Valle Superior del Magdalena
GENERALIDADES
La Cuenca Valle Superior del Magdalena tiene una extensión de 21 513 km2. Corresponde a una cuenca intramontana cuyos límites, tanto al este como al oeste, son los afloramientos del basamento precámbrico y jurásico de las cordilleras Oriental y Central. La secuencia cretácica está conformada por depósitos continentales y marinos. Dos niveles de rocas fuente ricas en materia orgánica del Albiano medio-Turoniano generan los hidrocarburos presentes en la cuenca. Importantes niveles de arenitas del Campaniano-Maastrichtiano representan un importante objetivo exploratorio. La secuencia cenozoica, depositada durante el evento de colisión que permanece hasta el presente es de afinidad totalmente continental y está compuesta por depósitos molásicos del Paleógeno y Neógeno. Los mayores campos de petróleo se encuentran asociados a cierres estructurales generados por: a) pliegues por flexión de falla, b) pliegues por propagación de falla y anticlinales relacionados a fallas transcurrentes.
GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
Evidencia de Hidrocarburos
En la Cuenca del Valle Superior del Magdalena existen 38 campos productores de petróleo, y además numerosos rezumaderos de hidrocarburo.
Roca Generadora
Dos eventos anóxicos mundiales en el Albiano medio y Turoniano son los responsables de la deposición de lutitas y calizas con alto contenido de materia orgánica en las formaciones Tetuán, Bambucá y La Luna (Figura 2). El Kerógeno predominante es tipo II, con reflectancia de vitrinita (Ro) entre 0,5 y 1,35. Temperatura máxima 450 y TOC > 5%.
Migración
La migración comienza inmediatamente después del primer evento compresivo del Cretácico tardío y continúa hasta el presente. A lo largo de la cuenca se han documentado rutas de migración tanto horizontal como vertical. El principal transportador de hidrocarburos son las areniscas de la Formación Caballos y en menor escala las areniscas de la Formación Monserrate.
Roca Reservorio
Tres importantes unidades de areniscas están distribuidas en la cuenca: Las formaciones Caballos y Monserrate en el Cretácico y la Formación Honda en el Mioceno. Existen además rocas calcáreas fracturadas que pueden presentar un alto potencial como reservorios. Las facies arenosas de la Formación Tetuán, las cuales producen actualmente petróleo, son un nuevo objetivo para la exploración.
Roca Sello
El sello superior y lateral está representado por un importante espesor de arcillolitas plásticas de la Formación Bambucá. Las formaciones Guaduala y Honda son otros importantes sellos en la cuenca.
Trampas
Dentro de las trampas halladas en la cuenca se encuentran: Pliegues asociados a flexión de falla (fault-bend fold), anticlinales fallados, sub-cabalgamientos (sub-thrust and sub-basement closures), abanicos imbricados (imbricate fans), retro-cabalgamientos (back thrust) y anticlinales asociados a transcurrencia (wrench related anticlines), las cuales están distribuidas a lo largo de la cuenca (Figura 3). Adicionalmente, existe un potencial no explorado asociado a diferentes trampas de tipo estratigráfico.
PROSPECTIVIDAD
Un importante volumen de reservas remanentes de petróleo puede ser hallado en trampas estructurales asociadas a subcabalgamientos y en trampas de carácter estratigráfico. Igualmente, el desarrollo de nuevas ideas asociadas a conceptos de plays no convencionales puede aportar reservas adicionales en la cuenca.
El potencial exploratorio de la Cuenca Valle Superior del Magdalena se estima entre 1400 MBP (alto) y 550 MBP (bajo).
SÍSMICA REPRESENTATIVA
En esta cuenca existe un amplio cubrimiento sísmico. Entre los programas más representativos en los bloques propuestos se encuentran: EU-1985, EH-1989, EH-1986, EU-1986, SJ-1997, LLB-1994, 26-BRYA-1996, GAT-1999, 40-BRTA-2003, PS-1989, CG-1984, RYA-1992, SI-1999, CH-1990, TV-1976, SL-1988, GT-1990, CBI-2007, entre otros (Figura 4 y Figura 5).
GEOQUÍMICA
En la cuenca Predominan los aceites pesados a normales en la cuenca, variando entre 12 y 35º API. Un alto porcentaje de aceites son pesados y se encuentran en reservorios de todas las edades. No hay relación directa entre gravedad API y profundidad del reservorio.
Los aceites de esta cuenca son de regular a buena cualidad con tendencia a bajas gravedades API y alto contenido de azufre, debido a procesos de biodegradación. Hay una, relativamente, baja madurez termal y facies generadoras marinas.
La madurez termal varía desde inmadura a madura temprana. La mayoría de la secuencia estratigráfica (Formaciones Calizas Tetuán, Bambucá y La Luna) tiene kerógeno tipo II. La Formación Caballos tiene predominantemente kerógeno Tipo III. Las formaciones Tetuán, Bambucá y La Luna tienen muy bueno a excelente potencial generador de HC con TOC variando de 2 a 12% y potencial generador entre 20 y 80 mg HC/g Roca. Las calizas de la Formación Tetuán y La Luna tienen las mejores características de roca generadora en la cuenca.
Para el gas, el diagrama C2 + (%) vs d13C CH4 (ppm) (Schoell, 1983), sugiere que las muestras de gas son termogénicos en origen con predominancia de mezclas. Por último, el diagrama C2/C3 vs d13C c2 – d13C C3, sugiere que las muestras de gas analizadas fueron originadas por cracking primario.