Cuenca Del Valle Medio Del Magdalena

CUENCA DEL VALLE MEDIO DEL MAGDALENA PRESENTADO POR: LORENA LOPEZ MORALES KAREN GOMEZ CORONADO

UBICACIÓN DE LA CUENCA

UBICACIÓN EN COLOMBIA

UBICACIÓN CON RESPECTO A TODAS LAS CUENCAS

UBICACION Esta limitado por los sistemas de fallas de Salinas al Occidente, Bucaramanga al oriente, Ibague al sur y Bucaramanga al norte en cercanías a la población del Banco El bloque es atravesado por el oleoducto BarrancabermejaAyacucho y se encuentra cerca a la principal refinería del país (Barrancabermeja) y a las estaciones de bombeo (Galán y Ayacucho).

GENERALIDADES DE LA CUENCA

GENERALIDADES DE LA CUENCA AREA TOTAL DE LA CUENCA

32.100 Km2

AREA DE OPERACIÓN DIRECTA DE ECOPETROL

8.680Km2

RESERVAS DESCUBIERTAS DE ACEITE

2.219MBP

RESERVAS REMANENTES DE ACEITE

248 MBP

RESERVAS DESCUBIERTAS DE GAS

2.504 GPCS

POTENCIAL REMANENTE DE HIDROCARBUROS

8000 MBPE

POZOS A-3 PERFORADOS

296

KILOMETROS DE SISMICA ADQUIRIDOS

23.250 Km2

CAMPOS DESCUBIERTOS

38

RELACION CAMPOS/POZOS A-3

12.84%

ESPECIFICACIONES • Tipo de cuenca: Poli-Historica, apertura de rift/Antepais fracturado. • Campos descubiertos: 41 • Area:3.294.942 Ha • Pozos: 296 • Reservas de gas recuperadas (GPC): 2,5 • Espesor promedio reservorio (ft): 163-500 • Porosidad: 12-25%. • TOC=4%. 2-6% • Kerogeno tipo II • El potencial exploratorio de la cuenca se estima entre 8.000 MBP (alto) y 600 MBP (Bajo). LA FORMACION LA LUNA ES LA UNIDAD CON EL MEJOR POTENCIAL DE GENERACIÓN DE HIDROCARBUROS.

DESCUBRIMIENTO DE HIDROCARBUROS

HISTORIA DE PERFORACION

CAMPOS MAS IMPORTANTES • • • • • • • •

La cira infantas La salina Aguas blancas Colorado, conde Cristalina Lisama Llanito Peñas blancas

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Casabe Yarigui-cantagallo Palagua Opon. Gala Provincia Nutria Teca

• • • • • •

LA CIRA ECOPETROL SANTANDER CASABE ECOPETROL ANTIOQUIA YARIGUI-CANTAGALLO ECOPETROL BOLIVAR JAZMIN MANSAROVAR ENERGY COLOMBIA LTDA BOYACA GIRASOL MANSAROVAR ENERGY COLOMBIA LTDA BOYACA MORICHE MANSAROVAR ENERGY COLOMBIA LTDA BOYACA • PALAGUA ECOPETROL BOYACA • INFANTAS ECOPETROL SANTANDER

MAPA DE ISOGRAVEDADES

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

PROCESOS SEDIMENTARIOS

Resulta de la fragmentación de una ancestral cuenca de antepais asociada a la Cordillera Central y ahora al levantamiento por inversión tectónica de la Cordillera Oriental. La deformación y configuración de trampas de petróleo se ha producido al menos desde el Eoceno en la Cuenca Valle Medio del Magdalena de Colombia.

CRONOLOGIA DEL RELLENO SEDIMENTARIO DE LA VMM Entre el Triásico tardío y Jurásico medio las formaciones Jordán y Girón de la Cordillera Oriental, y Norean, Saldaña y Payandé, de la Cordillera Central fueron acumuladas durante un evento de rifting junto a volcanismo explosivo y depositación asociada a fallamiento normal.

Las anteriores unidades están cubiertas de sedimentos aluviales como arenitas, conglomerados cuarzosos, limolitas y arenitas rojas, y rocas piroclásticas y efusivas como tobas y riolitas. En la Cordillera Central, estas unidades fueron intruídas por cuerpos granitoides de magmatismo calcoalcalino durante el Jurásico Medio.

Las fallas normales de estas cuencas distensionales se reactivaron como fallas inversas durante el Cenozoico por deformación compresiva asociada con la inversión tectónica de la Cordillera Oriental.

En el Cretácico temprano, una rápida subsidencia asociada al rifting condujo a la depositación de potentes secuencias de rocas sedimentarias marinas, principalmente lodolitas, calizas y arenitas. Posteriormente, la subsidencia postrift facilitó la acumulación de calizas en el Cretácico temprano y cuarzoarenitas, shales, calizas, rocas de chert y algunas fosforitas en el Cretácico tardío.

Durante el Maastrichtiano a Paleoceno, un evento de deformación compresiva asociada a acreción oblicua de corteza oceánica de la actual COcc, propagó la deformación hacia el norte y produjo acortamiento y levantamiento de la Cordillera Central. En el área del SNM, contiene sedimento producto del inicio de dicho levantamiento y registra el cambio de ambiente de acumulación marino a continental.

• El anterior evento compresivo estableció un estilo estructural predominantemente de cabalgamientos con vergencia al oriente y condujo a la formación de una extensa cuenca de antepais asociada a la Cordillera Central. • En el Eoceno temprano como producto de los eventos de levantamiento y erosión, se depositan la Formación La Paz del Eoceno Medio y la Formación Esmeraldas del Eoceno tardío – Oligoceno temprano y formaciones Mugrosa y Colorado

GEOLOGIA DEL PETROLEO

• 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 kerógeno es de tipo II, el TOC oscila entre 1 y 6%, y la reflectancia de vitrinita (Ro) es de 1,1 – 1,2 %.

FORMACION LA LUNA, TIPO DE KEROGENO

• 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.

• Roca Sello Las lutitas marinas de las formaciones Simití y Umir representan los sellos de los potenciales reservorios cretácicos. En contraste, las arcillolitas plásticas continentales de las formaciones Esmeraldas y Colorado constituyen los sellos para los reservorios cenozoicos.

FORMACION TAMBOR La formación tambor está constituida por areniscas conglomeráticas, lodolitas rojo grisáceas y cuarzoareniscas gris amarillentas con estratificación cruzada; La edad de la formación ha sido considerada

FORMACION ROSA BLANCA La formación Rosa Blanca fue inicialmente descrita en La formación Rosa Blanca consta de calizas con oolitos y ostrácodos y dolomias, hacia la parte superior de la formación, contiene areniscas con intercalaciones de lodolitas calcáreas. La edad de la formación Rosa Blanca ha sido Considerada del Hauteriviano- Barremiano y el contacto con la formación Los Santos es concordante y gradacional.

FALLAS

FALLA LA SALINA La falla La Salina se ubica en el departamento de Santander, en una región de alta sismicidad y es definida como de tipo inversa. En general, no presenta claras evidencias morfológicas ni de actividad reciente, presenta un trazo sinuoso con direccion preferencial S-N. La Salina, corresponde a un sistema de fallas de tipo inverso con componente de rumbo dextrolateral, que pone en contacto rocas de la formacion Umir del Cretaceo Superior con otras del Terciario (shales de la Fm. Lisama, Grupos Chorro, Chuspas y Real), produciendo el hundimiento del valle medio del Magdalena, limitandolo en su borde oriental.

FALLA DE CAMBAO

FALLA DE BUCARAMANGA

TRAMPAS 1) 2)

3)

4) 5)

Estructuras anticlinales asociadas a fallas inversas y normales reactivadas por la tectónica andina. Pliegues extensos que involucren grandes espesores de roca, asociados a fallas. Las variaciones laterales de facies o la presencia de fallas en la secuencia Cenozoica, se pueden asociar con barreras de permeabilidad. Cierres dependientes de falla. Trampas en el lado bajo de las fallas sellantes

PROCESO DE SEDIMENTACION

ESQUEMA ESTRUCTURAL

INFORMACION ESTRUCTURAL Se comporta como una cuenca intracordillerana, basculada hacia el oriente, con tendencia monoclinal, disturbada por algunos pliegue y fallas. Ocupa una depresión estructural que ha sido considerada por algunos como semigraben basculado hacia el E donde limita con fallas inversas como la Falla La Salina.

SECCIONES SISMICAS

PROSPECCION SISMICA

PROSPECCION SISMICA 2D

PROSPECCION SISMICA 3D

Los resultados de la sísmica reciente (Regional Transandina, ANH2006) sugieren importantes yacimientos en profundidad (rocas prepaleogenas 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

PROSPERIDAD • La Cuenca Valle Medio del Magdalena es la más explorada de Colombia y es aún una de las áreas más prolíficas. 51 campos de petróleo han sido descubiertos en sedimentos cenozoicos. Sin embargo, quedan aún por explorar los objetivos cretácicos en carbonatos. Así mismo, las trampas de carácter estratigráfico del Mioceno superior-Eoceno como son los sobrelapamientos, los valles de incisión y las truncaciones podrían representar un importante objetivo exploratorio. • El potencial exploratorio de la Cuenca Valle Medio del Magdalena se estima entre 8000 MBP (alto) y 600 MBP (bajo).

ULTIMAS NOTICIAS • Canacol Energy ha confirmado petróleo en la formación somera convencional Lisama del pozo de exploración Mono Araña ubicado en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena. • · El pozo ha sido perforado a una profundidad medida de 9,296 pies y actualmente se está realizando un revestimiento intermedio, antes de seguir perforando hacia la profundidad total planeada de aproximadamente 12,500 pies.

CAMPO CIRA-INFANTAS • Ubicado en el Magdalena Medio y con una producción acumulada cercana a los 800 millones de barriles desde su descubrimiento • RESERVA ORIGINALL IN SITU=3500 Millones de barriles • RF=20% Posibilidades materiales de incremento de reservas y producción, mediante la incorporación de tecnologías de recobro mejorado, tales como inyección de agua, gas, vapor, drenaje gravitacional y perforación horizontal y radial.

• Etapa de agotamiento, con cerca de 5.500 barriles por día • En los 60, el campo bordeó los 60.000 barriles por día.

FORMACION PRODUCTORA COLORADO

BIBLIOGRAFIA Paginas oficiales de: • ECOPETROL • ANH • ACIPET • Ministerio de minas y energía • lohenergy.com.co Demas paginas: • http://www.docentes.unal.edu.co/cavargasj/docs/Nuevos_Ap ortes_al_Conocimiento_sobre_Potencial_Hidrocaburifero_de_ Colombia.pdf • http://lohenergy.com.co/index.php/es/cuenca-valle-mediomagdalena • http://www.ecopetrol.com.co/especiales/carta_petrolera108/ rev_produccion2.htm • http://www.agendapetrohidrica.com/tag/cuenca-del-vallemedio-del-magdalena/