open round colombia 2010 · algún potencial como roca fuente en los shales y calizas. su potencial...
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OPEN ROUND COLOMBIA 2010
Diciembre, 2009
MAPA GENERAL
4 347 052 74
Área (Ha) No. Bloques
8.457.927 31
4.347.052 74
39.057.767 63
No. Pozos Sísmica (Km)
Tipo 1 E&P Minironda 192 25.194
Tipo 2 E&P Nuevas cuencasti 147 24.017prospectivas 147 24.017
Tipo 3 TEAS especiales* 50 11.449
Total 389 60.660
*TEA: Contrato de Evaluación Técnica
E&P Cuencas con nueva prospectividad
Bloques en cuencas con nuevo potencial,sobre los cuales se suscribirán contratos E&P.
TEA especial
Bloques en cuencas frontera, ofrecidospara contratos de Evaluación TécnicaEspecial.
*TEA: Technical Evaluation Agreement
Área Guajira
Bloques Guajira
BLOQUES AREA (Ha)
GUA 1 106265
GUA 2 125808
GUA 3 86750
GUA 4 50321
GUA 5 346167
GUA OFF 1 300610
GUA OFF 2 926551
GUA OFF 3 949351
Total Hectáreas
Datos de la Cuenca
6.663.977Líneas Sísmicas PozosTotal Km Total265 4.551 6
Generalidades
Generalidades
PROSPECTIVIDAD
La capacidad de producción de lacuenca está soportada por los análisisgeoquímicos que muestran un potencialde generación termogénico, para gasen las unidades Paleógenas y
óNeógenas presentes en los camposChuchupa Ballenas y aceite,posiblemente de origen cretácico, comolos encontrados en los pozos Aruchara-1, en piston core, en microrezumaderosen la baja Guajira y en impregnacionesen la baja Guajira y en impregnacionesde aceite en los núcleos de laFormación la Luna en pozos del ladovenezolano.
Se identifican oportunidadespexploratorias adicionales, relacionadasa la carga de hidrocarburo desdecocinas del cretáceo al este de lacuenca, situación sugerida por lospozos perforados en la cuenca, del ladoV lVenezolano.
Localización
Á 12600 k 2Área: 12600 km2.3,110.000 acresTipo de cuenca:Margen transtensionalTipos de HC: 70% degas y 30% de crudogas y 30% de crudo.Reservorios: Rocassiliciclásticas y calizas.Pozos exploratorios 22Sísmica 2D adquirida5400 km aprox.
Mapa de anomalía de Bouguer. Modificado de ANH, 2007
Formación Macarao
En su parte superior constituidapredominantemente por arenitas y ensu parte inferior principalmente porshales.
Las rocas siliciclásticas de laFormación variar entre 25 Macaraoactúan como roca almacén de lacuenca, presentan porosidades entrecuenca, presentan porosidades entre11% y 19% con espesor total de rocacon hidrocarburos que puede pies y100 pies de acuerdo a la posicióngeográfica en la cuenca.
Los shales de esta formación han sidoidentificados como potencialgenerador de kerógeno tipo II y III,con suficiente profundidad parap pgenerar en el depocentro norte dePunta Espada.
Formación Siamana
Constituida principalmente porConstituida principalmente porcarbonatos, algunos análisisprovenientes de muestras de PistonCore del sector offshore evidencianalgún potencial como roca fuente enlos shales y calizas.Su potencial consiste en kerógenode tipo II y III generador de gas.
Las arenitas de esta formaciónLas arenitas de esta formación,constituyen un potencial como rocaalmacén alcanzando valores de netpay de entre 5 y 75 pies conporosidades entre 12% y 17%.
Los niveles arcillosos autoincluidos,sirven de roca sello.
Formación Uitpa
Litológicamente constituida por unaLitológicamente constituida por unasecuencia predominantementeclástica, con intercalaciones deshales y calizas biomícriticas.
En núcleos del fondo marino se hareportado crudo con afinidad degeneración a los shales de estaformación, principalmente conkerógenos de tipo II y IIIkerógenos de tipo II y III.
Se reporta espesores de net paylocalizados en arenas y calcáreos deesta formación, alcanzando
d 400 1200 iespesores de entre 400 y 1200 pies
Formación Jimol
Constituida en su parte inferiorConstituida en su parte inferiorpredominantemente por carbonatosy en su parte superior por arenitasde grano fino, levemente calcáreasy shales negros.
La litología de esta formación esidentificada como potencialgenerador de kerógeno tipo II y III,principalmente generador de gasprincipalmente generador de gas.
En las arenitas y las calizas de laformación se pueden considerar netpay de entre 30 y 75 pies
Formación Castilletes
Litológicamente constituida porLitológicamente constituida porintercalaciones de arcillolita, limolitay arenisca. Esta unidad se acuñahacia la Serranía de Cocinas y seengruesa hacia el oeste de lacuenca, constituye también un sellopara las rocas reservorio del área.
Principal reservorio de losyacimientos gasíferos costa afuerayacimientos gasíferos costa afuera
Mapa de Anomalías Gravimétricas
Geología Estructural
Se presentan provincias tectónicas transtensivas, asociadas a las grandes fallas de rumbo. Ramirez, 2007.
Trampas Estratigráficas
Tomado Reyes, J. et al. 2003
Trampas Estructurales
Tomado Rubiano et al. 1998
Geoquímica
Tipo de Kerógeno Contenido Orgánico Total Diagrama de Madurez Termal
800
900
1000
330
340
350
360
370
380
390
400
RIQUEZA ORGANICA
Riqueza Organica
60
70
80
grCO
T)
500
600
700
GEN
O (HI, mg HC / g TO
C)
San Jose‐1
Mero‐1
Aruchara
Ballena
Almeja‐1
Ephein‐1
Pavon 1 220
230
240
250
260
270
280
290
300
310
320
330
ro de
mue
stras San Jose‐1
Mero‐1
Aruchara‐1
10
20
30
40
50
GP (S1+
S2/m
g HC/g
Maturity Level
100
200
300
400
INDICE DE HIDRO
G Pavon‐1
Pto Estrella‐1
Sierra‐1
Tairona‐1
Tinka‐1
120
130
140
150
160
170
180
190
200
210
220
Nume
r
Ballena
Almeja‐1
Ephein
guajira‐1
Maicao‐1
Merluza‐1
Pavon‐1
0
0 2 4 6 8 10 12
% TOC
San Jose‐1 Mero‐1 Aruchara Ballena Almeja‐1 Ephein‐1 Pavon‐1 Pto Estrella‐1 Sierra‐1 Tairona‐1 Tirka‐1
0
0 50 100 150 200INDICE DE OXIGENO (OI, mg CO2/g TOC)
Humble Geochemical Services
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110Pavon 1
Pto Estrella‐1
Sierra‐1
Tairona‐1
Tinka‐1
0
0,0 2,0 4,0 6,0 8,0 10,0TOC (Peso %)
Geoquímica
PODCOT Promedio.
0-0,1
PODPOD
Mapa de Anomalía GravimétricaTomado de Ramírez, V. 2007
Valores promedio de madurez térmica medida a partir de Reflectancia de Vitrinita-Ro en pozos de la Cuenca Guajira
Pozos y Líneas Sísmicas
Carta de Eventos
Geología del Petróleo
Variaciones del Net pay contra diferentesescenarios de salinidad en la Formación JimolPozo Jarara – 1
Variación del Net pay contra diferentes escenarios de porosidad de la Formación Macarao en el Pozo Jarara - 1
Geología del Petróleo
Variacion Net Pay Pozo Tinka - 1
F Ji l
30
40
50
60
Net Pay
Fm. Jimol
0
10
20
y
Variaciones del Net pay contra diferentesescenarios de salinidad en la Formación JimolPozo Jarara – 1
Salinidad
Variacion Net PayPozo Tinka - 1
Fm. Jimol
Variación del Net pay contra diferentes escenariosó10
20
30
40
50
60
Net Pay
de porosidad de la Formación Jimol en el PozoTinka - 1
0
10
Porosidad
Prospectividad de la Cuenca
• Los modelamientos geoquímicos que se han llevado a cabo en la Península de la Guajirasugieren que la generación de hidrocarburos es principalmente de tipo termogénica, y en elmargen este de la cuenca se evidencia la posibilidad de generación de aceite.g p g
• En la Subcuenca Alta Guajira las rocas silisiclásticas del Eoceno y Oligoceno correspondientes alas formaciones Macarao y Siamaná son las principales rocas almacenadoras, con espesor total deroca con hidrocarburos que puede variar entre 15 y 100 pies de acuerdo a la posición geográficaen la cuencaen la cuenca.
• En la Subcuenca Baja Guajira existen intervalos arenosos en las formaciones Jimol y Uitpa conbuenos valores de porosidad. Las rocas calcáreas de la formación Jimol y el basamento, son deinterés exploratorio en la cuenca, con base en analogías existentes como la de los campos La Pazy Mara en Venezuela.
• El arreglo estructural de la Subcuenca Baja Guajira está definido por un semi-graben ensentido norte sur limitado por las fallas de Oca y Cuiza; sin embargo se han interpretado estilosestructurales compresivos con generación de cabalgamientos que involucran rocas cretácicas enestructurales compresivos con generación de cabalgamientos que involucran rocas cretácicas enel sector sur este de la subcuenca.
• La subcuenca de la alta Guajira presenta un arreglo estructural en bloques, asociado a cuencasstrike slip. Igualmente se definen oportunidades en trampas estratigráficas asociadas a losi h i t d l id d t i i b l b tpinchamientos de las unidades terciarias sobre el basamento.
Universidad de PamplonaEquipo de Trabajo
Oscar Mauricio Castellanos A.Director del Proyecto
Maria Rosa Cerón G. - ANH
S ilSoporte LITHoil: Gustavo Montenegro B.Mario F. Barragán A.Christian Sanchez G.J P bl RJuan Pablo Reyes.Helga N. Niño.Leidy Niz V.Adriana Martinez L
Soporte GEMSCesar Mora.
www.anh.gov.co
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