologica.blogspot.com/
1.8 TRAMPA
Una trampa es un obstáculo en el subsuelo que impide la migración del petróleo a
la superficie, y origina por tanto, acumulaciones locales de petróleo
Es una estructura o medio rocoso que permite que los fluidos se “almacenen” y
concentren en una zona, pueden ser de tipo estructural, estratigráfico o mixto,
pueden contener petróleo, gas o combinación de ambos.
Deben de estar selladas por rocas impermeables que permiten prevenir la
migración continua de hidrocarburos.
Son producidas por una variedad de condiciones geológicas, como: plegamientos,
intrusiones, fallas, depositación y erosión.
1.8.1 Clasificación de trampas
Teniendo en cuenta sus características y los eventos geológicos que contribuyen a
la formación de las estructuras favorables para la acumulación se divide en dos
grandes grupos; Trampas estructurales y trampas estratigráficas.
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� Trampas Estructurales . Son formadas por procesos tectónicos,
gravitacionales y de compactación que sufren los estratos rocosos dentro de la
corteza terrestre. Los movimientos son causados por tensiones y compresiones
horizontales, movimientos verticales y compactación diferencial ocasionando
plegamientos, inclinaciones y fallamientos en las formaciones de roca
sedimentarias.
Las trampas estructurales a la vez pueden ser por fallas, por domo salino por
truncarían o pliegue (Figura 10).
Figura 10. Clasificación Trampas Estructurales
Fuente. http://blog-petrolero.blogspot.com
• Trampa de Pliegues : Deformaciones onduladas con forma de cresta y
seno. La más común es el anticlinal (Figura 11).
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Figura 11. Trampa por pliegue
• Domos salinos (Figura 12.). Es una masa de sal casi vertical, que
atraviesa las rocas hasta las superficies desde una capa profunda con gran
fuerza y al hacerlo, perforan y deforman las capas sedimentarias
superiores, creando así condiciones favorables para el entrampamiento del
petróleo. La sal es impermeable al petróleo y al gas. El ascenso del diapiro
deforma las capas intruidas elevándolas a su alrededor formando una
estructura anticlinal.
Figura 12. Domo Salino
Fuente. http://www.alipso.com
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• Trampa por falla . Los fallamientos de rocas estratificadas ocurren como un
resultado de esfuerzos verticales y horizontales. En un punto las capas de
roca se fracturan, permitiendo que las caras de los estratos se deslicen una
con respecto a la otra a lo largo del plano de falla (Figura 13),
compensándose de esta manera los esfuerzos. La trampa se crea cuando
las formaciones falladas se deslizan una sobre la otra, quedando
enfrentada una formación porosa y permeable contra otra no permeable.
Figura 13. Trampa por falla
Fuente. Geology & Geophysics in Oil Exploration.2010
� Trampas Estratigráficas . Se denominan así a aquellas que son el
resultado de una variación horizontal de la litología de la roca reservorio
o de una ruptura en su continuidad (lentes) Figura 14, a las que resultan
cuando la capa que contiene el yacimiento es sellada por otras capas
(inconformidades) figura 15.
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Figura 14. Trampa Estratigráfica tipo lente
Fuente. http://webdelprofesor.ula.ve/ingenieria
Figura 15. Trampas Estratigráfica por discordancia
Fuente. http://www.eve.es/web/Documentacion/Infografias/Extraccion-de-
hidrocarburos/Extraccion-de-hidrocarburos-A.aspx
Trampas Combinadas . Se presentan por la unión de dos o más tipos de trampas
(Figura 16).
Figura 16. Trampas Combinadas.
Fuente. www.monografias.com/.../cuadun/Image494.gif
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1.9 CUENCAS.
Una cuenca sedimentaria (Figura 17) es una acumulación importante de
sedimentos producto de la erosión de la superficie de la Tierra. Se suele hablar de
cuenca sedimentaria cuando el espesor de sedimento es al menos de unos
cientos de metros y tiene una extensión de algunas decenas de kilómetros
cuadrados o más. La formación de una cuenca sedimentaria requiere una fuente
de sedimentos importante que tiene una característica física, química y biológica y
un lugar que favorezca la deposición de los sedimentos. Se caracteriza por que
tiene hundimiento progresivo.
La importancia de las cuencas sedimentarias es que en ellas ocurren las
condiciones ideales para la maduración de hidrocarburos. Desde el punto de vista
científico es que la estructura y edad del relleno sedimentario de las cuencas
constituyen el mejor registro de eventos de deformación tectónica y de otros
procesos geológicos.
Se clasifican en cuencas continentales, marinas y deltaicas o de transición.
Figura 17. Cuenca Sedimentaria
Fuente. http://es.wikipedia.org/wiki/Cuenca_sedimentaria
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Los estratos, capas en las que se disponen las rocas sedimentarias (Figura 18), se
forman por acumulación, compactación y cementación de sedimentos. Esta
acumulación se produce en zonas determinadas, las llamadas cuencas
sedimentarias. El fondo del mar, las orillas de ríos en su curso bajo, etc., son
ejemplos de lugares donde se acumulan sedimentos y se forman rocas
sedimentarias.
El análisis de los estratos, de su composición rocosa, contenido en fósiles,
disposición, etc., proporciona valiosos datos sobre el pasado de la Tierra. El
estudio de los estratos se llama estratigrafía.
Figura 18. Los estratos registro del pasado Fuente. oldearth.files.wordpress.com/.../estratos1.jpg
1.9.1 Principales Cuencas Colombianas (Figura 19)
1. Amagá
2. Caguán-Putumayo
3. Catatumbo
4. Cauca-Patía
5. Cesar-Ranchería
6. Chocó
7. Chocó Marino
8. Colombia
9. Pacifico Marino
10. Cordillera Oriental
11. Llanos Orientales
12. Guajira
13. Guajira Marino
14. Los Cayos
15. Valle inferior del Magdalena
16. Valle Medio del Magdalena
17. Sinú-San Jacinto
18. Sinú Marino
19. Tumaco
20. Tumaco Marino
21. Valle superior del
Magdalena
22. Urabá
23. Vaupés-Amazonas
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Figura 19. Cuencas Sedimentarias en Colombia
Fuente. http://www.anh.gov.co
1.9.2 Cuencas Sedimentarias No Productoras
- Cuenca de Amagá
- Cuenca Cauca-Patía
- Cuenca Cesar-Ranchería
- Cuenca del Chocó.
- Cuenca Chocó Marino
- Cuenca Colombia
- Cuenca del Pacífico Colombiano Profunda
- Cuenca los Cayos
- Cuenca Sinú-San Jacinto
- Cuenca Sinú Marino
- Cuenca Tumaco
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- Cuenca Tumaco Marino
- Cuenca de Urabá
- Cuenca Vaupés-Amazonas.
- Cordillera oriental
1.9.3 Cuencas Sedimentarias Productoras.
La mayor parte de hidrocarburos del país proviene de la cuenca de los llanos
orientales en donde se encuentran entre otros los campos de Cupiagua, Cusiana,
Caño limón y castilla.
La mayor parte de gas que se comercializa proviene de: cuenca de la Guajira,
Chuchupa y Ballenas. En las figuras 20 a 26 se presenta la ubicación de las
cuencas productoras de hidrocarburos en Colombia.
1.9.3.1 Cuenca de la Guajira.
La cuenca de la Guajira debido a sus condiciones geológicas solo puede presentar
yacimientos de gas. Al hablar de la cuenca productora la guajira se refiere a las
dos cuencas; Guajira y Guajira marina.
ÁREA: 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
.
Figura 20. Cuenca de la Guajira
Fuente. PDF Cuencas Sedimentarias en Colombia 1.9.3.2 Cuenca del Valle inferior del Magdalena
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ÁREA: 41,600 km2
UBICACIÓN: Noroeste de Colombia
PRODUCCION: Esta cuenca produce diariamente en promedio cerca de 458 bpd,
de los cuales 70 son crudos pesados, 10 son crudos medianos y 378 son crudos
livianos.
ACEITES: Varían desde 30 ºAPI a 52 ºAPI.
PRINCIPALES CAMPOS: Cicuco y el Difícil.
. Figura 21. Cuenca del Valle inferior del Magdalena Fuente. PDF Cuencas Sedimentarias en Colombia
1.9.3.3 Cuenca del Valle medio del Magdalena
UBICACION: Entre cordilleras Central y Oriental, limitado por las Fallas de
Bucaramanga y de Cambao.
PRODUCCION: Esta cuenca produce diariamente en promedio cerca de 99 kbpd,
de los cuales 65.000 son crudos pesados, 32.000 son crudos medianos y 1.600
son crudos livianos.
ACEITES: Varían desde 14.1 ºAPI a 40 ºAPI.
PRINCIPALES CAMPOS : La Cira Infantas, La Salina, Aguas blancas, Colorado,
Conde, Cristalina, Lisama, Llanito, Peñas Blancas, Casabe, Yarigui-Cantagallo,
Palagua, Opón. Entre otros.
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Figura 22. Cuenca del Valle Medio del Magdalena. Fuente. PDF Cuencas Sedimentarias en Colombia
1.9.3.4 Cuenca del Valle superior del Magdalena
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 kbpd,
de los cuales 26.000 son crudos pesados, 53.000 son crudos medianos y 7.800
son crudos livianos.
ACEITES: Varían desde 20 ºAPI a 27 ºAPI.
PRINCIPALES CAMPOS: Tello, Ortega, San Francisco, Yaguará, Rio Ceibas y
Matachín.
1.9.3.5 Cuenca del Caguán-Putumayo
UBICACIÓN: La cuenca comprende los departamentos de Meta, Caqueta y
Putumayo.
PRODUCCION: 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.
ACEITES: Varían desde 28 ºAPI a 40 ºAPI.
PRINCIPALES CAMPOS: Orito, Acae-San Miguel y Loro
Especialización en Gerencia de Hidrocarburos Escuela Ingeniería Petróleos – UIS
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Figura 23. Cuenca del Valle Superior del Magdalena
Fuente. PDF Cuencas Sedimentarias en Colombia
.
Figura 24. Cuenca del Caguán-Putumayo
Fuente. PDF Cuencas Sedimentarias en Colombia
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1.9.3.6 Cuenca del Catatumbo.
UBICACIÓN: Noroeste de Colombia
PRODUCCION: Esta cuenca produce diariamente 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 16ºAPI a 52 ºAPI.
PRINCIPALES CAMPOS: Tibu, Rio Zulia, Sardinata y Carbonera.
Figura 25. Cuenca del Catatumbo
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1.9.3.7 Cuenca de los Llanos orientales
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: Varían desde 22 ºAPI a 42 ºAPI.
PRINCIPALES CAMPOS: Apiay, Cusiana, Cupiagua, Caño Limón, Castilla y
Redondo.
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Figura 26. Cuenca de los llanos orientales.
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1.10 METODOS DE EXPLORACIÓN
Cuando se habla del término exploración se hace referencia a la búsqueda de
nuevos yacimientos de hidrocarburo.
Las técnicas empleadas para la exploración petrolera es muy variable, sin
embargo las más utilizadas en la actualidad son los métodos geológicos y
geofísicos, ambos métodos tiene por objeto localizar estructuras geológicas
favorables a la acumulación de petróleo y/o gas.
• Exploración mediante imágenes : Pueden ser fotografías aéreas,
imágenes satelitales o de radar. Mediante estos métodos se determina las
características de una zona determinada tales como Vegetación, topografía,
corrientes de agua, tipos de roca, fallas geológicas, anomalías térmicas.
• Exploración Geológica de superficie : Es de gran utilidad cuando las
rocas del subsuelo salen a la superficie. Se hacen estudios de
afloramientos, mediciones de direcciones o rumbos en las inclinaciones de
las capas que le darán un idea acerca de las estructuras presentes
pudieron haber constituido trampas o sitios propicios para que una
acumulación de petróleo se conservara.
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• Exploración Geofísica : se emplean con mayor frecuencia en las zonas
donde el afloramiento de las rocas del subsuelo no existe o es muy
deficiente, como sucede en los mares o en los desiertos. La prospección
geofísica es el arte de buscar depósitos ocultos de hidrocarburos,
efectuando mediciones desde la superficie del suelo, o desde el aire.
� Gravimetría. Se usa un instrumento llamado gravímetro (figura 27), que
se usa a gran escala; la unidad gravimétrica es el GAL en honor a
Galileo y sus unidades son de cm/seg2 .El objetivo principal de los
estudios de gravimetría es medir la atracción gravitacional que ejerce la
Tierra sobre un cuerpo de masa determinada. El instrumento consta de
una masa metálica que, suspendida de un resorte muy sensible, registra
la elongación del resorte debido a la atracción producida por lo denso de
la masa de las rocas subterráneas, como cada tipo de roca tiene su
densidad entonces las medidas varían dentro de un área de exploración.
Los valores obtenidos en cada estación son registrados en un mapa de
la zona y posteriormente analizados.
Figura 27. Gravímetro
Fuente. http://materias.fi.uba.ar/6756/Clase_Exploracion1C07.pdf
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� Magnetometría (Figura 28). Se funda en que el campo magnético
terrestre varía con la latitud, pero también varía en forma irregular debido
a las diferentes propiedades magnéticas de las rocas.
El método consiste en ir tomando cuidadosas lecturas en el área a explorar, que
luego son llevadas a un mapa de la región y analizadas por el geofísico para
verificar si existe suficiente variación en las lecturas para indicar la existencia de
una estructura. La unidad de medida magnética es el Gauss.
.
Figura 28. Magnetometría
Fuente. http://materias.fi.uba.ar/6756/Clase_Exploracion1C07.pdf
� Sísmica . Determina las velocidades de propagación de ondas sísmicas,
generadas en el subsuelo por una explosión con dinamita o por vibración,
las cuales son reflejadas y detectadas en la superficie por geófonos. En el
mar se denominan hidrófonos y como fuente sísmica se utilizan cañones de
aire.
En la superficie se cubre cierta área con dichos aparatos, los cuales están unidos
por cables entre si y conectados a una estación receptora, la cual envía la
información a un computador y mediante un programa se va dibujando el interior
de la tierra; pudiendo determinar de esta manera la posición de los estratos, su
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profundidad, al igual que anticlinales y fallas favorables a la acumulación de
hidrocarburos. La relación velocidad-tiempo-profundidad es interpretada para
deducir de la malla de líneas levantadas sobre el terreno las correlaciones
obtenidas de las secciones y finalmente producir mapas del subsuelo.
Se puede tomar sísmica 2D (planos) y mediante un enmallado de medidas llegar a
interpretación de estructuras (Figura 29). La nueva tecnología permite tomar
sísmica 3D (un cubo) lo cual da gran resolución e interpretación más confiable.
Figura 29. Sísmica 2D costa afuera Fuente. El pozo ilustrado.
• Exploración profunda : Para comprobar la existencia de hidrocarburos se
debe recurrir a la perforación de pozos exploratorios que consiste en
atravesar las diferentes capas de la tierra de donde se obtienen muestras
de roca (ripios o corazones) para ser analizados por expertos para
encontrar evidencias de hidrocarburos y fósiles entre otros. Con estos
estudios se determina la composición química, mineralógica y contenido
fosilífero de las muestras, para asignarles origen y edad.
También se toman registros (especie de radiografías) de las diferentes
capas atravesadas utilizando principios físicos tales como la electricidad,
sonido y rayos gamma.