evaluacion del potencia hidrocarburifero de las cuencas colombianas uis 2009
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INFORME EJECUTIVO EVALUACIÓN DEL POTENCIAL HIDROCARBURÍFERO DE LAS
CUENCAS COLOMBIANAS
CONTRATO INTERADMINASTRATIVO Nº 2081941 DE 2008 FONADE-UIS-ANH
Elaborado por:
MARIO GARCIA GONZALEZ RICARDO MIER UMAÑA
LUIS ENRIQUE CRUZ GUEVARA MAURICIO VASQUEZ
GRUPO DE INVESTIGACION EN GEOLOGIA DE HIDROCARBUROS Y CARBONES UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER
Abril, 2009
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INTRODUCCIÓN. El presente documento es el informe ejecutivo del contrato interadministrativo Nº 2081941 del 2008 FONADE-UIS-ANH, denominado “Evaluación del potencial hidrocarburífero de las cuencas colombianas”. El objeto del contrato antes mencionado consintió en hacer una revisión de la información básica de la geológica geofísica geoquímica con el fin de revisar los sistemas petrolíferos conocidos y llevar a cabo un cálculo de los recursos de hidrocarburos presentes en las cuencas Colombinas. La información empleada en este trabajo fue suministrada por la ANH, a través de la base de datos EPIS, además se utilizó información cartográfica del INGEOMINAS. El informe contiene los siguientes apartes: un resumen de los trabajos anteriores que han estudiado el tema del potencial petrolífero del país. Una breve descripción de los métodos de cálculo de recursos de hidrocarburos en donde también se explica el método de balance de masas empleado en el presente trabajo. Descripción de los sistemas petrolíferos Colombianos. Resultados del cálculo de los recursos de petróleo y gas que incluye yacimientos convencionales y no convencionales.
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TRABAJOS ANTERIORES
Son pocos los trabajos que han estimado o calculado el potencial de los recursos de petróleo y gas en las cuencas sedimentarias de Colombia, estos se reducen ha los siguientes:
• Dimensionamiento del Potencial gasífero de Colombia. García et al.,1998. • Potencial Petrolífero de Colombia ECOPETROL, 2000. • Atlas de Cuencas sedimentarías y Geología del petróleo de Colombia,
ECOPETROL 2000. • World oil and gas assessment. USGS, Ahlbrandt, 2000. • Arthur D. Little, 2006
El dimensionamiento del potencial gasífero de Colombia empleo el método de balance de masas obteniendo un valor total de 97 terapies cúbicos de gas (TCF) en Colombia. El potencial petrolífero de Colombia estimado por ECOPETROL, 2000, no presentó el método de cálculo de recursos, pero determinó que el potencial de hidrocarburos de Colombia es de 37 billones de barriles de petróleo equivalente (BBOE, en donde un billón de barriles equivale a 1X109 barriles) distribuidos en 23.3 Billones de barriles de petróleo (BBO) y 96 TCF de gas. En el año 2000 el servicio geológico americano (USGS) publicó el cálculo del recurso hidrocarburífero a nivel mundial, en donde se determinó mediante método estadístico que el recurso hidrocarburífero de Colombia variaba entre 1.3 y 10.9 BBOE, (Ahlbrandt, 2000). Este último estimativo es extremadamente pesimista puesto que en la cuenca de los llanos Orientales el potencial varía entre 793 millones y 8 BBO con una media de 3.63 BBO. Si se tiene en cuenta que la producción acumulada al año 2008 fue de 3064 millones de barriles de petróleo (MMBO), según reportes de ACIPET (2008). Este valor es muy cercano al recurso promedio estimado por (Ahlbrandt, 2000) el cual fue de 3.6 BBO. En consecuencia el estudio del USGS está subestimando el verdadero potencial petrolífero del país. La empresa Arthur D. Little, (2006), realizó una evaluación del potencial hidrocarburifero del país publicando los siguientes datos: en un escenario favorable el país contaría con 6.8 BBO y 35 TCF de gas y en un escenario adverso las reservas de petróleo serían de 2.4 BBO y 6 TCF. Este estimativo es aún más bajo que el del USGS (Ahlbrandt, 2000), de otra parte no se tuvo acceso al documento para conocer la metodología del cálculo empleado. Finalmente en la dirección de internet de la ANH (www.anh.gov.co), en abril del 2009, se publica que ECOPETROL estima el potencial hidrocarburífero de Colombia en 47 BBOE, sin embargo no se tuvo acceso al documento original.
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METODOLOGÍA UTILIZADA El método utilizado consiste en el balance de masas, propuesto por Schmoker (1994), publicado por el servicio geológico americano USGS. Esta metodología se utilizó ya que no se contó con los datos suficientes para aplicar un método estadístico que arrojara datos confiables de las estimaciones de los recursos hidrocarburíferos en las diferentes cuencas sedimentarias de país. El método de balance de masas calcula la masa de hidrocarburos generados por una roca fuente activa que hace parte de un sistema petrolífero. Este método sigue 4 etapas: 1) Identificación de la roca fuente y sus limites en la cuenca, 2) Calculo de la masa de carbono orgánico total (TOC) en la roca fuente, 3) calculo de la masa de hidrocarburos generados por gramo de carbono orgánico (mgr HC/ gr TOC), 4) Calculo de la masa de hidrocarburos generados en la cuenca (M gr). El método propuesto por Schmoker (1994) emplea el índice de hidrogeno (HI) para cuantificar la fracción de Kerógeno que se transforma en hidrocarburo. El valor de HI se obtiene de los análisis de pirolisis tipo Rock Eval, y representa el potencial de la roca fuente para generar hidrocarburo. La diferencia entre el índice de hidrogeno original HIo (antes de la generación de hidrocarburos) y el HI analizado, representa la cantidad de hidrocarburos generados por una roca fuente en una cuenca determinada. SISTEMAS PETROLIFEROS COLOMBIANOS A partir de la revisión de la información básica de geología y geoquímica se elaboró la Tabla 1 en donde se resume la información de los sistemas petrolíferos de las diferentes cuencas. Adicionalmente se elaboraron modelos geoquímicos 1D con la información estratigráfica y geoquímica. A partir de estos modelos se elaboraron los cuadros de eventos de los sistemas petrolíferos correspondientes. La Tabla 1 incluye la siguiente información para cada cuenca: identificación de las rocas fuente, reservorio, y sello. Contenido promedio de porcentaje de carbono orgánico total (TOC), índice de hidrogeno (HI), reflectancia de vitrinita (Ro), espesor promedio de la formación generadora y extensión de la cocina de hidrocarburos. Los datos geoquímicos para cada cuenca fueron tomados de Organic Geochemistry Atlas of Colombia (2009).
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Tabla1. Resumen de los sistemas petrolíferos en las cuencas sedimentarias colombianas.
CUENCA ROCA FUENTE ROCA RESERVORIO ROCA SELLO TOC
Actual % HI mg HC/g
Ro ESPESOR EXTENSION COCINA km 2
m
LLANOS ORIENTALES Fm. Gacheta
Fms. Mirador, Barco,
Carbonera
Fms. Carbonera, Guadalupe
2,00 300 0.8 200 55800.00
Fm. Barco 2,00 200 0.6 300 30452.00
CATATUMBO Fm. La Luna Fm. Barco Fms. Colón, Los Cuervos 3,20 300 0.7 62 2277.21
Fm. Capacho 2,10 350 0.8 200 3202.74 VALLE INFERIOR DEL MAGDALENA Fm. Porquero
Fm. Cienaga de Oro
Fms. Cienaga de Oro, Tubará 2,00 300 0.5 250 9792.00
Fm. Cienaga de Oro
2,00 200 0.5 120 7990.00
VALLE MEDIO DEL MAGDALENA Fm. La Luna
Fms. Los Santos,
Rosablanca, Tablazo
Fms. Paja, Simití
4,00 350 0.8 300 3827.00
Grupo Calcáreo Basal
4,00 300 0.9 200 4282.00
VALLE SUPERIOR DEL MAGDALENA
Grupo Villeta Cenomaniano
Fm. Caballos y el Grupo
Guadalupe
Fm. Caballos, Grupo Villeta
7,00 360 0.7 200 3192.00
CAGUAN PUTUMAYO Grupo Villeta Fm. Caballos Fm. Rumiyaco 3,00 700 0.7 200 5228.58
VAUPÉS - AMAZONAS Calizas de Berlín Fm. Araracuara
Formaciones arcillosas del
Neogeno 1,50 150 1 40 18097.63
SINU - SAN JACINTO Fm. Cansona
Fm. San Cayetano Fm. Maco 2,00 200 0.4 250 12740.18
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CAUCA-PATIA Fm. Guachinte - Ferreira Fm. Chimborazo
Fm. Guachinte - Ferreira 2,00 300 0.5 180 2058.00
CESAR-RANCHERIA
Fm. La Luna (Subcuenca
Cesar) Fm. Rio Negro Fm. Molino 3,00 400 0.6 250 2863.09
Fm. La Luna (Subcuenca Ranchería)
3,00 300 0.7 200 993.73
GUAJIRA Y GUAJIRA
OFFSHORE Fm. La Luna Grupo Cogollo
Fms. Colón, Siamaná
2,00 200 0.7 100 3567.43
CORDILLERA ORIENTAL
Fm. Une - Fm. Guaduas
Fm. Une Fm. Socha 2,00 40 1,69 200 640,77
URABA Shales del Mioceno
Areniscas del Mioceno
Arcillolitas Intercaladas del Mioceno
2,00 300 0,4 300 2980,45
TUMACO Limolitas del Oligoceno
Rocas Calcareas del Oligoceno
Limolitas del Mioceno Tardío
4,00 400 0,6 100 15126,53
CHOCO Fm. Iro Fm. Condoto Fm. Itsmina 2,00 300 1 300 4103,46
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En la determinación de los sistemas petrolíferos de cada cuenca se tomó en cuenta la columna estratigráfica generalizada, se calcularon modelos geoquímicos 1D con el software Petromod y finalmente con esta información se elaboraron las correspondientes cartas de eventos. Como ejemplo se presenta la cuenca de los Llanos Orientales (ver Figuras 1, 2 y 3).
Figura 1. Columna estratigráfica Generalizada de la Cuenca Llanos Orientales. (Barrero et al., 2007)
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Figura 2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca Llanos Orientales y variación de la maduración termal en porcentaje de reflectancia de vitrinita (% Ro).
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Figura 3. Carta de eventos para la Cuenca Llanos Orientales elaborada a partir del modelo 1D.
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La información de la producción de hidrocarburos en las diferentes cuencas y campos se reporta en tablas anexa en donde se incluye la producción acumulada de petróleo y gas hasta el año 2008. La localización de los campos de hidrocarburos en las diferentes cuencas con el estimativo inicial de reservas se incluye en el informe final. La Figura 4 ilustra la localización de los principales campos petrolíferos y gasíferos en la cuenca de los llanos Orientales.
Figura 4. Localización de los principales campos petrolíferos y gasíferos en la cuenca de los Llanos Orientales de Colombia. Tomado y modificado del Atlas of sedimentary basins and petroleum geology of Colombia ECOPETROL, (2000).
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POTENCIAL HIDROCARBURÍFERO DE LAS CUENCAS COLOMBIAN AS Los resultados de los cálculos de balance de masa siguiendo la metodología propuesta por Schmoker 1994 y ajustadas con las consideraciones de riesgos geológico descritas por Hunt (1997), permitieron obtener cifras del potencial de recursos hidrocarburíferos de yacimientos convencionales, incluidos en la Tabla 2.
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Tabla 2. Resumen del potencial de recursos Hidrocar buríferos de Colombia
CUENCA
POTENCIAL RECURSOS AREA 90%
(BBP)
POTENCIAL RECURSOS AREA 50%
(BBP)
POTENCIAL RECURSOS
AREA 10% (BBP)
LLANOS 81.05 45.03 9.01
CATATUMBO 2.79 1.55 0.31
VALLE INFERIOR DEL MAGDALENA 11.88 6.60 1.32
VALLE MEDIO DEL MAGDALENA 27.68 15.38 3.08
VALLE SUPERIOR DEL MAGDALENA 22.20 12.33 2.47
CAGUAN PUTUMAYO 2.06 1.14 0.23
VAUPÉS - AMAZONAS 3.05 1.70 0.23
SINU - SAN JACINTO 8.85 4.42 0.88
CAUCA-PATIA 2.08 1.16 0.23
CESAR-RANCHERIA 8.05 4.47 0.9
GUAJIRA - GUAJIRA OFFSHORE 0.94 0.52 0.10
CORDILLERA ORIENTAL 0,32 0,18 0,04
URABA 1.34 0,75 0.15
TUMACO 3.40 1,89 0.38
CHOCO 4.62 2,56 0.51
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CONCLUSIONES A diferencia de la mayoría de las anteriores evaluaciones los resultados del potencial del recurso hidrocarburífero de Colombia se baso en el cálculo de balance de masas, los resultados obtenidos tienen un soporte metodológico sencillo que permitió hacer una evaluación sin sesgos o subjetividades propias del evaluador. Con excepción de los estudios de Ahlbrandt, 2000 y de García et al. (1998) todas las cifras publicadas por trabajos anteriores no presentan la metodología empleada, por lo cual no es posible hacer comparaciones objetivas con respecto al presente estudio. El método empleado para calcular el potencial de recursos hidrocarburíferos en las cuencas sedimentarias de Colombia fue el balance de masas, el cual es el más apropiado cuando no se cuenta con una base de datos que incluya información detallada de la geología de los diferentes campos así como de la información petrofísica y de producción. Teniendo en cuenta los resultados de los anteriores estudios se propone considerar tres escenarios basados en la extensión de las cocinas siendo el escenario favorable el 90%, el escenario promedio el 50% del tamaño original y el escenario adverso el 10% del tamaño original.
CUENCA
TOTAL POTENCIAL DE
RECURSOS ESCENARIO FAVORABLE
(BBP)
TOTAL POTENCIAL DE
RECURSOS ESCENARIO
PROMEDIO (BBP)
TOTAL POTENCIAL DE
RECURSOS ESCENARIO
ADVERSO (BBP)
TOTAL POTENCIAL BBP 180.31 99.68 19.93
Las cifras anteriores se deben validar con nuevos estudios, en los cuales se considere con mayor detalle los factores de riesgo geológico y en especial el sincronismo de los procesos de los sistemas petrolíferos colombianos. En la gran mayoría de las cuencas colombianas el momento crítico se presenta en el Holoceno o el Pleistoceno esto indica que las posibilidades de preservación de las acumulaciones de petróleo y gas son muy bajas, por tanto gran cantidad de petróleo y gas pudo haber migrado hacia la superficie.
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REFERENCIAS CITADAS
ACIPET, 2008. Reportes de producción acumulada de petróleo y gas de las cuencas colombianas.
Arthur D. Little , 2006. Perspectivas de Nuevas reservas.
Ahlbrandt T.S, 2000. The USGS World Oil and Gas Assessment. Search and Discovery, 10006.
Barrero D., Pardo A., Vargas C., Martínez J., 2007. Colombian Sedimentary Basins. Nomenclature, Boundaries and Petroleum Geology, a New Proposal. Agencia Nacional de Hidrocarburos.
ECOPETROL, 2000. Atlas of Sedimentary Basins and Petroleum Geology of Colombia.
García González, M., Rovira D., Giraldo B.N., et al., 1998. Dimensionamiento del Potencial gasífero de Colombia. Informe Interno ECOPETROL – ICP.
Hunt J.M., 1995. Petroleum Geochemistry and Geology. W.H. Freeman (Second Edition): 1-743.
Montes L. (Editor), 2009. Organic Geochemistry Atlas of Colombia, By: ANH, Universidad Nacional de Colombia, RA Geología E.U. and GEMS Ltda., Earth Sciences Research Journal, Edición especial, 13: 1-134.
Schmoker J.M, 1994. Volumetric Calculations of Hydrocarbons Generated, En: Magoon, L.B y Dow, W.G, Eds, The Petroleum System from Source to Trap. AAPG Memoria, 60 (19): 323-326.
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EVALUACIÓN DEL POTENCIAL HIDROCARBURÍFERO DE LAS CUENCAS COLOMBIANAS
CONTRATO INTERADMINASTRATIVO Nº 2081941 DE 2008 FONADE-UIS-ANH
MARIO GARCÍA GONZÁLEZ RICARDO MIER UMAÑA
LUIS ENRIQUE CRUZ GUEVARA MAURICIO VASQUEZ
GRUPO DE INVESTIGACIÓN EN GEOLOGÍA DE HIDROCARBUROS Y CARBONES
UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER
2010
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CONTENIDO
Pág.
1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................... 1
2. TRABAJOS ANTERIORES ...................................................................................... 1
3. SISTEMAS PETROLIFEROS .................................................................................. 2
4. MÉTODOS PARA EL CÁLCULO DE RECURSOS DE HIDROCARBUROS ... 4
4.1. Métodos determinísticos: ....................................................................................... 4 4.2. Métodos probabilísticos: 5 4.3. Método FORSPAN 6 4.4. Método de Balance de masas 8 4.4.1 Descripción del método de cálculo 8 4.4.2 MÉTODO DE HUNT 10
5. SISTEMAS PETROLIFEROS COLOMBIANOS ................................................. 12 5.1 SISTEMA PETROLIFERO CUENCA AMAGA 14 5.2 SISTEMA PETROLIFERO DE LA CUENCA DE CAGUAN - PUTUMAYO. 16 5.3 SISTEMA PETROLIFERO CUENCA DE GUAJIRA OFFSHORE 21 5.4 SISTEMA PETROLIFERO CUENCA DE CATATUMBO 25 5.5 SISTEMA PETROLIFERO DE LA CUENCA DE CAUCA - PATIA. 30 5.6 SISTEMA PETROLÍFERO CUENCA DE CESAR RANCHERÍA 34 5.7 SISTEMA PETROLIFERO DE LA CUENCA DE CHOCÓ 40 5.8 SISTEMA PETROLIFERO DE LA CUENCA DE TUMACO 44 5.9 SISTEMA PETROLIFERO CUENCA DE LA CORDILLERA ORIENTAL 49
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5.10 SISTEMA PETROLIFERO DE LA CUENCA DE COLOMBIA PACIFICO PROFUNDO 53 5.11 SISTEMA PETROLIFERO DE LAS CUENCAS DE COLOMBIA Y SINÚ OFFSHORE 53 5.12 SISTEMA PETROLIFERO DE LA CUENCA DE LA GUAJIRA 54 5.13 SISTEMA PETROLIFERO CUENCA DE LOS LLANOS ORIENTALES. 58 5.13.1. Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca de los Llanos Orientales. 60 5.14 SISTEMA PETROLÍFERO DE LA CUENCA DE LOS CAYOS 63 5.15 SISTEMA PETROLIFERO CUENCA DE TUMACO OFFSHORE 67 5.16 SISTEMA PETROLÍFERO CUENCA DE SINU-SAN JACINTO 67 5.17 SISTEMA PETROLÍFERO DE LA CUENCA DE URABÁ 72 5.18 SISTEMA PETROLÍFERO DE LA CUENCA DEL VALLE INFERIOR DEL MAGDALENA 75 5.20 SISTEMA PETROLIFERO DE LA CUENCA DEL VALLE MEDIO DEL MAGDALENA. 79 5.21. SISTEMA PETROLIFERO DE LA CUENCA DEL VALLE SUPERIOR DEL MAGDALENA. 83 5.22. SISTEMA PETROLIFERO DE LA CUENCA DE VAUPES - AMAZONAS 88 6. POTENCIAL HIDROCARBURÍFERO DE LAS CUENCAS COLOMBIANAS 93 6.1 Yacimientos de Hidrocarburos Convencionales 93 6.1.1 Cuenca de Caguán - Putumayo. 95 6.1.2 Cuenca de Catatumbo 99 6.1.3 Cuenca de Cauca – Patia 104 6.1.4 Cuenca de Cesar – Ranchería. 107 6.1.5 Cuenca de Chocó 113
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6.1.7 Cuenca de los Llanos Orientales. 118 6.1.8 Cuenca de Sinú – San Jacinto 123 6.1.9 Cuenca de Tumaco 127 6.1.10 Cuenca de Urabá 129 6.1.11 Cuenca del Valle Inferior del Magdalena. 131 6.1.12 Cuenca del Valle Medio del Magdalena. 137 6.1.13 Cuenca del Valle Superior del Magdalena. 142 6.1.14 Cuenca de Vaupés – Amazonas. 148 6.1.15 Cuenca de la Cordillera Oriental. 152
7. CONCLUSIONES .................................................................................................. 154
8. REFERENCIAS CITADAS ................................................................................... 155
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LISTA DE FIGURAS
pág. Figura 4.1. Diagrama ilustrativo de acumulaciones convencionales y continuas. Tomado de Klett y Charpentier (2003). .............................................................. 7 Figura 4.2. Diagrama de flujo del método de cálculo de balance de masas de hidrocarburo generado (Schmoker, 1994). ......................................................... 9 Figura 4.3. Cuadro Ilustrativo del balance y flujo de masa de hidrocarburos ocurrido en un lapso de cien millones de años a partir de hidrocarburos generados en los cuadros A y G. ..................................................................... 11 Figura. 5.1 Mapa de las cuencas sedimentarias colombianas. Tomado de Barrero et al. (2007). ........................................................................................ 13 Figura 5.1.1. Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca de Amagá. Tomada de Luna et al. (2004). ......................................................................... 15 Figura. 5.2.1. Columna estratigráfica de la Cuenca de Caguán - Putumayo. Modificado de Barrero et al. (2007). ................................................................. 18 Figura. 5.2.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca de Caguán – Putumayo. ..................................................................................................... 19 Figura. 5.2.3. Carta de eventos para la Cuenca de Caguán–Putumayo .......... 20 Figura. 5.3.1. Columna estratigráfica de la Cuenca de Guajira Offshore ......... 22 Figura. 5.3.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca de Guajira Offshore............................................................................................................ 23 Figura. 5.3.3. Carta de eventos Cuenca de Guajira Offshore .......................... 24 Figura 5.4.1 Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca de Catatumbo.27 Figura. 5.4.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca de Catatumbo. ....................................................................................................... 28 Figura 5.5.1. Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca de Cauca - Patía ................................................................................................................. 31
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Figura. 5.5.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca de Cauca32 Figura 5.5.3. Carta de eventos para la Cuenca de Cauca-Patía. ..................... 33 Figura 5.6.4. Carta de eventos para la Cuenca de Cesar-Ranchería. .............. 39 Figura 5.8.1. Columna Estratigráfica Generalizada de la Cuenca de Tumaco . 46 Figura.5.8.2. Diagrama de subsidencia de la Cuenca de Tumaco ................... 47 Figura 5.8.3. Carta de eventos para la Cuenca de Tumaco ............................. 48 Figura 5.9.3. Carta de eventos para la Cuenca de la Cordillera Oriental ......... 52 Figura 5.12.1. Columna estratigráfica de las cuencas de La Guajira Offshore y La Guajira. ........................................................................................................ 55 Figura.5.12.2. Modelo geoquímico 1D del pseudopozo Cosinas-1 .................. 56 Figura 5.12.3. Carta de eventos para la Cuenca de La Guajira ....................... 57 Figura 5.13.3. Carta de eventos para la Cuenca de los Llanos Orientales. ..... 62 Figura 5.14.1 Columna Estratigráfica Generalizada de la Cuenca de Los Cayos ............................................................................................................... 64 Figura. 5.14.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca de Los Cayos ............................................................................................................... 65 Figura 5.14.3. Carta de eventos para la Cuenca de Los Cayos ....................... 66 Figura 5.16.1.Carta estratigráfica Cuenca de Sinú - San Jacinto. .................... 69 Figura.5.16.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca de Sinú - San Jacinto....................................................................................................... 70 Figura 5.16.3.Carta de eventos para la Cuenca de Sinú-San Jacinto. ............. 71 Figura.5.18.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena ...................................................................................... 77 Figura 5.18.3. Carta de eventos para la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena........................................................................................................ 78
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Figura 5.20.1. Columna Estratigráfica Generalizada de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena ....................................................................................... 80 Figura. 5.20.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena ....................................................................................... 81 Figura 5.20.3. Carta de eventos de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena.82 Figura 5.21.1. Columna Estratigráfica generalizada de la Cuenca del Valle Superior del Magdalena ................................................................................... 85 Figura. 5.21.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca del Valle Superior del Magdalena. .................................................................................. 86 Figura 5.21.3. Carta eventos Cuenca del Valle Superior del Magdalena ........ 87 Figura 5.22.1. Cronoestratigrafía de la Cuenca de Amazonas ......................... 90 Figura. 5.22.2. Correlación estratigráfica entre las cuencas de Vaupés- Alto Amazonas ........................................................................................................ 91 Figura 5.22.3. Carta de eventos para la Cuenca de Vaupés-Amazonas .......... 92 Figura 6.1.1.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos Cuenca de Caguán Putumayo ......................................................................................................... 96 Figura 6.1.1.2. Perfil sísmico que ilustra los rasgos estructurales más importantes de la Cuenca de Caguán – Putumayo .......................................... 97 Figura 6.1.1.3 Sección sísmica interpretada de la Cuenca de Caguán – Putumayo ......................................................................................................... 98 Figura 6.1.2.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos Cuenca de Catatumbo. ..................................................................................................... 101 Figura 6.1.2.2. Perfil estructural de la Cuenca de Catatumbo ........................ 102 Figura 6.1.2.3. Sección sísmica interpretada de la Cuenca de Catatumbo .... 103 Figura 6.1.3.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos Cuenca de Cauca- Patía ............................................................................................................... 105 Figura 6.1.3.2. Sección sísmica interpretada de Cauca-Patía ....................... 106
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Figura 6.1.4.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos Cuenca de Cesar Ranchería ....................................................................................................... 109 Figura 6.1.4.2. Sección sísmica interpretada de la subcuenca de Cesar ....... 110 Figura 6.1.4.3 Corte Estructural para la Cuenca de Cesar-Ranchería, paralelo a la línea sísmica CV-1-79 ................................................................ 111 Figura 6.1.4.4 Sección sísmica Interpretada de la subcuenca de Ranchería. 112 Figura 6.1.5.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos de la Cuenca de Chocó ............................................................................................................. 114 Figura 6.1.6.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos de las Cuencas de La Guajira Offshore y La Guajira ......................................................................... 116 Figura 6.1.6.2 Sección sísmica interpretada del onshore y offshore de la Cuenca de La Guajira .................................................................................... 117 Figura 6.1.7.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos de la Cuenca de los Llanos Orientales. .......................................................................................... 120 Figura 6.1.7.2 Delimitación de la cocina de hidrocarburos de la Cuenca de los Llanos Orientales ........................................................................................... 121 Figura 6.1.7.3. Perfil Estructural de la Cuenca de los Llanos Orientale ......... 122 Figura 6.1.8.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos de la Cuenca de Sinú San Jacinto..................................................................................................... 124 Figura 6.1.8.2. Perfil estructural de la Cuenca de Sinú – San Jacinto ........... 125 Figura 6.1.8.3 Sección sísmica interpretada de la Cuenca de Sinú – San Jacinto ............................................................................................................ 126 Figura 6.1.10.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos de la Cuenca de Urabá ............................................................................................................. 130 Figura 6.1.11.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos de la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena ........................................................................... 133 Figura 6.1.11.2 Delimitación de la cocina de hidrocarburos de la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena ........................................................................... 134
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Figura 6.1.11.3. Perfil Estructural de la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena135 Figura 6.1.11.4 Sección sísmica interpretada de la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena...................................................................................................... 136 Figura 6.1.12.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena ............................................................................ 139 Figura 6.1.13.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos de la Cuenca del Valle Superior del Magdalena ........................................................................ 144 Figura 6.1.13.2 Delimitación de la cocina de hidrocarburos de la Cuenca del Valle Superior del Magdalena ........................................................................ 145 Figura 6.1.14.3 Línea Sísmica RA-91-01 ...................................................... 151 Figura 6.1.15.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos de la Cuenca de la Cordillera Oriental .......................................................................................... 153
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TABLA DE ANEXOS Anexo 1. Tabla detallada de cálculo de potencial de recursos para las cuencas colombianas. Anexo 2. Tabla detallada de producción acumulada en las cuencas colombianas a 2008.
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1. INTRODUCCIÓN. El presente documento es el informe final del contrato interadministrativo Nº 2081941 del 2008 FONADE-UIS-ANH, denominado “Evaluación del potencial hidrocarburífero de las cuencas colombianas mediante técnicas geoestadísticas”. El objeto del contrato antes mencionado consistió en hacer una revisión de la información geológica, geofísica y geoquímica, con el fin de establecer los diferentes sistemas petrolíferos y llevar a cabo un cálculo del potencial de hidrocarburos presentes en las cuencas colombianas. La información empleada en este trabajo corresponde a la suministrada por la ANH, a través de su base de datos EPIS, además se utilizó información cartográfica del INGEOMINAS. Se presentan los resultados del potencial petrolífero de 17 de las 23 cuencas sedimentarias de Colombia de acuerdo a la clasificación de cuencas de Barrero (2007). En las 6 cuencas restantes no se contó con la información mínima necesaria para realizar el cálculo del potencial hidrocarburífero. El informe contiene los siguientes apartes: Resumen de los trabajos anteriores que han estudiado el tema del potencial petrolífero del país; Marco teórico sobre los sistemas petrolíferos; Breve descripción de los métodos de cálculo de recursos de hidrocarburos, en donde se explica con mayor detalle el método de balance de masas empleado en el presente trabajo; Descripción de los sistemas petrolíferos en las diferentes cuencas colombianas; Cálculo de los recursos de petróleo y gas que incluye yacimientos convencionales; Conclusiones y glosario de términos.
2. TRABAJOS ANTERIORES
Son pocos los trabajos que han estimado o calculado el potencial de los recursos de petróleo y gas en las cuencas sedimentarias de Colombia, estos se reducen a los siguientes:
• Dimensionamiento del Potencial Gasífero de Colombia (García et al., 1998). • Atlas of sedimentary basins and petroleum geology (ECOPETROL, 2000). • The USGS World oil and gas assessment (Ahlbrandt, 2000). • Perspectivas de Nuevas reservas (Arthur D. Little, 2006).
De los anteriores trabajos solamente el estudio denominado dimensionamiento del potencial gasífero de Colombia empleó el método de balance de masas obteniendo un valor total de 97 terapies cúbicos de gas (TCF) en Colombia. El potencial petrolífero de Colombia estimado por el ICP- ECOPETROL (ECOPETROL, 2000), no presentó el método de cálculo de recursos pero determinó que el potencial de hidrocarburos de Colombia es de 37 billones de barriles de petróleo equivalente (BBOE, en donde un billón de barriles equivale a 1x109 barriles) distribuidos en 23.3 BBO y 97 TCF de gas. El servicio geológico americano (USGS) publicó un cálculo del recurso hidrocarburífero a nivel mundial (Ahlbrandt, 2000), en donde se determinó mediante un método estadístico que el recurso hidrocarburífero de Colombia variaba entre 1.3 y 10.9 BBOE. Este último estimativo es extremadamente pesimista puesto que en la Cuenca de los Llanos Orientales el potencial varía entre 793 millones y 8000 millones de barriles de petróleo con una media de 3631 millones. Si se tiene en cuenta que la producción acumulada al año 2008 era de 3064 millones (ACIPET, 2008), se observa que este volumen es muy cercano al valor medio estimado por USGS (Ahlbrandt,
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2000) el cual fue de 3.6 BBO. En consecuencia el estudio del USGS (Ahlbrandt, 2000) está subestimando el verdadero potencial petrolífero del país. La empresa Arthur D. Little (Arthur D. Little, 2006), realizó una evaluación del potencial hidrocarburífero del país publicando los siguientes datos: en un escenario favorable el país cuenta con 6.8 BBO y 35 TCF de gas y en un escenario adverso las reservas de petróleo son de 2.4 BBO y 6 TCF. Este estimativo es aún más bajo que el del USGS (Ahlbrandt, 2000) adicionalmente, este estudio no presentó la metodología de evaluación del potencial petrolero del país. En la página de la ANH (www.anh.gov.co) en abril del 2009 se publica que ECOPETROL estima el potencial hidrocarburífero de Colombia en 47 BBOE, sin embargo no se tuvo acceso al documento original.
3. SISTEMAS PETROLIFEROS El término Oil System (Sistema de Aceite) fue introducido por primera vez por Magoon y Dow (1994) y se basa sobre el concepto de correlación entre el crudo y la roca fuente. El término Sistema Petrolífero (petroleum system) fue por primera vez usado por Perrodon (1992). El concepto de sistema petrolífero es utilizado actualmente en la fase de exploración para definir el sistema geológico conformado por los siguientes elementos; 1) Rocas generadoras o rocas fuentes, 2) Rocas almacén o reservorio, 3) Rocas sello, 4) Roca de sobrecarga y 5) Trampa. Adicionalmente se toman en cuenta los siguientes procesos; 1) Formación de las trampas, 2) Generación de hidrocarburos, 3) Migración de hidrocarburos y 4) Acumulación de hidrocarburos en la trampa, los cuales son esenciales para la existencia de una acumulación de hidrocarburos (Magoon y Dow, 1994). Las definiciones de los elementos que conforman un sistema petrolífero son las siguientes:
• Roca Fuente : son rocas con un contenido suficiente de materia orgánica, que luego de ser sometida a un calentamiento durante un tiempo han alcanzado la madurez termal suficiente para generar hidrocarburos.
• Roca Reservorio : son las rocas cuya porosidad y permeabilidad les permiten
almacenar hidrocarburos.
• Roca Sello : son rocas cuya baja permeabilidad detiene la migración del hidrocarburo en las trampas donde se ha acumulado.
• Roca de Sobrecarga (carga litostática): secuencia de rocas que suprayace a
la roca fuente y contribuye a que se den las condiciones necesarias para que se genere hidrocarburo a partir de la materia orgánica contenida en la roca fuente.
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• Trampa : es el elemento geológico básico para la acumulación de hidrocarburos y constituye el factor crítico en el ciclo de generación – migración – acumulación.
Las definiciones de los procesos de un sistema petrolífero son las siguientes:
• Formación de las Trampas : implica todos los procesos que determinan una disposición geométrica favorable de la roca reservorio, para que el petróleo se acumule y quede atrapado en ella. Tales procesos son: deformación de las rocas (trampas estructurales) y procesos sedimentarios y diagenéticos (trampas estratigráficas).
• Generación de Hidrocarburos : proceso mediante el cual la materia orgánica
contenida en la roca fuente es transformada en hidrocarburo por efecto de la temperatura y del tiempo.
• Migración de Hidrocarburo : consiste en el movimiento o flujo del hidrocarburo
desde la roca generadora y la roca reservorio hasta una trampa o la superficie.
• Sincronismo es el momento en el tiempo geológico, en el cual todos los elementos y procesos del sistema petrolífero, ocurren en el orden debido para que se dé una acumulación de hidrocarburo.
Si la roca fuente es el primer elemento o la unidad más antigua depositada y la roca de sobrecarga necesaria para madurar es el último elemento, entonces la diferencia de edades entre el más antiguo y el más joven elemento es el tiempo de duración del sistema petrolífero. El tiempo de preservación empieza después que los procesos de generación, migración y acumulación se han terminado. Los procesos que pueden ocurrir durante el tiempo de preservación son remigración, degradación física y biológica o la destrucción completa de hidrocarburos. Durante el tiempo de preservación, el petróleo remigrado (migración terciaria) puede acumularse en trampas formadas después del tiempo de duración del sistema petrolífero. Si la actividad tectónica es insignificante durante el tiempo de preservación, las acumulaciones permanecen en su posición original. La remigración sucede durante el tiempo de preservación sólo si ocurre deformación por plegamiento, fallamiento, levantamiento o erosión. Si todas las acumulaciones y elementos esenciales son destruidos durante el tiempo de preservación, se destruye el sistema petrolífero. Un sistema petrolífero incompleto o recién terminado está todavía en su tiempo de duración y por lo tanto no tiene aun tiempo de preservación.
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• Nivel de certeza. La relación genética entre la roca fuente de petróleo y el petróleo es una condición necesaria para definir un sistema petrolífero; esa relación genética se determina mediante el análisis de biomarcadores que permiten correlacionar el crudo con la roca fuente del mismo. Un sistema petrolífero puede ser identificado con tres niveles de certeza: conocido, hipotético y especulativo, según el nivel de certeza en la relación genética entre la roca fuente y el petróleo. En un sistema petrolífero conocido, existe una buena correlación geoquímica entre la roca fuente y las acumulaciones de petróleo. Sistema petrolífero hipotético, la información geoquímica demuestra la existencia de una roca fuente, pero no existe correlación geoquímica entre la roca fuente y el petróleo de los yacimientos existentes. Sistema petrolífero especulativo, la existencia de roca fuente y acumulaciones de petróleo es postulada completamente sobre la base de evidencia geológica o geofísica. Al final del nombre del sistema, el nivel de certeza es indicado por (!) conocido, (.) por hipotético, y (?) por especulativo.
• Nombre del Sistema Petrolífero. El nombre del sistema petrolífero incluye, el nombre de la unidad de la roca fuente, seguida por el nombre de la unidad principal de la roca reservorio y luego el símbolo expresando el nivel de certeza.
4. MÉTODOS PARA EL CÁLCULO DE RECURSOS DE HIDROCARB UROS La cuantificación y clasificación de los recursos son procesos bastante subjetivos, sus estimativos se desarrollan en condiciones de incertidumbre, por esta razón su fiabilidad y clasificación, están directamente relacionadas con la calidad de los datos disponibles. 4.1. Métodos determinísticos: El procedimiento determinístico, es el método más comúnmente usado para el cálculo de reservas. Cuando todos los valores de los cálculos son confiables se sabe qué parámetros pueden ser utilizados y el valor determinístico real puede ser calculado. Sin embargo, debido a la incertidumbre de los datos geológicos, en el cálculo de reservas los parámetros utilizados son la mejor estimación que se tiene de estos. La asignación de las estimaciones de las reservas a las respectivas categorías de clasificación, debe ser coherente con los límites prescritos de la probabilidad, teniendo en cuenta factores tales como la vida del depósito en etapa de producción, la calidad y
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la cantidad disponible de datos tanto geológicos como de ingeniería, la disponibilidad de un adecuado reservorio análogo y quizás lo más importante es la sentencia que dé el evaluador a la incertidumbre, la cual es inherente a la estimación. En el procedimiento de asignación de las reservas estimadas en sus respectivas categorías y calculadas usando el método determinístico, normalmente se usan uno o dos enfoques. En el primer enfoque, el evaluador desarrolla una mejor estimación de las reservas para cada una de las categorías, usando parámetros coherentes. Utilizando esta metodología, el evaluador de manera eficaz establece una serie de cálculos de las reservas, el resultado de la estimación probada está basada en los parámetros a los cuales se les puede atribuir una alta probabilidad de ocurrencia y las otras estimaciones de reservas probables y posibles se basan en parámetros para los cuales existe una menor probabilidad de ocurrencia. El efecto es un aumento progresivo de las cantidades estimadas, las cuales varían de categorías probadas a probables y a posibles, debido a que el rango de las estimaciones depende de la incertidumbre, la cual es inherente a los parámetros específicos en los que se basan las estimaciones. En el segundo enfoque, en el cálculo de reservas se le asigna su respectiva categoría a la reserva, la cual está basada en una evaluación de las partes estimadas, con el fin de satisfacer con mayor probabilidad cada uno de los diferentes tipos de reservas. Al hacer esta determinación, el evaluador debe hacer un juicio subjetivo inherente a la incertidumbre como la única estimación y por lo tanto la medida en que puede ser asignada la prueba, es a la categoría de reservas probable o posible. Como ya se ha señalado, donde se han estimado reservas probables o posibles, se deben ajustar las reservas probadas dando lugar a las reservas esperadas. En resumen es uno de los métodos más comúnmente usados en la estimación de reservas, debido a que las compañías petroleras tienen la necesidad de mejorar la cuantificación de las reservas de los yacimientos, en base a los conceptos determinísticos indicados en las definiciones probadas, probables y posibles. 4.2. Métodos probabilísticos: Este método es el más adecuado para las circunstancias en que la incertidumbre es alta, como en el caso de los reservorios que se encuentran en la primera etapa de desarrollo, en zonas de frontera o en áreas donde las nuevas tecnologías no se están aplicando aún. Este método utiliza el análisis estadístico de datos, con curvas de frecuencias relativas establecidas para cada variable, que describen una gama de valores posibles para cada uno, así como las diferentes probabilidades para cada uno de estos valores y las probabilidades de que estos valores se vayan a dar. Después de que la curva de frecuencia de distribución se ha establecido para cada variable, se utiliza para clasificar las reservas. El método de Monte Carlo, es muy similar y se utiliza para estimar las reservas probables. Se toma una sola muestra al azar de cada variable de cada distribución de probabilidad y esta se usa para calcular un único valor de la variable dependiente. Este procedimiento se repite un gran número de veces y en última instancia se crea una curva de frecuencia de distribución
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que describe una variedad de estimaciones de las reservas y las probabilidades de lograr una estimación en particular. Una vez que las medidas de tendencia central (la media o promedio aritmético, la moda o el valor “más probable” y la mediana o valor “medio”) y la dispersión (rango, la desviación estándar y percentiles) se han determinado utilizando esta técnica, las estimaciones de reservas pueden ser asignadas a cada una de las categorías; probadas, probables y posibles. Las curvas de frecuencia de distribución acumulada, pueden ser utilizadas como base para la asignación de las categorías para cada una de las reservas estimadas. Una vez más, el evaluador debe describir claramente los fundamentos usado para la categorización de las reservas estimadas. Al igual que las estimaciones obtenidas usando el método determinístico, las reservas probables y posibles deben ajustarse. Dado que las probabilidades se han establecido a través del método probabilístico, deberían utilizarse para ajustar las respectivas estimaciones. Cabe señalar que la probabilidad asociada a la estimación de reservas para determinado grupo, debería aumentar las combinaciones en el desarrollo del procedimiento en un determinado periodo de tiempo. Como la probabilidad de recuperación aumenta, la porción de reservas estimadas que se considera probada es probable que aumente, con una disminución de la parte correspondiente a las categorías probables y posibles. 4.3. Método FORSPAN El Servicio Geológico de los Estados Unidos (United States Geological Survey, USGS) ideó el método de cálculo de recursos de hidrocarburos denominado FORSPAN (Schmoker, 1999; Klett y Charpentier, 2003). En este método se hace una diferenciación entre dos grandes tipos de acumulaciones de hidrocarburos: 1) convencionales y 2) continuas (Figura. 4.1). Las acumulaciones convencionales, se asocian con trampas estructurales o estratigráficas, comúnmente delimitadas por un contacto inferior agua / petróleo y por lo tanto están afectadas por la flotabilidad de petróleo en el agua (Schmoker, 1999).
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Figura 4.1. Diagrama ilustrativo de acumulaciones convencionales y continuas. Tomado de Klett y Charpentier (2003). Las acumulaciones continuas, son áreas amplias con reservas de hidrocarburos que no están necesariamente relacionadas con trampas convencionales estructurales o estratigráficas. Estas acumulaciones no tienen bien definido el contacto petróleo / agua, y por tanto, no están afectadas por la flotabilidad de petróleo o del gas natural en el agua (Schmoker, 1994; Schmoker, 1999). Ejemplos de una acumulación continua incluyen: "los depósitos de arenas apretadas", gas asociado al carbón, petróleo y gas en lutita. Para estimar las posibles reservas adicionales a partir de acumulaciones continuas, el USGS desarrolló un modelo llamado "FORSPAN" Schmoker (1999). El FORSPAN se aplica a acumulaciones continuas de petróleo que se subdividen en células para efectos de su evaluación. Una célula es una subdivisión o parte de un área dentro de una acumulación continua, con dimensiones relacionadas a las áreas de drenaje de los pozos. Las células son las zonas que podrían ser drenados por un pozo, aunque algunas células pueden haber tenido más de un pozo en ellas en el pasado. Por lo tanto, una célula puede contener más de un pozo. Cada célula es capaz de producir petróleo o gas, pero las células pueden variar considerablemente de unas a otras en sus características de producción y por lo tanto en sus características económicas (Schmoker, 1999). El potencial de reservas adicionales, proviene de recursos continuos de petróleo, los cuales se calculan estadísticamente, por la combinación de distribuciones de probabilidad de la estimación del número de células a prueba que tengan el potencial de adicionar reservas, con el volumen estimado de petróleo y de gas natural que cada una de las células de prueba sea posible de producir (en total recuperación). Según Schmoker (1999), el modelo FORSPAN se basa en el rendimiento de la producción de los yacimientos, como empíricamente se demostró por los pozos. En este método, las estimaciones de volúmenes de petróleo y/o de gas en el sitio no se
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han desarrollado. En lugar de ello, se utilizan los datos de producción y las previsiones de posibles adiciones a las reservas. Debido a las anteriores consideraciones y básicamente porque este método sólo aplica para acumulaciones continuas, se decidió utilizar un método más adecuado y representativo, como es el Método de Balance de Masas, el cual se explica a continuación. 4.4. Método de Balance de masas El método utilizado para el balance de masas fue propuesto por Schmoker (1994) y publicado por el Servicio Geológico Americano USGS. Este método calcula la masa de hidrocarburos generados por una roca fuente activa que hace parte de un sistema petrolífero. Este método sigue 4 etapas: 1) Identificación de la roca fuente y sus límites en la cuenca, 2) Cálculo de la masa de carbono orgánico total (TOC) en la roca fuente, 3) Cálculo de la masa de hidrocarburos generados por gramo de carbono orgánico, 4) Cálculo de la masa de hidrocarburos generados en la cuenca, que corresponde a multiplicar los valores obtenidos en los numerales 2 y 3. Este método emplea el índice de hidrogeno (HI) para cuantificar la fracción de kerógeno que se transforma en hidrocarburo. El valor de HI obtenido de los análisis de pirolisis tipo Rock Eval, representa el potencial de la roca fuente para generar hidrocarburos. La diferencia entre el índice de hidrógeno original HIo (antes de la generación de hidrocarburos) y el HI obtenido, representa la cantidad de hidrocarburos generados por una roca fuente en una cuenca determinada. Este método es el más indicado para la evaluación de las cuencas sedimentarias colombianas si se tiene en cuenta que la mayoría de estas cuencas son consideradas cuencas frontera con muy poca información geológica y sin producción. En el caso de las cuencas productoras, la producción se limita a unos pocos campos sin conocerse el potencial de la mayoría de la cuenca. Además el Método de Balance de Masas permite establecer los límites máximos y mínimos del potencial de hidrocarburos esperados en una cuenca sedimentaría siendo este método aplicable por igual a cuencas frontera y cuencas productoras. 4.4.1 Descripción del método de cálculo En el primer paso, se identifica la roca fuente de un sistema petrolífero y se subdivide si es necesario, representándose cartográficamente las unidades de propiedades físicas y geoquímicas más homogéneas. El cálculo de los hidrocarburos generados se lleva a cabo para cada unidad de roca fuente, y los resultados se suman para dar un total para el sistema petrolero como se ilustra en la Figura 4.2.
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Figura 4.2. Diagrama de flujo del método de cálculo de balance de masas de hidrocarburo generado (Schmoker, 1994). El objetivo del segundo paso es determinar la masa de carbono orgánico, M (gTOC), en cada unidad de roca fuente. Los datos necesarios para el cálculo de M son: el contenido de TOC (wt. %), la densidad media de la formación (ρ) en (g / cm3) y el volumen de la cocina V (cm3) de la formación. La multiplicación de estos tres parámetros da la masa de carbono orgánico en la unidad de roca fuente: M (gTOC) = [TOC (wt. %) /100] x (ρ)(g/cm3) x V (cm3) (1) La densidad de la formación depende de la matriz mineral, de la porosidad y también del TOC en el kerógeno, porque es menos denso que la matriz de la roca. El volumen de la cocina de la roca (V) se determina a partir de su espesor y extensión.
En el tercer paso se determina la masa de hidrocarburos generados por unidad de masa de carbono orgánico, R (mg HC / g TOC), por cada unidad de roca fuente. Los datos necesarios para calcular R son el actual índice de hidrógeno HIP (mg HC / g TOC) y el índice hidrógeno original HIO (mg HC / g TOC) de la roca fuente antes de la generación de petróleo. La diferencia entre estos dos índices se aproxima a la masa de hidrocarburos generados por gramo de TOC. R (mg HC / g TOC) = HIo (mg HC / g TOC) – HIp (mg HC / g TOC) (2)
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Esta ecuación equivale a la declinación del potencial de generación de hidrocarburos. El HIP se obtiene del análisis de pirólisis y el HIO que se obtiene del análisis de pirólisis en muestras inmaduras. La última etapa consiste en calcular la masa total de hidrocarburos generados, HCG (HC kg), en cada unidad de roca fuente. Los datos necesarios para calcular HCG se desarrollaron en los pasos anteriores: HCG (kg HC) = R (mg HC / g TOC) x M (g TOC) x 10-6 (kg / mg) (3) El resultado se multiplica por 10-6 para convertir unidades de masa de miligramos a kilogramos. Los datos de TOC, TOCo, HI y HI o fueron obtenidos principalmente del Organic Geochemistry Atlas of Colombia (Montes, 2009). La conversión de la masa de hidrocarburos a volumen de hidrocarburos generados se efectuó empleando una densidad promedio de 0.9, y en la conversión de metros cúbicos a barriles de petróleo equivalente se empleo un factor de 0.1589. Después de obtener el volumen de hidrocarburo generado en cada cuenca, se procede a evaluar el volumen de hidrocarburo acumulado o entrampado. Para realizar estos cálculos se empleó el método propuesto por Hunt (1995), el cual se ilustra en la figura 4.3 y que permite hacer una cuantificación del volumen de hidrocarburo, teniendo en cuenta varios factores de riesgo geológico que tienen lugar desde la generación de hidrocarburos hasta la acumulación y preservación de hidrocarburos. 4.4.2 MÉTODO DE HUNT El método de Hunt (1995) ilustra el balance y flujo de masa de hidrocarburos ocurrido en un lapso que para el caso del cuadro ilustrativo de la figura 4.3 es de cien millones de años, Sin embargo este ejemplo es aplicable a otras cuencas con tiempos de generación, migración y acumulación diferentes. A partir de una cuenca dada donde existe una roca fuente generadora de petróleo y una roca fuente generadora de gas, se indica el volumen de petróleo generado, expulsado, disperso, perdido en la superficie y finalmente el volumen acumulado y preservado en el reservorio. Con respecto al gas, se indica igualmente el volumen de gas, expresado en barriles equivalentes de petróleo, expulsado por la roca fuente y por craking de petróleo, como también disperso y acumulado en el reservorio. Con esta información se calcula el gas disperso, disuelto y perdido en la superficie y finalmente se obtiene el petróleo y el gas en el reservorio.
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D
Crudo Perdido en superficie
200
A
Crudo Generadopor roca Fuente
500
C
Crudo Expulsado
275
E
Reservorios de CrudoConocidos 4.8Sin describir 2.4Crudo Pesado 2.8 -------------- Total 10.0
B
Crudo Retenidoen Roca Fuente
225 (112.5)
F
Crudo disperso
65(32.5)
I
Gas en Reservorio
2
G
Gas Generadopor Roca Fuente
50(10)
H
Gas Expulsadodesde Roca Fuente (G)Gas craquead desde50% del crudo B&F 60Pirobitumen Residualen B&F 85
J
gas disuelto, disperso y perdido en la superficie 98
Figura 4.3. Cuadro Ilustrativo del balance y flujo de masa de hidrocarburos ocurrido en un lapso de cien millones de años a partir de hidrocarburos generados en los cuadros A y G. Las cifras indicadas en cada uno de los cuadros están dadas en barriles de petróleo equivalente BOE debido a que no es posible establecer una diferencia entre recursos de petróleo y recursos de gas dado que esto depende de muchos factores como el tipo de kerógeno, historia de enterramiento y origen de la materia orgánica entre otros. Los números en paréntesis de los cuadros B y F representan el petróleo residual después de que el 50% de este crudo ha sufrido degradación termal (cracking) a gas el cual se incluye en el cuadro H. El número en paréntesis del cuadro G, corresponde al gas residual absorbido en la roca fuente después de ocurrida la migración primaria. La
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cifra de 550 x1012 Barriles de petróleo equivalente BOE, corresponde a un ejemplo de petróleo generado en una cuenca dada, el cual se distribuye o migra como se indica a continuación: En el cuadro B están 225 BOE que correspondiente al petróleo retenido por la roca fuente de los cuales 112,5 BOE han sufrido cracking a gas el cual migra hacia el cuadro H. El cuadro C incluye 275 BOE que corresponde al petróleo expulsado (migrado) desde la roca fuente a la roca reservorio. El cuadro D presenta 200 BOE que corresponde al petróleo perdido en la superficie. El cuadro E presenta 10 BOE de petróleo en el reservorio el cual a su vez se subdivide en reservas conocidas que corresponden al 1% del valor que se utiliza en este trabajo para el cálculo de los recursos entrampados, sin descubrir y en crudos pesados. El cuadro F incluye 65 BOE que corresponde al petróleo que se dispersa durante la migración. De estos 32.5 BOE corresponden a petróleo craqueado a gas el cual migra al cuadro H. El cuadro G incluye 50 BOE que corresponden a gas generado por kerógeno de la roca fuente, de estos 50 BOE se considera que 40 BOE son expulsados y migrados hacia el reservorio. El cuadro H incluye gas expulsado de la roca fuente y gas originado por craqueo del petróleo generado con anterioridad. El cuadro I incluye 2 BOE de gas en el reservorio. El cuadro J incluye 98 BOE de gas dispersado y disuelto en superficie. En suma el petróleo en reservorio equivale al 1.8% del petróleo originalmente generado; el gas en el reservorio corresponde al 0.4% del petróleo originalmente generado. En total solo el 2.2% de hidrocarburo (aceite+gas) llega al reservorio a partir de una masa de hidrocarburo generado de 550 x1012 BOE.
5. SISTEMAS PETROLIFEROS COLOMBIANOS En el siguiente capítulo se describen para cada una de las cuencas sedimentarias colombianas, los principales elementos de los sistemas petrolíferos, como son; roca generadora, roca reservorio, trampas, roca sello. Además se incluye una columna estratigráfica de cada cuenca, un diagrama de enterramiento y un cuadro de eventos del sistema petrolífero. La figura 5.1 ilustra las 23 cuencas sedimentarias del país.
13
09
VENEZUELA
BRAZIL
PERU
ECUADOR
PANAMA
Caribbean Sea13
12
0518
17
15
22
Pacific Ocean
16
03
B.E
B.E
04
07
10
Bogotá
11
21
2019
Medellín
Cali
02
23
B.E
0 50 100Km
CUENCAS SEDIEMNTARIAS DE COLOMBIA
01 Amagá02 Caguán Putumayo03 Catatumbo04 Cauca Patía05 Cesar Ranchería06 Chocó07 Chocó Offshore08 Colombia09 Colombia Pacifico Profundo10 Cordillera Oriental11 Llanos Orientales12 Guajira13 Guajira Offshore14 Los Cayos15 Valle Inferior del Magdalena16 Valle Medio del Magdalena17 Sinu-San Jacinto18 Sinu Offshore19 Tumaco20 Tumaco Offshore21 Valle Superior del Magdalena22 Urabá23 Vaupes - Amazonas
NORTH
1408
74 70 66
12
8
4
0
4o
o
o
o
o
ooo
B.E
Figura. 5.1 Mapa de las cuencas sedimentarias colombianas. Tomado de Barrero et al. (2007).
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5.1 SISTEMA PETROLIFERO DE LA CUENCA DE AMAGA Las secuencias de las rocas aflorantes en la parte antioqueña de la zona, están localizadas al sur occidente de Medellín entre las localidades de El Balsal, Titiribí, Bolombolo, Venencia, Fredonia, Amagá y Angeópolis y son de una composición muy variada, con edades que van desde el pre – paleozoico hasta el Neógeno y algunos depósitos del Cuaternario (Luna et al., 2004), ver figura 5.1.1. En el presente documento la descripción de estas secuencias se limita a la Formación Amagá y a sus subdivisiones debido a que presenta carbones. El potencial de generación de hidrocarburos de la Cuenca de Amaga consiste predominantemente en yacimientos no convencionales de gas asociado a mantos de carbón. Formación Amagá. Con este nombre se hace referencia a la espesa secuencia silisiclástica carbonífera de edad Oligoceno superior a Mioceno inferior, que reposa discordantemente sobre las rocas del Grupo Cajamarca y sobre la Diorita de Pueblito. En la parte antioqueña, la presencia de carbones cubre una superficie de 75 km2 y consiste de una secuencia de ruditas, arenitas y lutitas, cuya frecuencia y composición permiten individualizar tres unidades con rango de miembros. Su espesor total no supera los 560 m. La localidad tipo de la formación se ha establecido entre Venecia y Fredonia, donde se han reconocido tres secciones a lo largo de la Quebrada Sinifaná y en El Plan. Sistema Petrolífero Sistema Formación Amagá – Formación Amagá (?)
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Figura 5.1.1. Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca de Amagá. Tomada de Luna et al. (2004).
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5.2 SISTEMA PETROLIFERO DE LA CUENCA DE CAGUAN - PU TUMAYO. Roca Generadora. Las formaciones generadoras de hidrocarburos son la Formación Caballos y la Formación Villeta (Figura 5.2.1) La Formación Caballos está conformada por cuarzoarenitas blancas de tamaño de grano medio a grueso, con fragmentos aislados de cuarcita y neis, cemento calcáreo y matriz arcillosa caolinítica. Presenta intercalaciones de lodolitas grises con materia orgánica y trazas de glauconita y pirita. La Formación Villeta está conformada por una serie de shales, shales calcáreos y calizas, localmente intercalados por areniscas. Las rocas fuente del Cenomaniano –Turoniano muestran unos valores altos de carbón orgánico, el cual fluctúa entre 1 – 14%, con un valor modal de 3% y un potencial como roca fuente de hidrocarburos excelente, el cual fluctúa entre 100 – 800 mg Hc / gTOC. El kerógeno es principalmente tipo II, HC/g de carbón orgánico (Montes, 2009) Migración La migración de crudos desde las áreas de roca fuente maduras ha sido esencialmente a lo largo de las unidades arenosas adyacentes, mientras la migración vertical ha sido muy limitada. Roca Reservorio. Las areniscas presentes en la Formación Caballos como las areniscas T del Albiano, las areniscas U y M2 del Turoniano y Coniaciano, las areniscas A del Maestrichtiano inferior, pertenecientes todas a la Formación Villeta y los niveles arenosos de la Formación Pepino. La Arena T, está constituida por un conglomerado basal, una sucesión de cuarzoarenitas y lodolitas oscuras. Las cuarzoarenitas se estratifican como capas gruesas a muy gruesas, tabulares a lenticulares, que se tornan ondulosas hacia el tope. La secuencia que corresponde a la Arena U presenta hacia el tope un predominio de cuarzoarenitas bioturbadas y capas delgadas de shales negros carbonosos. Trampas En general, el tipo de trampa predominante es estructural, dadas por un anticlinales asimétricos limitados al menos en uno de sus flancos por fallas inversas, por pequeñas estructuras dómicas o bien por monoclinales con cierres estructurales favorables contra una falla. Estos tipos de trampas estructurales son característicos para los yacimientos en las formaciones Caballos y Pepino. También se presentan trampas estratigráficas, dadas principalmente por cambios laterales de facies y/o terminaciones por acuñamiento, características que se pueden presentar en la Formación Villeta.
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Roca Sello. Las calizas y shales de la Formación Villeta, los shales de la Formación Rumiyaco y la Formación Orteguaza. Roca de sobrecarga. La secuencia de roca depositada desde la arenisca M2 de la Formación Villeta hasta el tope de la Formación Ospina. El diagrama de la historia de subsidencia y la carta de eventos presentados en las figuras 5.2.2 y 5.2.3, permiten definir los siguientes sistemas petrolíferos de la cuenca. Sistemas Petrolíferos. Sistema F. Caballos – F. Caballos (!) Sistema F. Caballos – G. Villeta (Villeta – Caballos) (!) Sistema F. Caballos / G. Villeta – F. Pepino (!)
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Figura. 5.2.1. Columna estratigráfica de la Cuenca de Caguán - Putumayo. Modificado de Barrero et al. (2007).
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Figura. 5.2.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca de Caguán – Putumayo. En esta figura se ilustra la variación del %Ro con el tiempo. Se observa que la Formación Caballos entró en ventana de generación de petróleo hace 60 M.a. y el Grupo Villeta entró en la ventana hace 40 M.a. actualmente estas formaciones se encuentran en ventana de generación de crudo y de gas con valores de Ro entre 0.75 y 2.0%
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Figura. 5.2.3. Carta de eventos para la Cuenca de Caguán–Putumayo. Se ilustran los tiempos de los eventos en los cuales ocurrió la depositación de las rocas fuentes, reservorio, sello y de sobrecarga. El tiempo de la conformación de la trampa, como también el intervalo en el cual ocurrió el proceso de generación migración y acumulación. También se muestra el intervalo de preservación y el momento crítico.
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5.3 SISTEMA PETROLIFERO CUENCA DE GUAJIRA OFFSHORE Roca Generadora A partir de la información geoquímica de los pozos costa afuera de la Guajira, los sedimentos cenozoicos de edad Eoceno (shales, calizas y areniscas calcáreas) de la Formación Macarao tienen características locales de roca generadora (Figura 5.3.1). En el reciente estudio sobre la evolución térmica de la Subcuenca de la Baja Guajira realizado por García et al. (2009) se concluyó que los gases de la Subcuenca de la Baja Guajira son de origen termal y se derivan de secuencias calcáreas del Cretáceo Superior y del Paleógeno. Roca Reservorio. El Oligoceno representado por los depósitos marinos someros de la Formación Siamana (conglomerados, calizas y areniscas) tiene calidad de reservorio. Las acumulaciones de gas comercial se encuentran en rocas calcáreas de la Formación Siamana, de edad Mioceno medio, en los campos Ballena y Riohacha y en niveles arenosos de la secuencia clástica basal de edad Mioceno temprano en el Campo Chuchupa, confirmando su calidad como roca reservorio. Trampas Los campos productores están relacionados principalmente a trampas estructurales. Roca Sello El Mioceno Inferior representado por limolitas y shales de las formaciones Uitpa y Jimol, los cuales constituyen un sello regional. El Mioceno medio y superior están constituidos por shales de aguas profundas y turbidítas de la Formación Castilletes con calidad tanto de reservorio como sello. Roca de sobrecarga . Toda la secuencia depositada desde la Formación Colón hasta el Plioceno. El diagrama de la historia de subsidencia y la carta de eventos presentados en las figuras 5.3.2 y 5.3.3, permiten definir los siguientes sistemas petrolíferos de la cuenca. Sistemas Petrolíferos Sistema F. La Luna / G.Cogollo – F. La Luna (.) Sistema F. Maracao - F. Siamana / F. Uitpa / F. Jimol (.) Sistema F. Castilletes - F. Castilletes (?)
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Figura. 5.3.1. Columna estratigráfica de la Cuenca de Guajira Offshore. Modificado de Rangel y Ramírez (2001).
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Figura. 5.3.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca de Guajira Offshore. Donde se ilustra que la Formación Siamana entra a la ventana de generación de hidrocarburos en el Mioceno Superior, la Formación La Luna entra en el Mioceno Inferior y el Grupo Cogollo en el Eoceno Superior.
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Figura. 5.3.3. Carta de eventos Cuenca de Guajira Offshore. Se ilustran los tiempos de los eventos en los cuales ocurrió la depositación de las rocas fuentes, reservorio, sello y de sobrecarga. El tiempo de la conformación de la trampa, como también se indica el intervalo en el cual ocurrió el proceso de generación migración y acumulación. También se muestra el intervalo de preservación y el momento critico
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5.4 SISTEMA PETROLIFERO CUENCA DE CATATUMBO
Rocas Generadoras La Formación La Luna (Conanciano al Campaniano tardío) y la Formación Capacho (Cenomaniano a Turoriano) son las principales roca fuente y presentan valores de TOC entre 0.5% y 6.0% con valores promedio de 3.2% y 2.1% de TOC, (Montes, 2009). El sector norte de la cuenca se encuentra en ventana de generación de crudo y el sector sur se encuentra en la fase inicial de la ventana de generación de gas (Ecopetrol, 2000), ver figura 5.4.1. En ambas formaciones el Índice de Hidrogeno (HI) es generalmente bajo, de más o menos unos 200 mg HC / g TOC. El kerógeno de la Formación La Luna es tipo II, mientras que el kerógeno de la Formación Capacho es tipo II / III. Sin embargo en el cálculo de balance de materiales se emplearon valores de HI de 300 y 400 mgr HC/g TOC en razón a que estas rocas son inmaduras termalmente. El análisis petrográfico realizado por Ecopetrol – ICP en 1993 indica que hay altos porcentajes de asfalto en ambas formaciones, que varían entre el 5% y el 60%, con un promedio de 28%, lo que es evidencia de la generación de hidrocarburos y de su posterior migración. La secuencia del Paleoceno (formaciones Catatumbo y Los Cuervos) consta de pizarras y carbón, los cuales son ricos en materia orgánica de tipo II / III, con un contenido de TOC que varia de 1% a 69% presente en las unidades con carbón. En general en las Formaciones Cretácicas y Cenozoicas la madurez termal aumenta hacia el sur. En esta cuenca las principales rocas fuente de hidrocarburos son las siguientes: • Formación La Luna (de buenas a excelentes condiciones como generador de
aceite). • Formación Capacho (de bajo a excelente potencial para generar aceite). • Grupo Uribante (de bajo a buen potencial para generar aceite y gas) • Formaciones Catatumbo y Barco, con bajo potencial para generar gas y bueno para
generar aceite. • En el cálculo de balance de masas se generalizó como roca fuente a las
formaciones del Cretáceo indiferenciado debido a la carencia de datos de cada una de las formaciones.
Migración La migración ocurre desde el lado Venezolano desde el Mioceno y posteriormente durante el levantamiento del Mioceno-Plioceno. Roca Reservorio Se presentan rocas almacenadoras, con numerosas calizas y areniscas en el Cretáceo, así como gruesos cuerpos de arena en el Cenozoico.
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Las principales rocas productoras en la Cuenca de Catatumbo las areniscas paleocenas de la Formación Barco, las areniscas del Eoceno de la Formación Mirador y las areniscas de la Formación Carbonera de edad Eoceno superior – Mioceno inferior. Las areniscas de la Formación Barco, con porosidades del 10% al 15% son productoras en las estructuras de Tibú – Socuavó, que han producido hasta la fecha 224 millones de barriles de petróleo (Mbls). Las areniscas de la Formación Mirador con porosidades de 15% a 22% son las principales productoras en el campo Zulia, y habían producido hasta el año 2008 un total de 129 Mbls Las areniscas de la Formación Carbonera también llamadas “Arenas Green” son subarcosas de grano fino a medio intercaladas con shales grises con un espesor de 27 metros. La sección cretácea presenta porosidades de 5% a 15% para las areniscas y menos del 10% para las calizas. El espesor productivo neto se estima en 200 pies en los campos productores del Cretáceo y la mayor parte de la producción proviene de rocas fracturadas, donde la porosidad secundaria favorece el flujo de petróleo. Trampas Las trampas de la Cuenca de Catatumbo son de los siguientes tipos: Anticlinales como el de Tibú, calizas fracturadas del Cretácico, anticlinales asociados a fallas inversas, domos limitados por fallas inversas y normales de alto ángulo y cuñas tectónicas existentes dentro del sistema de Fallas de Petrolea-Escondido. Roca Sello
Las formaciones Colón, Cuervos y León son consideradas las principales rocas sello de la cuenca. Roca de Sobrecarga.
La secuencia comprendida desde la Formación Colón hasta la Formación Guayabo, incluyendo las formaciones Barco, Carbonera, León y Guayabo. El diagrama de la historia de subsidencia y la carta de eventos presentados en las figuras 5.4.2 y 5.4.3, permiten definir los siguientes sistemas petrolíferos de la cuenca.
Sistemas Petrolíferos La información sintetizada parece sugerir la presencia de tres sistemas petrolíferos • Sistema G. Uribante / F. La luna - Grupo Uribante / Formación La luna (!) • Sistema G. Uribante / F. La luna - Paleógeno (!) • Sistema Fms. Catatumbo / Barco-Los Cuervos -- Fms. Mirador / Carbonera (.)
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Figura 5.4.1 Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca de Catatumbo. Tomado de Barrero et al. (2007).
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Figura. 5.4.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca de Catatumbo. En esta figura se ilustra la variación del %Ro con el tiempo. Nótese que las formaciones fuente inician su entrada a la ventana de generación de petróleo hace 80 M.a. Así mismo las formaciones del Grupo Uribante entraron a la ventana de generación de gas húmedo hace 45 M.a.
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Figura 5.4.3. Carta de eventos para la Cuenca de Catatumbo. Se ilustran los tiempos de los eventos en los cuales ocurrió la depositación de las rocas fuentes, reservorio, sello y de sobrecarga. El tiempo de la conformación de la trampa, como también se indica el intervalo en el cual ocurrió el proceso de generación migración, y acumulación. También se muestra el intervalo de preservación y el momento crítico.
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5.5 SISTEMA PETROLIFERO DE LA CUENCA DE CAUCA - PAT IA. Roca Generadora En la Cuenca de Cauca-Patía se pueden considerar como potenciales rocas generadoras a las depositadas dentro del Paleoceno tardío al Oligoceno temprano (Grupo Cauca) y al Grupo Valle del Mioceno. Figura 5.5.1. La Formación Guachinte – Ferreira (Grupo Cauca) y la Formación Esmita (Grupo Valle) presentan buenas características de roca generadora, las cuales consisten de carbones y shales carbonosos, estas formaciones presentan un predominio de kerógeno tipo III. Análisis geoquímicos indican que la Formación Nogales conformada por shales de edad Cretácea tardía y la Formación Chimborazo, a la base del Grupo Cauca (Eoceno) tienen un moderado potencial generador, dado que los contenidos de TOC son mayores para el Cretáceo (2%) y entre 1 y 2% para los shales del Eoceno. Migración La migración de hidrocarburo ocurrió a lo largo de areniscas de edad Paleógeno y fracturas relacionadas a zonas de falla. La migración empezó en el Mioceno tardío y continúa hasta la fecha como lo demuestra la ocurrencia de hidrocarburos frescos encontrados en el rezumadero de la quebrada la Matacea en el departamento del Cauca. Reservorio El principal reservorio siliciclástico es la Formación Chimborazo la cual tiene porosidades entre 5 y 15% y una permeabilidad promedio de 100 md. Juan Fernando M Roca Sello Lo constituye las arcillolitas y shales de las formaciones Guachinte y Ferreira. No obstante, la roca sello es el mayor factor de riesgo en esta cuenca debido a que no se conoce la continuidad lateral de estas litologías. Roca de sobrecarga Constituida por la parte media y superior de la Formación Esmita (Mioceno), la Formación Galeón (Plioceno) y la Formación Popayán y Mercaderes (Pleistoceno). El diagrama de la historia de subsidencia y la carta de eventos presentados en las figuras 5.5.2 y 5.5.3, permiten definir los siguientes sistemas petrolíferos de la cuenca. Sistemas Petrolíferos F. Esmita / F. Mosquera - Secuencia Río Guabas (?) F. Esmita - F. Esmita (?) F. Guachinte – Ferreira / F. Chimborazo (?)
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Figura 5.5.1. Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca de Cauca - Patía. Tomada de ECOPETROL (2000).
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Figura. 5.5.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca de Cauca - Patía. Donde se ilustra como la Formacion Mosquera entró a la ventana de generación de hidrocarburos en el Oligoceno.
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Figura 5.5.3. Carta de eventos para la Cuenca de Cauca-Patía. Se ilustran los tiempos de los eventos en los cuales ocurrió la depositación de las rocas fuentes, reservorio, sello y de sobrecarga. El tiempo de la conformación de la trampa, como también se indica el intervalo en el cual ocurrió el proceso de generación migración, y acumulación. También se muestra el intervalo de preservación y el momento crítico. Tomado de ECOPETROL (2000).
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5.6 SISTEMA PETROLÍFERO CUENCA DE CESAR RANCHERÍA Roca Generadora. En la Cuenca de Cesar-Ranchería, las rocas fuente están constituidas por la secuencia cretácica, que comprende el Grupo Cogollo, la Formación la Luna y la Formación Molino, de edades que van desde el Aptiano hasta el Maestrichtiano. Figura 5.6.1 Los niveles que presentan altos contenidos de materia orgánica son: el Miembro inferior de la Formación Lagunitas, Miembro Las Ánimas de la Formación Aguas Blancas, los miembros inferior y medio de la Formación La Luna y los shales del Miembro superior de la Formación Molino. Los valores de TOC actuales para la Formación La Luna varían entre 2 y 4% con un valor promedio de 3% (Montes, 2009). Las rocas fuente constituidas por la secuencia Paleógena son los carbones y shales carbonosos de la Formación Cuervos, en la subcuenca de Cesar y los carbones de la Formación Cerrejón, en la subcuenca de Ranchería. Estas dos formaciones constituyen la principal roca fuente para gas. Roca Reservorio. Las areniscas basales de la Formación Río Negro, las calizas fracturadas de la Formación Lagunitas, las areniscas del Miembro Tocuy, la Formación Aguas Blancas, las calizas y los cherts fracturados de la Formación La Luna y las areniscas del Miembro Socuy, Formación Molino. Las rocas reservorio del Paleógeno, están constituidas principalmente por los mantos de carbón de las formaciones Cuervo y Cerrejón, yacimientos que se conocen como no convencionales de gas asociado al carbón (GAC). Las arenas de edad Eoceno, sin nombre formal, en la subcuenca de Cesar y que en la subcuenca de Ranchería se denominan Formación Tabaco, son correlacionables con la Formación Misoa, de la Cuenca de Maracaibo, la cual es un importante reservorio de gas y petróleo. Trampas. Debido al estilo tectónico de bloques compresivos predominante, se presentan estructuras anticlinales asociadas a fallas inversas. Roca Sello. La roca sello regional son los shales de la Formación Molino y las intercalaciones de shales que ocurren en la Formación La luna y el Grupo Cogollo. Las rocas sello del Paleógeno, están constituidas esencialmente por los shales de las formaciones Barco y Cerrejón.
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Roca de sobrecarga. Toda la secuencia de rocas del Paleógeno y del Neógeno. El diagrama de la historia de subsidencia y la carta de eventos presentados en las figuras 5.6.2, 5.6.3 y 5.64, permiten definir los siguientes sistemas petrolíferos de la cuenca. Sistemas Petrolíferos G. Cogollo / F. La Luna – G. Cogollo / F. La Luna. Subcuencas de Cesar – Ranchería. (.) F. Barco Cuervos – F. Barco Cuervos. Subcuenca de Cesar (.) F. Cerrejón – F. Cerrejón. Subcuenca de Ranchería. (.)
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Figura 5.6.1. Columna Estratigráfica Generalizada de la Cuenca de Cesar-Ranchería. Tomado de ECOPETROL (2000).
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Figura.5.6.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Sub Cuenca de Cesar. En esta figura se ilustra la variación del %Ro con el tiempo. Nótese que el Grupo Cogollo y la Formación La Luna entraron a la ventana de generación de petróleo hace 90 y 80 M.a respectivamente
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Figura.5.6.3. Diagrama de la historia de subsidencia de la Sub Cuenca de Ranchería. En esta figura se ilustra la variación del %Ro con el tiempo. . Nótese que el Grupo Cogollo y la Formación La Luna entraron a la ventana de generación de petróleo hace 90 y 80 M.a. respectivamente
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Figura 5.6.4. Carta de eventos para la Cuenca de Cesar-Ranchería. Se ilustran los tiempos de los eventos en los cuales ocurrió la depositación de las rocas fuentes, reservorio, sello y de sobrecarga. El tiempo de la conformación de la trampa, como también se indica el intervalo en el cual ocurrió el proceso de generación migración, y acumulación. También se muestra el intervalo de preservación y el momento crítico.
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5.7 SISTEMA PETROLIFERO DE LA CUENCA DE CHOCÓ La Cuenca de Chocó divida por Cediel et al. (2010) en las subcuencas de San Juan y de Atrato las cuales presentan sistemas petrolíferos similares. Roca Generadora
En la subcuenca de San Juan, las arcillolitas físiles y las calizas de la Formación Iró se consideran como las posibles rocas generadoras, ya que los análisis geoquímicos indican que la cantidad de materia orgánica puede llegar hasta un 16% (Montes, 2009), así mismo vale la pena mencionar la existencia de innumerables rezumaderos de petróleo en el área que confirman la generación y migración. Figura 5.7.1.
En la subcuenca de Atrato la formación generadora se denomina Formación Clavo, Cediel et al. (2010).
Roca Reservorio En la subcuenca de San Juan la roca reservorio se denomina Formación Condoto del Mioceno En la subcuenca de Atrato la Formación Sierra del Mioceno es considerada la formación reservorio, según Cediel et al. (2010). Roca Sello En la subcuenca de San Juan las unidades sello son las formaciones Itsmina y Condoto Superior del Paleógeno y Neógeno respectivamente. En la subcuenca de Atrato las unidades sello son las formaciones Napipi y Sierra Superior del Neógeno (Cediel et al., 2010). Roca de sobrecarga. Las secuencias entre el Oligoceno y el Reciente en la subcuenca de San Juan, y la secuencia entre el Eoceno al Reciente en la subcuenca de Atrato constituyen las rocas de sobrecarga de los sistemas petrolíferos. El diagrama de la historia de subsidencia y la carta de eventos presentados en las figuras 5.7.2; 5.7.3, y 5.7.4 permiten definir los siguientes sistemas petrolíferos de la cuenca. Sistema Petrolífero Subcuenca de San Juan. Formación Iró - Formación Condoto (?) Subcuenca de Atrato. Formación Clavo - Formación Sierra (?)
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Figura 5.7.1 Columna Estratigráfica Generalizada de la Cuenca de Chocó. Modificada de Bedoya y Cediel (2007).
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Figura.5.7.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca de Choco. En esta figura se ilustra la variación de la paleotemperatura con el tiempo. El diagrama de subsidencia se derivó de información de Cediel et al (2010). Se incluyen los diagramas de temperaturas de fondo calculadas en oC y la reflectancia de vitrinita calculada.
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Figura 5.7.3. Carta de eventos para la subcuenca de San Juan (Cediel et al., 2010) Se ilustran los tiempos de los eventos en los cuales ocurrió la depositación de las rocas fuentes, reservorio, sello y de sobrecarga. El tiempo de la conformación de la trampa, como también se indica el intervalo en el cual ocurrió el proceso de generación migración, y acumulación. También se muestra el intervalo de preservación y el momento crítico.
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145 119 97 66 24 5
MESOZOIC CENOZOICCRETACEUS PALEOGENE NEOGENE
Early Late Paleo Eocen Oligo Miocene PLP
GEOLOGICTIME
EVENTS
SOURCE ROCK
RESERVOIR
SEAL
OVERCHARGE
TRAP
EXPULSION MIGRATION
PRESERVATION
CRITICAL MOMENT
1: Clavo Information2: Sierra Information
3, 4: Napipi Fm. Upper Sierra Fm.5, 6, 7, 8, 9: Clavo, Salaqui, Uva, Napipi, Sierra, Quibdó Fms.
1
2
3 4
5 6 7 8 9
Figura 5.7.4. Carta de eventos de la subcuenca de Atrato (Cediel et al., 2010). Se ilustran los tiempos de los eventos en los cuales ocurrió la depositación de las rocas fuentes, reservorio, sello y de sobrecarga. El tiempo de la conformación de la trampa, como también se indica el intervalo en el cual ocurrió el proceso de generación migración, y acumulación. También se muestra el intervalo de preservación y el momento. 5.8 SISTEMA PETROLIFERO DE LA CUENCA DE TUMACO
La Cuenca de Tumaco presenta los elementos esenciales de un sistema petrolífero. La presencia de muestras de hidrocarburos en los pozos Remolino Grande-1, Majagua-1 y Chagüi-1 indica que la roca generadora alcanzó la madurez térmica necesaria para generar hidrocarburos.
Estas evidencias se encontraron en los siguientes pozos:
• Majagua-1, presentó shows de gas en limolitas y areniscas del Oligoceno-Mioceno.
• Chagui-1, presentó shows de aceite en limolitas del Mioceno. • Tambora-1, presentó shows de gas y asfalto en las rocas clásticas del
Cenozoico.
Roca generadora
Las rocas generadoras en la Cuenca de Tumaco, están documentadas con base en la caracterización geoquímica de las unidades del intervalo Oligoceno, conformadas por limolitas y areniscas de grano fino. Los valores de TOC varían entre 4 y 16% y los valores
45
de HI varían entre 370 y 700 mgrHC/g TOC, (Prospectivity of the basins offered for the Open Round Colombia 2010). Para los cálculos de balance de masas se tomó un valor mínimo de 4% de TOC y un valor de HI de 400 mgHC /g TOC.
Roca Reservorio
Los principales reservorios corresponden a rocas calcáreas, areniscas y conglomerados asociadas al intervalo del Mioceno.
Roca Sello
Se consideran como probables rocas sello los estratos lodosos con intercalaciones de areniscas y limolitas del Mioceno tardío.
Trampas
Los hidrocarburos generados han migrado y posiblemente han sido entrampados en anticlinales asociados a diapiros de lodo, pliegues tipo roll-over asociados a fallas lístricas normales; cierres amplios asociados a pliegues de propagación de fallas; anticlinales relacionados con cabalgamientos y numerosas trampas tipo estratigráficas.
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Figura 5.8.1. Columna Estratigráfica Generalizada de la Cuenca de Tumaco. Tomado de Escobar (1993).
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Figura.5.8.2. Diagrama de subsidencia de la Cuenca de Tumaco. En esta figura se ilustra la variación de la paleo temperatura con el tiempo.
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Figura 5.8.3. Carta de eventos para la Cuenca de Tumaco. Se ilustran los tiempos de los eventos en los cuales ocurrió la depositación de las rocas fuentes, reservorio, sello y de sobrecarga. El tiempo de la conformación de la trampa, como también se indica el intervalo en el cual ocurrió el proceso de generación migración, y acumulación. También se muestra el intervalo de preservación y el momento
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5.9 SISTEMA PETROLIFERO CUENCA DE LA CORDILLERA ORI ENTAL Roca Generadora: La secuencia del Cretácea de la Cordillera Oriental presenta rocas como shales, limolitas y calizas con contenidos de TOC que varían entre 0.5 y 6%, las cuales son potenciales rocas generadoras de petróleo y gas según el grado de maduración termal. Las formaciones Lutitas de Macanal, Fómeque, La Luna, Chipaque, Conejo, Guaduas y Une, son rocas fuente de gas en la región axial de la Cordillera y de petróleo y gas en los flancos oriental y occidental de la Cordillera. Lo anterior se deduce de análisis geoquímicos reportados en Montes (2009), como también de estudios reportados en Atlas de Cuencas Sedimentarias de Colombia (ECOPETROL, 2000) En la Figura 5.9.1 se incluye la estratigrafía de la Cordillera Oriental en las regiones Central y sus flancos Oriental y Occidental. Roca Reservorio: El reservorio más profundo lo constituyen las areniscas de la Formación Une, continuando estratigráficamente están las intercalaciones de areniscas de la Formación Chipaque. También son de interés las formaciones Dura, Labor y Tierna del Grupo Guadalupe, aunque estas últimas están expuestas en la mayoría de las estructuras. Igualmente existen reservorios de interés en las formaciones Cenozoicas Socha, Picacho y Concentración Trampas Las trampas de hidrocarburos en la Cordillera Oriental son del tipo estructurales y estratigráficas. Las estructurales están relacionadas a anticlinales asociados a fallas inversas, producto de la Orogenia Andina y también estructuras anticlinales asociadas a fallas inversas producto de la reactivación de fallas normales. Las trampas estratigráficas están relacionadas a cambios laterales de facies y a canales aluviales presentes en las formaciones del Cenozoico
Roca de sobrecarga Dependiendo del sistema petrolífero las rocas de sobrecarga están constituidas por la secuencia comprendida entre el Cretáceo Superior y el Cenozoico. Para el caso de las rocas fuente del Cretáceo Superior las rocas de sobrecarga corresponden a la secuencia Cenozoica de la cordillera. El diagrama de la historia de subsidencia y la carta de eventos presentados en las figuras 5.9.2 y 5.9.3, permiten definir los siguientes sistemas petrolíferos de la cuenca. Sistemas Petrolíferos Cretáceo inferior (formaciones Lutitas de Macanal, Fómeque) - Formación Une (.)
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Cretáceo Superior (formaciones Chipaque, la Luna, Conejo) - Paleógeno (formaciones Socha, Concentración) (.) Formación Guaduas - Formación Guaduas (.)
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GENERACION YMIGRACION
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RO UNIDADES LITOESTRATIGRAFICAS
REGIONCENTRAL
PIEDEMONTEORIENTAL
PIEDEMONTEOCCIDENTAL
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Conglomerados Areniscas Shallos Calizas
SELLO
V: Volcanoclasticos
RESERVORIOROCA FUERTEINCONFORMIDAD
Mesa Fm.
Real Gp.
Colorado F..
Mugrosa F.
Esmeraldas F.
La Paz Fm.
Lisama Fm.
Umir Fm.
La Luna F.
Simiti Fm.
Teblezo F.
Paja Fm.
Giron Fm.
Los Santos Fm.
Rosablanca Fm
V
Concentracion
Picacho Fm.
Arc de Socha.
Aren. de Socha.
Guaduas Fm.
Chipaque Fm.
Une Fm.
Fomeque Fm.
Giron Fm.
Guayabo F.
Leon
Carbonera
Mirador Fn.
Los Cuervos
Barco Fm.
Guadalupe Gp.
Gacheta
Une. Fm.
Aren de Juntas
Macanal
Figura 5.9.1. Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca de la Cordillera Oriental. Tomado de Barrero et al. (2007).
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Figura.5.9.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca de la Cordillera Oriental. En esta figura se ilustra la variación del %Ro con el tiempo. Las rocas fuente del Cretáceo Inferior entran en la ventana de generación de petróleo en el Cretáceo Superior y las rocas fuente del Cretáceo Superior entran a la ventana de generación de petróleo en el límite Cretáceo Paleógeno.
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Figura 5.9.3. Carta de eventos para la Cuenca de la Cordillera Oriental. Se ilustran los tiempos de los eventos en los cuales ocurrió la depositación de las rocas fuentes, reservorio, sello y de sobrecarga. El tiempo de la conformación de la trampa, como también se indica el intervalo en el cual ocurrió el proceso de generación migración, y acumulación. También se muestra el intervalo de preservación y el momento crítico.
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5.10 SISTEMA PETROLIFERO DE LA CUENCA DE COLOMBIA PACIFICO PROFUNDO De esta cuenca no se posee información acerca de sistemas petrolíferos definidos o información estratigráfica que permita su definición. 5.11 SISTEMA PETROLIFERO DE LAS CUENCAS DE COLOMBIA Y SINÚ OFFSHORE Para las cuencas de Colombia y Sinú Offshore no se ha definido un sistema petrolífero, pero se han identificado cinco unidades sísmicas en el occidente de la Cuenca de Colombia, las cuales pueden conformar un sistema petrolífero, pero no hay suficientes estudios para asegurar la presencia de alguno. Las unidades de más antigua a más reciente se describen a continuación: CB5: Ésta unidad ha sido interpretada como depósitos biogénicos pelágicos depositados sobre un basamento ígneo indicando posiblemente flujos por gravedad. Según la perforación DSDP la secuencia estaría conformada por arcillas silíceas, chert, margas y un alto contenido de caliza, probablemente del Paleoceno al Eoceno (Bowland, 1993). CB4: Según los núcleos del Sitio 503 de la DSDP la subunidad superior tiene un alto contenido de areniscas y la inferior contiene un alto contenido de arcillas, probablemente del Mioceno Medio (Bowland, 1993). CB3: Consiste en depósitos de flujos de turbidítas del Mioceno Medio (Bowland, 1993). CB2: Representa, al igual de CB3, flujos de turbidítas intercaladas con capas pelágicas y hemipelágicas. Probablemente las turbidítas son de origen volcanoclástico, asociado con un volcanismo Terciario del norte y occidente de la Cuenca de Colombia (Bowland, 1993). CB1: Hacia el noreste las reflexiones van cambiando sus formas en montículos a reflexiones subparalelas continuas. Ésta transición podría indicar una posible progradación hacia la cuenca (Bowland, 1993). Los pozos DSDP indican margas con alto contenido de foraminíferos, arcilla calcárea y cenizas del Mioceno al Holoceno (Bowland, 1993).
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5.12 SISTEMA PETROLIFERO DE LA CUENCA DE LA GUAJIR A Roca Generadora. Los estudios geoquímicos adelantados por García et al. (2009) concluyeron que en la Cuenca de La Guajira se presentan como rocas generadoras la Formación La Luna y la Formación Siamana. Estas formaciones del Cretáceo Superior y del paleógeno presentan contenidos de TOC actual cercanos al 2% de TOC. (Montes, 2009). Figura 5.12.1 Modelos geoquímicos calibrados con datos de reflectancia de vitrinita, huellas de fisión en apatitos y zircones demuestran la existencia de procesos de generación de hidrocarburos a partir de las rocas fuente antes mencionadas (García et al., 2009) Roca Reservorio De acuerdo con los datos de pozos de la Cuenca de La Guajira la principal roca reservorio consiste en las areniscas y calizas de la Formación Castilletes, sin embargo no se descarta la posibilidad de encontrar yacimientos en los intervalos arenosos de la Formación Macario y el las calizas fracturadas de la Formación La Luna. Trampas Las trampas de hidrocarburos de la Cuenca de La Guajira consisten en trampas estructurales asociadas a un sistema de fallas de rumbo, trampas asociadas a altos estructurales, trampas estratigráficas asociadas a acumulaciones arrecifales. Roca Sello Los niveles arcillosos de las formaciones Colón, Uitpa, Jimol, y Castilletes son las principales rocas sello de la cuenca. Roca de sobrecarga La secuencia suprayacente al Cretáceo Superior constituye la rocas de sobrecarga en la Cuenca de La Guajira El diagrama de la historia de subsidencia y la carta de eventos presentados en las figuras 5.12.2 y 5.12.3, permiten definir los siguientes sistemas petrolíferos de la cuenca. Sistemas Petrolíferos Formación La Luna - Formación Castilletes (.) Formación Siamana - Castilletes (.)
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Figura 5.12.1. Columna estratigráfica de las cuencas de La Guajira Offshore y La Guajira. Tomado de Barrero et al. (2007).
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Figura.5.12.2. Modelo geoquímico 1D del pseudopozo Cosinas-1. Se ilustra la posición de la ventana de generación de petróleo y gas en tiempo y profundidad. Nótese que la formación La Luna entra a la ventana de generación de petróleo en el inicio del Neógeno y la Formación Siamana entra a la ventana de generación de petróleo al inicio del Plioceno.
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Figura 5.12.3. Carta de eventos para la Cuenca de La Guajira (Modificado de Ramírez, 2007). Se ilustran los tiempos de los eventos en los cuales ocurrió la depositación de las rocas fuentes, reservorio, sello y de sobrecarga. El tiempo de la conformación de la trampa, como también se indica el intervalo en el cual ocurrió el proceso de generación migración y acumulación. También se muestra el intervalo de preservación y el momento crítico.
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5.13 SISTEMA PETROLIFERO CUENCA DE LOS LLANOS ORIEN TALES.
Roca Fuente Las rocas fuente de la cuenca son las lutitas de la Formación Gacheta (Formación Chipaque), la Formación Barco - Los Cuervos y la Formación Une, cuyos valores de TOC actuales se encuentran por debajo de 2% (Montes, 2009). La mayor madurez termal se encuentra hacia el SW de la cuenca asociada a la Falla Guaicaramo. Figura 5.13.1. Igualmente se considera el nivel C8 de la Formación Carbonera como roca fuente secundaria de carácter continental la cual ha generado aceite y gas.
Migración.
Actualmente se consideran dos pulsos de migración, uno durante el Eoceno tardío - Oligoceno (Orogenia Preandina) y otro situado después de la Orogenia Andina en el Mioceno medio. Rocas Reservorio
El principal reservorio de la cuenca lo constituyen las areniscas continentales de la Formación Mirador y las areniscas de las formaciones Barco y Carbonera con porosidades de hasta 20%. Otro reservorio importante se encuentra en las areniscas de la Formación Guadalupe.
Trampas
Se han definido 5 provincias estructurales y dentro de ellas los siguientes tipos de entrampamientos. Los cabalgamientos y pliegues proporcionan el mayor número de trampas en la provincia del Piedemonte. En la provincia del Casanare fallas antitéticas reactivadas en el Mioceno y pequeños movimientos de rumbo, por la compresión Andina, forman las trampas, además de trampas estratigráficas tipo barras y canales. La provincia de Arauca se caracteriza por un plegamiento suave y fallas de rumbo con movimiento durante el Oligoceno. En la provincia de Vichada el entrampamiento se atribuye a fallamiento normal entre el Mioceno y el Plioceno. En la provincia del Meta las trampas principales son pliegues suaves, fallas de rumbo y trampas estratigráficas.
Roca Sello
Sobre la Formación Mirador, uno de los principales reservorios, yacen las lodolitas de la Formación Carbonera, específicamente el miembro C8, el cual constituye la roca sello. Además de las lutitas de la Formación Gachetá y las lutitas interestratificadas de la Formación Guadalupe.
Roca de sobrecarga Conformada por la Formación Carbonera desde el miembro C7 hasta la Formación Necesidad.
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El diagrama de la historia de subsidencia y la carta de eventos presentados en las figuras 5.13.2 y 5.13.3, permiten definir los siguientes sistemas petrolíferos de la cuenca. Sistemas Petrolíferos Formación Gachetá - Formación. Mirador (!)
Formación Barco-Cuervos / Formación Carbonera - Formación Mirador/ Formación Carbonera (!)
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5.13.1. Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca de los Llanos Orientales. Tomado de Barrero et al. (2007).
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Figura.5.13.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca de los Llanos Orientales. En esta figura se ilustra la variación del %Ro con el tiempo. Nótese que la Formación Gachetá entró a la ventana de generación de petróleo en el Paleógeno y la Formación Barco-Cuervos entró a la ventana de petróleo en el Neógeno. Así mismo la Formación Gachetá entró a la ventana de gas al inicio del Neógeno.
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Figura 5.13.3. Carta de eventos para la Cuenca de los Llanos Orientales. Se ilustran los tiempos de los eventos en los cuales ocurrió la depositación de las rocas fuentes, reservorio, sello y de sobrecarga. El tiempo de la conformación de la trampa, como también se indica el intervalo en el cual ocurrió el proceso de generación migración, y acumulación. También se muestra el intervalo de preservación y el momento crítico.
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5.14 SISTEMA PETROLÍFERO DE LA CUENCA DE LOS CAYOS
En la Cuenca de Los Cayos no se ha definido el sistema petrolífero, pero si las unidades litológicas y edades. Los datos geoquímicos de TOC actual son valores por debajo del 2% (Montes, 2009). A continuación se hace una descripción generalizada de la estratigrafía basada en unidades I, II, III IV, V y VI, que se describen de base a techo: Unidad VI: Consiste de una caliza gris de edad Paleoceno Inferior y una caliza con arcilla del Maestrichtiano Superior. Figura 5.14.1 Unidad V: Esta unidad está subdividida en dos subunidades. Subunidad Va (Eoceno Medio - Paleoceno Superior) que consiste de sedimentos calcáreos arcillosos con algunas intercalaciones de capas de cenizas volcánicas y la subunidad Vb (Paleoceno Inferior) que es una arcillolita intercalada con capas de cenizas volcánicas. La Unidad IV: Está subdividida en cuatro unidades. Subunidad IVa (Mioceno Inferior - Oligoceno Inferior) que consiste de caliza arcillosa, con frecuentes capas de cenizas volcánicas intercaladas Subunidad IVb (Oligoceno Inferior a Superior) similar a la anterior pero con mayor cantidad de arcilla. Subunidad IVc (Oligoceno Inferior - Eoceno Medio) es una caliza arcillosa, pero con un contenido mayor de capas de cenizas volcánicas y con mayor espesor que las subunidades IVa e IVb. Subunidad IVd (Eoceno Medio) similar a la IVb, pero con mayor cantidad de arcilla. La Unidad III: (Mioceno Inferior a Medio) consiste de caliza arcillosa, con foraminíferos y nanofósiles, interestratificados con abundantes capas de cenizas volcánicas. La Unidad II: Está subdividida en dos subunidades. Subunidad Ila (Mioceno Medio y Superior), consiste de arcilla con nanofósiles interestratificada con sedimentos mezclados con nanofósiles y capas con cenizas volcánicas. Subunidad Ilb (Mioceno Medio) similar a la anterior, pero contiene microfósiles silíceos y un alto contenido de carbonato. La unidad I: Está subdividida en 3 subunidades. Subunidad Ia (Pleistoceno a Plioceno Inferior), consiste de sedimentos arcillosos, con foraminíferos y nanofósiles, con capas de cenizas volcánicas intercaladas. Subunidad Ib (Plioceno Inferior - Mioceno Superior) similar a la unidad la, pero con menor cantidad de foraminíferos. Subunidad Ic (Mioceno Superior), se caracteriza por la presencia de microfósiles silicios.
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Figura 5.14.1 Columna Estratigráfica Generalizada de la Cuenca de Los Cayos. Tomado de Escobar (1993).
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Figura. 5.14.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca de Los Cayos. En esta figura se ilustra la variación del %Ro con el tiempo. Nótese que de acuerdo a el modelo las calizas del paleoceno de la unidad VI no han entrado en la ventana de generación de petróleo, indicando la baja prospectividad de la cuenca.
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Figura 5.14.3. Carta de eventos para la Cuenca de Los Cayos. Se ilustran los tiempos de los eventos en los cuales ocurrió la depositación de las rocas fuentes, reservorio, sello y de sobrecarga. El tiempo de la conformación de la trampa, como también se indica el intervalo en el cual ocurrió el proceso de generación migración, y acumulación. También se muestra el intervalo de preservación y el momento crítico.
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5.15 SISTEMA PETROLIFERO CUENCA DE TUMACO OFFSHORE Roca Fuente Las rocas con mayores posibilidades de generación de hidrocarburos son de edad cretácica y Paleógena. La secuencia terciaria, por ser de naturaleza turbidítica, posee un alto contenido de materia orgánica húmica y dadas las características de alta actividad volcánica del área, presentan un elevado porcentaje de material piroclástico. Estas propiedades catalogan a la secuencia terciaria como potencialmente generadora de gas y no de aceite. En resumen no se cuenta con datos geoquímicos que permitan hacer un estimativo del potencial ya que las muestras analizadas son del neógeno y son inmaduras, el kerógeno predominante es de tipo III. De otra parte no se cuenta con datos que permitan estimar la extensión de la cocina de hidrocarburos. Roca Reservorio El entrampamiento se encuentra especialmente favorecido, en esta área, debido a la mecánica de la sedimentación turbidítica. El problema se plantea en ubicar los sectores más limpios de los desarrollos arenosos, combinada esta propiedad con una situación estructural favorable. Sistema Petrolífero. No existe información suficiente para establecer la existencia de sistemas petrolíferos a excepción de la presencia de rezumaderos con la cuenca. 5.16 SISTEMA PETROLÍFERO CUENCA DE SINU-SAN JACINT O Roca Fuente. La Formación Cansona del Cretáceo Superior presenta un alto contenido de carbono orgánico total (TOC), variando entre 2% hasta un 6 % y un índice de hidrogeno (HI) hasta de 200 mg/gr. Los valores de temperatura (Tmax) indican que las rocas generadoras están entre 410 y 440, es decir al inicio de la ventana de generación de hidrocarburos. El tipo de Kerógeno presente es tipo III. (Montes, 2009) Figura 5.16.1 La secuencia del Paleoceno a Eoceno inferior como la Formación San Cayetano, presenta kerógenos tipo II y III, los valores de TOC se encuentran por debajo del 2%, valores de HI son también bajos, menores de 60 mg/g (Montes, 2009).
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Roca Reservorio. En la subcuenca de Sinú - San Jacinto se reconocen como posibles rocas almacenadoras, las areniscas de la Formación San Cayetano, la Formación Cansona y la Formación Toluviejo. La Formación San Cayetano presenta valores de porosidad que varían entre 12% a 24% y valores de permeabilidad que alcanzan 100 md. La Formación Cansona presenta una buena porosidad en areniscas con un rango de 15,7% y 20% y en los niveles calcáreos un rango de 1% a 8%. Las calizas de la Formación Toluviejo presentan valores de porosidad que varían entre 3% y 14%. En la secuencia de Eoceno medio a Eoceno superior se encuentran las formaciones Arroyo de Piedra, Chengue y Tolú Viejo. La Formación El Carmen presenta valores de porosidad que varían entre un 23.5% y 15.4%, valores que difieren ampliamente de los obtenidos en los análisis de petrografía. Roca Sello. Los shales de la Formación San Cayetano, los shales de la Formación Maco, los shales de la Formación San Jacinto y los shales de la Formación el Carmen. Roca de sobrecarga. Toda la secuencia de rocas principalmente del Paleógeno que incluye las formaciones Cansona, San Cayetano, Maco, Chengue y Toluviejo y toda la secuencia del Neógeno hasta la Formación Sincelejo. El diagrama de la historia de subsidencia y la carta de eventos presentados en las figuras 5.16.2 y 5.16.3, permiten definir los siguientes sistemas petrolíferos de la cuenca. Sistemas Petrolíferos En la Cuenca de Sinú-San Jacinto se presentan tres sistemas petrolíferos correspondientes al Cretácico Superior y al Paleógeno. Formación Cansona - Formación Cansona / San Cayetano (.) Formación San Cayetano - Formación Toluviejo / Ciénaga de Oro (.) Formación Ciénaga de Oro - Formación Ciénaga de Oro (.)
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Figura 5.16.1.Carta estratigráfica Cuenca de Sinú - San Jacinto. Tomado de Barrero et al. (2007).
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Figura.5.16.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca de Sinú -San Jacinto. En esta figura se ilustra la variación del %Ro con el tiempo. El modelo geoquímico indica que la Formación Cansona entra a la ventana de generación en el Paleógeno medio. Los gases generados en las formaciones San Cayetano y Cienaga de Oro serían de origen bacterial.
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Figura 5.16.3.Carta de eventos para la Cuenca de Sinú-San Jacinto. Se ilustran los tiempos de los eventos en los cuales ocurrió la depositación de las rocas fuentes, reservorio, sello y de sobrecarga. El tiempo de la conformación de la trampa, como también se indica el intervalo en el cual ocurrió el proceso de generación migración, y acumulación. También se muestra el intervalo de preservación y el momento critico
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5.17 SISTEMA PETROLÍFERO DE LA CUENCA DE URABÁ Roca Generadora
En los pozos Apartadó-1 y Chigorodó-1 se perforaron lutitas con características de roca generadora. La información geoquímica del pozo Necoclí-1, perforado al norte de la Cuenca de Urabá, sobre tres muestras analizadas, indica la presencia de rocas generadoras de edad Mioceno. Aunque los valores de reflectancia de la vitrinita (%Ro) apuntan a que estas rocas están inmaduras, la extrapolación de los datos de madurez sugiere que las rocas pueden alcanzar la ventana de generación de aceite a una profundidad entre 8500 y 9000 pies. Según Montes (2009), los datos de TOC en esta área se encuentran por debajo del 2%. Figura 5.17.1 Roca Reservorio
La secuencia sedimentaria perforada por los pozos Apartadó-1 y Chigorodó-1, corresponde a una sucesión monótona de areniscas intercaladas con arcillolitas localmente limosas. Las rocas siliciclásticas varían de cuarzoarenitas a arenitas líticas, de tamaño de grano fino a conglomerático. Con base en criterios litológicos, electro-faciales y sísmicos se subdividió informalmente la secuencia de estos pozos en cuatro unidades denominadas A, B, C y D. Los niveles de areniscas de estas unidades pueden eventualmente actuar como reservorios de hidrocarburos (ANH, 2010).
Roca Sello
La secuencia perforada por los pozos Apartadó-1 y Chigorodó- 1 contiene arcillolitas intercaladas con areniscas lo que conformaría sellos locales para las acumulaciones.
Trampas
La información sísmica de la Cuenca de Urabá muestra que el basamento está inclinado regionalmente hacia el noreste, creando por flexión espacio para acomodar sedimentos en esa dirección. El basamento aflora hacia el margen suroeste de la cuenca.
Fallas normales de bajo desplazamiento y vergencia variable que truncan la secuencia sedimentaria contra el basamento, son interpretadas a partir de la sísmica. Estas estructuras conforman trampas estratigráfico-estructurales, que afectan la parte inferior de la sucesión estratigráfica.
La somerización de la cuenca hacia el suroeste permite el acuñamiento de las rocas más jóvenes contra el basamento. Esta geometría favorece la presencia de trampas estratigráficas. El mapa de contornos estructurales muestra la distribución de plays en la cuenca, de acuerdo con lo observado en la sísmica. Éstos corresponden a geometrías asociadas con acuñamientos de la secuencia sedimentaria contra el basamento (trampas estratigráficas), en especial hacia el margen suroeste de la cuenca y truncamientos contra el basamento por fallamiento normal (trampas estratigráfico-estructurales). En la parte costa afuera de la Cuenca de Urabá, las trampas corresponden con pliegues asociados a
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fallas inversas con control estratigráfico, acuñamientos y posibles crecimientos coralinos desarrollados contra la pendiente estructural del basamento.
Figura 5.17.1. Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca de Urabá. Tomada de ECOPETROL (2000).
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Figura 5.17.2. Carta de eventos para la Cuenca de Urabá. Se ilustran los tiempos de los eventos en los cuales ocurrió la depositación de las rocas fuentes, reservorio, sello y de sobrecarga. El tiempo de la conformación de la trampa, como también se indica el intervalo en el cual ocurrió el proceso de generación migración, y acumulación. También se muestra el intervalo de preservación y el momento crítico.
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5.18 SISTEMA PETROLÍFERO DE LA CUENCA DEL VALLE INF ERIOR DEL MAGDALENA Roca Generadora. La Formación Cienaga de Oro tiene un espeso intervalo con un contenido de materia orgánica medio – alto tipo III. Figura 5.18.1 Los shales de la Formación Porquero, también han sido reconocidos como fuente principal de hidrocarburos en la cuenca. Estos shales de gran espesor, son ricos en materia orgánica y kerógeno tipo II. Los contenidos de TOC actual son menores al 2% (Montes, 2009). Roca Reservorio. Las areniscas y calizas de la Formación Cienaga de Oro son los principales reservorios de la cuenca. Su espesor es de 330 ft con porosidades de 15%, además están las areniscas de la Formación Tubará. Roca Sello. Los shales de las formaciones Cienaga de Oro, Porquero Superior depositadas durante un periodo de rápida subsidencia, poseen excelentes características como unidad sellante. La Formación Tubará es también una unidad sellante pero de menor importancia. Roca de sobrecarga . La secuencia de rocas compuesta por la parte superior de la Formación Porquero y las formaciones Tubará y Corpa. El diagrama de la historia de subsidencia y la carta de eventos presentados en las figuras 5.18.2 y 5.18.3, permiten definir los siguientes sistemas petrolíferos de la cuenca. Sistema Petrolífero . En la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena el principal sistema petrolífero corresponde al sistema Paleógeno – Neógeno . Formación Ciénaga de Oro - Formación Ciénaga de Oro (.) Formación Ciénaga de Oro - Formación. Porquero / Formación Tubará (.)
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Figura 5.18.1.Columna estratigráfica de la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena. Tomado de Barrero et al. (2007).
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Figura.5.18.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena. En esta figura se ilustra la variación del %Ro el tiempo. Nótese que la Formación Cienaga de Oro entró a la ventana de generación de petróleo en el inicio del Neógeno.
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Figura 5.18.3. Carta de eventos para la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena.Se ilustran los tiempos de los eventos en los cuales ocurrió la depositación de las rocas fuentes, reservorio, sello y de sobrecarga. El tiempo de la conformación de la trampa, como también se indica el intervalo en el cual ocurrió el proceso de generación migración, y acumulación. También se muestra el intervalo de preservación y el momento crítico.
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5.20 SISTEMA PETROLIFERO DE LA CUENCA DEL VALLE ME DIO DEL MAGDALENA. Roca Generadora . La Formación La Luna, se considera la principal roca generadora, presenta valores promedio de TOC actual entre 2 y 6% y kerógeno tipo II (Montes, 2009). En la parte norte de la cuenca se han alcanzado valores medios a maduros para la generación de hidrocarburos líquidos y en la parte sur se registran valores correspondientes a la ventana de gas. Figura 5.20.1. Adicionalmente las calizas y shales de las formaciones Rosablanca, Paja, y Tablazo se pueden considerar también rocas fuente de hidrocarburos aunque con un potencial limitado. Roca Reservorio En el Cretáceo cuatro formaciones pueden considerarse como rocas almacenadoras potenciales: Los Santos, Rosablanca, Tablazo y La Luna (en calizas fracturadas). En el Cenozoico, las rocas almacén están conformadas por los niveles de areniscas presentes en las formaciones La Paz hasta la Formación Mugrosa – Colorada. Trampa 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. Roca Sello Son roca sello los niveles arcillosos intra-formacionales de las unidades terciarias y las unidades arcillosas del Cretáceo, siendo estas últimas las más efectivas dado su espesor y extensión regional. Fallas inversas y normales actúan como sello cuando ponen en contacto rocas almacén con rocas sello. Dentro de la secuencia cretácea los shales de las formaciones Paja y Simití pueden constituir el sello de los intervalos de calizas fracturados. Roca de sobrecarga. Toda la secuencia sedimentaria depositada posteriormente a la Formación La Luna. El diagrama de la historia de subsidencia y la carta de eventos presentados en las figuras 5.20.2 y 5.20.3, permiten definir los siguientes sistemas petrolíferos de la cuenca. Sistemas Petrolíferos. Formación La Luna - Formación .La Luna (!) Formación La Luna - La Paz / Esmeraldas / Mugrosa Colorado (!)
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Figura 5.20.1. Columna Estratigráfica Generalizada de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena. Tomada de ECOPETROL (2000).
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Figura. 5.20.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena. En esta figura se ilustra la variación del %Ro con el tiempo. Nótese que la Formación La Luna entró a la ventana de generación de petróleo en el Paleógeno inferior.
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Figura 5.20.3. Carta de eventos de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena. Se ilustran los tiempos de los eventos en los cuales ocurrió la depositación de las rocas fuentes, reservorio, sello y de sobrecarga. El tiempo de la conformación de la trampa, como también se indica el intervalo en el cual ocurrió el proceso de generación migración, y acumulación. También se muestra el intervalo de preservación y el momento crítico.
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5.21. SISTEMA PETROLIFERO DE LA CUENCA DEL VALLE SU PERIOR DEL MAGDALENA. Roca Generadora Análisis geoquímicos realizados a los crudos, indican que la roca madre de esta cuenca es el Grupo Villeta, en especial la Formación Tetuán y parte de la Formación Bambucá, cuyo espesor total varía entre 300 y 1500 pies. Los datos de TOC actual varían entre el 2 y 12% y el tipo de kerógeno es tipo III (Montes, 2009). Para algunos la Formación Caballos también se puede considerar como roca generadora, ver Figura 5.21.1 Según Cáceres (2000), los crudos livianos se presentan en la parte N-NE de la subcuenca alcanzando valores superiores a 38°, los crudos medianos abarcan la parte N-NE de la cuenca y casi la totalidad de la Subcuenca de Neiva con valores inferiores a 24°, los crudos pesados se ubican en la parte S-SW de la Subcuenca de Girardot con valores inferiores a 18°. Según valores de % Ro el sector de la Subcuenca de Girardot no ha entrado aún a la fase inicial de generación de hidrocarburo y el sector de la Subcuenca de Neiva se ubica entre la fase inicial de generación hasta la máxima concentración de hidrocarburo en la roca generadora (Cáceres et al., 2003). Roca Reservorio La Formación Caballos y el Grupo Guadalupe constituyen las unidades más importantes como rocas almacenadoras, la primera constituida por areniscas cuarzosas, areniscas calcáreas y calizas arenosas. Las porosidades típicas son de 12 % a 17%, caracterizaciones fisicoquímicas de los crudos de esta formación permiten clasificar el crudo como superliviano, con bajo contenido de azufre (Cáceres et al., 2003) El Grupo Guadalupe, se encuentra constituido por areniscas cuarzosas de grano fino a medio con lentes de areniscas conglomeráticas e intercalaciones de liditas y lutitas. Presentan alta porosidad secundaria evidenciada por disolución de pequeños fósiles. Presentan una porosidad entre 15 y 22% Roca sello Inicialmente el nivel medio de la Formación Caballos compuesto por una secuencia calcáreo lodosa, se comporta como un sello inferior para el nivel superior de la Formación Caballos; luego se presentan los shales de la Formación Villeta que actúan en algunos sectores como generadora y en otros es el típico sello. El tercer tipo de roca sello corresponde a los niveles arcillosos de la Formación Guaduas situado sobre la Formación Monserrate. Trampas Los campos están asociados a trampas estructurales principalmente, pero se presentan trampas estratigráficas y las combinadas. Dentro de las trampas estructurales más
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importantes están los anticlinales, los anticlinales fallados y las fallas inversas predominantes en la Subcuenca de Neiva. Roca de Sobrecarga Toda la secuencia de roca depositada desde la Formación Bambucá del Grupo Villeta hasta el Reciente. El diagrama de la historia de subsidencia y la carta de eventos presentados en las figuras 5.21.2 y 5.21.3, permiten definir los siguientes sistemas petrolíferos de la cuenca. Sistemas Petrolíferos. Grupo Villeta - Formación Caballos (!) Grupo Villeta (Formaciones Tetuán y Bambuca) - Grupo Guadalupe (!)
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MA AGE FORMATION LITHOLOGY THICK SOURCE FIELDS ENVIRONMENT BASINRESER
PLEISTOCENE ALLUVIAL FANS, TERRACES
PLIOCENEGIGANTE/NEIVA
MIOCENE HONDA GRP.
BARZALOZA
OLIGOCENE
DOMA
POTRERILLO
CHICORAL
GU
AL
AN
DAY
GR
P
EOCENE
PALEOCENE
GU
AD
UA
LA G
RP SAN
FRANCISCO
TERUEL
MAAESTRICHTIAN
CAMPANIAN
MONSERRATE
SANTONIAN
CONIANCIAN
TURONIAN
CENOMANIAN
ALBIAN
VILLETA
CABALLOS
APTIANYAVI
JURASSIC SALDANA
JURASSICTO
PRECAMBRIANBASEMENT
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110SCALERANGE
TE
RTI
AR
YC
RE
TAC
EO
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LACUSTRINE
........................................................................................................................................................................................................................................................................................
....................
............................................................................................................................................
........................................................................................................................
........................................
....................
....................
............................................................
............................... . .. . .. . .. . .. . .........................................
0 -1000m
0 -5000m
0 -300m
0 -3000m
ALLUVIALAND
LAHARIC
FLU
VIA
L TO
FL
UV
IAL
ALL
UV
IAL
MIN
OR
FLU
VIA
L
1, 6, 9, 13
INTR
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6
400-1200m
FLU
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CO
LLIS
ION
RE
LAT
ED
FO
RE
LAN
D150m
450m
150m
3, 4, 5,8, 10, 1112, 16
NE
AR
SH
OR
EN
ER
ITIC
MA
RG
IN S
AC
2, 7, 1415, 17, 18
NEARSHORE
FLUVIAL TODELTAIC
FLUVIAL
SEDIMENTARY& VOLCANIC
IGNEUSMETAMORPHIC
BACK-ARCRIFT
Figura 5.21.1. Columna Estratigráfica generalizada de la Cuenca del Valle Superior del Magdalena (Tomado de Buitrago (1994).
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Figura. 5.21.2. Diagrama de la historia de subsidencia de la Cuenca del Valle Superior del Magdalena. En esta figura se ilustra la variación del %Ro con el tiempo. Nótese que el Grupo Villeta entró a la ventana de generación de petróleo en el Paleógeno medio.
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Figura 5.21.3. Carta de eventos de la Cuenca del Valle Superior del Magdalena. Se ilustran los tiempos de los eventos en los cuales ocurrió la depositación de las rocas fuentes, reservorio, sello y de sobrecarga. El tiempo de la conformación de la trampa, como también se indica el intervalo en el cual ocurrió el proceso de generación migración, y acumulación. También se muestra el intervalo de preservación y el momento crítico.
88
5.22. SISTEMA PETROLIFERO DE LA CUENCA DE VAUPES - AMAZONAS Roca Generadora: Para la Cuenca del Amazonas no hay estudios detallados de la roca generadora, solo el estudio de Robertson para Aleman (1988), especula sobre las posibilidades que pueden presentar los niveles arcillosos ricos en materia orgánica en el tope de la Formación Araracuara, así como los niveles de caliza devónica, al oeste de Araracuara que podrían constituir una roca fuente. Igualmente, La caliza de Berlín de edad Devónico Superior, también podría ser una roca generadora. Por analogía con la Cuenca de Solimöes o del alto Amazonas del Brasil, se plantea con base en la interpretación de líneas sísmicas de los ríos Putumayo y Amazonas que la secuencia del Paleozoico identificada mediante perforaciones en la Cuenca de Solimöes, tenga su continuidad en la Cuenca de Amazonas (Colombia). Esta hipótesis tiene como soporte el hecho de que las cuencas de Amazonas y Solimöes (Brasil) exhiben un estilo tectónico de subsidencia simple sin la presencia de estructuras plegadas. En el área de la Cuenca de Amazonas (Colombia), se ha reportado la presencia de mantos de carbón, los cuales pueden ser considerados roca fuente de gas en la Cuenca de Vaupés Amazonas (García et al., 2009) En las áreas de Chiribiquete, Araracuara y Leticia se ha reportado la presencia de extensos mantos de carbón tipo lignito y en consecuencia estas áreas presentan algún potencial de gas. Figuras 5.22.1 y 5.22.2 Roca Reservorio: Las rocas que mejores características de roca almacenadora presentan son las Areniscas Superiores y las areniscas de la Formación Araracuara (Geocolombia 1986, Robertson Research, 1988). Rocas reservorios de edad precámbrica perteneciente a la Formación Piraparaná se han estudiado partir de núcleos de perforación obtenidos en el pozo Vaupés -1. Estas rocas consisten de sublitoarenitas feldespáticas, cuarzoarenitas y subarcosas. Se considera que las principales rocas reservorio, serían las areniscas del Paleozoico (García et al., 2009). Roca Sello: La presencia de niveles arcillosos con potencial de constituir una capa sello se encuentran en las formaciones arcillosas del Cenozoico de la Cuenca de Amazonas (Colombia). Otros niveles que podrían actuar como niveles sello de petróleo son los paleosuelos que frecuentemente se encuentran en las discordancias, como las identificadas en el Paleozoico inferior y superior de la Cuenca de Amazonas (García et al., 2009). La carta de eventos presentados en la figura 5.22.3, permiten definir los siguientes sistemas petrolíferos de la cuenca.
89
Sistemas Petrolíferos Se plantea la existencia de dos sistemas petrolíferos en la cuenca, estos son: Paleozoico - Paleozoico (?) Paleógeno - Paleógeno (?)
90
Figura 5.22.1. Cronoestratigrafía de la Cuenca de Amazonas (Colombia). Tomado de García et al. (2009).
91
Figura. 5.22.2. Correlación estratigráfica entre las cuencas de Vaupés- Alto Amazonas (Colombia) y Solimöes y Amazonas (Brasil). Tomado de García et al. (2009).
92
Figura 5.22.3. Carta de eventos para la Cuenca de Vaupés-Amazonas. Se ilustran los tiempos de los eventos en los cuales ocurrió la depositación de las rocas fuentes, reservorio, sello y de sobrecarga. El tiempo de la conformación de la trampa, como también se indica el intervalo en el cual ocurrió el proceso de generación migración, y acumulación. También se muestra el intervalo de preservación y el momento crítico. Tomado de García et al. (2009).
93
6. POTENCIAL HIDROCARBURÍFERO DE LAS CUENCAS COLOMB IANAS
6.1 Yacimientos de Hidrocarburos Convencionales Para el cálculo de reservas en las cuencas colombianas se aplicó la metodología de Schmoker (1994) y de Hunt (1993). Los datos geoquímicos usados fueron obtenidos del Montes (2009). Para el cálculo del balance de masa se seleccionaron los valores de TOC y HI de muestras termalmente inmaduras o las que presentaban los valores mas bajos de Ro y/o Tmax. Observándose que las rocas inmaduras presentan valores de TOC equivalentes a 1.5 del valor actual de TOC de rocas maduras y sobremaduras. Las áreas de las cocinas fueron determinadas a partir del Atlas de Facies Paleogeográficas de Cáceres et al. (2003), tomando las facies que tuvieran potencial de rocas generadoras de hidrocarburos. Se calcularon tres escenarios potenciales a partir de la estimación del área de la cocina, tomado tamaños equivalentes al 10%, 50% y 90% del área total de la cocina. Con respecto a los datos de TOC original se utilizo un factor de 1.25 del TOC actual de acuerdo a la metodología propuesta por Zhong et al. (2004), donde el valor de la relación de (TOCo-TOC)/TOCo debe encontrarse entre -0.05 y 0.2. Los datos de Ro fueron usados en los cálculos según la metodología propuesta por Marzi y Waples (1996). Para el dato de densidad de las rocas generadoras se utilizó un valor promedio de 2.4 g/cm3 para los shales y de 2.5 gr/cm3 para las calizas siendo estas litologías las principales rocas generadoras en las cuencas colombianas de acuerdo a el mapa de facies de Cáceres et al. (2003). Para el cálculo final de los recursos entrampados se utilizó el mismo valor propuesto por Hunt (1993), el cual corresponde al 1%. El valor de densidad del petróleo utilizado en este trabajo fue de 0.9 gr/cm3 que corresponde a la densidad de crudos intermedios (Hunt, 1993). Con la anterior información se elaboró un cuadro resumen para cada cuenca, donde se indica entre otros parámetros, el potencial generador para los tres escenarios, el área estimada de las cocinas, la formación y espesor de la roca generadora, el valor de TOC utilizado, el valor actual promedio de HI, el valor de TOC original y HI original y el dato de reflectancia de vitrinita %Ro. En este cuadro también se indican los riesgos geológicos que podrían esperarse y que deberán ser evaluados y cuantificados para estimar el riesgo geológico en la etapa de exploración. Es de anotar que los diferentes factores de riesgo geológico no se cuantificaron en el presente estudio debido a falta de información. También se presenta el mapa geológico de cada cuenca donde se define el área de la cocina teniendo en cuenta las facies presentes, las cuales se presentan en las convenciones de cada cuenca. Como información adicional, se presentan perfiles estructurales y perfiles sísmicos de las cuencas donde se contó con esta información. Los datos de producción acumulada de las cuencas colombianas provista por ACIPET (2008), sirven de referencia comparativa con los resultados de recursos obtenidos en los cálculos. La comparación entre los recursos calculados y la producción acumulada indica que esta última corresponde una fracción mínima del recurso evaluado en el presente trabajo. Con respecto a otros métodos de evaluación como los métodos probabilísticos y para el caso específico de Método de Monte Carlo, se requieren datos adicionales como número
94
de pozos, numero de campos, producción de cada uno de los pozos, producción acumulada y su radio de influencia entre otros. Por esta razón las cuencas que no se evaluaron por el método de Balance de Masas tampoco se pueden evaluar por el Método de Monte Carlo debido a que carecen de la información básica necesaria y adicionalmente en ellas no existe presencia de campos ni de yacimientos productivos de hidrocarburos. La siguiente es la estimación resumida del potencial hidrocarburífero de las cuencas colombianas en las cuales se contaba con la información para el respectivo cálculo. Para cálculos detallados ver Anexo 1 y datos de producción acumulada ver Anexo 2 Para las siguientes cuencas solo que contó con información parcial la cual no permite realizar un cálculo de potencial de recursos utilizando el método de balance de masas: Cuenca de Chocó Offshore
Se posee información de TOC que varía entre el 0 y 16% según Montes (2009). Y se considera como roca generadora y reservorio la Formación Iró.
Cuenca de Los Cayos
Se dispone de una columna estratigráfica generalizada datos geoquímicos de TOC con de valores por debajo del 2% (Montes, 2009).
Cuenca de Colombia y Cuenca de Sinú Offshore
En esta cuenca solo se han identificado cinco unidades sísmicas en el occidente de la cuenca.
Cuenca de Tumaco Offshore Se conoce que Ecopetrol llevó a cabo un programa geoquímico en esta cuenca pero estos datos no se poseen.
Cuenca de Colombia Pacifico Profundo De esta cuenca no se cuenta con ninguna información.
95
6.1.1 Cuenca de Caguán - Putumayo.
RESUMEN
POTENCIAL
10% 0.23
BBPE El cual se obtuvo con los siguientes parámetros:
50% 1.14
90% 2.06
Área de la Cocina
10% 552.8 Km2 Formación
Generadora Villeta 50% 2614.29 90% 4705.72
Espesor 200 m TOC Promedio Actual 3 %
HI Promedio Actual 700 mg HC /g TOC
TOC Promedio Original 3.6 %
HI Promedio Original 750 mg HC /g TOC %Ro 0,7
Riesgo Geológico
Baja Madurez Cierre Estructural X
Migración Competencia del Sello X
Diagénesis Cementación X
Producción Acumulada 0.33 BBPE
96
Área de las Cocinas Cuenca de Caguán - Putumayo
Figura 6.1.1.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos Cuenca de Caguán Putumayo. Modificado de Cáceres et al. (2003).
Perfil Estructural
Sección Sísmica
97
Perfil Estructural de la Cuenca de Caguán - Putumay o
Figura 6.1.1.2. Perfil sísmico que ilustra los rasgos estructurales más importantes de la Cuenca de Caguán – Putumayo. Tomado de Goncalves, et al. (2002).
98
Sección sísmica de la Cuenca de Caguán - Putumayo
Figura 6.1.1.3 Sección sísmica interpretada de la C uenca de Caguán – Putumayo. Tomado de Cediel et al. (1998).
99
6.1.2 Cuenca de Catatumbo Cuenca de Catatumbo. Formación La Luna.
RESUMEN
POTENCIAL 10% 0.20
BBPE El cual se obtuvo con los siguientes parámetros: 50% 0.99
90% 1.78
Área de la Cocina
10% 227.72 Km2 Formación
Generadora La Luna (Coniaciano) 50% 1138.61 90% 2049.49
Espesor 62 m TOC Promedio Actual 3.2 %
HI Promedio Actual 300 mg HC /g TOC
TOC Promedio Original 3.84 %
HI Promedio Original 600 mg HC /g TOC %Ro 0,7
Riesgo Geológico
Baja Madurez Cierre Estructural X
Migración Competencia del Sello
Diagénesis X Cementación X
Producción Acumulada 0.435 BBPE
100
Cuenca de Catatumbo- Formación Capacho.
RESUMEN
POTENCIAL 10% 0.11
BBPE El cual se obtuvo con los siguientes parámetros: 50% 0.56
90% 1.01
Área de la Cocina
10% 320.27 Km2 Formación
Generadora
Capacho (Cenomaniano-
Turoniano) 50% 1601.37 90% 2882.47
Espesor 200 m TOC Promedio Actual 2.1 %
HI Promedio Actual 350 mg HC /g TOC
TOC Promedio Original 2.52 %
HI Promedio Original 400 mg HC /g TOC %Ro 0,8
Riesgo Geológico
Baja Madurez Cierre Estructural X
Migración Competencia del Sello
Diagénesis X Cementación X
Producción Acumulada 0.435 BBPE
101
Área de las Cocinas Cuenca de Catatumbo – Fm. La Luna y Capacho
Figura 6.1.2.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos Cuenca de Catatumbo. Modificado de Cáceres et al. (2003). .
Perfil Estructural
Sección Sísmica
102
Perfil Estructural de la Cuenca de Catatumbo
1. Pliegues asociados a fallas inversas que involucran el basamento. Oeste de la flexura del Catatumbo.2. Estructuras de rumbo en corazones de la flexura del Catatumbo (e.g Campo Rio de Oro)3. Cabalgamientos asociados a estructuras de rumbo en pliegues escalonados (e.g Cerro Gordo).4. Cabalgamientos con componente de rumbo (e.g Campo Tibu)5. Structuras de rumbo (e.g Campo Rio Zulia)
BASEMENTO CRETACEO INFERIOR
CRETACEOSUPERIOR
TERCIARIO
Escalaaproximada
10 Km
1000m
0
OCCIDENTE ORIENTE
Zona de flexura del Catatumbo
Zona de flexuraOriental
1 2 3 4 5
Figura 6.1.2.2. Perfil estructural de la Cuenca de Catatumbo. Tomado de Yurewicz (1998)
103
Sección Sísmica Cuenca de Catatumbo
Figura 6.1.2.3. Sección sísmica interpretada de la Cuenca de Catatumbo. Tomado de Cediel et al. (1998).
104
6.1.3 Cuenca de Cauca – Patía
RESUMEN
POTENCIAL 10% 0.23
BBPE El cual se obtuvo con los siguientes parámetros: 50% 1.16
90% 2.08
Área de la Cocina
10% 205.80 Km2 Formación
Generadora Guachinte-Ferreira
(Oligoceno) 50% 1029.00 90% 1852.20
Espesor 180 m TOC Promedio Actual 2 %
HI Promedio Actual 300 mg HC /g TOC
TOC Promedio Original 2.4 %
HI Promedio Original 600 mg HC /g TOC %Ro 0,5
Riesgo Geológico
Baja Madurez X Cierre Estructural X
Migración Competencia del Sello
Diagénesis X Cementación X
Producción Acumulada BBPE
105
Área de las Cocinas Cuenca de Cauca – Patía - Fm. Guachinte
Figura 6.1.3.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos Cuenca de Cauca- Patía. Modificado de Cáceres et al. (2003).
Sección Sísmica
106
Figura 6.1.3.2. Sección sísmica interpretada de Cauca-Patía. Tomada de Cediel et al. (1998).
107
6.1.4 Cuenca de Cesar – Ranchería.
SUBCUENCA DE CESAR
RESUMEN
POTENCIAL 10% 0.54
BBPE El cual se obtuvo con los siguientes parámetros: 50% 2.68
90% 4.83
Área de la Cocina 10% 286.31
Km2 Formación Generadora La Luna 50% 1431.54
90% 2576.78
Espesor 250 m TOC Promedio Actual 3 %
HI Promedio Actual 400 mg HC /g TOC
TOC Promedio Original 3.6 %
HI Promedio Original 600 mg HC /g TOC %Ro 0,6
Riesgo Geológico
Baja Madurez Cierre Estructural X
Migración Competencia del Sello X
Diagénesis Cementación X
Producción Acumulada BBPE
108
SUBCUENCA DE RANCHERIA
RESUMEN
POTENCIAL 10% 0.26
BBPE El cual se obtuvo con los siguientes parámetros: 50% 1.30
90% 2.35
Área de la Cocina 10% 99.37
Km2 Formación Generadora La Luna 50% 496.87
90% 894.36
Espesor 200 m TOC Promedio Actual 3 %
HI Promedio Actual 300 mg HC /g TOC
TOC Promedio Original 3.6 %
HI Promedio Original 600 mg HC /g TOC %Ro 0,7
Riesgo Geológico
Baja Madurez Cierre Estructural X
Migración Competencia del Sello X
Diagénesis Cementación X
Producción Acumulada BBPE
109
Área de las Cocinas Cuenca de Cesar-Ranchería – Fm. La Luna
Figura 6.1.4.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos Cuenca de Cesar Ranchería. Modificado de Cáceres et al. (2003). Sección Sísmica
Perfil Estructural
110
Sección Sísmica de la Cuenca de Cesar- Ranchería.
Basement
La Quinta FmCogollo Group
La Luna Fm
Molino Fm
Barco Fm
Cuervos Fm
Cuestas Fm
Figura 6.1.4.2. Sección sísmica interpretada de la subcuenca de Cesar. Tomado de García et al. (2008).
111
Perfil Estructural de la Cuenca de Cesar - Rancherí a
Figura 6.1.4.3 Corte Estructural para la Cuenca de Cesar-Ranchería, paralelo a la línea sísmica CV-1-79. Tomado de Sánchez y Urrego (1998).
112
Sección Sísmica de la Cuenca de Cesar- Ranchería
SW NE
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
1000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000 20000 22000 24000
(M)
BasementBasement
Cerrejon Fm
La Quinta Fm
Aguas blancas Fm
La Luna Fm
Molino Fm
Figura 6.1.4.4 Sección sísmica Interpretada de la subcuenca de Ranchería. García et al. (2008).
113
6.1.5 Cuenca de Chocó
RESUMEN
POTENCIAL 10% 0,51
BBPE El cual se obtuvo con los siguientes parámetros: 50% 2.56
90% 4.62
Área de la Cocina
10% 410,35 Km2 Formación
Generadora Iró 50% 2051,73 90% 3693.11
Espesor 300 m TOC Promedio Actual 2 %
HI Promedio Actual 300 mg HC /g TOC
TOC Promedio Original 2.4 %
HI Promedio Original 400 mg HC /g TOC %Ro 1
Riesgo Geológico
Baja Madurez Cierre Estructural X
Migración X Competencia del Sello X
Diagénesis X Cementación
Producción Acumulada BBPE
114
Figura 6.1.5.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos de la Cuenca de Chocó. Modificado de Cáceres et al. (2003).
115
6.1.6 Cuencas de La Guajira Offshore y La Guajira
RESUMEN
POTENCIAL 10% 0.10
BBPE El cual se obtuvo con los siguientes parámetros: 50% 0.52
90% 0.94
Área de la Cocina
10% 356.74 Km2 Formación
Generadora La Luna (Cretáceo
Superior) 50% 1783.72 90% 3210.69
Espesor 100 m TOC
Promedio Actual
2 %
HI Promedio Actual 200 mg HC /g TOC
TOC Promedio Original
2.4 %
HI Promedio Actual 300 mg HC /g TOC %Ro 0,7
Riesgo Geológico
Baja Madurez Cierre Estructural X
Migración Competencia del Sello X
Diagénesis Cementación X
Producción Acumulada BBPE
116
Área de las Cocinas Cuencas de La Guajira Offshore y La Guajira – Fm. L a Luna
Figura 6.1.6.1 Delimitación de la cocina de hidrocarburos de las Cuencas de La Guajira Offshore y La Guajira. Modificado de Cáceres et al. (2003).
117
Seccion Sísmica de las Cuencas de La Guajira Offsho re y La Guajira
Figura 6.1.6.2 Sección sísmica interpretada del onshore y offshore de la Cuenca de La Guajira. Tomado de Ramírez (2006).
118
6.1.7 Cuenca de los Llanos Orientales.
Cuenca de los Llanos Orientales. Sistema cretácico.
RESUMEN
POTENCIAL 10% 5.58
BBPE El cual se obtuvo con los siguientes parámetros: 50% 27.90
90% 50.22
Área de la Cocina
10% 5580 Km2 Formación
Generadora Gachetá (Cretáceo
Superior) 50% 27900 90% 50220
Espesor 200 m TOC
Promedio Actual
2 %
HI Promedio Actual 300 mg HC /g TOC
TOC Promedio Original
2.4 %
HI Promedio Original 450 mg HC /g TOC %Ro 0,8
Riesgo Geológico
Baja Madurez Cierre Estructural
Migración Competencia del Sello
Diagénesis X Cementación X
Producción Acumulada 3.06 BBPE
119
Cuenca de los Llanos Orientales. Sistema Terciario.
RESUMEN
POTENCIAL 10% 3.43
BBPE El cual se obtuvo con los siguientes parámetros: 50% 17.13
90% 30.83
Área de la Cocina
10% 3045,2 Km2 Formación
Generadora Barco 50% 15226 90% 27406.80
Espesor 300 m TOC
Promedio Actual
2 %
HI Promedio Actual 200 mg HC /g TOC
TOC Promedio Original
2.4 %
HI Promedio Original 350 mg HC /g TOC %Ro 0,6
Riesgo Geológico
Baja Madurez X Cierre Estructural
Migración X Competencia del Sello
Diagénesis Cementación X
Producción Acumulada 3,06 BBPE
120
Área de las Cocinas Cuenca de los Llanos Orientales. Cretáceo
Figura 6.1.7.1 Delimitación de la cocina de hidroca rburos de la Cuenca de los Llanos Orientales. Modif icado de Cáceres et al. (2003).
Perfil Estructural
121
Área de las Cocinas del Terciario Cuenca de los Llanos Orientales
Figura 6.1.7.2 Delimitación de la cocina de hidroca rburos de la Cuenca de los Llanos Orientales. Modif icado de Cáceres et al. (2003).
122
Perfil Estructural de la Cuenca de los Llanos Orien tales
Figura 6.1.7.3. Perfil Estructural de la Cuenca de los Llanos Orientales. Tomado de Cooper (1994).
123
6.1.8 Cuenca de Sinú – San Jacinto
RESUMEN
POTENCIAL 10% 0.53
BBPE El cual se obtuvo con los siguientes parámetros: 50% 2.65
90% 4.78
Área de la Cocina
10% 1274,02 Km2 Formación
Generadora Cansona (Cretáceo
Superior) 50% 6370,09 90% 11466.16
Espesor 250 m TOC
Promedio Actual
2 %
HI Promedio Actual 200 mg HC /g TOC
TOC Promedio Original
2.4 %
HI Promedio Original 300 mg HC /g TOC %Ro 0,4
Riesgo Geológico
Baja Madurez Cierre Estructural X
Migración Competencia del Sello X
Diagénesis Cementación
Producción Acumulada BBPE
124
Área de las Cocinas Cuenca de Sinú – San Jacinto – Fm. Cansona
Figura 6.1.8.1 Delimitación de la cocina de hidroca rburos de la Cuenca de Sinú San Jacinto. Modificado de Cáceres et al. (2003).
Perfil Estructural Sección sísmica
125
Perfil Estructural de la Cuenca de Sinú – San Jacin to
Figura 6.1.8.2. Perfil estructural de la Cuenca de Sinú – San Jacinto. Tomado de Flinch (2003)
126
Sección Sísmica de la Cuenca de Sinú – San Jacinto
Figura 6.1.8.3 Sección sísmica interpretada de la C uenca de Sinú – San Jacinto. Tomado de Cediel et al . (1998).
127
6.1.9 Cuenca de Tumaco
RESUMEN
POTENCIAL 10% 0,38
BBPE El cual se obtuvo con los siguientes parámetros: 50% 1.89
90% 3.40
Área de la Cocina
10% 1512,65 Km2 Formación
Generadora Limolitas del Oligoceno 50% 7563,27
90% 13613.88
Espesor 100 m TOC
Promedio Actual
4 %
HI Promedio Actual 400 mg HC /g TOC
TOC Promedio Original
4.8 %
HI Promedio Original 450 mg HC /g TOC %Ro 0,6
Riesgo Geológico
Baja Madurez X Cierre Estructural X
Migración Competencia del Sello
Diagénesis X Cementación
Producción Acumulada BBPE
128
Figura 6.1.9.1 Delimitación de la cocina de hidroca rburos de la Cuenca de Tumaco. Modificado de Cácere s et al. (2003).
129
6.1.10 Cuenca de Urabá
RESUMEN
POTENCIAL 10% 0,15
BBPE El cual se obtuvo con los siguientes parámetros: 50% 0,75
90% 1.34
Área de la Cocina
10% 298,05 Km2 Formación
Generadora Shales del Mioceno 50% 1490,23 90% 2682.41
Espesor 300 m TOC
Promedio Actual
2 %
HI Promedio Actual 300 mg HC /g TOC
TOC Promedio Original
2.4 %
HI Promedio Original 400 mg HC /g TOC %Ro 0,4
Riesgo Geológico
Baja Madurez Cierre Estructural X
Migración X Competencia del Sello X
Diagénesis X Cementación
Producción Acumulada BBPE
130
Figura 6.1.10.1 Delimitación de la cocina de hidroc arburos de la Cuenca de Urabá. Modificado de Cácere s et al. (2003).
131
6.1.11 Cuenca del Valle Inferior del Magdalena. Cuenca del Valle Inferior del Magdalena - Formación Porquero.
RESUMEN
POTENCIAL 10% 1.02
BBPE El cual se obtuvo con los siguientes parámetros: 50% 5.10
90% 9.18
Área de la Cocina
10% 979,2 Km2 Formación
Generadora Porquero (Neógeno) 50% 4896 90% 8812.80
Espesor 250 m TOC
Promedio Actual
2 %
HI Promedio Actual 300 mg HC /g TOC
TOC Promedio Original
2.4 %
HI promedio Original 500 mg HC /g TOC %Ro 0,5
Riesgo Geológico
Baja Madurez X Cierre Estructural X
Migración Competencia del Sello X
Diagénesis Cementación
Producción Acumulada 0,0639 BBPE
132
Cuenca del Valle Inferior del Magdalena - Formación Ciénaga de Oro.
RESUMEN
POTENCIAL 10% 0.30
BBPE El cual se obtuvo con los siguientes parámetros: 50% 1.50
90% 2.70
Área de la Cocina
10% 799 Km2 Formación
Generadora Ciénaga de Oro
(Paleógeno) 50% 3995 90% 7191
Espesor 120 m TOC
Promedio Actual
2 %
HI Promedio Actual 200 mg HC /g TOC
TOC Promedio Original
2.4 %
HI Promedio Original 350 mg HC /g TOC %Ro 0,5
Riesgo Geológico
Baja Madurez X Cierre Estructural X
Migración Competencia del Sello X
Diagénesis Cementación
Producción Acumulada 0,0639 BBPE
133
Área de las Cocinas Cuenca del Valle Inferior del Magdalena – Fm. Ciéna ga de Oro
Figura 6.1.11.1 Delimitación de la cocina de hidroc arburos de la Cuenca del Valle Inferior del Magdale na. Modificado de Cáceres et al. (2003).
Perfil Estructural
Sección Sísmica
134
Cuenca del Valle Inferior del Magdalena – Fm. Porqu ero
Figura 6.1.11.2 Delimitación de la cocina de hidroc arburos de la Cuenca del Valle Inferior del Magdale na. Modificado de Cáceres et al. (2003).
135
Perfil Estructural de la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena.
Figura 6.1.11.3. Perfil Estructural de la Cuenca de l Valle Inferior del Magdalena. Tomado de Flinch (2 003).
136
Sección Sísmica de la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena.
Figura 6.1.11.4 Sección sísmica interpretada de la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena. Tomado de Cediel et al. (1998).
137
6.1.12 Cuenca del Valle Medio del Magdalena.
Cuenca del Valle Medio del Magdalena- Formación La Luna.
RESUMEN
POTENCIAL 10% 1.15
BBPE El cual se obtuvo con los siguientes parámetros: 50% 5.74
90% 10.33
Área de la Cocina 10% 382,7
Km2 Formación Generadora
La Luna (Cretáceo Superior) 50% 1913,5
90% 3440.30
Espesor 300 m TOC Promedio Actual 4 %
HI Promedio Actual 350 mg HC /g TOC
TOC Promedio Original 4.8 %
HI Promedio Original 500 mg HC /g TOC %Ro 0,8
Riesgo Geológico
Baja Madurez Cierre Estructural X
Migración Competencia del Sello
Diagénesis X Cementación
Producción Acumulada 2,02 BBPE
138
Cuenca del Valle Medio del Magdalena- Grupo Calcáre o Basal.
RESUMEN
POTENCIAL 10% 1.93
BBPE El cual se obtuvo con los siguientes parámetros: 50% 9.63
90% 17.34
Área de la Cocina 10% 428,2
Km2 Formación Generadora
Grupo Calcáreo Basal (Cretáceo Medio-
Inferior) 50% 2141 90% 3853.80
Espesor 200 m TOC Promedio Actual 4 %
HI Promedio Actual 300 mg HC /g TOC
TOC Promedio Original 4.8 %
HI Promedio Original 600 mg HC /g TOC %Ro 0,9
Riesgo Geológico
Baja Madurez Cierre Estructural X
Migración Competencia del Sello X
Diagénesis X Cementación X
Producción Acumulada 2,02 BBPE
139
Área de las Cocinas Cuenca del Valle Medio del Magdalena – Fm. La Luna y Grupo Calcáreo Basal
Figura 6.1.12.1 Delimitación de la cocina de hidroc arburos de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena. Modificado de Cáceres et al. (2003).
Perfil Estructural
Sección Sísmica
140
Perfil Estructural de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena
Figura 6.1.12.2. Perfil Estructural de la Cuenca de l Valle Medio del Magdalena. Tomado de Schamel (199 1).
141
Sección sísmica de la Cuenca del Valle Medio del Ma gdalena
Figura 6.1.12.3 Sección sísmica interpretada de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena. Tomado de Cediel et al. (1998).
142
6.1.13 Cuenca del Valle Superior del Magdalena.
Cuenca del Valle Superior del Magdalena - Cenomania no
RESUMEN
POTENCIAL 10% 1.56
BBPE El cual se obtuvo con los siguientes parámetros: 50% 7.82
90% 14.08
Área de la Cocina
10% 319,2 Km2 Formación
Generadora Grupo Villeta
(Cenomaniano) 50% 1596 90% 2872.80
Espesor 200 m TOC Promedio Actual 7 %
HI Promedio Actual 360 mg HC /g TOC
TOC Promedio Original 8.4 %
HI Promedio Original 600 mg HC /g TOC %Ro 0,7
Riesgo Geológico
Baja Madurez Cierre Estructural X
Migración Competencia del Sello
Diagénesis X Cementación X
Producción Acumulada 0,7 BBPE
143
Cuenca del Valle Superior del Magdalena – Turoniano
RESUMEN
POTENCIAL 10% 0.90
BBPE El cual se obtuvo con los siguientes parámetros: 50% 4.51
90% 8.13
Área de la Cocina
10% 294,8 Km2 Formación
Generadora Grupo Villeta (Turoniano) 50% 1474
90% 2653.20
Espesor 150 m TOC Promedio Actual 7 %
HI Promedio Actual 400 mg HC /g TOC
TOC Promedio Original 8.4 %
HI Promedio Original 600 mg HC /g TOC %Ro 0,7
Riesgo Geológico
Baja Madurez Cierre Estructural X
Migración Competencia del Sello
Diagénesis X Cementación X
Producción Acumulada 0,7 BBPE
144
Área de las Cocinas Cuenca del Valle Superior del Magdalena – Grupo Vil leta del Cenomaniano
Figura 6.1.13.1 Delimitación de la cocina de hidroc arburos de la Cuenca del Valle Superior del Magdale na. Modificado de Cáceres et al. (2003).
Perfil Estructural
Sección Sísmica
145
Cuenca del Valle Superior del Magdalena – Grupo Vil leta del Turoniano
Figura 6.1.13.2 Delimitación de la cocina de hidroc arburos de la Cuenca del Valle Superior del Magdale na. Modificado de Cáceres et al. (2003).
146
Perfil Estructural de la Cuenca del Valle Superior del Magdalena. Figura 6.1.13.3. Perfil Estructural de la Cuenca de l Valle Superior del Magdalena. Tomado de Schamel ( 1991).
147
Sección sísmica de la Cuenca del Valle Superior del Magdalena.
Figura 6.1.13.4 Sección sísmica interpretada de la Cuenca del Valle Superior del Magdalena. Tomado de Cediel et al. (1998).
148
6.1.14 Cuenca de Vaupés – Amazonas.
RESUMEN
POTENCIAL 10% 0.34
BBPE El cual se obtuvo con los siguientes parámetros: 50% 1.70
90% 3.05
Área de la Cocina
10% 1809,76 Km2 Formación
Generadora Calizas de Berlín
(Paleozoico) 50% 9048,82 90% 16287.87
Espesor 40 m TOC Promedio Actual 1.5 %
HI Promedio Actual 150 mg HC /g TOC
TOC Promedio Original 1.8 %
HI Promedio Original 300 mg HC /g TOC %Ro 1
Riesgo Geológico
Baja Madurez Cierre Estructural X
Migración X Competencia del Sello X
Diagénesis X Cementación X
Producción Acumulada BBPE
149
Área de las Cocinas Cuenca de Amazonas- Fm Calizas de Berlín.
Figura 6.1.14.1 Delimitación de la cocina de hidroc arburos de la Cuenca de Vaupés Amazonas. Modificado de Gómez et al. (2007).
150
Perfil estructural de la Cuenca de Vaupés – Amazona s.
Figura 6.1.14.2 Corte estructural conceptual de la Cuenca de Vaupés–Amazonas en dirección suroeste-nor este. Tomado de García et al. (2009).
151
Figura 6.1.14.3 Línea Sísmica RA-91-01, Río Amazon as, Nótese que el reflector en color naranja al top e del Paleozoico Inferior se encuentra aproximadamente a 500 metros de profundid ad, y el tope del Terciario a 250 m. Tomado de Garc ía et al. (2009).
152
6.1.15 Cuenca de la Cordillera Oriental.
RESUMEN
POTENCIAL 10% 0.04
BBPE El cual se obtuvo con los siguientes parámetros: 50% 0.18
90% 0.32
Área de la Cocina
10% 64.08 Km2 Formación
Generadora Une 50% 320.39 90% 576.69
Espesor 200 m TOC Promedio Actual 2 %
HI Promedio Actual 40 mg HC /g TOC
TOC Promedio Original 2.4 %
HI Promedio Original 80 mg HC /g TOC %Ro 1.69
Riesgo Geológico
Baja Madurez Cierre Estructural X
Migración X Competencia del Sello X
Diagénesis X Cementación X
Producción Acumulada BBPE
153
Figura 6.1.15.1 Delimitación de la cocina de hidroc arburos de la Cuenca de la Cordillera Oriental. Mod ificado de Gómez et al. (2007).
154
7. CONCLUSIONES
El método empleado para calcular el potencial de los recursos de hidrocarburos en las cuencas sedimentarias de Colombia fue el de balance de masas, el cual se consideró como el más apropiado para este tipo de estudio, debido a que los resultados permiten establecer los mínimos y máximos de recursos hidrocarburíferos esperados en las cuencas colombianas. De otra parte este método permite su aplicación a diferentes escalas de detalle de acuerdo a la información con que se cuente. El método empleado en el presente estudio está claramente soportado y sustentado, en consecuencia no se presentan resultados subjetivos como los que se han presentado en estudios anteriores. Así mismo el método presentado permite una fácil actualización y recalculo de los recursos. El resultado obtenido es preliminar debido a las limitaciones en tiempo, información y recursos asignados para la ejecución de este trabajo. A partir de los escenarios propuestos se obtuvieron los siguientes resultados. Los resultados obtenidos se presentan en tres escenarios posibles que se reportan como escenario favorable con un recurso de 180.31 BBPE , un escenario promedio de 99.68 BBPE y un escenario adverso de 19.93 BBPE . El potencial hidrocarburífero calculados en los escenarios promedio y favorable son los factibles puesto que el potencial del escenario adverso es inferior en muchas cuencas al volumen de la producción acumulada. En consecuencia las nuevas cifras presentadas indican que el potencial hidrocarburífero de Colombia es al menos cuatro veces el potencial que tradicionalmente estimada ECOPETROL el cual era de tan solo 37 BBPE. Se observa que los recursos estimados con un escenario adverso, en las cuencas productivas de: Catatumbo, Llanos Orientales, Valle Inferior, Valle Medio y Valle Superior, son inferiores a los datos de producción acumulada. Esto indica que el tamaño de las cocinas debe ser superior al 10% del valor inicialmente calculado. No es posible hacer comparaciones objetivas entre el presente estudio y los estudios anteriores, debido a que en estos estudios no se explica detalladamente la metodología empleada para el cálculo de los recursos. En la gran mayoría de las cuencas colombianas el momento crítico se presenta en el Holoceno o el Pleistoceno esto indica que las posibilidades de preservación de las acumulaciones de petróleo y gas son muy bajas, por tanto gran cantidad de petróleo y gas pudo haber migrado hacia la superficie.
155
8. REFERENCIAS CITADAS
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PRODUCCION DE PETRÓLEO POR CAMPO 2008 (BarrilesValores
Campos TOTAL 2008 ACUMULADO HISTORICO(bls)Caguan-Putumayo
Acae-San Miguel 217.763 35.946.601Alborada 20.357 157.676Alea 5.167 10.378Caribe 64.911 5.439.439Cencella 20.115 1.289.850Churuyaco 10.851 4.101.462Cohembí 196.226 1.458.321Conga 869 869Costayaco 837.978 1.121.395Guayuyaco 93.337 1.048.506Hormiga 8.598 791.773Juanambu 185.105 322.842Linda 13.968 3.272.032Loro 248.041 16.138.234Mansoyá 31.349 1.293.970Mary 119.088 9.420.323Miraflor 23.648 1.403.564Nancy 75.441 299.402Orito 1.224.042 231.336.401Piñuña 182.982 707.532Platanillo 1.464 1.464Quililí 95 881.193Quillacinga 36.860 421.584Quinde 3.779 76.680San Antonio 19.540 3.325.419Sibundoy 24.139 55.737Sucio 15.161 1.956.212Sucumbíos 40.845 2.981.387Toroyaco 57.300 7.308.777Yurilla 83.072 1.565.485
Total Caguan-Putumayo 3.862.091 334.134.509Catatumbo
Carbonera - La Silla 5.044 739.240Cerro Gordo 543 543Petrólea 73.535 37.696.581Puerto Barco 3.645 812.713Río Zulia 120.123 137.865.619Sardinata 15.007 9.306.945Tibú 325.503 249.302.278Tres Curvas 172 172
Total Catatumbo 543.572 435.724.091Cordillera Oriental
Buenavista 17.250 98.395Total Cordillera Oriental 17.250 98.395Llanos Orientales
Abejas 132.974 1.579.304Apiay 1.163.750 73.177.390
Apiay Este 185.541 2.711.672Araguato 114.527 600.067Arauca 50.470 10.214.468Arauco 68.540 114.729Austral 44.841 1.362.953Barquereña 70.673 6.904.806Bastidas 75.965 117.738Boral 6.669 6.669Cabiona 25.887 167.296Cajaro 16.931 459.884Camoa 22.434 118.640Campo Rico 234.946 2.492.005Canacabare 17.100 186.369Canaguey 2.134.809 2.972.894Candalay 9.027 186.892Caño Duya 16.944 454.164Caño Gandul 176.928 1.899.926Caño Garza 52.890 10.586.995Caño Garza Este 22.863 1.022.014Caño Garza Norte 220.207 5.737.305Caño Limón 9.783.941 920.784.954Caño Rondón 4.152 106.021Caño Yarumal 2.449.581 176.659.752Capachos 125.671 1.147.056Caracara 1.868.711 6.281.733Careto 135.467 322.044Caricare 1.321.653 6.366.283Carrrizalez 170.714 237.116Carupana 176.495 533.994Castilla 5.357.915 156.496.325Castilla Este 139.960 3.122.847Castilla Norte 6.599.954 50.582.356Centauro 61.283 416.864Chaparrito 37.516 4.841.842Chichimene 1.253.208 41.951.688Corcel 739.859 1.508.440Corocora 398.606 2.726.432Cravo Este 17.360 537.593Cravo Sur 9.980 7.127.456Cupiagua 8.821.238 441.410.719Cusiana 3.861.805 613.637.787Dele 105.676 425.886Dorotea 124.762 159.693Elisita 746.651 5.683.975Entrerios 151.340 1.250.251Estero 29.710 2.454.259Floreña 963.968 19.625.960Gaván 90.334 1.546.804Guanapalo 28.331 1.014.561Guarilaque 639.674 13.852.804Guasar 455.252 3.356.013Guatiquía 389.869 16.532.713
Guayuriba 84.809 462.310Hoatzin 5.430 5.430Jiba 391.837 4.875.726Jorcán 3.831 31.793Jordán 280.296 6.467.905Jordán Este 227 158.917Jordán Norte 8.482 485.104La Flora 81.315 8.424.614La Gloria 301.123 27.848.052La Gloria Norte 50.456 15.936.278La Punta 208.240 2.071.887La Reforma 3.026 564.196Laurita 2.989 172.636Leona 23.377 30.140Libertad 103 832.375Libertad Norte 23.228 5.631.455Los Hatos 22.244 148.533Los Toros 41.201 5.661.971Los Trompillos 8.926 3.658.812Matanegra Oeste 3.148 62.490Mateguafa 10.085 568.708Matemarrano 52.128 64.414Mauritía Norte 27.624 59.412Morichal 22.317 3.474.366Nashira 8.570 8.570Ocelote 284.351 327.951Ocoa 7.704 150.104Ocumo 226 19.312Ojo de Tigre 6.329 7.000Palmarito 118.078 11.952.118Palmitas 52 52Paravare 15.029 968.128Pastora 14.063 82.950Pauto Sur 1.255.912 9.260.932Peguita 678.325 5.701.113Pirito 20.642 565.341Pompeya 7.761 4.631.287Primavera 5.111 5.111Rancho Hermoso 401.515 9.170.724Redondo 652.149 55.813.644Redondo Este 12.541 490.124Remache Norte 238.290 1.137.626Remache Sur 114.643 2.205.806Rubiales 5.487.279 22.817.163Santiago 465.864 44.217.355Sardinas 432.502 10.665.137Sirenas 12.646 588.055Suria 624.578 59.464.686Suria Sur 473.538 53.746.485Tanane 10.320 534.890Terecay 570.627 1.290.885Tierra Blanca 2.675 910.721
Tilodirán 101.272 495.587Tocaría 20.821 12.998.366Tonina 18.272 398.790Torosentado 549.041 616.037Trinidad 267.977 39.052.867Valdivia-Almagro 270.970 270.970Vigía 121.340 734.870Yalea 3.183 59.846
Total Llanos Orientales 66.856.190 3.064.834.530Valle Inferior del Magdalena
Boquete 11.580 18.423.129Cicuco 47.688 45.482.667La Creciente 3.014 3.014
Total Valle Inferior del Magdalena 62.282 63.908.810Valle Medio del Magdalena
Abarco 10.165 19.011Acacia Este 5.353 8.196Aguas Blancas 18.681 920.430Aguas Claras 205 535.914Arce 1.291 4.791Bajo Río 1.474 274.666Barranca Lebrija 2.131 666.636Bonanza 192.766 17.119.969Caipal 5.371 3.658.716Casabe 1.750.213 289.657.387Chicalá 9.741 12.312Cocorná 52.254 19.109.602Colorado 2.569 8.600.183Conde 35.945 18.529.531Corazón - Monas-Las Fieras 6.365 5.062.017Corazon West B 45.389 196.668Cristalina 24.812 6.906.852Doña María 6.385 212.460Gala 240.710 10.041.422Galán 135.591 26.214.508Garzas 59.053 1.253.561Girasol 93.056 112.357Infantas 428.920 230.639.617Jazmín 3.006.450 22.876.589La Cira 2.360.748 500.927.376La Rompida 9.016 67.181La Salina 369.529 29.288.398La Salina Sur 240 313Liebre 11.426 569.684Lisama 418.251 51.024.305Lisama Profundo 51.018 50.657.072Llanito 579.911 35.977.839Los Ángeles 80.882 3.503.266Moriche 45.418 3.497.467Nare 130.013 13.783.590Nutria 342.331 6.458.443Olivo 7.027 621.102
Opón 8.676 1.204.554Palagua 621.246 106.663.887Pavas 20.167 80.094Payoa 178.508 76.083.536Payoa West 2.029 9.700Peñas Blancas 30.451 10.122.867Peroles 10.008 1.134.235Quebrada Roja 260 844Sabana 2.025 687.764San Luís 11.580 712.237San Roque 56.422 2.222.175San Silvestre 3.571 1.478.954Santa Lucía 62.666 3.222.079Santos 263.266 141.362.962Sogamoso 1.935 1.107.933Suerte 84.751 38.709.987Teca 406.357 78.985.208Tenerife 7.818 440.000Tesoro 117.223 6.365.091Tisquirama 105.492 4.087.240Toca 5.879 21.966Torcaz 9.436 50.071Totumal 6.026 13.379Underriver 227.357 1.599.650Velásquez 570.059 181.991.604Yariguí-Cantagallo 2.373.542 2.373.542
Total Valle Medio del Magdalena 15.727.450 2.019.740.993Valle Superior del Magdalena
Abanico 664.324 4.710.958Ambrosía 13.591 184.718Andalucía Sur 27.763 11.147.388Balcón 959.854 27.530.357Brisas 81.915 8.325.748Cebú 77.164 10.049.729Chenche 10.608 86.753Delta 343 343Dina Cretáceos 165.558 49.435.248Dina Terciarios 491.685 51.398.547Espino 4.835 93.270Gigante 103.999 2.692.601Guaduas 170.171 10.200.680Guando 5.295.682 53.602.869La Cañada Norte 1.962 74.013La Hocha 257.618 1.605.132La Jagua 10.376 56.735Lomalarga 33.596 53.943Maná 182.569 498.191Matachín 1.096.302 25.868.090Ortega 24.673 13.256.600Pacandé 152.205 1.660.929Pacandé Norte 10.187 28.051Palermo 46.212 2.294.321
Palogrande 354.180 46.536.502Pauta 8.293 96.583Pijao 102.821 6.803.933Pulí 38.092 635.432Purificación 61.719 14.258.489Quimbaya 77.227 1.754.735Río Ceibas 470.880 19.467.584Río Opía 7.289 71.114Río Saldaña 29.646 719.404Samarkanda 1.051 8.598San Francisco 1.679.457 158.431.500Santa Clara 347.855 10.814.339Tello 1.240.811 99.131.908Tempranillo 63.598 63.598Tenax 123.814 123.814Tenay 468.686 10.333.902Toldado 241.196 11.917.326Toqui-Toqui 244.159 5.732.844Totare 22.585 646.718Toy 22.830 692.934Yaguará 839.118 37.745.861
Total Valle Superior del Magdalena 16.328.499 700.842.332Total general 103.397.334 6.619.283.660
s) PRODUCCION DE GAS POR CAMPO 2008 (KValores
Campos TOTAL GAS (KPC)Caguan-Putumayo 2.575.651 Catatumbo 995.002 Cesar-Rancheria 467 Cordillera Oriental 609 Guajira 103.131.011 Llanos Orientales 462.467.708 Valle Inferior del Magdalena 6.711.151 Valle Medio del Magdalena 11.905.948 Valle Superior del Magdalena 9.477.631 Total general 597.265.178
PC)ACUMULADO (KPC)
1.202.589.741 2.476.553
26.025.421 625
103.153.661 9.303.851.564
41.233.828 964.664.143 287.875.291
11.931.870.827
CUENCA ROCA FUENTE TOC ACTUAL PROMEDIO (%) TOC ORIGINAL (%)
La Luna Cesar 3,6
CAUCA-PATIA Guachinte - Ferreira 2,4
SINU - SAN JACINTO Cansona 2,4
VAUPÉS - AMAZONAS Calizas de Berlín 1,81,5
CAGUAN PUTUMAYO Grupo Villeta 3,6
Grupo Villeta Turoniano 8,4
VALLE SUPERIOR DEL MAGDALENA
8,4
VALLE MEDIO DEL MAGDALENA
La Luna 4,8
Grupo Calcáreo Basal 4,8
4
4
Capacho 2,52
Grupo Villeta Cenomaniano
La Luna 3,84
CATATUMBO
LLANOS
2
2
3,2
2,1
Barco 2,4
Gacheta 2,4
VALLE INFERIOR DEL MAGDALENA
Porquero 2,4
Cienaga de Oro 2,4
2
2
7
7
3
2
2
3
CHOCO Iró 2 2,4
TUMACO Limolitas del Oligoceno 4 4,8
Shales del MiocenoURABA 2 2,4
TOTAL BBP
GUAJIRA y GUAJIRA OFFSHORE La Luna 2,42
La Luna Ranchería 3,63CESAR-RANCHERIA
Grupo Cogollo 2 2,4
CORDILLERA ORIENTAL Une 2 2,4
HI ACTUAL mg HC/g
HI ORIGINAL mg HC/g Ro ESPESOR Mts R = Hio - Hip
(mgrHC/grTOC)
EXTENSION ROCA FUENTE
100%
400 600
300 600
40 150
200 300 0,4 250
150 300 1
0,9
700 750
270
0,8
0,7 200
150 140
200 1680,7
0,7
350 500
350 0,5
210
300 600
350 40
300 120
200
35
300
400 0,8 200
300 450 0,8 200 120
200 350 0,6 300 90
500
600 0,7 62
0,5 250 100
120 75
300
200
600
400 600
360
120
180
40
0,5 150
0,6 250
55800
30452
2277,21
3202,74
9792
7990
3827
4282
3192
2948
5228,58
18097,63
12740,18
2058
2863,09
100
100 30
300 400 1 300
0,4 300 40
400 450 0,6
300 400
0,7 200 210
0,7 100 70200 300
300 600
150 300 0,4 100 60
1,69 200 67,640 80 640,77
2980,45
15126,53
4103,46
993,73
3856,82
3567,43
ESCENARIOSEXTENCION
ROCA FUENTE Km2
EXTENCION ROCA FUENTE
m2
VOLUMEN ROCA FUENTE m3
MASA DE TOC. TON.
Área 10% 5580,00 5,58E+09 1,1160E+12 6,70E+10Área 50% 27900,00 2,79E+10 5,5800E+12 3,35E+11Área 90% 50220,00 5,02E+10 1,0044E+13 6,03E+11Área 10% 3045,20 3,05E+09 9,1356E+11 5,48E+10Área 50% 15226,00 1,52E+10 4,5678E+12 2,74E+11Área 90% 27406,80 2,74E+10 8,2220E+12 4,93E+11Área 10% 227,72 2,28E+08 1,4119E+10 1,36E+09Área 50% 1138,61 1,14E+09 7,0594E+10 6,78E+09Área 90% 2049,49 2,05E+09 1,2707E+11 1,22E+10Área 10% 320,27 3,20E+08 6,4055E+10 4,04E+09Área 50% 1601,37 1,60E+09 3,2027E+11 2,02E+10Área 90% 2882,47 2,88E+09 5,7649E+11 3,63E+10Área 10% 979,20 9,79E+08 2,4480E+11 1,47E+10Área 50% 4896,00 4,90E+09 1,2240E+12 7,34E+10Área 90% 8812,80 8,81E+09 2,2032E+12 1,32E+11Área 10% 799,00 7,99E+08 9,5880E+10 5,75E+09Área 50% 3995,00 4,00E+09 4,7940E+11 2,88E+10Área 90% 7191,00 7,19E+09 8,6292E+11 5,18E+10Área 10% 382,70 3,83E+08 1,1481E+11 1,38E+10Área 50% 1913,50 1,91E+09 5,7405E+11 6,89E+10Área 90% 3444,30 3,44E+09 1,0333E+12 1,24E+11Área 10% 428,20 4,28E+08 8,5640E+10 1,03E+10Área 50% 2141,00 2,14E+09 4,2820E+11 5,14E+10Área 90% 3853,80 3,85E+09 7,7076E+11 9,25E+10Área 10% 319,20 3,19E+08 6,3840E+10 1,34E+10Área 50% 1596,00 1,60E+09 3,1920E+11 6,70E+10Área 90% 2872,80 2,87E+09 5,7456E+11 1,21E+11Área 10% 294,80 2,95E+08 4,4220E+10 9,29E+09Área 50% 1474,00 1,47E+09 2,2110E+11 4,64E+10Área 90% 2653,20 2,65E+09 3,9798E+11 8,36E+10Área 10% 522,86 5,23E+08 1,0457E+11 9,41E+09Área 50% 2614,29 2,61E+09 5,2286E+11 4,71E+10Área 90% 4705,72 4,71E+09 9,4114E+11 8,47E+10Área 10% 1809,76 1,81E+09 7,2391E+10 3,26E+09Área 50% 9048,82 9,05E+09 3,6195E+11 1,63E+10Área 90% 16287,87 1,63E+10 6,5151E+11 2,93E+10Área 10% 1274,02 1,27E+09 3,1850E+11 1,91E+10Área 50% 6370,09 6,37E+09 1,5925E+12 9,56E+10Área 90% 11466,16 1,15E+10 2,8665E+12 1,72E+11Área 10% 205,80 2,06E+08 3,7044E+10 2,22E+09Área 50% 1029,00 1,03E+09 1,8522E+11 1,11E+10Área 90% 1852,20 1,85E+09 3,3340E+11 2,00E+10Área 10% 286,31 2,86E+08 7,1577E+10 6,44E+09Área 50% 1431,55 1,43E+09 3,5789E+11 3,22E+10Área 90% 2576,78 2,58E+09 6,4420E+11 5,80E+10
Área 10% 99,37 9,94E+07 1,9875E+10 1,79E+09Área 50% 496,87 4,97E+08 9,9373E+10 8,94E+09Área 90% 894,36 8,94E+08 1,7887E+11 1,61E+10Área 10% 385,68 3,86E+08 3,8568E+10 2,31E+09Área 50% 1928,41 1,93E+09 1,9284E+11 1,16E+10Área 90% 3471,14 3,47E+09 3,4711E+11 2,08E+10Área 10% 356,74 3,57E+08 3,5674E+10 2,14E+09Área 50% 1783,72 1,78E+09 1,7837E+11 1,07E+10Área 90% 3210,69 3,21E+09 3,2107E+11 1,93E+10Área 10% 64,08 6,41E+07 1,2815E+10 7,69E+08Área 50% 320,39 3,20E+08 6,4077E+10 3,84E+09Área 90% 576,69 5,77E+08 1,1534E+11 6,92E+09Área 10% 298,05 2,98E+08 8,9414E+10 5,36E+09Área 50% 1490,23 1,49E+09 4,4707E+11 2,68E+10Área 90% 2682,41 2,68E+09 8,0472E+11 4,83E+10Área 10% 1512,65 1,51E+09 1,5127E+11 1,82E+10Área 50% 7563,27 7,56E+09 7,5633E+11 9,08E+10Área 90% 13613,88 1,36E+10 1,3614E+12 1,63E+11Área 10% 410,35 4,10E+08 1,2310E+11 7,39E+09Área 50% 2051,73 2,05E+09 6,1552E+11 3,69E+10Área 90% 3693,11 3,69E+09 1,1079E+12 6,65E+10
MASA DE TOC gr.
HC GENERADO Kgr HC
HC GENERADO TON HC
HC GENERADO. BBL
HC ACUMULADO. BBL
6,70E+16 8,04E+12 8,04E+09 5,58E+10 5,58E+093,35E+17 4,02E+13 4,02E+10 2,79E+11 2,79E+106,03E+17 7,23E+13 7,23E+10 5,02E+11 5,02E+105,48E+16 4,93E+12 4,93E+09 3,43E+10 3,43E+092,74E+17 2,47E+13 2,47E+10 1,71E+11 1,71E+104,93E+17 4,44E+13 4,44E+10 3,08E+11 3,08E+101,36E+15 2,85E+11 2,85E+08 1,98E+09 1,98E+086,78E+15 1,42E+12 1,42E+09 9,88E+09 9,88E+081,22E+16 2,56E+12 2,56E+09 1,78E+10 1,78E+094,04E+15 1,61E+11 1,61E+08 1,12E+09 1,12E+082,02E+16 8,07E+11 8,07E+08 5,60E+09 5,60E+083,63E+16 1,45E+12 1,45E+09 1,01E+10 1,01E+091,47E+16 1,47E+12 1,47E+09 1,02E+10 1,02E+097,34E+16 7,34E+12 7,34E+09 5,10E+10 5,10E+091,32E+17 1,32E+13 1,32E+10 9,18E+10 9,18E+095,75E+15 4,31E+11 4,31E+08 3,00E+09 3,00E+082,88E+16 2,16E+12 2,16E+09 1,50E+10 1,50E+095,18E+16 3,88E+12 3,88E+09 2,70E+10 2,70E+091,38E+16 1,65E+12 1,65E+09 1,15E+10 1,15E+096,89E+16 8,27E+12 8,27E+09 5,74E+10 5,74E+091,24E+17 1,49E+13 1,49E+10 1,03E+11 1,03E+101,03E+16 2,77E+12 2,77E+09 1,93E+10 1,93E+095,14E+16 1,39E+13 1,39E+10 9,63E+10 9,63E+099,25E+16 2,50E+13 2,50E+10 1,73E+11 1,73E+101,34E+16 2,25E+12 2,25E+09 1,56E+10 1,56E+096,70E+16 1,13E+13 1,13E+10 7,82E+10 7,82E+091,21E+17 2,03E+13 2,03E+10 1,41E+11 1,41E+109,29E+15 1,30E+12 1,30E+09 9,03E+09 9,03E+084,64E+16 6,50E+12 6,50E+09 4,51E+10 4,51E+098,36E+16 1,17E+13 1,17E+10 8,13E+10 8,13E+099,41E+15 3,29E+11 3,29E+08 2,29E+09 2,29E+084,71E+16 1,65E+12 1,65E+09 1,14E+10 1,14E+098,47E+16 2,96E+12 2,96E+09 2,06E+10 2,06E+093,26E+15 4,89E+11 4,89E+08 3,39E+09 3,39E+081,63E+16 2,44E+12 2,44E+09 1,70E+10 1,70E+092,93E+16 4,40E+12 4,40E+09 3,05E+10 3,05E+091,91E+16 7,64E+11 7,64E+08 5,31E+09 5,31E+089,56E+16 3,82E+12 3,82E+09 2,65E+10 2,65E+091,72E+17 6,88E+12 6,88E+09 4,78E+10 4,78E+092,22E+15 3,33E+11 3,33E+08 2,32E+09 2,32E+081,11E+16 1,67E+12 1,67E+09 1,16E+10 1,16E+092,00E+16 3,00E+12 3,00E+09 2,08E+10 2,08E+096,44E+15 7,73E+11 7,73E+08 5,37E+09 5,37E+083,22E+16 3,87E+12 3,87E+09 2,68E+10 2,68E+095,80E+16 6,96E+12 6,96E+09 4,83E+10 4,83E+09
1,79E+15 3,76E+11 3,76E+08 2,61E+09 2,61E+088,94E+15 1,88E+12 1,88E+09 1,30E+10 1,30E+091,61E+16 3,38E+12 3,38E+09 2,35E+10 2,35E+092,31E+15 1,39E+11 1,39E+08 9,64E+08 9,64E+071,16E+16 6,94E+11 6,94E+08 4,82E+09 4,82E+082,08E+16 1,25E+12 1,25E+09 8,68E+09 8,68E+082,14E+15 1,50E+11 1,50E+08 1,04E+09 1,04E+081,07E+16 7,49E+11 7,49E+08 5,20E+09 5,20E+081,93E+16 1,35E+12 1,35E+09 9,36E+09 9,36E+087,69E+14 5,20E+10 5,20E+07 3,61E+08 3,61E+073,84E+15 2,60E+11 2,60E+08 1,80E+09 1,80E+086,92E+15 4,68E+11 4,68E+08 3,25E+09 3,25E+085,36E+15 2,15E+11 2,15E+08 1,49E+09 1,49E+082,68E+16 1,07E+12 1,07E+09 7,45E+09 7,45E+084,83E+16 1,93E+12 1,93E+09 1,34E+10 1,34E+091,82E+16 5,45E+11 5,45E+08 3,78E+09 3,78E+089,08E+16 2,72E+12 2,72E+09 1,89E+10 1,89E+091,63E+17 4,90E+12 4,90E+09 3,40E+10 3,40E+097,39E+15 7,39E+11 7,39E+08 5,13E+09 5,13E+083,69E+16 3,69E+12 3,69E+09 2,56E+10 2,56E+096,65E+16 6,65E+12 6,65E+09 4,62E+10 4,62E+09
POTENCIAL TOTAL DE RECURSOS BBP ESCENARIOS TOTAL BBP
5,5827,9050,223,43
17,1330,830,200,991,780,110,561,011,025,109,180,301,502,701,155,74
10,331,939,63
17,341,567,82
14,080,904,518,130,23 Área 10% 0,231,14 Área 50% 1,142,06 Área 90% 2,060,34 Área 10% 0,341,70 Área 50% 1,703,05 Área 90% 3,050,53 Área 10% 0,882,65 Área 50% 4,424,78 Área 90% 8,850,23 Área 10% 0,231,16 Área 50% 1,162,08 Área 90% 2,080,542,684,83
0,80
3 99
Área 10%
Área 50%
Área 10%
Área 50%
Área 90%
2,47
12,33
22,20
Área 10%
Área 50%
Área 90%
6,60
11,88
Área 10%
Área 50%
Área 10%
Área 50%
Área 90%
9,01
45,03
81,05
Área 10%
Área 50%
Área 90%
0,31
1,55
2,79
Área 90%
3,08
15,38
27,68
1,32
0,261,302,350,10 Area 10% 0,100,48 Area 50% 0,480,87 Area 90% 0,870,10 Área 10% 0,100,52 Área 50% 0,520,94 Área 90% 0,940,04 Área 10% 0,040,18 Área 50% 0,180,32 Área 90% 0,320,15 Área 10% 0,150,75 Área 50% 0,751,34 Área 90% 1,340,38 Área 10% 0,381,89 Área 50% 1,893,40 Área 90% 3,400,51 Área 10% 0,512,56 Área 50% 2,564,62 Área 90% 4,62
Área 10% 19,93
Área 50% 99,68
Área 90% 180,31
3,99
7,18
Área 50%
Área 90%
Area de la cocina - Fm Barco - Los Cuervos - Llanos Orientales
))
)
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GFGF GF
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GF
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MM
MM
MM
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"
MATA-1
CAIPAL-1
SUERTE-4
CAIMAN-1
RONDON-1
BAMBUCO-1
YANACUE-1
LEBRIJA-1
RIO ELE-1
MORROCOY-1
SANTIAGO-1
SARDINAS-1CUSIANA-2A
LA MARIA-1
MORROCOY-1
MC CARTHY-1
RIO ZULIA-2
RIO ZULIA-1
CHAPARRAL-1
EL TREBOL-1
CASCAJALES-1
CAÑO GARZA-1
SAN FELIPE-1
SANTA MARIA-1
SAN FAUSTINO-1
CAÑO CHIQUITO-1
PLAYON-1
GUAYABO-1
LISAMA FM
LISAMA FM
LISAMA FM
LISAMA FM
LISAMA FM
LA PAZ FMLISAMA FM
CUERVOS FMBARCO FM
LISAMA FM
LISAMA FM
LISAMA FM
GUADUAS FM
42
497
595
595
271
GUADUAS FM MS GE LM 382
GUADUAS FM MS GN SS 382
SECA FM MS VM SS QZ 501
GUADUAS FM SS GE MS GE 382
GUADUAS FM SS GN MS RE 347
GUADUAS FM MS LM SS YE 347
GUADUAS FM MS RE MS GE 347
GUADUAS FM MS RE CG LN 347
GUADUAS FM MS RE MS YE 347
CUERVOS FM MS ST GE SS YE CO 74
SECA FM MS RE SS QZ AK CG SS 161
BARCO FM SS QZ SS CG M SS GE 139
BOGOTA FM SS QZ GN RE B7 MS PU R3 B7 56
GUADUAS FM MS GE SS QZ F M BX CO 556
GUADUAS FM MS RE SSCIMARRONA FM 594
GUADUAS FM SS GN SS SL DW MS RE VM 382
LISAMA FM ST GN GE RE SS QZ MF RZ R3 SS QZ GE 303
GUADUAS FM MS GE B7 SS WH QZ B1 CO MS GE B7 FG 72
CUERVOS FM MS MS CO SS CO COBARCO FM SS MS 204
PALMICHAL GROUP 43
BARCO FM SS GE YE 74
GUADUAS FM MS RE SS GE 382
GUADUAS FM MS RE MS GE 347
GUADUAS FM MS RE CG LN 347
GUADUAS FM MS RE VM SS GE 382
GUADUAS FM MS GE GN SS GE GN 382
GUADUAS FM MS RE SS GN CG LN 347
GUADUAS FM MS GE B1 QZ SS YE CO 497
GUADUAS FM MS GE SS QZ F M BX CO 556
CUERVOS FM MS GE ST GE SS F GE GN 139
GUADUAS FM MS GE QZ SS M WH YE CO 488
GUADUAS FM MS GE BW QZ SS F YE WH CO 60
PALMICHAL GR QZ SS FM WH MS ST BK B1 SH 517
CUERVOS FM MS ST RE GE SS (CG) QZ (CT) F MC BX 518
CUERVOS FM MS GE SS COBARCO FM SS MS GE CO 528
GUADUAS FM MS WH YE RE GE ST BW YE GE LM QZ SS FM GE LM CO 486
GUADUAS FM MS WH YE RE GE ST BW YE GE LM QZ SS FM GE LM CO 486
TERUEL FMSAN FRANCISCO FM(GUADUALA GR) SS GN GE MS GE RE VM 382
BARCO FM QZ SS R3 R4 MS WH PK BM BX SS (LC) (CT) FM Z MS BK CO 85
CUERVOS FM MS CL BK DK (CO) SS LC R1 R4 F MS 3 GE DK GE GN BX F BX D CO 85
"
" "
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"
66
"
"
"
LIMBO SHALE SECA FM 224
TERUEL FM 556
TORRA PLUTON INMZQZ
GUADUAS FM MS RE SS
BARCO FM SS F MS B7 140CUERVOS FM MS B7 SS F CO
BARCO FM SS FC GE YE MS ST CO GE 135
SECA FM BOGOTA FM 202 BOGOTA FM 515
CUERVOS FM MS ST CO GE SS F GE CO 135
"
"
"
"
"
""
"
"
LISAMA FM PC
"
143
140
149 138
136
519
139 148
289
147169 127
224
318
161
137224
125
556
475
165
580 168 128
164 166
165
464
463
450
159
224
?
VILLAVICENCIO
BUCARAMANGA
SAN JOSÉ DEL GUAVIARE
CALI
ARAUCA
NEIVA
MANIZALES
PEREIRA
ARMENIA
QUIBDÓ
MEDELLÍN
BOGOTÁ
TUNJA
YOPAL
PUERTO CARREÑO
PUERTO INÍRIDA
POPAYÁN
IBAGUÉ
CÚCUTA
Río Magdalena
Río Upía
Río Cravo Sur
Río Meta
Río Casanare
Río Ariporo
Río Arauca
Río Vita
Río Tomo
Río Tuparro
Río Elvita
Río Tomo
Río GuarrojoRío Vichada
Río Planas
Río Muco
Río Magd
alena
Río Ca
rare
Río Ca
uca
Río TinaraRío Cada
Río Guaviare
Río Manacacías
Río Guayabero
Río Inírida
Río Guainía
Río Magdalena
R ío Ca
uca
Caño Matavení
Río Orinoco
Río Vichada
Río Cusiana
Río Ca
uca
Río Meta
Río Ariari
Río Uvá
Río Guaviare
Río Cravo Norte
Caño Tuparrito
64
MMSC64
EXLA64
MMPY64
MMSC67
INMZQZ58
INDIQZ58
INGA61.3
MMSC(G)61
INDI-QZ69
INMZQZ-DI59
INMZQZ-DI66
MMSC(AL)67.3
MMGS(BIQZFD)67
INGA62
EXBS67
EXLA67
MMSC-PY61.9
MMAM62 *
INDI62.4 *
INMZQZ66 *
INMZ-QZ57 *
INMZQZ-DI68 *
INMZQZ-DI70 *
INDIQZ(HO)69 *
INDIQZ70 *
RH
MB
RM
DI
RM
LS/CS
SF
RM
CAF
CAF
RM
"
"
"
LS/CS
"
pc-eo-yp479
326
69°0
'W
69°30'W
69°3
0'W
70°0'W
70°0
'W
70°30'W
70°3
0'W
71°0'W
71°0
'W
71°30'W
71°3
0'W
72°0'W
72°0
'W
72°30'W
72°3
0'W
73°0'W
73°0
'W
73°30'W
73°3
0'W
74°0'W
74°0
'W
74°30'W
74°3
0'W
75°0'W
75°0
'W
7°0'N7°0'N
6°30'N6°30'N
6°0'N6°0'N
5°30'N5°30'N
5°0'N5°0'N
4°30'N4°30'N
4°0'N4°0'N
3°30'N3°30'N
8800
00
880000
9100
00
910000
9400
00
940000
9700
00
970000
1000
000
1000000
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000
1030000
1060
000
1060000
1090
000
1090000
1120
000
1120000
1150
000
1150000
1180
000
1180000
1210
000
1210000
1240
000
1240000
1270
000
1270000
1300
000
130000013
3000
0
1330000
1360
000
1360000
1390
000
1390000
1420
000
1420000
1450
000
1450000
1480
000
1480000
1510
000
1510000
1540
000
1540000
880000 880000
910000 910000
940000 940000
970000 970000
1000000 1000000
1030000 1030000
1060000 1060000
1090000 1090000
1120000 1120000
1150000 1150000
1180000 1180000
1210000 1210000
1240000 1240000
1270000 1270000
µ1:750.000
0 40 80 120 16020Kilometers
CAFDIDS
DS-SFM,N-D
MBMB-SF
MSMS-SFMSs
MSshOSsh
RHRM
ConvencionesContinental Aluvial - FluvialDeltaico Intermareal
Deltaico (Arenas)Abanicos Submarinos (DS)Marino, no-depositacion
Marino profundo batialAbanicos sumarinos (MB)Marino somero plataformaAbanicos submarinos (MS)Marino somero plataforma (Arenas)Marino somero plataforma(Shales)Plataforma distal (Shales)
Relieve positivo moderado a altoRelieve positivo bajo a moderado
" Limite de la cocina
" Fallas
CO Costero
Area de la cocina - Fm Cansona - Sinu San Jacinto
)
)
> > > >
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452
451
136
150
151
142143
140
144
90454
328
327
130 149
171138
139
INGADI75 *
MMSC(MC)84 *
INMZQZ-DI82 *
INGN80
MMHF80
INDIQZ79
INMZQZ-DI72
INMZQZ-DI73
INMZQZ-DI74
INMZQZ-DI80
MMSC(AN)79.7
MMSC71
INDIQZ72
434
sa
ca
ma ma ma
ca
ca-ma
u-ma 394
ca-ma
ca-ma
ca-ma
ca-ma
ca-ma 593
ca-sa
ca-ma 593
ca-ma 326
sa-ca
ca-ma
sa-ma
ca-ma 593
614
ca-ma
ca-ma 593
ca-ma
u.ca-l.ma
ca-ma 593
323593
323
625
638628
ca 323
323
499
499
304 304
ROSA-1
PITAL-1
CASABE-1
NARIÑO-3
GARZAS-1
PLAYON-1
MORALES-1
GUAYABO-1
EL PASO-3
PAPAYAL-1
PETROLEA-1A
EL MOLINO-1
CASCAJALES-1
RIO DE ORO-1
MUGROSA SUR-1
LOS VENADOS-1
SAN FAUSTINO-1
CONDE-6SANTOS-5
NOREAN-1
BAMBUCO-1
LLANITO-1
YARIGUI-1
CULIMBA-1
MUZANDA-1
LEBRIJA-1
BONANZA-7
SIMITI-1A
SOGAMOSO-1
CACHIRA-1A
CESAR F-1X
CESAR A-1X
CERREJON-1
EL DORADO-1
MC CARTHY-1PROVINCIA-1
RIO NUEVO-2
CANTAGALLO-1
CRISTALINA-4
TARRA WEST-1
EL MOLINO-1X
"
MATA-1
PATURIA-1
UMIR FM
UMIR FMUMIR FMUMIR FM UMIR FMUMIR FM
UMIR FMUMIR FM
UMIR FM
UMIR FM
UMIR FM
UMIR FM
LA LUNA FM
LA LUNA FM
LA LUNA FM
UMIR FMLA LUNA FM
UMIR FMLA LUNA FM
UMIR FMLA LUNA FM
UMIR FMLA LUNA FM
UMIR FMLA LUNA FM
UMIR FMLA LUNA FM
UMIR FMLA LUNA FM
COLON - MITO JUAN FM
COLON FMLA LUNA FM
COLON FMLA LUNA FM
COLON FMLA LUNA FM
COLON FMLA LUNA FM
COLON FMLA LUNA FM
COLON FMLA LUNA FM
COLON FMLA LUNA FM
COLON FMLA LUNA FM
CATATUMBO FMCOLON FMLA LUNA FM
CATATUMBO FMCOLON - MITO JUAN FM LA LUNA FM
COLON FMLA LUNA FM
LA LUNA FMCANSONA FM ST SL GE YE CC CT SR 635
COLON FM MS SS LS
LA LUNA FM LS CL BK CT FF SH LT BW CC SL 183 184
LA LUNA FM MS BK CC LS CT BK LS GE BK SS PPCOLON - MITO JUAN FM MS GE BK ST GE SS QZ CLGE GC CO
COLON FM MS 184
LA LUNA FM MS LS
COLON FMLA LUNA FM 184
LA LUNA FM MS LS LS 184
LA LUNA FM LS SH GE CT CC LS 639
LA LUNA FM LS CT SH BK CC LS 183 184CANSONA FM MS GE ST CL SL PL CB CC SI GT CL
COLON FM SH LS GE CB LS W FB LS P FB LS W GC 95
LA LUNA FM LS DK GE LS SL CT GE SR CT SH BK 482
LA LUNA FM SH LS DK GE CT DK GE BK PP BW LS GE 271
LA LUNA FM SH LS BK CC LS LS CL CT BL BK PP 326;483
SAN SEBASTIAN CHERTS SS LC GE MS BK ST DK GE CT WH BK EX BS 625
CANSONA FM ST SL LS CT BT GE BK SS LT YE CC LS MS GN GE LS LT GE 635SAN SEBASTIAN CHERTS CT GN GE BK BW ST SL DK GE BK MS DK GE BK EX DB 625
"
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184 "
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184LA LUNA FM
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"635
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COLON FM
LA LUNA FM
LA LUNA FM CATATUMBO FM
ST BK BW CC CT BK BW
ST LT YE GNCC CT RE635
LA LUNA FM LS DK GE FP CT BK SL MS LS BK
PENDERISCO FM CT BK LS SL SR ST SR 454 90
LA LUNA FM LS DK GE FF SH LS BT BK CT BK 499
CANSONA FM CT BK GE BW ST LT GE MS LT GE SS SL SR LS SR 635
UMIR FM LA LUNA FM
CT GE BK SS CL SH GN GE
SH SI LS GE CC CT 247
CT GE BK SS CL GE BK SH GE 247
ST SLGE YT CC CT BW MS RE 635
CANSONA FM CT ON BK GN SH BK 635
UMIR FM MS FG GE MS GE SS CO 303
UMIR FM SH DK GE BK FG SR CO SR SS ST 326
PENDERISCO FM ST DK GE MS DK GE CG GK GE 96
PENDERISCO FM ST SS SS TF CG MM PY 454 90
COLON FM MS LS GE FP MS SJ SA LS SA FG GC SS GC FH
CATATUMBO FM SH DK GE MS DK GE FG CL BW SR SS CL GE CO 499
BARROSO FM EX DB EX BS TF VA ST SR SS SR CT SR 454 90
COLON FM SH DK GE BK FP SH SA GE BK LS BW FB GC SH SR SS SJ PP GC 480
COLON FM SH DK GE BK FP SH SA GE BK LS BW FB GC SH SR SS SJ PP GC 480
"
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UMIR FM
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RM
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M,N-D
M,N-D
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BUCARAMANGA
SANTA MARTA
SINCELEJO
BARRANQUILLA
CARTAGENA
MONTERÍA
CÚCUTA
Río Atra
to
Río Magdalena
Río Magdalena
Río Ca
uca
Río Ca
uca
Río Si
nú
74°0'W
74°0
'W
74°30'W
74°3
0'W
75°0'W
75°0
'W
75°30'W
75°3
0'W
76°0'W
76°0
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76°30'W
76°3
0'W
77°0'W
77°0
'W
77°30'W
77°3
0'W
78°0
'W
10°0'N
10°0'N
9°30'N
9°30'N
9°0'N
9°0'N
8°30'N
8°30'N
8°0'N8°0'N
5800
00
580000
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00
610000
6400
00
640000
6700
00
670000
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00
700000
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00
730000
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00
760000
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00
790000
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00
820000
8500
00
85000088
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00
910000
9400
00
940000
9700
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970000
1000
000
1000000
1030
000
1030000
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1390000 1390000
1420000 1420000
1450000 1450000
1480000 1480000
1510000 1510000
1540000 1540000
1570000 1570000
1600000 1600000
µ1:500.000
0 30 60 90 12015Kilometers
CAFDIDS
DS-SFM,N-D
MBMB-SF
MSMS-SFMSs
MSshOSsh
RHRM
ConvencionesContinental Aluvial - FluvialDeltaico Intermareal
Deltaico (Arenas)Abanicos Submarinos (DS)Marino, no-depositacion
Marino profundo batialAbanicos sumarinos (MB)Marino somero plataformaAbanicos submarinos (MS)Marino somero plataforma (Arenas)Marino somero plataforma(Shales)Plataforma distal (Shales)
Relieve positivo moderado a altoRelieve positivo bajo a moderado
" Limite de la cocina
" Fallas
CO Costero
Area de la cocina - Fm Capacho - Catatumbo
)
))
M
M
MM
M
MM
MM
MM
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+
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+
++
+ ++
++
+
++
+
++
+
+
+
5
5
55
5
C
55
!
CAPACHO FM
LA LUNA FM
LA LUNA FM
LA LUNA FM
LA LUNA FM
CAPACHO FM LA LUNA FM
CAPACHO FM
CAPACHO FM
CAPACHO FM
CHIPAQUE FM
CHIPAQUE FM
"
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"
BARROSO FM EX DBEX BSTFVAST SRSS SRCT SR454 90
PENDERISCO FM ST BKSH BKGK LT GECT455 431
EX BSEX DBEX STTFCT SR455 431
BARROSO FM
LA LUNA FM
EX STEX DBEX BSVATFGKMSCT BK327 328
BARROSO FM
"
"
"
ROSA-2
MATA-1
PITUCO-1
BAMBUCO-1
FORTUNA-1
SIMITI-A1
LLANITO-1
PATURIA-1
MORALES-1
CASABE-414
INFANTAS-1
CESAR H-1X
ARAUQUITA-1
BARBACOAS-1
PETROLEA-78
RIO ZULIA-1
LA HELIERA-1
SANTA MARIA-1
SAN FAUSTINO-1
TIBU-2K (SOCUAVO-1)
ROSA-1
CONDE-6
PITAL-1
SANTOS-1
PLAYON-1
SIMITI-A2
BONANZA-7BONANZA-9
CULIMBA-1
TOTUMAL-1
EL PASO-3
CASABE-199
CACHIRA-1A
CESAR F-1X
CESAR A-1X
CENTELLAS-1
CORCOVADO-1
EL DORADO-2EL DORADO-1
MC CARTHY-1PROVINCIA-1
SARDINATA-1
EL MOLINO-1
CAÑO VERDE-1
CASCAJALES-1
CAÑO CUMARE-1
MUGROSA SUR-1
LOS VENADOS-1
DOS HERMANOS-1
EL MOLINO-1X
LOWER SS
LOWER SS
LOWER SS
LOWER SS
LA LUNA FM
LA LUNA FM
LA LUNA FM
LA LUNA FMLA LUNA FM
LA LUNA FM
LA LUNA FM
CAPACHO FM
CAPACHO FM
LA LUNA FM
LA LUNA FM
SIMITI FMLA LUNA FM
LOWER SS
LA LUNA FM
LA LUNA FM
LA LUNA FM
LA LUNA FM
LA LUNA FM
LA LUNA FMLA LUNA FM
LA LUNA FMLA LUNA FM
CAPACHO FM
LA LUNA FM
184LA LUNA FM LS 184
LA LUNA FM LS SH 184
LA LUNA FM LS + CC LS 184
LA LUNA FM LS + CC LS 184
CAPACHO FM MS LS LS MS SS 312
CAPACHO FM SH SJ BK MC LS + SH BK SR 346
CAPACHO FM SH DK GE BK + AL DK GE BK SR 480
CAPACHO FM SH DK GE BK LS GE BK MS SR 499
CAPACHO FM SH BK MC + SC SR LS + SH BK SR 346
CAPACHO FM SH BK MC + SC SR LS + SH BK SR 346
LA LUNA FM LS BK BT B7 SR AL BK SR + CC LS 346
LA LUNA FM LS BK BT B7 SR AL BK SR + CC LS 346
CAPACHO FM LS + SH BK SRESCANDALOSA FM CG 346
LA LUNA FM SH LS GE BK B7 LS SR + PY CC LS PY 326
LA LUNA FM SH GE (LS) ST SL B7 LS SR SH SR SS PY SR CC LS CC PY 303
LA LUNA FM LS SH 184
CAPACHO FM MS BK SS SC 579
CAPACHO FM LS BW + SH LS FG BK 480
LA LUNA FM LS BK + CC LS CT BK 183
CAPACHO FM SH BK DK GE MC LS (BL) GE DK
CAPACHO FM MS BK SS LS LS SR 578
CAPACHO FM MS BK SS SC SS 579
LA LUNA FM LS SH CT CC LS 183LA LUNA FM LS SH CT CC LS 183
LA FRONTERA FM ST SLDK GE B7 + MS BK SR 311
CAPACHO FM MS BK SS SC SS LS 304
CAPACHO FM ST BK MC FG (LS) B7 LS DK GE BK 63 CAPACHO FM LS + SH BK SRESCANDALOSA FM CG 346
CHIPAQUE FM MS BK CB SS CB BZ SR SC LB SR 200
SAN RAFAEL FM SH GE + LS SR ST SL B7 + SH BK SR 295
LA LUNA FM SH LS GE BK B7 LS SR + PY CC LS PY 271
SIMIJACA FM MS DK GE ST DK GE SS QZ CL SR LS SR 311
"
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"
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136
150 132
151
142
328
327
431
140
186
135130 149
139 148
289 147
171208
126 127318
143
138
VALLEDUPAR
BUCARAMANGAARAUCA
SINCELEJO
MEDELLÍN
CARTAGENA
MONTERÍA
CÚCUTA
Río Magd
alena
Río Casanare
Río Ariporo
Río Arauca
Río Ca
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Río Magdalena
Río Ca
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Río Ca
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nú
Río Cravo NorteMMAM90
INMZQZ-DI90
l.tr
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326
328
326
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71°0'W
71°0
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72°0
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73°0'W
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73°30'W
73°3
0'W
74°0'W
74°0
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74°30'W
74°3
0'W
9°30'N9°30'N
9°0'N9°0'N
8°30'N8°30'N
8°0'N8°0'N
7°30'N7°30'N
9100
00
910000
9400
00
940000
9700
00
970000
1000
000
1000000
1030
000
1030000
1060
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1060000
1090
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1090000
1120
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1120000
1150
000
1150000
1180
000
1180000
1210
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1210000
1240
000
1240000
1270
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1270000
1300
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1300000
1330
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1330000
1360
000
1360000
1270000 1270000
1300000 1300000
1330000 1330000
1360000 1360000
1390000 1390000
1420000 1420000
1450000 1450000
1480000 1480000
1510000 1510000
1540000 1540000
µ1:500.000
0 30 60 90 12015Kilometers
CAFDIDS
DS-SFM,N-D
MBMB-SF
MSMS-SFMSs
MSshOSsh
RHRM
ConvencionesContinental Aluvial - FluvialDeltaico Intermareal
Deltaico (Arenas)Abanicos Submarinos (DS)Marino, no-depositacion
Marino profundo batialAbanicos sumarinos (MB)Marino somero plataformaAbanicos submarinos (MS)Marino somero plataforma (Arenas)Marino somero plataforma(Shales)Plataforma distal (Shales)
Relieve positivo moderado a altoRelieve positivo bajo a moderado
" Limite de la cocina
" Fallas
Area de la cocina - Fm Cienaga de Oro - Valle Inferior del Magdalena
)
)
GFN
NN
NN
MM
MM
M
;
;
;
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ACHI-1
COCO-1
BARU-1
MATA-1
CORAL-1
LA YE-1
SUCRE-1
TIRON-1SINCE-1
NUTRIA-2
SANTOS-1NARIÑO-3
TENCHE-1
AYAPEL-1
TABLON-1
RINCON-1
BAMBUCO-1
PATURIA-1
YANACUE-1
CECILIA-1CINTURA-2
CINTURA-1CRUCERO-1
BETULIA-1
GUAYABO-1
BUCHADO-1
OPOGADO-1
MUCURERA-1
MAGANGUE-2
VERACRUZ-1
CACHIRA-1A
BARBACOAS-2
BARBACOAS-1
RIO ZULIA-2RIO ZULIA-1
SAN JORGE-1
CAIMANCITO-1
SAN BENITO-1LAS MARTAS-1
COLONCITOS-1
MONTELIBANO-1
SAN FAUSTINO-1
SAN BERNARDO-2X
ROSA-1
MOJANA-1
PLAYON-1
YANACUE-2
COLOMBOY-1 EL CABANO-1
LOS CAYOS-1
NVA. GRANADA-1
MUGROSA FM
MUGROSA FM
MUGROSA FM
MUGROSA FM
MUGROSA FM
MUGROSA FM
CARBONERA FM
EL FLORAL FMCHALAN FM
PENDALES FMARROYO DE PIEDRA FM
PENDALES FMARROYO DE PIEDRA FM
CIÉNAGA DE ORO FM
LEON FMCARBONERA FM
CIÉNAGA DE ORO FM
CIÉNAGA DE ORO FM
"
"
"
"
"
"
"
"
"
"
""
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"
""
"
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"
"
"
""
"
LA ESMERALDA-1
"
"
CARBONERA FM 576
LOS CORROS FM 42
LOS CORROS FM 65 271
PENDALES FM SS MS SS SH GY MS SS
CARBONERA FM MS GE BH CO SS LM BH 569
CARBONERA FM SS LT M C BM (CG) SS CG GR 209 85
EL FLORAL FM CL RE GE SS
CONCENTRACION FM MS GY SS FG 85 200
CARBONERA FM MS BW GE SS LS LG 271
"
"
"
INDI
CARBONERA FM
MUGROSA FM 560
MARALÚ FM SH MR SS F
MUGROSA FM MS SS FC 143
CARBONERA FM CL SS 571 138
EL CARMEN FM SH CL SS SH F SS CL SH MR
MUGROSA FM SS GE GN F M SH GE BL GC 171
CARBONERA FM MS GN GE BF LM SS QZ FD GE GN GC 140
CARBONERA FM
CIÉNAGA DE ORO FM SS CG SH RE BW CO SS LS CL ST
"
"
"
"
"
INDIQZ
"
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"
SI
RM
MB
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CAF
RM
CDs
RM
MBC A R I B B E A N P L A T E
271
144
474
452
453
140132
173
328
454519
148139
135138
143
149130
171
451
TF27.2
SSSHBT27
INGA28.5
MMGS25.1 *
MMGS25.1 *
INGN(BI)27 *
VALLEDUPAR
BUCARAMANGA
SINCELEJO
BARRANQUILLA
CARTAGENA
MONTERÍA
CÚCUTA
Río Atra
to
Río Magd
alena
Río MagdalenaRío
Cauc
a
Río Ca
uca
Río Si
nú
73°30'W
73°3
0'W
74°0'W
74°0
'W
74°30'W
74°3
0'W
75°0'W
75°0
'W
75°30'W
75°3
0'W
76°0'W
76°0
'W
76°30'W
76°3
0'W
9°30'N9°30'N
9°0'N9°0'N
8°30'N8°30'N
8°0'N8°0'N
7300
00
730000
7600
00
760000
7900
00
790000
8200
00
820000
8500
00
850000
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00
880000
9100
00
910000
9400
00940000
9700
00
970000
1000
000
1000000
1030
000
1030000
1060
000
1060000
1360000 1360000
1390000 1390000
1420000 1420000
1450000 1450000
1480000 1480000
1510000 1510000
1540000 1540000
1570000 1570000
µ1:400.000
0 20 40 60 8010Kilometers
CAFDIDS
DS-SFM,N-D
MBMB-SF
MSMS-SFMSs
MSshOSsh
RHRM
ConvencionesContinental Aluvial - FluvialDeltaico Intermareal
Deltaico (Arenas)Abanicos Submarinos (DS)Marino, no-depositacion
Marino profundo batialAbanicos sumarinos (MB)Marino somero plataformaAbanicos submarinos (MS)Marino somero plataforma (Arenas)Marino somero plataforma(Shales)Plataforma distal (Shales)
Relieve positivo moderado a altoRelieve positivo bajo a moderado
" Limite de la cocina
" Fallas
CO Costero
Area de la cocina - Fm Gachetá - Llanos Orientales
)( )( )( )( )( )( )( )( )(
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VILLETA GR
VILLETA GR
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CAPACHO FM
LA LUNA FM
VILLETA GR
LA LUNA FM
CHIPAQUE FM
CHIPAQUE FM
QUEBRADA GRANDE FM
VILLETA GR
LA LUNA FM
CAPACHO FM LA LUNA FM
CAPACHO FM
VILLETA GR
CAPACHO FM
CAPACHO FM
CHIPAQUE FM
CHIPAQUE FM
DAGUA GR (ESPINAL FM)
DAGUA GR (CISNEROS FM)
EX DBEX AN458
MS STGKCTTS632
STCTCGBRLSSS239
MM PY GE BKMM SL MM SSMM EXMM CT239
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PENDERISCO FM STSSSS TFCGMM PY454 90
BARROSO FM EX DBEX BSTFVAST SRSS SRCT SR454 90
PENDERISCO FM CT BKLS SL SRST SR454 90
CGGKSTMSCT LS SR327 328
PENDERISCO FM
PENDERISCO FM ST BKSH BKGK LT GECT455 431
EX BSEX DBEX STTFCT SR455 431
BARROSO FM
EX DB (GE) GNEX BS (GE) GN457
DIABASIC GR DIABASIC GR EX DB446DAGUA GR MM MS MM ST (GN) GE BK MC B7MM CT BK B7MM GK DK GE B7457 632
EX DB (GE) GNEX BS GNTFVA456
DIABASIC GR
MM SLMM PYMM CT459
DAGUA GR (CISNEROS FM)
CT BKSH SL CO PY BKSTGKLS448
DAGUA GR(ESPINAL FM) AMAIME FM EX BS464 463
188 347VILLETA GR
DAGUA GR ESPINAL FM) CTSHSTLS459
MM PY LT GE GNMM SL LT GE GNCTMM LSSS SRMM SL BK448
DAGUA GR (CISNEROS FM)
DIABASIC GR EX DBEX BSVC SRLS SRCT SRST SRMM ST DK GEMM CT MM PY GN462
DAGUA GR (CISNEROS FM)
ST SL GE BKCT DK GE BSH CO586 462
AMPUDIA FM
MS CO BK B7MS LSLSCC LS237
VILLETA GR
DIABASIC GR EX DBEX BS
MSSTGKCTLS632
DAGUA GR (ESPINAL FM) STCTCGBRLSSS239
DAGUA GR (CISNEROS FM) MM STMM GKMM EX DBMM EX BSMM CT134
DIABASIC GR EX DBEX BSCT SRST LS SR134
"
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"
LA LUNA FM
EX STEX DBEX BSVATFGKMSCT BK327 328
BARROSO FM
"
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"
BOLIVAR U.M. COMPLEX IN PRIN PXIN GA459
"
SS QZST (BL)MS PY COGK448
RIO PIEDRAS FM
"
DINA-1
YAVI-1
META-1
UPIA-1
ROSA-2
MATA-1
TUNJA-1
APIAY-2
TARQUI-1
COELLO-1
SUAREZ-1
RONDON-1
PITUCO-1
TOLDADO-1
TRIUNFO-1
DOROTEA-1
BAMBUCO-1
FORTUNA-1
SIMITI-A1
LLANITO-1
PATURIA-1
MORALES-1
NEGRITOS-1
SANTIAGO-1
CENTAURO-1
LA MARIA-1
TRINIDAD-1
CASABE-414
INFANTAS-1
POMARROSO-1
CRAVO SUR-1LA MORITA-1
ARAUQUITA-1
BARBACOAS-1
PETROLEA-78
RIO ZULIA-1
FLORENTINA-1
LA HELIERA-1
SAN JOAQUIN-1
SANTA MARIA-1
SAN FAUSTINO-1
STRATIGRAPHIC-1
TIBU-2K (SOCUAVO-1)
S-10A (X-P-715)(STRAT-XP-10A)
ROSA-1
BACHE-1
APIAY-1
CONDE-6
PITAL-1
SANTOS-1
PLAYON-1
ANDRADE-1
PALMITA-1
SIMITI-A2
BONANZA-7BONANZA-9
CULIMBA-1
TOTUMAL-1
CUCUANA-1CHICORAL-1
PALOBAYO-1PORVENIR-1
CARUPANA-1
CASABE-199
CACHIRA-1A
MADRIGAL-1
TATAMACAL-1
MATEPALMA-1
RIO VERDE-1
CENTELLAS-1
CORCOVADO-1
EL DORADO-2EL DORADO-1
MC CARTHY-1PROVINCIA-1
SARDINATA-1
BARQUEREÑA-1
SAN FELIPE-1
CAÑO VERDE-1
CASCAJALES-1
CAÑO CUMARE-1
MUGROSA SUR-1
DOS HERMANOS-1
FORTALECILLAS-1
RANCHO HERMOSO-2P
AIPE-1
LOWER SS
LOWER SS
LOWER SS
LOWER SSLOWER SS
LOWER SS
LOWER SS
LOWER SS
LOWER SS
LOWER SS
LOWER SS
LOWER SS
LOWER SS LOWER SS
LOWER SS
LOWER SS
LOWER SS
LOWER SS
LOWER SS
LOWER SS
VILLETA GR
VILLETA GR
LA LUNA FM
LA LUNA FM
LA LUNA FM
LA LUNA FMLA LUNA FM
LA LUNA FM
LA LUNA FM
CAPACHO FM
CAPACHO FM
SIMITI FMLA LUNA FM
LOWER SS LOWER SS
LOWER SS
LOWER SS
LOWER SS
LOWER SS
VILLETA GR
VILLETA GR
VILLETA GR
VILLETA GR
VILLETA GR
VILLETA GR
LA LUNA FM
LA LUNA FM
LA LUNA FM
LA LUNA FM
LA LUNA FM
LA LUNA FMLA LUNA FM
LA LUNA FMLA LUNA FM
CAPACHO FM
SAN RAFAEL FM
VILLETA GRVILLETA GR
CHIPAQUE FM SH BK 220
VILLETA GR SH GE RE LS BK 382
HONDITA FM SC BT MS GE CC LS 594
VILLETA GR SH LS BK LS DK GE BK 66
CHIPAQUE FM MS BK + SS SR LS SR 315
CAPACHO FM MS LS LS MS SS 312
CAPACHO FM SH SJ BK MC LS + SH BK SR 346
DIABASIC GR EX DB SH GE ST SL 382 134
CAPACHO FM SH DK GE BK + AL DK GE BK SR 480
VILLETA GR SH BK B7 LS DK GE CC CC LS 310
LA FRONTERA FM SH LS CC AM SH GE ST S 275
CAPACHO FM SH DK GE BK LS GE BK MS SR 499
CAPACHO FM SH BK MC + SC SR LS + SH BK SR 346
CAPACHO FM SH BK MC + SC SR LS + SH BK SR 346
VILLETA GR MS LS GE CC LS GE SH BK MS GE 87
CAPACHO FM LS + SH BK SRESCANDALOSA FM CG 346
CHIPAQUE FM MS BK + SS GE SR ST SR CO SR 315
CHIPAQUE FM SH CL GE BK SS QZ (WH) LS SR 114
313
LA LUNA FM SH LS GE BK B7 LS SR + PY CC LS PY 326
LA FRONTERA FM SH MS LS DK GE LS + CC LS MS SL 202
LA FRONTERA FM CT BK GE CT YE BW SH CL LS GE BK + CC LS PY 203
LA FRONTERA FM SH DK GE + LS SR SH SL + LS SR MS SL + LS SR 307
LA LUNA FM SH GE (LS) ST SL B7 LS SR SH SR SS PY SR CC LS CC PY 303
VILLETA GR MS LS SR SH LS 317
CAPACHO FM MS BK SS SC 579
CAPACHO FM LS BW + SH LS FG BK 480
DAGUA GR MM TF MM PY MM CT 628
VILLETA GR SH LS GE LS SR CC LS 117
CAPACHO FM SH BK DK GE MC LS (BL) GE DK
CAPACHO FM MS BK SS LS LS SR 578
CAPACHO FM MS BK SS SC SS 579
VILLETA GR MS LT BW (BW) GE LS SR 176
LA FRONTERA FM ST SLDK GE B7 + MS BK SR 311
CAPACHO FM MS BK SS SC SS LS 304
VILLETA GR MS DK GE LT GE LS DK GE SR 88
VILLETA GR SH DK GE B7 LS (BL) GE CC LS 9
CAPACHO FM ST BK MC FG (LS) B7 LS DK GE BK 63
DAGUA GR (LAZARO FM) MM ST MM PY MM CT 628
DIABASIC GR EX DB EX BS SH GE SS YE 134
CAPACHO FM LS + SH BK SRESCANDALOSA FM CG 346
CHIPAQUE FM MS BK CB SS CB BZ SR SC LB SR 200
SAN RAFAEL FM SH GE + LS SR ST SL B7 + SH BK SR 295
LA LUNA FM SH LS GE BK B7 LS SR + PY CC LS PY 271
SIMIJACA FM MS DK GE ST DK GE SS QZ CL SR LS SR 311
SIMIJACA FM MS DK GE ST DK GE SS QZ CL SR LS SR 114
LA FRONTERA FM MS SLBK B7 ST SLBK B7 SH CL BK SR + GY 515
CHIPAQUE FM (GACHETA FM) MS BK B7 SS B7 SR ST B7 SR 436CHIPAQUE FM MS BK PL + SS QZ CL LT GE SR LS SR CO SR 316
LA FRONTERA FM SH DK GE + LS SR SH SL + LS SR MS SL + LS SR 201
VILLETA GR SH DK GE BK SS QZ DK GE (GN) GE MS LT GE (PU) GE (CO) 29
LA FRONTERA FM CT BK GE SH CL BK (LS) + CC PY GY LS ST LS GE 203
CHIPAQUE FM MS BK BT LS DK GE MS GE FG ST YE FG SR SS QZ SR 56
CHIPAQUE FM (GACHETA FM) MS BK B7 SS SR ST SR PP SR LS BK SR 436
VILLETA GR SH GE BK BT CO LS W P DK GE BK BZ BT CO SS QZ (PP) MC GE MS SL DK GE BK MS LS DK GE BK BT 48
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SAN JOSÉ DEL GUAVIARE
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PEREIRA
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QUIBDÓ
MEDELLÍN
BOGOTÁ
TUNJA
YOPAL
PUERTO CARREÑO
PUERTO INÍRIDA
MITÚPASTO
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MONTERÍA
CÚCUTA
BUENAVENTURA
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Río Tuparro
Río Elvita
Río Tomo
Río GuarrojoRío Vichada
Río Planas
Río Muco
Río Magd
alena
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Río TinaraRío Cada
Río Guaviare
Río Manacacías
Río Guayabero
Río Inírida
Río Guainía
Río Magdalena
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Río Patía
Caño Matavení
Río Orinoco
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Río Guaviare
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1240000 1240000
1270000 1270000
1300000 1300000
µ1:1.000.000
0 60 120 180 24030Kilometers
CAFDIDS
DS-SFM,N-D
MBMB-SF
MSMS-SFMSs
MSshOSsh
RHRM
ConvencionesContinental Aluvial - FluvialDeltaico Intermareal
Deltaico (Arenas)Abanicos Submarinos (DS)Marino, no-depositacion
Marino profundo batialAbanicos sumarinos (MB)Marino somero plataformaAbanicos submarinos (MS)Marino somero plataforma (Arenas)Marino somero plataforma(Shales)Plataforma distal (Shales)
Relieve positivo moderado a altoRelieve positivo bajo a moderado
" Limite de la cocina
" Fallas
CO Costero
Area de la cocina - Fm Guachinte-Ferreira - Cauca Patía
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REMOLINO GRANDE-1
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DOIMA FM 556 318
BARZALOZA FM 502
VIJES FM LS SS LS SS MS 588
M. GUALANDAY FM MD MD RE GE GN 505 382M. GUALANDAY FM MS RE (PU) CG GK GE (GR) 500 U. GUALANDAY FM CG (CT QZ) SS (CL) CL (SS) 600
U. GUALANDAY FM CG (CT QZ) SS (CL) CL (SS) 600
GUALANDAY GR CG QZ LG LE GE MS RE SS RE 382
PALERMO FM CGBACHE FM CLTESALIA FM CG 108 382
GUALANDAY GR CG LC QZ GE MS RE YE SS YE CN LN 581
MOSQUERA FM SS QZ ST CO GE LS GE C CG SS 585 590
L. GUALANDAY FMM. GUALANDAY FM CG SS LC QZ RE CG LG QZ GE MS GE B7 382
LA CIRA FM SS M C SS (CG) CG QZ CT ST LN BX SS GE MS RE 512GUALANDAY FM CG RE LC QZ CT R3 R4 GS GE RE F C QZ CT (CG) LN
M. GUALANDAY FM MS SC RE B7 SS QZ FD WH YE 382
CHICORAL FM CG PB R6 02 CT QZ MM BG BX (SS) MS GE 515
M. GUALANDAY FM MS RE GE B7 SS CG LC YE CG LC CT YE 382
MIDDLE CAUCA MS YE GE KE SS QZ YE B1 BX CG SS QZ YE WH 382
MOSQUERA FM MS ST GE SS WH CO LN SS QZ CT BM CG CG QZ BM SS WH 589
M. GUALANDAY FM CG QZ LC GE RE EXPO SS QZ YE RE BX DAAN MS SS GE 382
TESALIA FM CG CL CT QZ POTRERILLOS FM CL CG SA CLDOIMA FM CG (CT QZ) SA ST 511
L. GUALANDAY FM SS CG LC QZ RG BY BG MS RE B7M. GUALANDAY FM SS QZ LC B7 YE BX MS RE GE RE 382
FERREIRA FMCabrera Mb SS CG QZ MS RE SS MSSuárez Mb CG QZ SH ST GE CO SS MG BW ST GE 586
CHICORAL GR CG CT QZ BX SS LN LCPOTRERILLOS FM MS BWBARZALOZA FM SS V F GE MS PU BW ST SS LM BI
MIDDLE CAUCAGUACHINTE FMTimba Mb MS GE SS WH CO 586La Rampa Mb SS QZ MG WH ST GE SHLa Cima Mb SS QZ F G WH ST GE CO LN
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CHICORAL GR 224
BARZALOSA FM MS CG LC SS 494 224
CHICORAL GRPOTRERILLOS FM 224
FERREIRA FM Cabrera Mb ST SS CC LS SH CO LNSuárez Mb CG QZ SS ST SH CO INDIQZ
CINTA DE PIEDRA FM
M. GUALANDAY FM SS CG 160
M. GUALANDAY FM MS RE (PU) CG GK GE (GR) 500
CINTA DE PIEDRA FM SS QZ MF GE CG QZ CT ST MS LN 347 382 446
GUACHINTE FMRampla Mb ST SS BK MM QZ SH CO LNConfites Mb CG GK ST LS 450
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820000
760000 760000
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820000 820000
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Relieve positivo moderado a altoRelieve positivo bajo a moderado
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" Fallas
CO Costero
Area de la cocina - Fm La Luna - Cesar-Ranchería
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LA LUNA FMCOLÓN FM
LA LUNA FMCOLÓN FM
UMIR FM
UMIR FM
UMIR FM
UMIR FM
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UMIR FMLA LUNA FM
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COLON FMLA LUNA FM
COLON FMLA LUNA FM
COLON FMLA LUNA FM
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COLON FMLA LUNA FM
COLON FMLA LUNA FM
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346
346
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346
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LA LUNA FM LS CT SH BK CC LS 183 184
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COLON FM SH DK GE BK FP SH SA GE BK LS BW FB GC SH SR SS SJ PP GC 480
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CAFDIDS
DS-SFM,N-D
MBMB-SF
MSMS-SFMSs
MSshOSsh
RHRM
ConvencionesContinental Aluvial - FluvialDeltaico Intermareal
Deltaico (Arenas)Abanicos Submarinos (DS)Marino, no-depositacion
Marino profundo batialAbanicos sumarinos (MB)Marino somero plataformaAbanicos submarinos (MS)Marino somero plataforma (Arenas)Marino somero plataforma(Shales)Plataforma distal (Shales)
Relieve positivo moderado a altoRelieve positivo bajo a moderado
" Limite de la cocina
" Fallas
Area de la cocina - Fm La Luna - Catatumbo
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SIMITI-1A
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LA LUNA FMCOLÓN FM
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GACHETA FM
GACHETA FM
GACHETA FM
LA LUNA FM
LA LUNA FM
LA LUNA FM
GUADALUPE FMGUADALUPE FM
GUADALUPE FM
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UMIR FMLA LUNA FM
UMIR FMLA LUNA FM
UMIR FMLA LUNA FM
UMIR FMLA LUNA FM
UMIR FMLA LUNA FM
UMIR FMLA LUNA FM
LA LUNA FMCOLÓN FM
LA LUNA FMCOLÓN FM
COLON - MITO JUAN FM
COLON FMLA LUNA FM
COLON FMLA LUNA FM
COLON FMLA LUNA FM
COLON FMLA LUNA FM
COLON FMLA LUNA FM
COLON FMLA LUNA FM
COLON FMLA LUNA FM
COLON FMLA LUNA FM
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346
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CANSONA FM MS GE ST CL SL PL CB CC SI GT CL
COLON FM SH LS GE CB LS W FB LS P FB LS W GC 95
LA LUNA FM LS DK GE LS SL CT GE SR CT SH BK 482
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COLON FM SH DK GE BK FP SH SA GE BK LS BW FB GC SH SR SS SJ PP GC 480
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DS-SFM,N-D
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ConvencionesContinental Aluvial - FluvialDeltaico Intermareal
Deltaico (Arenas)Abanicos Submarinos (DS)Marino, no-depositacion
Marino profundo batialAbanicos sumarinos (MB)Marino somero plataformaAbanicos submarinos (MS)Marino somero plataforma (Arenas)Marino somero plataforma(Shales)Plataforma distal (Shales)
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" Limite de la cocina
" Fallas
Area de la cocina - Fm La Luna - Valle Medio del Magdalena
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MMSC(MC)84 *
INMZQZ-DI82 *
INGA85 *
79
MMPY75
INGN80
MMHF80
MMSC81
MMAM84
INMZQZ71
INDIQZ79
INDIQZ83
INGA84.3
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INGN(BI)71
MMSC(BI)71
INGN(MC)79
INMZQZ-DI72
INMZQZ-DI73
INMZQZ-DI74
INMZQZ-DI80
INMZQZ-DI83
INDIQZ72
INGADI79
INGA85.2
434
sa
ca
ma
ma ma ma
ca
ca-ma
u-ma 394
ca-ma
ca-ma
ca-ma
ca-ma
ca-ma
ca-ma 593
ca-sa
ca-ma 593
ca-ma 326
sa-ca
ca-ma
sa-ma
ca-ma
ca-ma
ca-ma 593
614
ca-ma
ca-ma
ca-ma 593
ca-ma
ca-I.pc
ca-I.ma
u.ca-l.ma
ca-ma 593
323593
323
625
638628
ca 323
323
499
499
473
ma
ma
ca-ma303
304 304
200 290
201
516
513622
516
ab-ma
VLA-1
PATO-1
ROSA-1
UNETE-1
PITAL-1
ARAUCA-2
CASABE-1
NARIÑO-3
GARZAS-1
PLAYON-1
MORALES-1
COROZAL-1
TOCARIA-1
GUAYABO-1
EL PASO-3
PAPAYAL-1
BELTRAN-1
RIO ELE-1
CHIGUIRO-1
TRINIDAD-2
SANTIAGO-1
EL MORRO-1
ARAUQUITA-1
AGUALINDA-1
CRAVO SUR-1
LA CABAÑA-1
SAN PEDRO-1
RIO ZULIA-1
PETROLEA-1A
EL MOLINO-1
CASCAJALES-1
RIO DE ORO-1
SANTA MARIA-1
MUGROSA SUR-1
LOS VENADOS-1
SAN FAUSTINO-1
CONDE-6
TUNJA-1
CHARTE-1
SANTOS-5
NOREAN-1
BAMBUCO-1
LLANITO-1
YARIGUI-1
CULIMBA-1
MUZANDA-1
LEBRIJA-1
BONANZA-7
SIMITI-1A
MORICHAL-1MIRADOR-1A
SOGAMOSO-1
CACHIRA-1A
CESAR F-1X
CESAR A-1X
CERREJON-1
EL DORADO-1
MC CARTHY-1PROVINCIA-1
RIO NUEVO-2
CAÑO LIMON-1
LA HELIERA-1
CAÑO GARZA-1
BARQUEREÑA-1
SAN FELIPE-1
ENTRERRIOS-1
CANTAGALLO-1
CRISTALINA-4
TARRA WEST-1
EL MOLINO-1X
RANCHO HERMOSO-1
LA PAZ FIELD
"
MATA-1
PATURIA-1
LA LUNA FMCOLÓN FM
LA LUNA FMCOLÓN FM
UMIR FM
UMIR FMUMIR FMUMIR FM UMIR FMUMIR FM
UMIR FMUMIR FM
UMIR FM
UMIR FM
UMIR FM
UMIR FM
GACHETA FM
GACHETA FM
GACHETA FM
GACHETA FM
GACHETA FM
GACHETA FM
GACHETA FM
LA LUNA FM
LA LUNA FM
LA LUNA FM
GUADALUPE FMGUADALUPE FM
GUADALUPE FM
GUADALUPE FMGUADALUPE FM
GUADALUPE FM
GUADALUPE FM
GUADALUPE FMGUADALUPE FM
GUADALUPE FM
GUADALUPE FM
UMIR FMLA LUNA FM
UMIR FMLA LUNA FM
UMIR FMLA LUNA FM
UMIR FMLA LUNA FM
UMIR FMLA LUNA FM
UMIR FMLA LUNA FM
UMIR FMLA LUNA FM
LA LUNA FMCOLÓN FM
LA LUNA FMCOLÓN FM
COLON - MITO JUAN FM
COLON FMLA LUNA FM
COLON FMLA LUNA FM
COLON FMLA LUNA FM
COLON FMLA LUNA FM
COLON FMLA LUNA FM
COLON FMLA LUNA FM
COLON FMLA LUNA FM
COLON FMLA LUNA FM
GUADALUPE FMGACHETA FM
GUADALUPE FMGACHETA FM
GUADALUPE FMGACHETA FM
CATATUMBO FMCOLON FMLA LUNA FM
CATATUMBO FMCOLON - MITO JUAN FM LA LUNA FM
COLON FMLA LUNA FM
346
346
346
293
COLON FM 346
LA LUNA FM
GUADALUPE GR 56
LA LUNA FM LS CT
COLON FMLA LUNA FM 346
LA LUNA FM CT BK LS
PLAENERS FM MS GE CT 313
BURGUITA FM SS SH SA 346
GUADALUPE GR SS QZ SH SR 293
COLON FM CG LS BK SH LS 346
CANSONA FM ST SL GE YE CC CT SR 635
COLON FM MS SS LS
LS PP DK GE MS PP BK FF CT PP BK SS
COLON FM SH DK GE
LA LUNA FM LS CL BK CT FF SH LT BW CC SL 183 184
COLON FM SH DK GE SH SS DK GE 346
LA LUNA FM LS BI BK FF SH LS CO ST LS CG PP CC LS 303
LA LUNA FM CT BK CC LS SL PP SR SH GECOLON-MITO JUAN FM SH GE SH SL GE LS GE PP GC SS LS GE GC 324
GUADALUPE FM SS QZ GE SS LS GC SH DK GE LS BT DK GE LB
LA LUNA FM MS BK CC LS CT BK LS GE BK SS PPCOLON - MITO JUAN FM MS GE BK ST GE SS QZ CLGE GC CO
SECA FM MS VM SS QZ
COLON FM MS 184
LA LUNA FM MS LS
346
COLON FMLA LUNA FM 184
LA LUNA FM MS LS LS 184
CONEJO FM SH DK GE YE SS LS
SECA FM MS RE SS QZ AK CG SS 161
COLON FM
GUADALUPE GR SS QZ BX F SS QZ BX P
LA LUNA FM LS SH GE CT CC LS 639
LA TABLA FM
LA LUNA FM LS CT SH BK CC LS 183 184
COLON FM CG LS BK SH LS 346
LA LUNA FM CT BK LS
CANSONA FM MS GE ST CL SL PL CB CC SI GT CL
COLON FM SH LS GE CB LS W FB LS P FB LS W GC 95
LA LUNA FM LS DK GE LS SL CT GE SR CT SH BK 482
GUADALUPE GR SS ST SL SH CL F MS GE RE CO
CIMARRONA FM CG QZ SS QZ CL MS DK GE MS GE RE 501
LA LUNA FM SH LS DK GE CT DK GE BK PP BW LS GE 271
LA LUNA FM SH LS BK CC LS LS CL CT BL BK PP 326;483
COLON FM SH SS DE GE LS LT BW
DAGUA GR LAZARO FM MM ST MM PY MM GK MM AK MM CT 628
A. TIERNA FMPALMICHAL GR SS QZ FM WH MS ST BK B1 SH
28
SAN SEBASTIAN CHERTS SS LC GE MS BK ST DK GE CT WH BK EX BS 625
LA LUNA FM SH LS GE LS BI BK FF ST SL GE BK CC LS PY SS PY F 303
CANSONA FM ST SL LS CT BT GE BK SS LT YE CC LS MS GN GE LS LT GE 635SAN SEBASTIAN CHERTS CT GN GE BK BW ST SL DK GE BK MS DK GE BK EX DB 625
LABOR & A. TIERNA FM SH DK GE FF SS PP
LA LUNA FM CT BK LS GE SH DK GE SS
PLAENERS FM ST SL GE FF CT DK GE SS PP SRCONEJO FM SS QZ WH YE SH SA DK GE LS F 201
A. TIERNA FM SS QZ SS LS CL MS DK GE ST MA 209LOS PINOS FM MS DK GE BK CC FG LS SA SSLA LUNA FM LS BK MS GE BK CB MS SI BK CT BK SS 209
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184"
184LA LUNA FM
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LA LUNA FM SH SL BK CT BK LS BT DK GE
324
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GUADALUPE FM SS QZ GE LS SR LS BT GE SH DK GE CT BK SS GC
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313"
A. TIERNA FM SS WH YE BX ST SL
"
PLAENERS FM ST SL CC LS CT MS PP
"
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"
"
313313
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"
OLINI FM MS SL DK GE MS LS SL DK GE MS LS DK GE
"
GUADALUPE GR SS WH GE F BX SS GE YE FF CB ST SL GE MS GE FF
"
CORDOBA FM MS LS DK GE MS LS SL SS QZ LT GE ST LT GE 501
"
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" OLINI GR BUSCAVIDAS FM
""
A. TIERNA FM
43517
615
517
"
"
615
"
346
346
619
"
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"
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COLON FM
LA LUNA FM
LA LUNA FM
LA LUNA FM CATATUMBO FM
ST BK BW CC CT BK BW
DIABASICO GR EX DB 446
ST LT YE GNCC CT RE635
LA LUNA FM LS DK GE FP CT BK SL MS LS BK
DIABASICO GR EX DB GE GN EX BS GE GN 457
PENDERISCO FM CT BK LS SL SR ST SR 454 90
LA LUNA FM LS DK GE FF SH LS BT BK CT BK 499
PENDERISCO FM MS ST GK GN GE CT DK GE CG 113
CANSONA FM CT BK GE BW ST LT GE MS LT GE SS SL SR LS SR 635
BARROSO FM CT BK ST SI GK EX ST EX DB EX BS TF VA 96
UMIR FM LA LUNA FM
A. TIERNA FM
CT GE BK SS CL SH GN GE
SH SI LS GE CC CT 247
PENDERISCO FM ST GN GE DK GE 121
CT GE BK SS CL GE BK SH GE 247
ST SLGE YT CC CT BW MS RE 635
CANSONA FM CT ON BK GN SH BK 635
QUEBRADAGRANDE FM EX DB EX AN 458
BARROSO FM EX DB EX ST EX BS 121
UMIR FM MS FG GE MS GE SS CO 303
BARROSO FM EX DB TF EX ST EX BS 113
UMIR FM SH DK GE BK FG SR CO SR SS ST 326
DIABASICO GRTRINIDAD BASALTS FM EX DB EX BS TF
PENDERISCO FM ST DK GE MS DK GE CG GK GE 96
PENDERISCO FM ST SS SS TF CG MM PY 454 90
COLON FM MS LS GE FP MS SJ SA LS SA FG GC SS GC FH
CATATUMBO FM SH DK GE MS DK GE FG CL BW SR SS CL GE CO 499
BARROSO FM EX DB EX BS TF VA ST SR SS SR CT SR 454 90
COLON FM SH DK GE BK FP SH SA GE BK LS BW FB GC SH SR SS SJ PP GC 480
COLON FM SH DK GE BK FP SH SA GE BK LS BW FB GC SH SR SS SJ PP GC 480
DAGUA GR MM MS MM ST GN GE BK MC B7 MM CT BK B7 MM GK DK GE B7 MM GK DK GE B7 MM CG SA 632 457
"
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CATATUMBO FM SH DK GE MS DK GE FG CL BW SR SS CL GE CO
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UMIR FM
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615
615
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M,N-D
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VALLEDUPAR
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PEREIRA
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TUNJA
YOPAL
BARRANQUILLA
CARTAGENA
MONTERÍA
CÚCUTA
Río Atra
to
Río Magdalena
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n Juan Río Cravo Sur
Río Meta
Río Casanare
Río Ariporo
Río Arauca
Río Elvita
Río Tomo
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rare
Río Magdalena
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Río Cusiana
Río Ca
uca
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nú
Río Cravo Norte
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75°30'W
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9°30'N 9°30'N
9°0'N 9°0'N
8°30'N 8°30'N
8°0'N 8°0'N
7°30'N 7°30'N
7°0'N 7°0'N
6°30'N 6°30'N
6°0'N 6°0'N
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940000
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970000
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1090000
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1120000
1150
000
1150000
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000
1180000
1210
000
1210000
1240
000
1240000
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000
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000
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000
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000
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1300000 1300000
1330000 1330000
1360000 1360000
1390000 1390000
1420000 1420000
1450000 1450000
1480000 1480000
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0 40 80 120 16020Kilometers
CAFDIDS
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MBMB-SF
MSMS-SFMSs
MSshOSsh
RHRM
ConvencionesContinental Aluvial - FluvialDeltaico Intermareal
Deltaico (Arenas)Abanicos Submarinos (DS)Marino, no-depositacion
Marino profundo batialAbanicos sumarinos (MB)Marino somero plataformaAbanicos submarinos (MS)Marino somero plataforma (Arenas)Marino somero plataforma(Shales)Plataforma distal (Shales)
Relieve positivo moderado a altoRelieve positivo bajo a moderado
" Limite de la cocina
" Fallas
Area de la cocina - Fm La Luna - Guajira
)
+++
+
5?
"
!!
"
144
152
INGN80
INGN(BI)71
INGN(MC)79
MMSC(AN)79.7
MMSC71
ca 182 ca 181
tr-sa 182co-sa ? 181
ca-ma
ca-ma
ca-ma 593
VLA-1
DORADO-1
PAPAYAL-1
EL MOLINO-1
LOS MANANTIALES-1
CERREJON-1
EL MOLINO-1XLA PAZ FIELD
LA LUNA FMCOLÓN FM
LA LUNA FMCOLÓN FM
COLON FM
LA LUNA FMCOLÓN FM
LA LUNA FMCOLÓN FM
COLON FMLA LUNA FM
COLON FMLA LUNA FM
COLON FMLA LUNA FM
COLON FMLA LUNA FM
346
346
346
COLON FMLA LUNA FM 346
LA LUNA FM LS CL BK CT FF SH LT BW CC SL 183 184
COLON FM MS 184
LA LUNA FM MS LS
COLON FMLA LUNA FM 184
LA LUNA FM MS LS LS 184COLON FM SH LS GE CB LS W FB LS P FB LS W GC 95
GUARALAMAI FM LS SJ GE DK BW SH LS BW BK 182
LA LUNA FM LS BK PY FF CT BK 182
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LA LUNA FM
CT GE BK SS CL GE BK SH GE 247
CANSONA FM CT ON BK GN SH BK 635
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M,N-D
MS
RM
VALLEDUPAR
SANTA MARTA
RIOHACHA
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72°0'W
72°0
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72°3
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73°0'W
73°0
'W
73°30'W
73°3
0'W
12°30'N
12°30'N
12°0'N12°0'N
11°30'N11°30'N
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1030000
1060
000
1060000
1090
000
1090000
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000
1120000
1150
000
1150000
1180
000
1180000
1210
000
1210000
1240
000
1240000
1750000 1750000
1780000 1780000
1810000 1810000
1840000 1840000
1870000 1870000
µ1:250.000
0 10 20 30 405Kilometers
CAFDIDS
DS-SFM,N-D
MBMB-SF
MSMS-SFMSs
MSshOSsh
RHRM
ConvencionesContinental Aluvial - FluvialDeltaico Intermareal
Deltaico (Arenas)Abanicos Submarinos (DS)Marino, no-depositacion
Marino profundo batialAbanicos sumarinos (MB)Marino somero plataformaAbanicos submarinos (MS)Marino somero plataforma (Arenas)Marino somero plataforma(Shales)Plataforma distal (Shales)
Relieve positivo moderado a altoRelieve positivo bajo a moderado
" Limite de la cocina
" Fallas
Area de la cocina - Fm Porquero - Valle Inferior del Magdalena
)
)
¿¿
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ACHI-1COCO-1
JOBO-3JOBO-1
MATA-1
BARU-1
APURE-1
LA YE-1
SINCE-1TIRON-1
VIOLO-1
SUCRE-1
TURBO-1
URABA-1
DANTA-1
GUAMO-1
MOJADA-1
SANTOS-1NARIÑO-3
CICUCO-1
AYAPEL-1
ASTREA-1
MOJANA-1
PALMAR-1
TENCHE-1
TABLON-1
MANATI-1
BAMBUCO-1
BETULIA-1
CACHIRA-1
CECILIA-1CINTURA-2
CINTURA-1
EL PASO-1
GUAYABO-1
NECOCLI-1
BALSAMO-1
PAPAYAL-1
PIÑUELA-1
APARTADO-1
YARIGUI-2A
CASABE-199
VERACRUZ-1
APARTADO-1
CESAR F-1X
CESAR A-1XLA MOCHA-1
PORQUERA-1
CERREJON-1
SAN JORGE-1
RIO ZULIA-1RIO ZULIA-2
ALGARROBO-1
CARABALLO-1
EL MOLINO-1
POLONUEVO-1
EL DIFICIL-1
CAIMANCITO-1
SAN BENITO-1
COLONCITOS-1
EL MOLINO-1X
MONTELIBANO-1MONTELIBANO-1
RIO MARACAS-1
SAN FAUSTINO-1
SAN BERNARDO-2X
WEST PERDICES-1
GLORIA-1X (1629-1X)
PLAYON-1
RINCON-1
CHILLOA-1BOQUETE-1
CRUCERO-1
PIÑONES-1
OPOGADO-1
PIVIJAY-1
COLOMBOY-1
MAGANGUE-1
EL CABANO-1LOS CAYOS-1
CHIGORODO-1
LA ESMERALDA-1
NUEVA GRANADA-1"
ARBOLEDAS-1
PORQUERO FM
COLORADO FM
PORQUERO FM
PORQUERO FM
PERDICES FM
PORQUERO FM
PERDICES FM
REAL FMCOLORADO FM
STA CATALINA FMPERDICESFM
REAL FMDORADO FMMUGROSA FM
REAL FMCOLORADO FMMUGROSA FM
CHORRERA FMTUBARA FMPERDICES FM
BAYUNCA FMSANTA CATALINA FMPERDICES FM
EL DESCANSO FMEL CERRITO FMEL FLORAL FM
PORQUERO FM
REAL FMLA CIRA FMCOLORADO FM
PERDICES FMCHORRERA FMTUBARA FM
GUAYABO FM
"
"
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MUGROSA FM
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CUCHILLO FM
FLORESANTO FM 645
COBUGON FM SS SH GN GE 324
REAL GR LA PLATA FM COLORADO FM CG SS MS 208SIERRA FM SS CL BW MS STNAPIPI FM MS ST ND LS GEUVA FM MS LS GE WH SS CG GE CG SS GE 604
REAL GR SS CG MS 208
REAL GR SS CG CG SS MS 208
CAJA FM SS ST SHCOBUGON FM SS SH SH GE GN SS GN SH SH 324SIERRA FM SS ST CL MS ST CC LSNAPIPI FM MS GE NDUVA FM SS LS CL MS LS GE LS FCLAVO FM SH GE DK 604
"
"
"
"
"
PAVO FM
TUBARA FM
GUAYABO FM SS PY GE (GE) WH MS ST GE DK LS GE
BAYUNCA FM
CHORRERA FM
EL CERRITO FM
SANTA CATALINA FM
REAL GR MS VM SS CG BX CG C 149 171 130
GUAYABO FM SS C E LT ST SS GR 132LEON FM
GUAYABO GROUP SS BW GE ST MS MS (SS) GE MS GN 140LEON FM
LAS PERDICES FM
"
CAMPANO FM
CAF
MB
CAF
DS
RM
SM/CAF
CD/SMc
SMc
"
"
"
"
"
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"
C A R I B B E A N P L A T E
452
451
136
151
142 140
143
454
328
135
149
167
449
584
INTO16
SSSHBT6
SSSHBT8
SSSHBT8
INGN8.1
EXBS9.3
INGN21.8
INMZQZ5.5
INGADI7.3
INGN(BI)8
MMGS(BIQZFD)12.4
INDIQZ13.6
MMGS(OR)6.5
INGADI(MC)21.6
SSSHBT22 *
MMGS(BI)18.9 *
INDIQZ7.3 *
INDIQZ13.8 *
MMGS(OR)6.1 *
VALLEDUPAR
BUCARAMANGA
SINCELEJO
BARRANQUILLA
CARTAGENA
MONTERÍA
CÚCUTARío Atra
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Río Magdalena
Río Magdalena
Río Ca
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74°3
0'W
75°0'W
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700000
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1570000 1570000
µ1:400.000
0 25 50 75 10012,5Kilometers
CAFDIDS
DS-SFM,N-D
MBMB-SF
MS
MSsMSshOSsh
RHRM
ConvencionesContinental Aluvial - FluvialDeltaico Intermareal
Deltaico (Arenas)Abanicos Submarinos (DS)Marino, no-depositacion
Marino profundo batialAbanicos sumarinos (MB)Marino somero plataformaPlataforma marina somera / Continental Aluvial FluvialMarino somero plataforma (Arenas)Marino somero plataforma(Shales)Plataforma distal (Shales)
Relieve positivo moderado a altoRelieve positivo bajo a moderado
" Limite de la cocina
" Fallas
Deltaico Costero / Plataforma marina somera (Carbonatos)CD/SMc
SM/CAF
Area de la cocina - Fm Villeta - Caguan Putumayo
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SUSAN-1
ORITO-1
TUCAN-1
LA PAZ-1
CONEJO-1
CAIMAN-5
TARQUI-1
CAIMAN-3
CAIMAN-2
DOLORES-1
GAVILAN-1
LUCILLE-1
CAFELINA-1
EL TIGRE-1
RIO AIPE-1
RIO MOCOA-1
FLORENTINA-1
PUERTO ASIS-1AZUL GRANDE-1
HELEN-1
NANCY-1
BACHE-1
EVELYN-1
MAXINE-1
SETUKO-1CAIMAN-8
CARIBE-1
UMBRIA-1
VENADO-1
CAIMAN-1CALDERO-1
BURDINE-1
HORMIGA-1SUCUMBIO-1
CHURUYACO-1ORITO SUR-1
TATAMACAL-1
BAGRE WEST-1
LAS CHICAS-1SAN MIGUEL-1
AZUL GRANDE-2
GAVILAN WEST-1
FORTALECILLAS-1
VILLETA FM
VILLETA FM
VILLETA FM
VILLETA FM
VILLETA FM
VILLETA FM
VILLETA FM
VILLETA FM
VILLETA FM
VILLETA FM
VILLETA FM
VILLETA FM
VILLETA FM
VILLETA FM
VILLETA FM
VILLETA FM SH LS GE LS SR CC LS 117
VILLETA FM SH CO SLGE MS SI GE YE 87
DIABASIC GR EX DB SH GE ST SL 134 382
VILLETA FM SH DK GE BK SS QZ DK GE (GN) GE MS LT GE (PU) GE (CO) 29
VILLETA FM SH GE BK BT CO LS W P DK GE BK BZ BT CO SS QZ (PP) MC GE MS SL DK GE BK MS LS DK GE BK BT 48
VILLETA FM SH 382
VILLETA FM ST GE ST SL CC LS 91 323
VILLETA FM MS DK GE LT GE LS DK GE SR 88
VILLETA FM SH MS SA LS SC CT BK SR PP
DIABASIC GR EX DB EX BS SH GE SS YE 134 382
VILLETA FM MS DK GE LS B7 MS DK GE B7 MS SL DK GE B7 LS CC (BL) GE 310
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VILLETA FM
VILLETA FM
VILLETA FM
VILLETA FM
VILLETA FM
AMAIME FM EX BS 464 463
MS ST GK CT LS 632
DIABASIC GR EX DB EX BS 239
AMPUDIA FM ST SL GE BK CT DK GE SH CO 462
DIABASIC GR EX DB EX BS CT SR ST LS SR 134
RIO PIEDRAS FM SS QZ ST (BL) MS PY CO GK 448
DAGUA GR(ESPINAL FM) ST CT CG BR LS SS 239
DAGUA GR MM ST MM GK MM EX DB MM EX BS MM CT 134
DAGUA GR(ESPINAL FM) ST CT CG BR LS SS 239
DAGUA GR(ESPINAL FM) CT BK SH SL CO PY BK ST GK LS 448
DAGUA GR CISNEROS FM MM PY GE BK MM SL MM SS MM EX MM LS MM CT 239
VILLETA FM MS CO BK B7 ST SL(PP) B7 237
VILLETA FM MS GE RELS SR CC LS MS SL SS PP 427
DAGUA GR CISNEROS FM MM ST DK GE MM CT MM PY GN 462
DAGUA GR(ESPINAL FM) ST CT CG BR LS SS 239
DIABASIC GR EX DB EX BS DY DO CT SR ST SR MS SR 462
DAGUA GR CISNEROS FM MM PY LT GE GN MM SL LT GE GN CT MM LS SS SR MM SL BK 448
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VILLETA FM
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Río Guayabero
Río Caquetá
Río Orteguaza
Río Caguán
Río Caquetá
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Río San Miguel
Río Putumayo
I. Gorgona
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2°0'N 2°0'N
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µ1:500.000
0 30 60 90 12015Kilometers
CAFDIDS
DS-SFM,N-D
MBOSMS
MS-SFMSs
MSshOSsh
RHRM
ConvencionesContinental Aluvial - FluvialDeltaico Intermareal
Deltaico (Arenas)Abanicos Submarinos (DS)Marino, no-depositacion
Marino profundo batialPlataforma DistalMarino somero plataformaAbanicos submarinos (MS)Marino somero plataforma (Arenas)Marino somero plataforma(Shales)Plataforma distal (Shales)
Relieve positivo moderado a altoRelieve positivo bajo a moderado
" Limite de la cocina
" Fallas
CO Costero
Area de la cocina - Grupo Villeta - Valle Superior del Magdalena
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206
META-1
UPIA-1
DINA-1
YAVI-1
APIAY-2 APIAY-1
TUNJA-1
TUCAN-1
COELLO-1
SUAREZ-1
TARQUI-1
FORTUNA-1
ANDRADE-1
TRIUNFO-1
SANTIAGO-1
CENTAURO-1
LA MARIA-1
NEGRITOS-1
CAFELINA-1
PIGOANZA-1
RIO AIPE-1
POMARROSO-1
CRAVO SUR-1
RIO MOCOA-1
FLORENTINA-1
STRATIGRAPHIC-1
RANCHO HERMOSO-1
BACHE-1
EL SAPO-1
PORVENIR-1
TATAMACAL-1
RIO VERDE-1
ENTRERRIOS-1
LAS MARACAS-1
DOS HERMANOS-1
FORTALECILLAS-1
LOWER SS
LOWER SS
VILLETA FM
VILLETA FM
VILLETA FM
LOWER SS
LOWER SS
LOWER SS
LOWER SS
LOWER SS
LOWER SS
LOWER SS
LOWER SS
LOWER SS
LOWER SS
TETUAN LS
VILLETA FM
VILLETA FM
VILLETA FM
VILLETA FM
VILLETA FM
VILLETA FM
VILLETA FM
VILLETA FMVILLETA FM
VILLETA FM
VILLETA FM
CHURUVITA FM
VILLETA GR
VILLETA FM
CHURUVITA FM SH BK LS SR 313
VILLETA FM SH BK LS W F GC 41
VILLETA FM SH BK LS W F GC 66
VILLETA GR SH GE FG CC LS 275
UNE FM SS QZ WH GE B7 BX MS SR 436
CAPACHO FM MS BK SS LS LS SR 578
VILLETA FM LS W DK BW F SH DK BW BK 206
CHIQUINQUIRA SS SS QZ LT GE WH MS BK 311
CHIQUINQUIRA SS SS QZ GE VE GC SH DK GE SR 386
CHIPAQUE FM MS BK B7 SS GE B7 SR ST GE SR CO SR 315
CHIPAQUE FM LS X DK GE F MS DK GE B7 SS QZ SR FG SR 56
SUPATA ST SH CL GE ST QZ DK MS DK GE SS QZ CB LS SR 203
CHURUVITA FM SH DK GE BK SS QZ LS F SR
EL SALTO FM LS CL DK GE MS MR DK B7
VILLETA FM LS F GE 9
VILLETA GR MS BK B7 317
VILLETA FM LS W F SH BK 310
VILLETA FM LS W GE SH BK 237
TETUAN LS LS M DK GE SH BK 277
TETUAN LS LS M DK GE SH BK 277
VILLETA FM LS W DK GE BK SH BK 48 VILLETA FM LS W DK GE BK SH BK 48
VILLETA FM SH LS DK GE LS W GE GY 91
CHIPAQUE FM MS BK B7 SS QZ ST WH B7 436
L. CHIPAQUE FM SS QZ SR LS F SR 290 209
CHURUVITA FM SS QZ GE BX LS CL F MS 296
VILLETA FM LS GE B7 SH DK GE BK SS LS 176
436
U. SIMITI FM SH BK CO PY SS QZ GE GC CB LS W BK F
CAPACHO FM MS DK GE FG B7 SS DK GE CC FG LS GE F 578
CHIQUINQUIRA SS SS QZ LT GE YE MS DK GE B7 MS LT YE MS LT YE SS SR 114
CHIPAQUE FM MS BK SS SR LS SRUNE FM SS QZ WH YE BX SS CG CR SH BX CR 315
303303
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UNE FM S QZ WH MS SR 313
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239
318
UNE FM 125
UNE FM
UNE FM
UNE FM 125
VILLETA FM SH DK GE BK SS QZ 29
VILLETA GR SH DK GE BK LS GE 224
CAPACHO FM MS BK B7 LS F SS LS F SS
CHIPAQUE FM MS BK PR LS SR SS QZ CL LT GE CO SR 316
CHIPAQUE FM
UNE FM 315
CHIPAQUE FM 125
VILLETA GR 202
VILLETA FM SH BK 88
VILLETA GR SH CL BK ST SR CC PY 515
VILLETA FM SH SS GE GN BK SS GC SR LS SR 226
CORRADINE FM SH CL BK SS QZ CL B7 LS F SR 318
CHIPAQUE FM SH BK PY SS QZ B7 SR LS CL SR 131
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VILLETA GROUP SH BK DK GE ST SR 202
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CHIPAQUE FM 125
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SAN JOSÉ DEL GUAVIARE
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MEDELLÍN
BOGOTÁ
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PASTO
POPAYÁN
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BUENAVENTURA
TUMACO
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Río Ca
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Río Manacacías
Río Guayabero
Río Caquetá
Río Orteguaza
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Río Patía
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Río Cusiana
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I. Gorgona
73°30'W
73°3
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75°0'W
75°0
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75°30'W
75°3
0'W
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76°30'W
76°3
0'W
77°0'W
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4°30'N4°30'N
4°0'N 4°0'N
3°30'N 3°30'N
3°0'N 3°0'N
2°30'N 2°30'N
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00
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1060000
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790000 790000
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850000 850000
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940000 940000
970000 970000
1000000 1000000
1030000 1030000
µ1:500.000
0 30 60 90 12015Kilometers
CAFDIDS
DS-SFM,N-D
MBMB-SF
MSMS-SFMSs
MSshOSsh
RHRM
ConvencionesContinental Aluvial - FluvialDeltaico Intermareal
Deltaico (Arenas)Abanicos Submarinos (DS)Marino, no-depositacion
Marino profundo batialAbanicos sumarinos (MB)Marino somero plataformaAbanicos submarinos (MS)Marino somero plataforma (Arenas)Marino somero plataforma(Shales)Plataforma distal (Shales)
Relieve positivo moderado a altoRelieve positivo bajo a moderado
" Limite de la cocina
" Fallas
Carbonatos y Shales de PlataformaC
Area de la cocina - Grupo Villeta - Valle Superior del Magdalena
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M
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VILLETA GR
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CHIPAQUE FM
CHIPAQUE FM
QUEBRADA GRANDE FM
VILLETA GR
VILLETA GR
CHIPAQUE FM
DAGUA GR (ESPINAL FM)
DAGUA GR (CISNEROS FM)
EX DBEX AN458
MS STGKCTTS632
STCTCGBRLSSS239
MM PY GE BKMM SL MM SSMM EXMM CT239
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CGGKSTMSCT LS SR327 328
PENDERISCO FM ST BKSH BKGK LT GECT455 431
EX BSEX DBEX STTFCT SR455 431
BARROSO FM
EX DB (GE) GNEX BS (GE) GN457
DIABASIC GR DIABASIC GR EX DB446DAGUA GR MM MS MM ST (GN) GE BK MC B7MM CT BK B7MM GK DK GE B7457 632
EX DB (GE) GNEX BS GNTFVA456
DIABASIC GR
MM SLMM PYMM CT459
DAGUA GR (CISNEROS FM)
CT BKSH SL CO PY BKSTGKLS448
DAGUA GR(ESPINAL FM) AMAIME FM EX BS464 463
188 347VILLETA GR
DAGUA GR ESPINAL FM) CTSHSTLS459
MM PY LT GE GNMM SL LT GE GNCTMM LSSS SRMM SL BK448
DAGUA GR (CISNEROS FM)
DIABASIC GR EX DBEX BSVC SRLS SRCT SRST SRMM ST DK GEMM CT MM PY GN462
DAGUA GR (CISNEROS FM)
ST SL GE BKCT DK GE BSH CO586 462
AMPUDIA FM
MS CO BK B7MS LSLSCC LS237
VILLETA GR
DIABASIC GR EX DBEX BS
MSSTGKCTLS632
DAGUA GR (ESPINAL FM) STCTCGBRLSSS239
DAGUA GR (CISNEROS FM) MM STMM GKMM EX DBMM EX BSMM CT134
DIABASIC GR EX DBEX BSCT SRST LS SR134
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BOLIVAR U.M. COMPLEX IN PRIN PXIN GA459
"
SS QZST (BL)MS PY COGK448
RIO PIEDRAS FM
"
DINA-1
YAVI-1
META-1
UPIA-1
TUNJA-1
APIAY-2
TARQUI-1
COELLO-1
SUAREZ-1
TOLDADO-1
TRIUNFO-1
FORTUNA-1
NEGRITOS-1
SANTIAGO-1
LA MARIA-1
POMARROSO-1
FLORENTINA-1
STRATIGRAPHIC-1
BACHE-1
APIAY-1
ANDRADE-1
CUCUANA-1CHICORAL-1
PALOBAYO-1PORVENIR-1
MADRIGAL-1
TATAMACAL-1
CORCOVADO-1DOS HERMANOS-1
FORTALECILLAS-1
AIPE-1
LOWER SS
LOWER SS
LOWER SS
LOWER SSLOWER SS
LOWER SS
LOWER SS
VILLETA GR
VILLETA GR
VILLETA GR
VILLETA GR
VILLETA GR
VILLETA GR
VILLETA GR
VILLETA GR
LA LUNA FM
SAN RAFAEL FM
VILLETA GRVILLETA GR
CHIPAQUE FM SH BK 220
VILLETA GR SH GE RE LS BK 382
HONDITA FM SC BT MS GE CC LS 594
VILLETA GR SH LS BK LS DK GE BK 66
CHIPAQUE FM MS BK + SS SR LS SR 315
DIABASIC GR EX DB SH GE ST SL 382 134
VILLETA GR SH BK B7 LS DK GE CC CC LS 310
LA FRONTERA FM SH LS CC AM SH GE ST S 275
VILLETA GR MS LS GE CC LS GE SH BK MS GE 87
CHIPAQUE FM MS BK + SS GE SR ST SR CO SR 315
CHIPAQUE FM SH CL GE BK SS QZ (WH) LS SR 114
313
LA FRONTERA FM SH MS LS DK GE LS + CC LS MS SL 202
LA FRONTERA FM CT BK GE CT YE BW SH CL LS GE BK + CC LS PY 203
LA FRONTERA FM SH DK GE + LS SR SH SL + LS SR MS SL + LS SR 307
LA LUNA FM SH GE (LS) ST SL B7 LS SR SH SR SS PY SR CC LS CC PY 303
VILLETA GR MS LS SR SH LS 317
DAGUA GR MM TF MM PY MM CT 628
VILLETA GR SH LS GE LS SR CC LS 117
VILLETA GR MS LT BW (BW) GE LS SR 176
LA FRONTERA FM ST SLDK GE B7 + MS BK SR 311
VILLETA GR MS DK GE LT GE LS DK GE SR 88
VILLETA GR SH DK GE B7 LS (BL) GE CC LS 9
DAGUA GR (LAZARO FM) MM ST MM PY MM CT 628
DIABASIC GR EX DB EX BS SH GE SS YE 134
SAN RAFAEL FM SH GE + LS SR ST SL B7 + SH BK SR 295
SIMIJACA FM MS DK GE ST DK GE SS QZ CL SR LS SR 311
SIMIJACA FM MS DK GE ST DK GE SS QZ CL SR LS SR 114
LA FRONTERA FM MS SLBK B7 ST SLBK B7 SH CL BK SR + GY 515
CHIPAQUE FM (GACHETA FM) MS BK B7 SS B7 SR ST B7 SR 436CHIPAQUE FM MS BK PL + SS QZ CL LT GE SR LS SR CO SR 316
LA FRONTERA FM SH DK GE + LS SR SH SL + LS SR MS SL + LS SR 201
VILLETA GR SH DK GE BK SS QZ DK GE (GN) GE MS LT GE (PU) GE (CO) 29
LA FRONTERA FM CT BK GE SH CL BK (LS) + CC PY GY LS ST LS GE 203
CHIPAQUE FM MS BK BT LS DK GE MS GE FG ST YE FG SR SS QZ SR 56
CHIPAQUE FM (GACHETA FM) MS BK B7 SS SR ST SR PP SR LS BK SR 436
VILLETA GR SH GE BK BT CO LS W P DK GE BK BZ BT CO SS QZ (PP) MC GE MS SL DK GE BK MS LS DK GE BK BT 48
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EL SAPO-1
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456
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224
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128166164
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163
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VILLAVICENCIO
SAN JOSÉ DEL GUAVIARE
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MANIZALES
PEREIRA
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BUENAVENTURA
TUMACO
Río San
Juan
Río Upía
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Río Ca
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Río Manacacías
Río Guayabero
Río Magdalena
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Río Patía
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Río Cusiana
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5°0'N5°0'N
4°30'N4°30'N
4°0'N4°0'N
3°30'N 3°30'N
3°0'N 3°0'N
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1030000
790000 790000
820000 820000
850000 850000
880000 880000
910000 910000
940000 940000
970000 970000
1000000 1000000
1030000 1030000
µ1:500.000
0 30 60 90 12015Kilometers
CAFDIDS
DS-SFM,N-D
MBMB-SF
MSMS-SFMSs
MSshOSsh
RHRM
ConvencionesContinental Aluvial - FluvialDeltaico Intermareal
Deltaico (Arenas)Abanicos Submarinos (DS)Marino, no-depositacion
Marino profundo batialAbanicos sumarinos (MB)Marino somero plataformaAbanicos submarinos (MS)Marino somero plataforma (Arenas)Marino somero plataforma(Shales)Plataforma distal (Shales)
Relieve positivo moderado a altoRelieve positivo bajo a moderado
" Limite de la cocina
" Fallas
Plataforma distal (Carbonatos)OSc
Areas de las cocinas - Cordillera Oriental
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1120000 1120000
µ1:150.000
0 8 16 24 324Kilometers
Convenciones
" Limite de la cocina
" Fallas