Caguán-Putumayo
GENERALIDADES
La Cuenca Caguán-Putumayo abarca una región de 110 304 km2 (al norte, Caguán y al sur, Putumayo), en el suroeste de Colombia. Limita al occidente con la Cordillera Oriental y al oriente con el Escudo de Guyana; al norte con la Serranía de la Macarena y al sur con el límite internacional con Ecuador. Esta cuenca comparte su historia geológica con la Cuenca de Oriente en Ecuador, como parte de una cuenca tipo antepaís (foreland). La zona norte de la cuenca ha sido menos explorada; sin embargo, los rezumaderos y la perforación de pozos que contienen hidrocarburos, evidencian por lo menos un sistema petrolífero activo. Las trampas presentes en las dos zonas son a grandes rasgos cabalgamientos, fallas de rumbo de alto ángulo con pliegues asociados y fallas ciegas en el piedemonte; fallas normales y acuñamientos en la zona de antepaís. El sello del sistema se ha identificado en intervalos arcillosos de las formaciones Caballos, Villeta/Macarena, Rumiyaco, Orteguaza, Arrayán y Serranía.
GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
Evidencia de Hidrocarburos
En esta cuenca se han reportado rezumaderos, descubrimientos de petróleo (365 MBP) y gas (305 GPCS), además de 30 campos petroleros, elementos que confirman la existencia de por lo menos un sistema petrolífero activo (Figura 2).
Se proponen como sistemas petrolíferos en la zona sur Caballos-Caballos (?), Caballos-Pepino (?), Villeta-Caballos (?), Villeta-Villeta (?) y Villeta-Pepino (?), mientras que en la zona norte se proponen Macarena-Macarena (?) y Macarena-Pepino (?). Aunque los análisis geoquímicos aún no son concluyentes al mostrar una correlación aceite-roca, a partir de ellos se postulan dos pulsos diferentes de migración: i) Oligoceno-Mioceno, que llenaría trampas pre-Oligoceno en el piedemonte, en el área de antepaís y, ii) ioceno tardío-Plioceno cuyo llenado es restringido a estructuras más recientes en el piedemonte.
Roca Generadora
Las rocas en la zona norte, con buenas características de generación de hidrocarburos, corresponden a los intervalos superior y medio del Grupo Macarena, de acuerdo con los datos recopilados en el pozo Uribe-1. En el sur, son de muy buenas características como generadora las formaciones Villeta y Caballos según los análisis realizados. Las rocas del Cretácico, del sector de Florencia poseen también buenas cualidades para generar hidrocarburos.
En el sur, las características de generación son mejores hacia la franja donde se localiza el Campo Orito. Los diagramas de Van Krevelen muestran las características geoquímicas para las rocas fuente del Caguán y Putumayo (Figura 3).
Generación y migración
El modelo de generación y migración plantea altas posibilidadesde entrampamiento de hidrocarburos, así:
- Sector Caguán:
Las direcciones predominantes de migración de crudos en la zona del Caguán son:
- Desde el oeste (donde actualmente se encuentra la Cordillera Oriental) hacia la Serranía de la Macarena.
- Desde la Cuenca del Valle Superior del Magdalena hacia el piedemonte y zona de antepaís. Ruta de migración que actuó antes del levantamiento de la Cordillera Oriental.
- Zonas de generación importantes están localizadas al este de la Serranía de la Macarena.
- Sector Putumayo:
La evaluación geoquímica del aceite encontrado en las rocas generadoras ofrece poca evidencia para inferir una migración vertical, las trazas de aceite no son exactamente iguales que los extractos obtenidos de la roca generadora; por lo tanto el crudo puede venir del oeste o de áreas profundas aun no perforadas.
De acuerdo con los modelos geoquímicos, el hidrocarburo migró lateralmente desde zonas por fuera del límite actual de la cuenca, en la Cordillera Oriental. Esta hipótesis sugeriría un importante proceso de expulsión desde las formaciones Caballos y Villeta durante el Mioceno-Plioceno temprano en el sur de la cuenca.
Roca Reservorio
Las areniscas cretácicas de la Formación Caballos son el principal reservorio en la cuenca, especialmente cuando se desarrollan fallas de un desplazamiento mayor de 200 pies. Las porosidades van desde 10% a 16% y permeabilidades promedio de 50 md. Reservorios secundarios son encontrados en las areniscas de la Formación Villeta y los conglomerados del Pepino.
Roca Sello
Shales y niveles calcáreos cretácicos de la Formación Villeta son excelentes unidades de sello lateral y al tope. Hacia el piedemonte, es posible que fallas de cabalgamiento puedan actuar como sellos efectivos al poner en contacto las areniscas de la Formación Caballos con sedimentos más finos o rocas ígneo-metamórficas; sin desconocer el riesgo de estas últimas al actuar como sello. Los shales de Rumiyaco y Orteguaza también son sellos potenciales
Trampas
En la zona del Putumayo, las principales trampas son: fallas inversas de alto ángulo con pliegues asociados, anticlinales anticlinales relacionados con fallamientos tipo thick skinned y anticlinales relacionados con fallas inversas y back thrusts. Para la Zona del Caguán, las estructuras de entrampamiento se relacionan con pliegues formados por inversión de fallas normales, así como a pliegues de arrastre tipo fold propagation fault.
En el área de antepaís, para la Cuenca Caguán-Putumayo, acuñamientos del Cenozoico contra el basamento corresponden a las trampas estratigráficas.
PROSPECTIVIDAD
La prospección de hidrocarburos en la Cuenca Caguán- Putumayo ha estado enfocada a detectar trampas de tipo estructural que involucran las formaciones del Cretácico y Cenozoico. Los nuevos plays diferentes a los ya definidos, encontrados en estructuras y acuñamientos de hasta 3000 MBP in situ, según ECOPETROL (1994), pueden proponerse partiendo de observaciones y similitudes de esta cuenca con la de Oriente en el Ecuador. Dentro de la cuenca también se presume la prolongación del cinturón de aceite pesado de los Llanos; además de un posible sistema petrolífero con rocas del Paleozoico. Los cabalgamientos pre- Mioceno localizados hacia el piedemonte presentan alta prospectividad debido a la posible existencia de estructuras que ponen en contacto la Formación Caballos con rocas cristalinas. Las características geoquímicas de la Formación Villeta y las de la Formación Caballos como roca almacenadora y las trampas del pre-Mioceno y del Mioceno en sincronismo con un importante evento de migración indican la alta prospectividad de la Cuenca Caguán-Putumayo.
El potencial exploratorio de la Cuenca Caguán-Putumayo se estima entre 2200 MBP (alto) y 255 MBP (bajo).
SÍSMICA REPRESENTATIVA
En esta cuenca, los programas sísmicos más representativos son, CAQ-1988, Y-1973 (Figura 4 y Figura 5). En el departamento de Putumayo, hacia el sector del piedemonte, en cercanías del campo Orito, se tienen los programas: P-1992, y PE-1987.
GEOQUÍMICA
Para la zona del Caguán, en el sector de Florencia, el Cretácico no diferenciado presenta las mejores cualidades de rocas generadoras. Los contenidos orgánicos son excelentes (TOC entre 7,34% y 13,36%), el potencial de hidrocarburos (S2) es muy bueno (con valores entre 18,45 y 42,80), la materia orgánica está entrando en la etapa de generación de hidrocarburos líquidos (rangos de madurez que varían entre Ro 0,43% y 0,61%) y la calidad de la materia orgánica en general corresponde a un kerógeno tipo II (Figura 3). Para el sector de la Uribe, dos intervalos del Miembro Medio y Superior de la Formación Macarena presentan características de buenas a excelentes como roca generadora, con picos en los parámetros de %TOC, Tmáx, S1 y S2 a profundidad de 3300 pies.
