Valle Medio del Magdalena

Valle Medio del Magdalena


GENERALIDADES

La Cuenca Valle Medio del Magdalena posee una extensión de 32 949 km2 (Figura 1). Está localizada a lo largo de la porción central del valle del río Magdalena entre las cordilleras Central y Oriental en los Andes colombianos. La exploración de hidrocarburos ha sido orientada principalmente a la identificación de trampas estructurales en depósitos cenozoicos. Las trampas estratigráficas no han sido estudiadas en detalle.

La secuencia cretácica está compuesta por depósitos calcáreos y siliciclásticos de origen marino a transicional. En contraste, las rocas cenozoicas fueron acumuladas principalmente en ambientes continentales (abanicos aluviales y depósitos fluviales con alguna influencia marina). Tres fases de deformación han sido reconocidas: 1) Fase extensional, 2) Cabalgamiento y 3) Transcurrencia, relacionadas con la mayor parte de las trampas de la cuenca.


GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO

Evidencia de Hidrocarburos
Después de casi un siglo de exploración en la cuenca, se han descubierto cerca de 2412 MBP y 2,5 TPCG en 51 campos. Dentro de ellos, La Cira-Infantas es el primer campo gigante descubierto en Colombia.

Roca Generadora
Las principales rocas fuente en la cuenca fueron depositadas durante dos eventos anóxicos globales y corresponden a las calizas y lutitas de las formaciones La Luna, Simití y Tablazo (Figura 2). Su kerógeno es de tipo II, el TOC oscila entre 1 y 6%, y la reflectancia de vitrinita (Ro) es de 1,1 – 1,2 %.

Migración
La discordancia del Eoceno produce un sistema de rutas de migración apropiado para el transporte de los hidrocarburos. Se han identificado tres tipos: 1) Migración vertical directa de los hidrocarburos generados en la formación La Luna hacia la discordancia del Eoceno. 2) Migración lateral a lo largo de las areniscas del Eoceno. 3) Migración vertical a través de superficies de falla en áreas donde la Formación La Luna no está en contacto con la discordancia del Eoceno.

Roca Reservorio
El 97% del petróleo probado en la cuenca proviene de areniscas continentales cenozoicas (Formaciones Lisama, Esmeraldas, La Paz, Colorado y Mugrosa), con promedios de porosidad entre 15-20% y permeabilidad de 20-600 md. Los depósitos calcáreos fracturados (Grupo Calcáreo Basal y Formación La Luna) poseen un importante potencial exploratorio; sin embargo, no han sido estudiados en detalle.

Roca Sello
Las lutitas marinas de las formaciones Simití y Umir representan los sellos de los potenciales reservorios cretácicos. En contraste, as arcillolitas plásticas continentales de las formaciones Esmeraldas y Colorado constituyen los sellos para los reservorios cenozoicos.

Trampas
Cuatro importantes tipos de trampas han sido identificadas: 1) Pliegues contraccionales asociados a fallas bajo superficies de cabalgamiento (Contractional fault-related folds hidden beneath surface thrust). 2) Estructuras “dúplex” de cabalgamiento con cierre independiente. 3) Cierres dependientes de falla. 4) Trampas en el lado bajo de las fallas sellantes (Figura 3).


PROSPECTIVIDAD

La Cuenca Valle Medio del Magdalena es la más explorada de Colombia y es aún una de las áreas más prolíficas. 51 campos de petróleo han sido descubiertos en sedimentos cenozoicos. Sin embargo, quedan aún por explorar los objetivos cretácicos en carbonatos. Así mismo, las trampas de carácter estratigráfico del Mioceno superior-Eoceno como son los sobrelapamientos, los valles de incisión y las truncaciones podrían representar un importante objetivo exploratorio.

El potencial exploratorio de la Cuenca Valle Medio del Magdalena se estima entre 8000 MBP (alto) y 600 MBP (bajo).


SÍSMICA REPRESENTATIVA

En esta cuenca, los programas sísmicos más representativos en los bloques propuestos son: AY-1990, B-1989, CF-1977, NC-1981, GAL-2000, CBI-2007, entre otros (Figura 4, Figura 5 y Figura 6).


GEOQUÍMICA

Aceites pesados a normales predominan en la cuenca. No hay una relación directa entre la gravedad API y la profundidad del reservorio. Los aceites de esta cuenca son de calidad regular a buena con tendencia a bajas gravedades API, debido a los procesos de biodegradación.

En la parte central de la cuenca (campo La Cira Infantas), existen aceites crudos afectados por procesos de biodegradación que han removido los alcanos normales. En algunos pozos como La Cira-1153, se observan aceites muy livianos adicionados durante un segundo pulso de generación.

La madurez de las muestras varía en la ventana de generación desde inmadura a generadora de gas. La madurez incrementa en la Formación Simití y el Grupo Calcáreo Basal. El kerógeno predominante es Tipo II. En la actualidad la Formación La Luna es la unidad con el mejor potencial de generación de hidrocarburos.