Universidad Pedagógica y Tecnológica de ColombiaIngeniería Geológica Seccional Sogamoso CUENCA VALLE MEDIO DEL MAGDALENA EI VMM (Valle Medio del Magdalena) se localiza entre las Cordilleras Central y Oriental, y está limitado al norte par la Falla de Bucaramanga, en cercanías de la población de EI Banco, y al sur por la Falla de Cambao, en inmediaciones de Jerusalén, EI VMM cubre un área de 34.000 kilómetros cuadrados; su altitud, a nivel del Rio Magdalena, fluctúa entre 150 m y 50 m.s.n.m. aproximadamente. EI VMM es bien estrecho al norte y sur de Honda, pero se ensancha bastante entre La Dorada y EI Banco. 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).LOH Energy Colombia es operadora del Bloque Valle Magdalena Medio 4 y Bloque Valle Magdalena Medio 15. Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia Ingeniería Geológica Seccional Sogamoso 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). 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. Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia Ingeniería Geológica Seccional Sogamoso * ROCA GENERADORA Las principales rocas fuente en la cuenca fueron depositadas durante dos eventos anóxicos globales y corresponden a las Calizas y Lutítas 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 está en contacto con la discordancia del Eoceno. * 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 Lutítas 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 cabalgamiento 2. Estructuras dúplex de cabalgamiento con cierre independiente 3. Cierres dependientes de falla 4. Trampas en el lado bajo de las fallas sellantes Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia Ingeniería Geológica Seccional Sogamoso COLUMNA ESTRATIGRÁFICA Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia Ingeniería Geológica Seccional Sogamoso Desde el punto de vista geológico, se trata de una cuenca intracordillerana basculada hacia el oriente, con tendencia homoclinal (Figs. 12 y 13), perturbada por algunos pliegues y fallas). EI espesor de sedimentos promedio es de 8.500 m. La nomenclatura estratigráfica que se usa comúnmente el sector meridional del VMM, es decir en la subcuenca de Honda, es la misma usada para el VSM (Valle Superior del Magdalena). Sin embargo en los tercios central y septentrional, aparecen unidades estratigráficas bien diferentes de las conocidas en el VSM, y que exigen par 10 tanto una nomenclatura aparte, según se muestra en la Fig. 4. ESTRUCTURA EI VMM constituye una depresión tectónica asimétrica con dos márgenes bien diferentes. Así, al occidente se tiene un borde pasivo, instalado en parte sobre materiales de la Cordillera Central, y que se caracteriza por una geometría monoclinal, con notables truncaciones de las formaciones cretácicas, que desaparecen en dirección a la cordillera bajo un progresivo recubrimiento ("onlap") de los sedimentos terciarios, que buzan preferencialmente hacia el oriente, pero con algunas interrupciones causadas por flexuras y fallas. Por el contrario, hacia la Cordillera Oriental la deformación se incrementa de manera continua y se pasa a un complicado margen compresional. Visto en detalle, el VMM exhibe cuatro importantes grupos de estructuras (v. Fig. 6 Y Tabla 2): 1. Unas serie de pares anticlinal-sinclinal, asimétricos y en-echelon a lo largo del borde occidental de la Cordillera Oriental, al sur de Bucaramanga (ESRI, 1986). Los estilos de estas estructuras cabalgantes son similares a las del VSM, observándose una cadena plegada cabalgante con vergencia al W, de edad miocena, conformada por los Sistemas de Fallas de Honda, Cambras, Bituima y La Salina, los cuales producen anticlinales en rampa ( Fig. 11, corte NN'), abanicos imbricados frontales (Fig. 11, cortes MM' y NN'; Fig. 12, corte QQ'; Fig. 13, corte WW') y fallas ciegas (Fig. 11, cortes MM' y NN'; Fig. 13, corte Tl"). Los intervalos de despegue se encuentran en el sur en los Grupos Guaduas, Gualanday (Fig. 11, corte MM'); en el norte en las formaciones La Luna y Umir (Fig. 13, corte IT'). 2. Una mega falla de rumbo sinestral (Falla de Bucaramanga), a la que se asocian pliegues cabalgantes marginales (ESRI, 1986). Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia Ingeniería Geológica Seccional Sogamoso 3. Un juego de fallas normales, poco espaciadas, con sus bloques orientales hundidos, a lo largo del borde oriental de la Cordillera Central. Estas fallas pueden tener un componente importante de movimiento dextral y ser antitéticas de la Falla de Bucaramanga. A este grupo corresponden, por ejemplo, las fallas de Casabe, Cimitarra y Cantagallo. 4. Un conjunto de fallas transcurrentes menores que se aprecian claramente en algunas áreas como las de Open y Las Monas (Fig. 6), que según Bartok (1983) y Asamera son consecuencia del rejuvenecimiento de antiguas fallas de basamento con dirección preferencial NW-SE. Este fallamiento transcurrente puede ser la causa de los cambios de orientacion observados en la cadena plegada y cabalgante Las perforaciones hasta ahora realizadas indican que en el subsuelo el Cretácico es cada vez más antiguo en sentido E-W, de manera que el Cretácico Superior está restringido a la parte más oriental del VMM; sobre las rocas anteriores y aun sobre rocas del Grupo Girón reposan discordantemente unidades terciarias del Eoceno hasta el Plioceno, que se acuñan hacia el occidente. EI Cretácico discordante bajo el Terciario, buza al oeste, lo cual sugiere una tendencia de elevación del basamento hacia el oriente, manifiesta aun desde el Cretácico. Es de notar que en el sector sureste del VMM, el desplazamiento de las fallas (Bituima, Cambao, Honda) decrece notoriamente de este a oeste (Fig. 11, corte MM'); a estas fallas se asocian otras menores que, de otra parte, lIegan a conformar sistemas; los tres sistemas principales guardan una estrecha relación con la distribución de los sedimentos postpaleocenos. Así, la Falla de Bituima marca el límite oriental de los afloramientos de la Formación Hoyon y del Grupo Gualanday; la Falla de Cambao sirve de límite oriental a los afloramientos de la Formación Honda; y, a su vez, la Falla de Honda constituye el límite oriental de los sedimentos de la Formación Mesa. Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia Ingeniería Geológica Seccional Sogamoso Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia Ingeniería Geológica Seccional Sogamoso Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia Ingeniería Geológica Seccional Sogamoso Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia Ingeniería Geológica Seccional Sogamoso EVOLUCION TECTONICA AI igual que el VSM, el VMM sido afectado por eventos tectónicos distensivos y compresivos. Los eventos distensivos comprenden un lapso prolongado, con algunas interrupciones, entre el Triásico Tardío y el Cretácico Superior. En un principio se forma un graben supracontinental, bordeado por paleo-fallas normales, con subsidencia por causa de una tectónica de bloques, que permite la acumulación de los sedimentos continentales de las Formaciones Bocas, Jordán, Girón y Los Santos. Luego, a comienzos del Cretácico, y por el mismo mecanismo de distensión y fallamiento normal, se lleva a cabo una transgresión general que dura hasta principios del Terciario. La regresión está marcada por la depositacion de la Formación Lisama. Durante la fase distensiva, ocurre algún vulcanismo, representado por intrusiones intermedias y básicas, así como intercalaciones piroclasticas en la Formación Jordán; de pórfidos daciticos que cortan la Formación Tambor. La fase de tectónica compresiva se inició en el Paleoceno y sigue efectuándose en la actualidad. Según Morales (1958) la depresión misma del VMM habrá comenzado a ocurrir a finales del Cretáceo, y hasta el Mioceno habría tomado su forma actual. A mediados del Paleoceno Medio ocurre el levantamiento del macizo de Santander-Floresta. Durante esta fase, en las zonas anticlinales formadas, la erosión remueve gran parte de la secuencia cretácica, mientras que la sedimentación y la subsidencia prosiguen en las zonas sinclinales, de forma más o menos continua. Desde el Eoceno hasta el Mioceno se depositan las Formaciones La Paz, Esmeraldas, Mugrosa y Colorado en ambientes continentales. Durante el Mioceno Medio a Tardío, irrumpe una fase de compresión mayor y los sedimentos hasta entonces depositados son plegados y fallados. Es así como se forma, durante esta época, la cadena plegada cabalgante con vergencia al W. Las paleofallas normales del zócalo formadas en la fase distensiva, son reactivadas como fallas inversas durante el Mioceno y Plioceno, puesto que representaban pianos de debilidad preferenciales a lo largo de los cuales la Cordillera Oriental pudo cabalgar hacia el occidente. Durante el Mioceno Tardío-Plio-Pleistoceno se deposita la última secuencia molasica representada por el Grupo Real, el Grupo Mesa y depósitos recientes, los cuales se observan poco a nada deformados. Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia Ingeniería Geológica Seccional Sogamoso La Fig. 14 b muestra de una manera generalizada, el desarrollo estructural del extrema meridional del VMM durante la fase compresiva que, como ya se dijo, deformo esencialmente la mitad oriental, en tanto que la occidental pudo permanecer inactiva o incólume al fallamiento/plegamiento, sin que sea claro, por ahora, el mecanismo que pudo condicionar tal comportamiento. Como puede apreciarse en las Figs. 6, 12 Y 13, en el VMM el límite entre el ámbito activo y compresional oriental y la faja pasiva occidental coincide bien con el trazo del Sistema de Fallas de Oambao-Cambras, en el sur, y de Belta-Infantas, en el norte, lo cual sugiere que estas fracturas y sus raíces orientales, o sea las fallas De Bituima y de Salinas, son la expresión superficial de megafracturas que interesan profundamente la corteza y que involucran cambios drásticos del tipo de zócalo y por ende de su comportamiento mecánico y el de la cobertera suprayacente. De otra parte, la inspección de los cortes geológicos mostrados en las Figs. 12 y 13 permiten constatar que el fallamiento normal característico de la mitad occidental Del VMM es de dos tipos: a) Uno muy joven que afecta en su totalidad la cobertura, desde las formaciones más altas del Terciario (Grupos Mesa y Real), hasta, por lo menos, las unidades cretácicas que las subyacen en fuerte discordancia angular; se trata, entonces, de fracturas pleistocenas a recientes. b) Otro, al parecer dirigido con alguna preferencia hacia el occidente, entre ligeramente anterior y hasta contemporáneo con la sedimentación del Grupo Chorro, que causa su fosilización. De acuerdo con lo anterior y con las edades indicadas en la Fig. 3, se trata de movimientos distensivos, aproximadamente Eocenos. Así, pues, se podría concluir que la fracturación de tipo normal que afecta la mitad oeste del VMM no ha sido continua, sino que debe referirse a dos eventos principales, uno a comienzos del Terciario y otro a finales del mismo. Por lo anterior, y desde el punto de vista de la prospección de hidrocarburos, es claro que en el VSM y en el costado oriental del VMM las trampas son ante todo de tipo estructural, en tanto que en el costado occidental del VMM estas han de ser mas de tipo combinado, estratigráfico-estructural. Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia Ingeniería Geológica Seccional Sogamoso Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia Ingeniería Geológica Seccional Sogamoso ESTRATIGRAFIA La Cuenca Media del Río Magdalena se encuentra sedimentos que varían en edad desde el Juratriásico hasta el Reciente. En general, los sedimentos mesozoicos son de origen marino en tanto que los sedimentos terciarios son de tipo continental. Los sedimentos cretácicos de esta cuenca alcanzan unos 4,000 m de espesor y se componen de arcillolitas negras, calizas y margas fosilíferas existiendo permanentemente una relación concordante entre ellos. Los sedimentos del Terciario alcanzan 8,000 m de espesor y están constituidos por areniscas, arenas sueltas y arcillolitas arenosas de colores gris, amarillo, pardo y verde. Debido a la asimetría de la cuenca hacia sus extremos norte, sur y oeste, se presentan relaciones discordantes entre las diferentes unidades estratigráficas y aun dentro de cada una de ellas en particular. Desde el punto de vista tectónico la Cuenca Media del Río Magdalena constituyó durante el Cretácico la zona costera del Geosinclinal Norandino. Esta estructura regional desapareció al terminar el Cretácico, dejando configurada en su parte occidental la actual Cuenca Media del Río Magdalena donde tuvo lugar una deposición de tipo continental durante todo el Terciario. Tanto los sedimentos marinos, depositados en el centro del Geosinclinal Norandino y levantados al final del Cretácico como las rocas ígneas y metamórficas de la Cordillera Central, en el lado oeste, suministraron clásticos a la cuenca durante todo el Terciario. La culminación de la tectónica andina tuvo lugar a fines del Terciario y fue responsable de una serie de fallas y plegamientos de dirección norte-noreste, relacionadas frecuentemente con las acumulaciones petrolíferas. Ha sido el Valle Medio del Río Magdalena la cuenca sedimentaria donde más perforaciones exploratorias se han realizado en Colombia. En ella se han encontrado los mayores yacimientos de petróleo, de los cuales se extrae el 67.5 % del total de la producción del país (14-3,000 barriles/día"). Con excepción de las pequeñas producciones de Aguachica y Totumal hacia el extremo norte, los restantes campos petrolíferos producen de arenas y areniscas del Terciario. A continuación se dan los principales campos productores y sus producciones: Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia Ingeniería Geológica Seccional Sogamoso Como prácticas comunes de producción primaria se incluyen las perforaciones a bala de las tuberías de revestimiento y la colocación de tuberías ranuradas. En general, los sedimentos calcáreos del Cretácico caracterizan producción de fracturas y los trabajos de acidificación de las formaciones responden satisfactoriamente. Las areniscas del Terciario Inferior presentan en algunos casos bajas permeabilidades, así que necesitan el estímulo de las fracturaciones con arena. Las arenas sueltas y poco consolidadas del Terciario Medio, complementadas con la gravedad de los crudos, ocasionan frecuentes problemas de producción en arena simultáneamente con el crudo, lo cual requiere a menudo trabajos de empaquetamiento con arena y demás prácticas de prevención de entrada de la arena de formación a los pozos. Por más de 30 años se ha inyectado gas en las crestas de las estructuras de La Cira-Infantas con resultados satisfactorios. Se adelantan trabajos de recuperación secundaria mediante inyección de agua en el campo La Cira. ACTUALES EXPLORACIONES * POZO MONO ARAÑA DE CANACOL ENERGY Canacol Energy anunció resultados de las pruebas de la Formación La Luna en el pozo de exploración Mono Araña 1 que hace parte del Contrato de Exploración y Producción VMM2, en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena en Colombia. En ese sentido las mas recientes pruebas realizadas arrojaron una producción de 590 barriles diarios de crudo. Es de recordar que Canacol había anunciado el 24 de Enero del 2013, que el pozo Mono Araña 1 encontró 230 pies de espesor neto petrolífero en la Formación naturalmente fracturada del Cretáceo La Luna. La Corporación tiene una participación del 20% en esta parte del contrato VMM2. En el pozo se han completado dos períodos de flujo del reservorio La Luna naturalmente fracturada, con el periodo final dando una tasa bruta de aproximadamente 590 barriles de crudo por día (“bopd”), crudo de 22°API, durante la última hora del periodo de flujo de 24 horas . Charle Gamba, Presidente y CEO de la Corporación comentó: “Estamos muy complacidos con los resultados de las pruebas de flujo del reservorio La Luna naturalmente fracturada en el pozo vertical Mono Araña 1. Los resultados de las Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia Ingeniería Geológica Seccional Sogamoso pruebas de flujo de la Luna en el pozo Mono Araña 1, demuestran que el reservorio en donde se encuentra naturalmente fracturada tiene la capacidad de generar buenas tasas de flujo natural”. El 23 de septiembre de 2012 se inició la perforación del pozo Mono Arana 1, el cual fue diseñado para probar el potencial petrolífero tanto del reservorio arenoso del Terciario en la Formación Lisama, como de los reservorios más profundos de lutitas -“shales”- y carbonatos en la Formación La Luna, Formación Simití y Formación Tablazo. El pozo fue perforado hasta una profundidad medida de 9,942 pies. Se encontraron aproximadamente 760 pies de la Formación La Luna en el pozo, con buenas muestras de crudo y gas encontradas a través de la totalidad del intervalo perforado. Así mismo, la Formación La Luna mostró una alta sobrepresión de hasta 8146 psia. Basados en el análisis petrofísico de los registros de pozo abierto realizados a lo largo del intervalo, la parte de la Formación La Luna que fue penetrada en el pozo contiene aproximadamente 230 pies de espesor neto petrolífero, con una porosidad promedio del 14%, en los reservorios de lutitas -“shales”- y carbonatos naturalmente fracturados. * POZO OSO PARDO 1 DE CANACOL ENERGY La empresa comenzó las operaciones de perforación del pozo de exploración Oso Pardo 1, el cual se lleva a cabo en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena. Canacol Energy anunció el inicio de las operaciones de perforación del pozo de exploración Oso Pardo 1, el cual se está perforando en el contrato de Exploración y Producción (“E&P”) Santa Isabel, ubicado en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena. Conforme a los términos de los acuerdos entre Canacol y ConocoPhillips Colombia Ventures Ltd., subsidiaria 100% de la propiedad de ConocoPhillips Company, Canacol tendrá una participación del 30% en la sección profunda del Cretáceo y ConocoPhillips tendrá una participación del 70%. Canacol mantiene una participación contractual del 100% en la sección somera del Terciario en el Contrato de Concesión. La formalización de las participaciones mencionadas está sujeta a la aprobación oficial de la Agencia Nacional de Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia Ingeniería Geológica Seccional Sogamoso Hidrocarburos. El pozo Oso Pardo 1 está ubicado aproximadamente a 12 kilómetros al oeste del reciente descubrimiento Mono Araña-1, ubicado en el contrato de Exploración y Producción “E&P” VMM2 adyacente, en el cual Canacol tiene una participación no- operativa del 20%. Tal y como fue anunciado anteriormente, en el pozo Mono Araña se encontró petróleo tanto en las arenas Terciarias del Lisama como en las lutitas del Cretáceo naturalmente fracturadas de la formación La Luna. Canacol tiene aproximadamente 253,000 acres netos en el “tren” prospectivo de “shale oil” en los cinco contratos E&P ubicados en el Valle Medio y Superior del Magdalena en Colombia. Charle Gamba, Presidente y CEO de Canacol, estableció: “estamos complacidos de haber iniciado la perforación del primer pozo de exploración con nuestro socio ConocoPhillips para probar tanto el potencial somero convencional, como el potencial profundo de “shale oil”, en el contrato Santa Isabel". El 10 de junio del 2013, se inició la perforación del pozo Oso Pardo 1, el cual está diseñado para probar tanto el yacimiento convencional somero de las arenas Terciarias de Lisama, como los yacimientos profundos de ”shale oil” en lutitas y carbonatos naturalmente fracturados de las formaciones La Luna y Simiti. La Corporación igualmente anuncia que el pasado 6 de junio de 2013 la Compañía Platino Energy Ltd. inició la perforación del pozo exploratorio Coati 1, ubicado en el Sur de la Cuenca Putumayo. En ese sentido, la organización tiene el derecho a un veinte porciento (20%) de participación, de acuerdo a los términos y cumplimiento de las condiciones establecidas en el acuerdo “Farmout”, el cual esta sujeto a la aprobación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia (“ANH”), al momento de su solicitud.