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CAPITULO III

MARCO METODOLÓGICO

Este capítulo comprende la descripción de la estrategia a seguir expresada a través del tipo y modalidad de la investigación, caracterización de las unidades de análisis, las técnicas procesos e instrumentos de recolección a ser utilizados.

3.1. Tipo de investigación

De acuerdo a los propósitos inmediatos que persigue el investigador, se plantean formas, enfoques y tipos de investigación, los cuales generan diferentes maneras de aplicación, siendo el investigador de acuerdo a su realidad o problemática quien toma la decisión de cual utilizar. (Tamayo y Tamayo, 2009, Pág. 44). Esta Investigación según su forma o propósito que se persiga puede ser pura o aplicada, dependiendo de sí la predominancia está en la obtención de datos teóricos únicamente, sin importarle su aplicabilidad, o si lo necesario es la utilidad inmediata de los resultados obtenidos (Fernández y Chamorro, 1996, Pág.133). Una investigación Aplicada es un tipo de investigación cuyo principal objetivo es la aplicación inmediata de la teoría y no el desarrollo de la misma. Utiliza los resultados para orientar las tomas de decisiones y/o para resolver problemas del entorno, apenas terminado su estudio (Tamayo y Tamayo, 2009, Pág. 45). La presente investigación se considera Aplicada, pues el estudio efectuado no sólo se utilizará como una metodología soporte para futuras investigaciones sino que será llevado a la práctica con la finalidad de minimizar el riesgo geológico y establecer el procedimiento adecuado al momento de ubicar zonas prospectivas en áreas netamente exploratorias, esto para evaluar áreas potenciales definidas como trampas petrolíferas. La presente investigación expone un enfoque Cualitativo, por su estructura metodológica y su fundamentación epistemológica tiende a ser de orden explicativo, por lo cual tiende a la elaboración de técnicas para recoger los datos utilizando información cualitativa, descriptiva y no cuantificada (Tamayo y Tamayo, 2009, Pág. 48), según su realidad objeto de estudio es intersubjetiva, está orientada hacia el

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descubrimiento, los datos que se tienen son subjetivos e intersubjetivos y cuenta con una estructura interactiva, reflexiva y flexible (Tamayo y Tamayo, 2009, Pág. 49). La investigación cualitativa se caracteriza por presentar un plan de trabajo abierto e interactivo cuyas modalidades de desarrollo surgen a lo largo de la propia investigación. El análisis de los datos se realiza sobre los sujetos, que son estudiados en profundidad, con el objeto de comprenderlos, hace énfasis a la defensa de la especificidad de las distintas situaciones y a la identificación de rasgos comunes (Corbetta, 2003). La fuente de la información para este trabajo proviene básicamente de la revisión de estudios previos de áreas vecinas con prospectividad con la finalidad de encontrar características regionales análogas que apliquen en el área objeto de estudio, por lo que se presenta de igual forma una investigación según el nivel de profundidad del conocimiento de tipo descriptiva. Una investigación Descriptiva, “Consiste en estudiar una situación, evento o proceso haciendo un análisis de sus características, propiedades y elementos constitutivos. Caracterizado por servir para describir, recopilar, analizar e interpretar la situación actual de algún fenómeno o proceso y establecer la estructura de sus componentes básicos (Fernández y Chamorro, 1996, Pág.136). La investigación descriptiva trabaja sobre realidades de hecho y su característica fundamental es la de presentarnos una interpretación correcta (Tamayo y Tamayo, 2009, Pág. 52). Por lo expuesto anteriormente, la presente investigación corresponde a un estudio descriptivo, pues provee un conocimiento general de los argumentos en estudio, detallando y resaltando sus características, rasgos primordiales y comportamiento de las unidades a investigar. Tevni Grajales G, 2000, Pág. 2, propone otro tipo de estudio, investigación del tipo exploratorio, los cuales nos permiten aproximarnos a fenómenos desconocidos, con el fin de aumentar el grado de familiaridad y contribuyen con ideas respecto a la forma correcta de abordar una investigación en particular. Con el propósito de que estos estudios no se constituyan en pérdida de tiempo y recursos, es indispensable aproximarnos a ellos, con una adecuada revisión de la literatura. En pocas ocasiones constituyen un fin en sí mismos, establecen el tono para investigaciones posteriores y se caracterizan por ser más flexibles en su metodología, son más amplios y dispersos, implican un mayor riesgo y requieren de paciencia, serenidad y receptividad por parte del investigador. El estudio exploratorio se centra en descubrir. Dicho esto y como fue explicado en la justificación de la investigación el propósito fundamental de la misma es

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evaluar la potencialidad petrolífera del área netamente exploratoria, es decir un área que no ha sido estudiada con anterioridad, con la finalidad constatar si las estructuras presentes en la mismas son aptas para la generación, migración y acumulación de petróleo. Los datos recogidos se restringen a la identificación de elementos y factores que intervienen en el evento, fenómeno u objeto estudiado. Es un medio para elaborar diagnósticos, que se constituyen en soportes de futuras investigaciones explicativas relativas a predicciones sobre las relaciones e implicaciones entre características, hechos y situaciones. Adicionalmente por lo propuesto por (Tamayo y Tamayo, 2009, Pág. 62). La investigación de tipo Evaluativa aplica en el presente trabajo puesto que busca como objetivo general medir los resultados de un programa en razón de los objetivos propuesto para el mismo, con el fin de tomar decisiones sobre su proyección y programación para un futuro.

3.2. Diseño de la investigación

Siguiendo la clasificación de los diseños de investigación presentado por Hurtado de Barrera (2008), ver Figura 21, para el estudio de la variable Potencial Petrolífero aplica el diseño de fuentes documentales realizadas a lo largo del tiempo donde se detalla los rasgos de los eventos relacionados con las variables involucradas.

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Figura 21. Tipos de diseño de investigación Fuente: Hurtado (2008)

Una investigación de tipo Documental consiste en el estudio analítico de la documentación bibliográfica, hemerográfica, cartográfica, sonográfica, plástica e iconográfica referida al problema de investigación (Fernández y Chamorro, 1996, Pág.141).

Su centro de operaciones es la consulta de todo tipo de documento, relativo al problema seleccionado (Libros, periódicos, ponencias, revistas, audiovisuales, entre otros). Permite al investigador economizar esfuerzos, ya que, a través de la revisión de la literatura, podemos evitar repetir estudios ya realizados y validados (Fernández y Chamorro, 1996, Pág.141).

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De acuerdo a la estrategia utilizada para la recolección de datos esta investigación corresponde al tipo Documental porque el propósito de este estudio es la revisión cuidadosa de toda clase de fuentes documentales primarias recolectando, evaluando, verificando y sintetizando evidencias relacionadas con el objeto de estudio. Básicamente la fuente de la información para este trabajo proviene generada a partir de estudios previos realizados en áreas vecinas al área de estudio, la misma fue complementada por medio de consultas bibliográficas, lo cual permitió tener conocimiento de los antecedentes del tema.

3.3. Población

La población es el conjunto total finito o infinito de elementos o unidades de observación que se consideran en un estudio, es decir, es el universo de la investigación sobre el cual se pretende generalizar los resultados (Risquez de Morales, Fuenmayor Rubio y Pereira Gutiérrez, 1999, Pág. 48).

Bajo esta perspectiva en la investigación la población la constituye todos los yacimientos de la Formación Villeta y Caballos que han mostrado prospectividad en campos vecinos al área de estudio (Ver Figura 22).

Figura 22. Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca del Putumayo

Fuente: Evaluación del Potencial Exploratorio del Bloque Alea, Repsol 2005

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3.4. Muestra

La muestra no es más que un subgrupo de la población de interés de la cual se recolectan datos; se espera que lo que indagues a través de ella sea válido también para la población, en consecuencia se sugiere que la muestra sea representativa de la población que estudias: Esto significa que el número de elementos que serán investigados pueda representar a la población en estudio (Risquez de Morales, Fuenmayor Rubio y Pereira Gutiérrez, 1999, Pág. 49).

Sustentado en lo citado por los autores, en el estudio se tomaron como muestra representativa, las areniscas del intervalo U superior e inferior, las areniscas M2, por ser los horizontes que muestran continuidad hacia el área Alea Este, tanto en las secciones estratigráficas como sísmicas.

3.5. Técnicas para recolección de datos de la investigación

Las técnicas de recolección de los datos son conocidas como las distintas formas o maneras de obtener la información. Los instrumentos son los medios materiales que se emplean para recoger y almacenar la información, estas técnicas de recolección permiten el acceso a la información de una manera adecuada para conducir la investigación hacia la solución del problema planteado. La técnica que se utilizo fue la siguiente:

Para la recopilación de datos sobre el tema en estudio se efectuó la consulta de “Fuentes Primarias Gráficas de Carácter Formal” las cuales están constituidas por: trabajos de grado, artículos de revistas de investigación, estudios previos realizados, bibliografías referentes al tema y como apoyo de gran interés toda la información de Imágenes sismoestratigráfica disponibles del área.

3.6. Metodología para el análisis

a. Recopilar y construir la base de datos de la Información: Selección de bibliografía y datos exploratorios existentes (levantamientos sísmicos 2D, levantamientos geológicos, estructurales, análisis geoquímicos, análisis petrofísicos, trabajos previos realizados sobre el área de estudio (en formato digital), esto para la definición de oportunidades exploratorias o de desarrollo permitiendo alcanzar un nivel de comprensión geológica del área estudiada y determinar el efecto en forma global de los factores que integran un Sistema Petrolero. Los procesos asociados al sistema petrolífero, como lo son: Presencia de Roca Madre, Migración, Acumulación, Entrampamiento y Sincronía. Se analizaron tomando en cuenta analogía por presencia de acumulaciones en aéreas vecinas.

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b. Análisis de secciones estratigráficas disponibles: para identificar relaciones laterales, verticales y continuidad de las unidades geológicas de interés. c. Análisis de secciones sismoestratigráficas disponibles: seguimiento de los reflectores sísmicos objetivos, con la finalidad de identificar áreas prospectivas y/o nuevas oportunidades. d. Establecer los sistemas de fallas y las estructuras de entrampamientos predominantes: con el fin de determinar el tipo y geometría de las estructuras de entrampamiento predominantes. e. Establecer el nivel de riesgo geológico asociado a las áreas prospectivas visualizadas: con la finalidad de cuantificar el nivel de incertidumbre asociado a los elementos del sistema petrolero. f. Análisis de resultados, redacción de conclusiones y recomendaciones de la investigación g. Redacción de trabajo especial de grado, revisión y presentación de resultados.

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CAPITULO IV

PRESENTACIÓN Y ANÁLISIS DE RESULTADOS

4.1. Ubicación geográfica del área de estudio

El Bloque Alea cubre un área de 4.299,38 Km2 y se localiza en la cuenca Cagúan-Putumayo, ubicada en el sector sur occidental de Colombia; limita al noroeste con la Cordillera Oriental sistema de fallas estribaciones, en la parte oriental con los altos estructurales incluido el de la Serranía Chiribiquete, al sur con la frontera internacional Ecuador-Perú, al Noreste con la Sierra de la Macarena (Figura 23). La cuenca Cagúan-Putumayo posee una superficie de alrededor de 104.000 Km2, con reservas descubiertas hasta la fecha de más de 389 MMBP en 28 campos; con un porcentaje de éxito del 27%. La exploración en la cuenca fue iniciada por Texaco en el año 1948 y en el año 1963 esta empresa descubrió el importante campo de Orito, con reservas estimadas de 250 MMBP.

Figura 23. Localización de la Cuenca Cagúan-Putumayo

Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos. Colombian Sedimentary Basins (2007)

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El área exploratoria estudiada se refiere al polígono delimitado con las letras A, B, C, y D (Figura 24), el cual se ha denominado Bloque Alea Este. Al oeste de dicha área se encuentra el pozo Alea 1 perteneciente al campo Platanillo y limita al sur-suroeste con el campo Víctor Hugo Rúales (VHR) en la cuenca Oriente del Ecuador llegando al confín de este país.

Bloque Alea Este

Ecuador

A B

C

DCampo VHR

Figura 24. Ubicación del área de estudio ubicada en el bloque Alea de la cuenca Cagúan-Putumayo

Fuente: http://www.epis.com.co Adaptado por el autor (2013)

En el bloque Alea Este se han realizado 9 líneas sísmica 2D de las cuales 8 en sentido oeste-este y 1 en sentido sur-norte (Ver Figura 25). La decisión de realizar la mayoría de las líneas sísmica en dirección oeste-este obedece al patrón estructural regional el cual indica la presencia de una rampa con ligero buzamiento hacia el oeste ya reconocida en el sector central y occidental de la cuenca Cagúan-Putumayo que a continuación se ilustra.

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PE‐1987‐1433Campo VHR

Ecuador

PR‐1988‐2060

PD‐1989‐1450

PE‐1987‐1490P‐1987‐1620

PE‐1987‐1620

P‐1989‐1677

PE‐1987‐1655

PN‐1989‐2310

Figura 25. Ubicación de las líneas sísmica 2D en el área exploratoria Alea Este

Fuente: http://www.epis.com.co (Adaptado por el autor 2013)

4.2. Principales rasgos estructurales y de sedimentación

La estructura actual de la cuenca Cagúan-Putumayo está conformada por dos provincias tectónicas: una provincia plegada o de corrimientos con pliegues asimétricos y fallas inversas de gran salto (fallas de Mocoa y de Orito) y una provincia de plataforma tectónicamente menos alterada y caracterizada por bloques más rígidos, al este de las fallas Orito-Loro-Hormiga (Ver Figura 26). Otras fallas que define un lineamiento estructural importante dentro del área de plataforma y más precisamente en la cuenca Cagúan-Putumayo son las fallas Cencella y Mansoya. Con la revisión de los estilos estructurales efectuada por Repsol (2005) se pudo observar que los mismos se correlacionan muy bien con la Cuenca Oriente del Ecuador.

El patrón estructural regional indica la presencia de una rampa con ligero buzamiento hacia el oeste, cortada por un sistema de fallas en dirección aproximada N-S, este sistema está reconocido en el sector central y occidental de la cuenca de Cagúan-Putumayo. De la interpretación sísmica realizada por Repsol YPF (2005), en la Cuenca, se certifica la existencia de bloques rígidos separados por fallas de grandes extensiones longitudinales, de apariencia normal, pero reactivadas como fallas inversas, con rumbo N-S y plano de buzamiento hacia el este. El salto promedio de dichas fallas es del orden de 150 pies, generando

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estructuras en “echelón” desde el este hacia el oeste. En ambos lados de estas fallas se desarrollan altos estructurales que se han hallado en los campos que han sido perforados y están produciendo (Ver sector occidental de Figura 26).

BLOQUEALEA ESTE

ÁREA DEL PUTUMAYOPRINCIPALES RASGOS ESTRUCTURALES

N

Pozo ALEA‐1

A B

D

CCampo VHR

Figura 26. Principales rasgos estructurales del área del Putumayo

Fuente: Ecopetrol BEICIP 1987 (Adaptado por el autor 2013)

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Un ejemplo de este tipo de estructura se observa en el mapa estructural del tope Arenisca “U” donde se

ubica el pozo Alea 1 (Ver

Alea‐1

Figura 27). Este mapa estructural confirma lo antes ilustrado y sirve de guía para localizar en detalle las nuevas y probable trampas de las áreas reconocidas como prospectivas.

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Alea‐1

Figura 27. Mapa Estructural en tiempo al tope de la Formación Villeta y ubicación del pozo Alea 1

(Adaptado por el autor 2013)

Fuente: Evaluación del Potencial Exploratorio del Bloque Alea Repsol YPF 2005

La Figura 28 representa una sección esquemática del modelo de sedimentación referido en sentido Oeste-Este. La finalidad de esta sección es explicar la dirección del aporte sedimentario que produjo el relleno de la cuenca, definiendo al mismo tiempo en el subsuelo, la posición de los límites de sedimentación de la Formación Caballos y de los intervalos “T”, “U” y “M2” de la Formación Villeta.

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Figura 28. Sección esquemática del modelo de sedimentación de la cuenca Cagúan-Putumayo Fuente: Evaluación del Potencial Exploratorio del Bloque Alea, Repsol noviembre (2005)

Por información de los pozos que se han perforado dentro de la cuenca de Caguán-Putumayo (Data pack Agencia Nacional de Hidrocarburos 2005) se han podido construir los mapas isópacos representados en las Figuras 29, 30, 31 y 32. En la Figura 29 se reporta el mapa de distribución de la Arenas de la Formación Caballo; mientras que en la Figura 30 se representa el mapa de Arena Neta de la Areniscas “U” inferior de la Formación Villeta. En la Figura 29 la Formación Caballos ocupa una parte marginal del bloque Alea Este; es decir, el extremo occidental y ha sido reportada en la estratigrafía del pozo Alea 1 con un espesor muy exiguo. En la Figura 30 la Formación Villeta con sus areniscas del intervalo “U” cubre todo el bloque, dándole soporte a su prospectividad, de igual forma se observa en los mapas de la arenisca U superior y M2 (Figuras 31 y 32 respectivamente).

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A B

C

DCampo VHR

Límite Este de erosión o nodepositación de laFormación Caballos

Bloque Alea Este

>150100‐15080‐100< 80

Figura 29. Mapa Isópaco de la Formación Caballos

Fuente: Evaluación Del Potencial Exploratorio Del Bloque Alea Repsol YPF 2005 (Adaptado por el Autor 2013)

A B

C

DCampo VHR

Límite Este de erosión o nodepositación de la areniscaU inferior

80´- 60´

0´- 20´

60´- 40´

40´- 20´

Escala

80´- 60´

0´- 20´

60´- 40´

40´- 20´

Escala

Bloque Alea Este

Figura 30. Mapa Isópaco de la arenisca U inferior Formación Villeta


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A B

C

D

Límite Este de erosión o nodepositación de la areniscaU Superior

10´- 20´

> 20´

0´- 10´

Escala

10´- 20´

> 20´

0´- 10´

Escala

Campo VHR

Bloque Alea Este

Figura 31. Mapa Isópaco de la arenisca U Superior Formación Villeta


A B

C

DCampo VHR

>90´

0´- 90´

60´- 90´

30´- 60´

Escala

>90´

0´- 90´

60´- 90´

30´- 60´

Escala

Límite Este de erosión o nodepositación de la areniscaM2

Bloque Alea Este

Figura 32. Mapa Isópaco de la arenisca M2 Formación Villeta


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4.3. Sección estratigráfica

Se trazó una sección en dirección suroeste-noreste, con el propósito de observar la estratigrafía de las arenas en el área (Figura 33).

Rio Sevilla-1Rio Sevilla-1

Figura 33. Mapa de ubicación de la sección estratigráfica.

Fuente: NCT Energy Group, 2008.

o Sección Estratigráfica Suroeste-Noreste

Para esta sección se consideraron los pozos Caimán-2 y Río Sevilla-1, vecinos al área en estudio. La sección trazada en esta dirección permite observar que la Formación Caballos no está presente en esta área.

La arena U de la Formación Villeta se comienza acuñar hacia al NE (pozo Río Sevilla-1), quedando parcialmente desarrollada en el bloque de estudio.

La arena M2 de la Formación Villeta se preserva en dirección SO al NE, lo que significa que ella se encuentra desarrollada en toda el área (Figura 34).

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Figura 34. Sección Estratigráfica Suroeste-Noreste

Fuente: Informe Regional Evaluation of the Upper Magdalena, Western Atlas 1995. Data pack Mini Ronda 2008.

4.4. Estratigrafía del área prospectiva y ubicación de los niveles productores

La estratigrafía presente en el subsuelo del área prospectiva corresponde a la que se observa a lo largo del pozo Alea 1 como se ilustra en Figura 35. La prospectividad del área estudiada se ha enfocado sobre el desarrollo estratigráfico-estructural de la Arena “U” inferior de la Formación Villeta; la cual resulta ser el nivel productor por excelencia. Sin embargo, en la misma Figura 35 se puede observar la presencia de las Arenas “T”, “U” superior y “M2” que han mostrado presencia de petróleo pero en cantidades no comerciales.

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AR

ENIS

CA

S “U

”

ACUIFERA

PETROLIFERA534 BOPD 30.9º API

OIL SHOWS

ARENISCAS M2

CALIZA A

POZO ALEA-1FO

RM

ACIO

N V

ILLE

TA

8028´

8033´´

OIL SHOWS

PF: 8347´

8200´

8300´

POZO ALEA-1

BA

SAM

ENTO

OIL SHOWS

FM. CABALLOS

FOR

MA

CIO

N V

ILLE

TA

AR

ENIS

CA

S “T

”A

REN

ISC

AS

“U”

ACUIFERA


OIL SHOWS

ARENISCAS M2

CALIZA A

POZO ALEA-1FO

RM

ACIO

N V

ILLE

TA

8028´

8033´´

OIL SHOWS

PF: 8347´

8200´

8300´

POZO ALEA-1

BA

SAM

ENTO

OIL SHOWS

FM. CABALLOS

FOR

MA

CIO

N V

ILLE

TA

AR

ENIS

CA

S “T

”A

REN

ISC

AS

“U”

ACUIFERA


OIL SHOWS

ARENISCAS M2

CALIZA A

POZO ALEA-1FO

RM

ACIO

N V

ILLE

TA

8028´

8033´´

OIL SHOWS

PF: 8347´

8200´

8300´

POZO ALEA-1

BA

SAM

ENTO

OIL SHOWS

FM. CABALLOS

FOR

MA

CIO

N V

ILLE

TA

AR

ENIS

CA

S “T

”

Figura 35. Estratigrafía del pozo Alea 1 del Campo Platanillo.

Fuente: Evaluación Del Potencial Exploratorio Del Bloque Alea Repsol YPF 2005

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4.4.1. Criterios para la identificación de los horizontes reflectores en las secciones sísmicas

La sección sísmica en la cual se representa la estratigrafía de los horizontes productores reconocidos en el pozo Alea 1 y validada con la data de perforación y correlaciones con los registros eléctricos, ha sido tomada en este estudio como sección de referencia para la calibración y reconocimiento de los horizontes reflectores de las secciones sísmicas realizadas en el área prospectiva del bloque Alea Este como se muestra en Figura 36.

Como soporte adicional, para el correcto reconocimiento de los reflectores, podemos mencionar que las líneas sísmicas interpretadas por Repsol (2005) en todo el Campo Platanillo, confirma lo antes mencionados dándole validez a las operaciones de correlación lateral de las distintas secciones sísmicas interpretadas del área Alea Este (Ver Figura 37).

PN‐89‐2310Línea PE‐87‐1620

Línea P‐87‐1620

POZO ALEA‐1

W E

AREA PROSPECTIVA

Tope Fm. Pepino

Tope Intervalo “U”

Tope del BasamentoTope Fm. Villeta

Figura 36. Interpretación de los horizontes reflectores en el área prospectiva por medio de correlaciones laterales a partir de la sección sísmica en la cual se representa la estratigrafía de los horizontes productores del pozo Alea 1. Línea Sísmica PE-87-

1620

Fuente: Información sísmica data pack ANH

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Figura 37. Comparación entre la interpretación sísmica Repsol (2005) (izquierda) versus archivo Data pack ANH (derecha). Nótese la correspondencia entre los reflectores reconocidos para las distintas formaciones en ambas secciones sísmicas


4.5. Interpretación de las secciones sísmicas: PD-89-1677, PE-87-1655, P-87-1620, PE-87-1620, PE-87-1490, PE-87-1450, PE-87-1433, PR-88-2060 y PN-89-2310

En este párrafo se ilustran las interpretaciones de las secciones sísmicas con la identificación de los reflectores que corresponden a los distintos topes formacionales. Específicamente, se logra diferenciar el tope del basamento, el tope del intervalo “U”, el tope de la formación Villeta y el tope de la formación Pepino.

En la sección de Figura 38, que corresponde a la parte norte del área de estudio, se reconoce un área prospectiva debido a la presencia de suaves ondulaciones que se observan a lo largo de los reflectores; delineándose al mismo tiempo un acuñamiento y un adelgazamiento de la Formación Villeta hacia el este llegando casi al cierre lateral del intervalo productor “U”.

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W E

Tope Fm. Villeta

Tope Fm. Pepino

Tope del Basamento


AREA PROSPECTIVA

Línea PD-89-1677

P‐1989‐1677

Figura 38. Interpretación de los horizontes reflectores y de los topes de interés en la Línea Sísmica PD-89-1677


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En la sección de Figura 39, que se ubica más al sur de la anterior, se reconoce también un área prospectiva debido a la presencia de suaves ondulaciones que se observan a lo largo de los reflectores en el sector occidental con el evidente acuñamiento y adelgazamiento de la formación Villeta ó Napo hacia el este y el cierre del intervalo productor “U”.

W E

AREA PROSPECTIVA

Línea PE‐87‐1655

Tope Fm. Pepino

Tope del Basamento


Tope Fm. Villeta

PD‐87‐1655

Figura 39. Interpretación de los horizontes reflectores y de los topes de interés en la línea sísmica PD-87-1655


La Figura 40 es una sección sísmica en la cual se representa la estratigrafía de los horizontes productores reconocidos en el pozo Alea 1 y validada con la data de perforación y correlaciones con los registros eléctricos. Hay que resaltar que en este estudio esta sección ha sido tomada como referencia para la calibración y reconocimiento de los horizontes reflectores de las secciones sísmicas realizadas en el área prospectiva del bloque Alea Este.

La Figura 41 muestra dos secciones sísmicas alineadas oeste-este en las cuales se representa la estratigrafía de los horizontes productores reconocidos en el pozo Alea 1 y validada con la data de perforación y correlaciones con los registros eléctricos. Obsérvese la ubicación del área prospectiva debido a la presencia de suaves ondulaciones que se observan a lo largo de los reflectores en el sector central con el evidente acuñamiento y adelgazamiento de la formación Villeta hacia el este y el cierre del intervalo productor “U” de manera similar a la sección de Figura 39.

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LINEA P‐87‐1620POZO ALEA‐1W E

Figura 40. Interpretación de los horizontes reflectores y de los topes de interés en la línea sísmica P-87-1620


PN‐89‐2310Línea PE‐87‐1620

Línea P‐87‐1620

POZO ALEA‐1

W E

AREA PROSPECTIVA

Tope Fm. Pepino



P‐87‐1620 PE‐87‐1620

Figura 41. Interpretación de los horizontes reflectores y de los topes de interés en las líneas sísmica P-87-1620 y PE-87-1620


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Las Figuras 42, 43 y 44 muestran tres secciones sísmicas alineadas oeste-este en las cuales se reproducen sustancialmente las mismas condiciones estratigráfico-estructurales que se observan en la sección de Figura 39. Obsérvense las posiciones de las áreas prospectivas en correspondencia de las suaves ondulaciones (que pueden ocultar la presencia de fallas) que se observan a lo largo de los reflectores en el sector central con el evidente acuñamiento y adelgazamiento de la formación Villeta ó Napo hacia el este y el cierre del intervalo productor “U” de manera similar a la sección de Figura 39.

W E

AREA PROSPECTIVA


Tope del BasamentoTope Intervalo “U”

Tope Fm. Villeta

Tope Fm. Pepino

PE‐87‐1490

Figura 42. Interpretación de los horizontes reflectores y de los topes de interés en la línea sísmica PE-87-1490


En Figura 45 es reportada la sección PR-88-2060 que es la línea sísmica de prolongación de la sección PE-87-1433 indicada en Figura 44. En la sección de Figura 45 se observa la presencia de un alto estructural donde se aprecia la desaparición del intervalo “U” y el extremado adelgazamiento de las formaciones Villeta y Pepino; por lo tanto, esta área puede descartarse como prospectiva a nivel de intervalo “U”.

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En la misma sección, a nivel de basamento, se interpreta la presencia de tres fallas; dos externas con características compresionales (inversas), y una central con características distensionales (normal).

La Figura 46 muestra una sección sísmica alineada sur-norte perpendicularmente al buzamiento de las capas hasta ahora observadas en todas las secciones sísmicas interpretadas; es decir, a lo largo del rumbo de la estratificación. En esta sección sísmica se puede apreciar un ligero buzamiento hacia el norte del basamento y las capas sedimentarias suprayacentes, en las cuales se reproducen sustancialmente las mismas condiciones estratigráficas hasta ahora observadas. Esta sección confirma las prospectividad de las áreas hasta ahora definidas.

W E

AREA PROSPECTIVA

Línea PD‐89‐1450

Tope Fm. Pepino

Tope del BasamentoTope Intervalo “U” Tope Fm. Villeta

PD‐89‐1450

Figura 43. Interpretación de los horizontes reflectores y de los topes de interés en la línea sísmica PD-89-1450


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W E

POZO CAIMAN‐2

AREA PROSPECTIVA


Tope Fm. Pepino

Tope del Basamento

Tope Fm. VilletaTope Intervalo “U”

PE‐87‐1433

Figura 44. Interpretación de los horizontes reflectores y de los topes de interés en la línea sísmica PE-87-1433


Figura 45. Interpretación de los horizontes reflectores y de los topes de interés en la línea sísmica PR-88-2060


89

PE‐87‐1620

1.5

PN‐89‐2310S NPE‐87‐1433

Tope Fm. Pepino



PN‐89‐2310

Figura 46. Interpretación de los horizontes reflectores y de los topes de interés en la línea sísmica PR-89-2310


4.6. Estimación del riesgo geológico

Tal como se explicó en el capítulo II en el punto 2.5.7, “Estimación del riesgo geológico en la exploración”, se realizó dicha estimación para el área prospectiva visualizada en el Bloque Alea Este. A continuación se presenta la evaluación de cada uno de los parámetros considerados. Para este play, se obtuvo una probabilidad de ocurrencia del 50%. (Tabla 6).

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Tabla 6. Evaluación del riesgo geológico área prospectiva Alea Este Fuente: Perozo Delmoral 2013

Estimación riesgo geológico área Alea Este

Parámetros Geológicos Probabilidad de Existencia del Elemento

Roca Generadora 1

Roca Reservorio 0,80

Trampa/Sello 0,90

Factor Dinámico 0,70

Probabilidad de Ocurrencia 0,50

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CONCLUSIONES

o En el bloque Alea Este existen buenas condiciones estratigráficas y estructurales para el

entrampamiento de hidrocarburos; con la información disponible se pudieron identificar posibles prospectos, sin poder definir con exactitud las extensiones de los mismos. Además la producción de los campos vecinos proporciona evidencias de prospectividad en cuanto a la existencia de acumulaciones de hidrocarburo en la cuenca.

o Por la continuidad de los reflectores sísmicos interpretados se puede afirmar que es casi seguro

que las condiciones depositacionales de la Formación Villeta sean las mismas que las encontradas en las otras áreas; es decir, que correspondan a una plataforma carbonática mixta (ambiente marino somero con alternancia de calizas generadoras y areniscas almacenadoras), en donde hayan existido las condiciones para la generación, migración y acumulación de petróleo.

o Las estructuras identificadas en las áreas prospectivas presentan cierres de intervalo y de

formaciones hacia el este confirmando la presencia de un alto estructural donde se aprecia la desaparición del intervalo “U” y el extremado adelgazamiento de las formaciones Villeta y Pepino.

o Las áreas de interés identificadas como prospectivas además de tener trampas por cierre lateral y

acuñamientos de las capas, están localmente relacionados con bloques fallados y estructuras suavemente plegadas al estilo “echelón”, a pesar de que la resolución de las líneas sísmicas observadas no ofrecen mucho detalle al respecto.

o Existe buena correlación entre la Cuenca del Putumayo, (Colombia) y la Cuenca Oriente,

(Ecuador) y probablemente los trenes o tendencias de sedimentación observados en Ecuador continúen hacia Colombia (Putumayo).

o Con respecto a las áreas prospectivas definidas en las distintas secciones sísmica en relación a la

arenisca “U” inferior, no debe descartarse la posibilidad de hallar buenas mineralizaciones dentro de las arenisca “U” superior y “M2” especialmente en dirección este, ya que desde el punto de vista del buzamiento regional para estos intervalos las mejores oportunidades de saturación de petróleo es cuesta arriba. En otras palabras podemos decir que en proximidad del acuñamiento de la

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arenisca “U” inferior, superiormente podría estar presente algún yacimiento dentro de las arenisca “U” superior y también en “M2”. Estas hipótesis se fundamentan sobre el hecho de que al oeste en la estratigrafía del pozo Alea 1 se ha evidenciado la presencia de petróleo dentro de las areniscas “U” superior y “M2”; y que en el resto del área son buenas productoras.

o El Riesgo Geológico, en el área prospectiva identificada dentro del Bloque Alea Este, podría

considerarse hasta este momento como de riesgo bajo, ya que lo que se debería comprobar es la integridad de las trampas presentes. De hecho, sabemos, con un grado alto de certidumbre, de la presencia de las rocas generadoras, de las rocas almacenadoras y de un buen sello tanto vertical (capas impermeables) como horizontal (eventuales fallas sellantes) como en el resto del área.

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RECOMENDACIONES

o Debido a que algunas de las trampas podrían ubicarse en proximidad de bloques fallados, es

importante reconocer en detalle el buzamiento de las capas en ese bloque; ya que la incertidumbre para la ubicación del pozo se reduce al reconocimiento de la parte alta de la trampa. Para este punto hay que reinterpretar con mayor precisión la sísmica del área prospectiva con el fin de reconocer el correcto buzamiento de las capas, la eventual presencia de alguna falla anteriormente no observada y de esta manera ubicar con la menor incertidumbre el pozo productor.

o De manera de visualizar con mayor claridad el comportamiento de los reflectores en las áreas

prospectivas identificadas, se recomienda ampliar la escala vertical hasta 6 más de la empleada.

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GLOSARIO

A

Acrozona: También se conoce como zona de distribución, constituye un tipo de biozona.

Anticlinal: Es un pliegue convexo hacia arriba, o en forma de letra A. En él, las capas o estratos más antiguos estarán hacia el centro de la curvatura. El anticlinal es posiblemente la estructura o pliegue de mayor importancia en la búsqueda de hidrocarburos.

C

Columna cronoestratigráfica: son secciones de rocas ordenadas en el tiempo. Una unidad de tiempo se mide en millones de años. Consiste en una sucesión conformable de estratos que están relacionados genéticamente, la cual está demarcada en su tope y en su base por discordancias o sus concordancias correlativas

Continuidad lateral: mayor o menor será resultante de cuán estables lateralmente sean las condiciones sedimentarias en un tiempo geológico dado: un fondo marino con ocasionales cañones de turbidez, una superficie de llanura cortada por canales, un talud con deltas intercalados, una plataforma con arrecifes, un lago continental de fondo parejo, un desierto con dunas en avance

Contrastes verticales: son indicativos de los cambios en las condiciones de depositación a través del tiempo, sea con energía estable que resultará en reflexiones débiles por los bajos contrastes de impedancias acústicas, o bien energía cambiante en el medio sedimentario y consecuentemente reflectores fuertes (por ejemplo intercalación de arenas de cursos enérgicos con arcillas de planicies de inundación de baja energía del medio de transporte, en este caso el agua en movimiento).

Correlación: puramente un proceso de reconocimiento de patrones. El patrón puede ser un pulso simple, el cual se distingue por su amplitud y frecuencia, ó un grupo de reflexiones que conformen un "paquete". La correlación se utiliza principalmente para relacionar eventos a través de zonas de discontinuidad ó para relacionar reflexiones de una línea a otra.

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D

Diaclasas: Corresponden a discontinuidades o fracturas las cuales son solamente producto de tensión y NO involucran un movimiento relativo entre los bloques

Discordancia (unconformity): Una superficie que representa un faltante de tiempo, el cual está caracterizado por exposición sub-aérea (y a veces sub-acuática) y truncaciones erosivas (Vail, Hardenbol, and Todd, 1977)

E

Espacio de acomodación: El espacio disponible para la acumulación potencial de sedimentos (Jervey).

Estratigrafía de secuencias: La rama de la estratigrafía que se ocupa de las secuencias depositacionales de estratos genéticamente relacionados depositados durante las diferentes fases de los ciclos del nivel del mar (Haq,Hardenbol, Vail, 1990).

F

Facies: Es un conjunto de características litológicas y faunísticas de una unidad estratigráfica que permite distinguirla de las unidades adyacentes (Gressly, 1938).

Falla (Fault Faulting): Una estructura geológica que consiste de una fractura en la roca, a lo largo de la cual ha habido un perceptible deslizamiento.

Formación: Conjunto de rocas que presentan características geológicas y palenteológicas comunes.

G

Graben o fosa tectónica: El conjunto de dos fallas normales paralelas con inclinación opuesta en un ambiente tectónico expansivo, es decir, el sector central se mueve relativamente hacia abajo con respecto de los flancos. En el interior de una fosa tectónica generalmente afloran rocas más jóvenes

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H

Horst o pilar tectónico: Muestra un movimiento relativo hacia arriba en su interior, es decir el sector central está constituido por rocas más antiguas que el sector lateral.

I

Impedancia Acústica: es una propiedad intrínseca de las rocas y se define como el producto entre la densidad de las rocas del subsuelo y la velocidad de las ondas acústicas cuando se propagan a través de ellas. Cada roca, de acuerdo a su composición mineralógica y contenido de fluidos, posee una impedancia acústica más o menos distintiva.

K

Kerógeno: es la fracción orgánica contenida en las rocas sedimentarias que es insoluble en disolventes orgánicos. Bajo condiciones de presión y temperatura, el kerógeno empieza a ser inestable y se produce reagrupamiento en su estructura con objeto de mantener el equilibrio termodinámico precediendo a la generación de hidrocarburos.

O

Oportunidades exploratorias: áreas con alto grado de prospectividad o con presencia de hidrocarburo en cantidades comerciales, que no han sido estudiadas o revisadas ni geológica ni geofísicamente.

P

Porosidad: El espacio entre los granos de la roca en la que el petróleo y el gas se acumula Permeabilidad: La facilidad con la que el petróleo y el gas puede moverse a través de los canales interconectados.

Punto de equilibrio: El punto a lo largo del perfil donde la velocidad de cambio del nivel eustático del mar se iguala a la velocidad de subsidencia. Separa las zonas de elevación relativa de los de descenso relativo del nivel del mar.

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Pliegues: Son deformaciones de la corteza terrestre, producidos por la acción de esfuerzos activos dentro de la tierra.

R

Reflector sísmico: Una superficie sísmica de reflexión (lo que llamamos horizonte, nivel guía, reflector o, en inglés, marker) en su expresión geológica actual normalmente muestra el resultado de unos rasgos de sedimentación originales alterados estructuralmente por la tectónica posterior. De modo que mapear un reflector es ver el final de una larga historia.

Rocas: Son agregados de materia mineral formados por medios naturales.

Rumbo: el rumbo de un estrato de formación es la intersección entre el estrato y un plano horizontal, medido desde el plano N – S.

S

Sección condensada: Un intervalo estratigráfico marino delgado caracterizado por muy bajas tasas de depositación (menos de 1-10mm/1000años) (Vail, Hardenbol, and Todd, 1984).Consiste en sedimentos pelágicos y hemi-pelágicos, depositados en la plataforma media y externa, en el talud y en el fondo de la cuenca durante un período de máximo relativo de elevación del nivel del mar y máxima transgresión de la línea de costa (Loutit, 1986).

Secuencia estratigráfica depositacional: Una sucesión relativamente conformable de estratos genéticamente relacionados limitados en su techo y base por discordancias o sus correlativas concordancias (Vail et al., 1977).Está compuesta de una sucesión de “systems tracts” y se deposita entre dos puntos de inflexión en la caída del nivel del mar.

Sedimentación: Son los procesos y mecanismos de formación y acumulación de sedimentos en forma de láminas, capas o estratos, incluyendo en tales procesos la separación de las partículas de rocas de las cuales se han originado

Sinclinal: Es un pliegue cóncavo hacia arriba o en forma de U. Las rocas más jóvenes se encuentran hacia el centro de la curvatura.

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Sistema Deposicional: Arreglo tridimensional de litofacies, genéticamente vinculados por procesos y ambientes activos (modernos) o inferidos (viejos). (Delta, ríos, barreras, etc.) (Brown and Fisher, 1977).

“System Tract”: Agrupamiento de sistemas depositacionales contemporáneos (Brown and Fisher, 1977). Cada “system tract” está asociado con segmento específico de la curva eustática (nivel bajo eustático con cuña de mar bajo, rápida elevación del nivel eustático con sistema transgresivo, etc.).

Y

Yacimiento (Reservoir): Acumulación de aceite y/o gas en roca porosa tal como arenisca. Un yacimiento petrolero normalmente contiene tres fluidos (aceite, gas y agua) que se separan en secciones distintas debido a sus gravedades variantes. El gas siendo el más ligero ocupa la parte superior del yacimiento, el aceite la parte intermedia y el agua la parte inferior.

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