1. Geologia Del Petroleo

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.



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



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.



• 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.



• 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.



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.



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).



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.



Figura 4. Kerógeno tipo I

Fuente. Origen Petrolero 1. Pdf

Figura 5. Kerógeno tipo II


• 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




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.



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.



-

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.



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.



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.



� 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).



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



• 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.



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



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



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



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



- 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



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.



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).


de los cuales 26.000 son crudos pesados, 53.000 son crudos medianos y 7.800

son crudos livianos.


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.


de los cuales 936 son crudos pesados, 20.000 son crudos medianos y 2.600 son

crudos livianos.


PRINCIPALES CAMPOS: Orito, Acae-San Miguel y Loro



Figura 23. Cuenca del Valle Superior del Magdalena

Fuente. PDF Cuencas Sedimentarias en Colombia

.

Figura 24. Cuenca del Caguán-Putumayo




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


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.


PRINCIPALES CAMPOS: Apiay, Cusiana, Cupiagua, Caño Limón, Castilla y

Redondo.



Figura 26. Cuenca de los llanos orientales.


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.



• 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



� 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



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.

1. Geologia Del Petroleo

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