Descripcion de la cuenca del catatumbo

Cuenca del Catatumbo

La cuenca del Catatumbo es la parte colombiana de la cuenca de Maracaibo, una cuenca supergigante de petróleo que representa aproximadamente el dos por ciento (2%) de las reservas de hidrocarburos del mundo. En el norte y este limita geográficamente con la frontera de Venezuela, al sur limita con afloramientos de rocas cretácicas de la cordillera oriental y al oeste con rocas ígneas y metamórficas del macizo de Santander (figura 8).

Límites

Norte: Frontera geográfica con Venezuela

Sur: rocas  Cretácicas de la cordillera oriental

Oeste: rocas  ígneas y metamórficas del Santander Macizo

Este: Frontera geográfica con Venezuela

Tipo de cuenca: de antepaís

Área: 7.350 km2 / 1.800.000 acres

Pozos explorados: 39

Campo de petróleo de descubrimientos: 11

Información general

La cuenca del Catatumbo en Colombia es una extensión al suroeste de la Cuenca de Maracaibo. Hasta la fecha, once campos de petróleo y gas se han descubierto en esta cuenca. Petróleo, depósito en areniscas del Cenozoico y en areniscas del Cretácico, es atrapado en anticlinales fallados. Lo Cretácico y Cenozoico en esta cuenca representa dos ajustes tectónicos y sedimentarios distintos. Rocas del Cretácico son areniscas marinas, lutitas y calizas que representan la deposición en un amplio mar poco profundo que se extendía por el norte de Venezuela y continuó hacia el sur a través de Colombia. Rocas del Cenozoico son esquistos fluvio-deltaicas y areniscas que eran depositados en una cuenca de antepaís. En general, la porosidad del depósito se desarrolla mejor en las areniscas Paleógenas. Las trampas son llave controlada, anticlinales fallos que resultaron de la convergencia de desplazamiento de rumbo. El petróleo se obtiene de la formación La Luna del Cretácico superior y el Grupo Uribante del Cretácico inferior. La generación de petróleo comenzó en el Eoceno tardío y continúa hasta hoy. El setenta por ciento de las reservas fueron descubiertos entre 1920 y 1950 y se basa en la exploración de la superficie (mapeo de anticlinales superficiales.).

La mayor parte del potencial de hidrocarburos que queda en esta cuenca se produce en pliegues en-escalón asociados con el sistema regional lateral izquierdo falla de Chinácota en el flanco occidental de la cuenca, denominado el " flexión del Catatumbo " en la parte norte de la cuenca (figura 8).

Fuente

Rocas pelíticas del Cretácico (formaciones La Luna, Capacho, Tibú y Mercedes) están ampliamente presente en toda la cuenca del Catatumbo; se distribuyen regionalmente en la Cuenca de Maracaibo y se considera una de las fuentes de hidrocarburos más ricos del mundo. La Formación La Luna es la principal fuente en la cuenca y se encuentra a 200 pies. De espesor. El TOC oscila entre el 1,5% y el 9,6%, con un promedio de 3,8%. La Formación La Luna se encuentra actualmente en la ventana de petróleo.

Migración

Tres sistemas de migración de probabilidades distintas han operado para llenar las trampas de la sub-cuenca del Catatumbo que se desarrollaron a finales del Mioceno-Plioceno. El carácter litológico de la secuencia Cretácica, arenas de grano muy fino y piedra caliza homogénea y shale, favoreciendo el desarrollo de los yacimientos de petróleo in situ, con muy poca o ninguna migración de hidrocarburos. La migración lateral a lo largo de los cuerpos de arenisca y migración vertical a lo largo de las fracturas son las dos vías de migración más eficaces.

Reservorio

Principales rocas del yacimiento son calizas Cretácicas de  aguas poco profundas y areniscas del Cretácico (Grupo Uribante, formaciones Capacho y La Luna). Areniscas deltaicas de edad Paleógena (formaciones Catatumbo, Barco, Mirador y Carbonera) también son buenas reservorios. Además, basamento de rocas fracturadas también se consideran reservorios potenciales.

Sello

Espesores de  Lutitas marinas y no marinas de las secuencias Cretácico y Cenozoico formar sellos potenciales.

Trampa

La cuenca del Catatumbo muestra una amplia variedad de trampas: fallas normales con inversión parcial, estructuras de empuje, zonas triangulares y estructuras asociadas a la inversión de los sistemas son importantes trampas estructurales. Algunas trampas de petróleo dentro de las formaciones del Paleoceno, Barco y Catatumbo son considerados como originales o in situ. El atrapamiento y producción de petróleo Cretáceo está básicamente controlado y asociado con la porosidad secundaria desarrollada por fracturación de la misma roca del Cretácico.

Prospectividad

La cuenca del Catatumbo ha sido una de las cuencas más prolíficas del país. La producción de hidrocarburos comercial proviene de estructuras relacionadas con pliegues asimétricos afectados por inversión. La zona occidental de la cuenca es una faja plegada y estudios recientes en la zona indican posibles acciones de exploración a lo largo de zonas de empuje. Los principales yacimientos de petróleo en la cuenca son el Río de Oro, Tibú - Socuavo, Carbonera, Sardinata, Río Zulia, Petrolea y Puerto Barco. La cuenca del Catatumbo es una cuenca moderadamente explorada que ha producido más de 450 MMbbl de petróleo y 500 Gcfg desde 1920.

Cesar-Ranchería Cuenca

Esta cuenca es intermontano (antepaís roto) limita al noroeste con las rocas Pre-Cretácicas de la Sierra Nevada de Santa Marta. Al  noreste limita con la marcada traza de la falla de Oca; al este-sureste limita con las rocas pre-Cretácicas de la Serranía de Perijá y la frontera colombo-venezolana, y al suroeste con la traza de la falla de Bucaramanga (figura 10). Esta cuenca tiene una orientación general N30 ° E y, el alto Verdesia lo divide en el sur Cesar y del norte subcuenca del Ranchería.

LÍMITES

SW: Falla Bucaramanga-Santa Marta (B.S.M.F)

E-SE: rocas Pre-Cretácico de la Serranía de Perijá; Frontera colombo-venezolana.

NE: Falla de Oca (O.F.)

NW: rocas Pre-Cretácico de la Sierra Nevada de Santa Marta.

Tipo de Cuenca: Intramontana

Área: 11,630 km2 / 2.900.000 acres

Pozos explorados: 14

Información general

La Cuenca Cesar- Ranchería en la parte noreste de Colombia tiene una superficie de 11.630 km2. La exploración de hidrocarburos comenzó en la cuenca con el pozo de El Paso-1 perforado por la Tropical Oil Company. Esta área limitada es relativamente poco explorada y contiene sólo 14 pozos, la mayoría de los cuales fueron perforados antes de 1955. Alto potencial de hidrocarburo puede existir en la región sub-empuje relativamente desconocido flanqueando el Perijá Andes. Dos obras estructurales han sido asignadas en esta área: 1) las calizas fracturadas del Cretácico, 2) areniscas del Cretácico y Paleoceno en trampas estructurales.

Evidencia de Hidrocarburos

La producción de gas Marginal en el campo Compae, y muestras de petróleo reportados en varios pozos proporcionan una clara evidencia de un sistema de hidrocarburos explorado. Gravedad API varía de 24º a 37º.

Fuente

Formaciones el Molino, La Luna, Lagunitas y Aguas Blancas muestran riqueza orgánica, calidad y madurez que indican que son rocas generadoras efectivas. Tipo de kerógeno es ll / Ill. TOC Promedio por las formaciones son: Fm.  Molino 1,0; Fm. La Luna 1.4 y Fm.  Aguas Blancas 1.39.

Migración

La migración secundaria parece ocurrir durante eventos transpresionales que comenzaron en el tiempo Eoceno y se prolongaron hasta hoy. Vías de migración son sistemas de fracturas anchas asociadas a zonas de fallas.

Reservorio

Los principales reservorios son las calizas fosilíferas de Lagunitas y Aguas Blancas asociado con rampas de carbonato. El espesor promedio reportado en los pozos es de 500 pies con porosidad estándar de alrededor del 5%.

Sello

Lutitas plásticas del Cretácico y Cenozoico son las principales rocas sellos superiores y laterales de la cuenca.

Trampa

Trampas estructurales asociados con los cierres de sub-empuje en la región de Perijá, anticlinales interrumpidos en la región central, y las estructuras de la flor asociado al sistema falla de Oca en la zona norte, son los objetivos más anticipados.

Prospectividad

En la cuenca es posible identificar tres tipos que actúan principales:

1. Cretácico Superior, Aguas Blancas / calizas de Lagunitas en anticlinal sub-empuje cierres.
2. Paleógeno / Neógeno, areniscas de Cerrejón y Tabaco en cierres anticlinal asociados a las fallas transcurrentes Oca y El Tigre.
3. Cretácico Superior, calizas de Lagunitas fracturadas asociados a las fallas transcurrente Oca y El Tigre.

Cuenca del Valle del Magdalena Medio (MMVB)

El MMVB corresponde a lo Kingston et al., 1983 llama una cuenca poli-histórica. Desarrollo estructural se llevó a cabo a través de diferentes etapas vinculadas a los eventos tectónicos de la esquina noroeste de Sudamérica lo que sucedió durante Triásico, Cretácico Medio, Temprano Paleógeno y Medio Neógeno. La cuenca a lo largo del trecho del río Magdalena y limita al norte y al sur por el sistema de fallas de Espíritu Santo y el cinturón de Girardot, respectivamente. Al noreste de la cuenca está limitada por el sistema de fallas Bucaramanga-Santa Marta y al sureste por los sistemas de fallas Bituima y La Salina (Llinás, JC, 2001, La luna de aceite, Informe Interno). El límite occidental está marcada por la onlap más occidental de la cuenca del Neógeno sobre la Serranía de San Lucas y el basamento de la  Cordillera Central (figura 19).

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