Chocó (Subcuenca San Juan)
INTRODUCCIÓN
Desde el punto de vista regional, la Cuenca Chocó, constituye una extensa depresión geomorfológica localizada entre la Cordillera Occidental y la Serranía de Baudó, que se extiende por el norte desde la frontera con Panamá, y por el sur hasta la Falla de Garrapatas, en la región de Buenaventura. El Cinturón Deformado de Istmina, que al mismo tiempo representa un alto del basamento, permite diferenciar entre una Subcuenca Atrato al norte, y una Subcuenca San Juan al sur (Figura 2).
GENERALIDADES
La Subcuenca San Juan ocupa aproximadamente el cuarto meridional de la Cuenca Chocó y se extiende desde Istmina, en el norte, hasta Buenaventura, en el sur. La cobertera productiva de la Subcuenca San Juan está integrada por sedimentos predominantemente marinos, depositados durante el Cenozoico, que reposan sobre un basamento cretácico, dominado por basaltos oceánicos y sedimentitas acumuladas en ambientes marinos de aguas profundas. Una característica destacada de la Subcuenca San Juan es la ausencia de afloramientos propios de la Serranía de Baudó, que desaparece al norte del Río Docampadó. Desde el punto de vista estructural, la Subcuenca de San Juan consiste de dos regiones con diferente grado de deformación (Figura 2):
- Un sector noroccidental, ocupado por “Cinturón Deformado de Istmina” (CDI), que es una zona con surcada por intrincadas fallas de dirección aproximada SW-NE, divergentes hacia el Océano Pacífico, que dan lugar a una cuña tectónica afectada por fallamiento rumbo-deslizante, dextro y siniestro-laterales, que generan pliegues echèlon, con direcciones próximas a SW-NE. El CDI está limitado al norte por un conjunto complejo de fracturas ondulosas (Sistema de Fallas de Istmina-Docampadó, que marca el límite con la Subcuenca Atrato), al sur por las Fallas de San Juan.
- Un sector suroriental, comprendido entre las Fallas de San Juan y Garrapatas, con deformación poco evidente y topografía baja a llana, dominado en superficie por afloramientos de formaciones miocenas. Allí los escasos pliegues hasta ahora evidenciados muestran orientación próxima a norte-sur y arreglo también en echèlon.
De acuerdo con los mapas gravimétricos presentados por CARSON (2008) el CDI está asociado con un alto de basamento que destaca bien en el subsuelo el occidente del Valle Medio del San Juan. Este último corre hacia el sur, por el costado occidental de una franja sedimentaria, cuyos espesores máximos, próximos a 4500 m, se encuentran en dos pequeños depocentros localizados en la mitad sur del Valle Medio del Río San Juan. Al sur de los anteriores, la cobertera gana en espesor, de manera que en la zona de Buenaventura y el sector oeste del delta del Río San Juan, alcanza más de 6000 m.
GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
Evidencia de Hidrocarburos
Las evidencias de hidrocarburos en la Subcuenca San Juan se refieren principalmente a manaderos reportados cerca Condoto, en ambos costados del Valle Medio del San Juan, proximidades de Buenaventura, y sector de costa afuera del Delta del Río San Juan. Así mismo, muchas de las rocas cenozoicas expuestas en el extremo nororiental del CDI, al NE de Condoto, muestran impregnaciones y venas rellenas con asfaltita y neme.
Roca Generadora
Según se detalle más adelante, la fuente principal para la generación de hidrocarburos en la Subcuenca San Juan es la Formación Iró (Figura 7). El espesor de esta Formación no se conoce con certeza, pero a partir de la sísmica se estima que varía entre unos 650 y 1200m, y se la divide en tres segmentos: Inferior, Intermedio y Superior.
El Segmento Inferior y el Superior se componen de calizas en capas delgadas a medias, con intercalaciones importantes de chert, lutitas bituminosas y areniscas finogranulares. El Segmento Intermedio consta de areniscas de grano medio a fino con interposiciones pelíticas oscuras (lutitas y limolitas).
Generación y migración
Con base en los resultados de modelamiento de generación de hidrocarburos (1D), es posible proponer que la parte inferior de la Formación Iró en la Cuenca San Juan alcanzó importantes procesos de generación y expulsión de hidrocarburos durante el Mioceno tardío-Plioceno (Figura 8). Los volúmenes teóricos de hidrocarburos expulsados de la Formación Iró, podrían superar los volúmenes obtenidos hasta ahora en otras cuencas productoras en Colombia.
La estructuración en el pre-Mioceno tardío y la posibilidad de generación de hidrocarburos durante el Mioceno tardío-Plioceno, genera un escenario de bajo riesgo por sincronismo para posibles entrampamientos en unidades pre-Mioceno tardío y unidades más jóvenes.
Roca Reservorio
La secuencia litológica cenozoica de la Subcuenca San Juan presenta numerosas posibilidades de rocas reservorio, tales como:
Calizas y cherts fracturados en los segmentos Inferior y Superior de la Formación Iró, areniscas de grano medio en la parte media de la Formación Iró; areniscas de grano medio a grueso en las Formación Istmina y Condoto; conglomerados y brechas sedimentarias de la Formación Conglomerados de La Mojarra.
Roca Sello
Principalmente, intervalos lutíticos y francamente arcillosos en las formaciones Istmina y Condoto, así como sellos intraformacionales en lutitas arcillosas de la Formación Iró.
Trampas
- Trampas combinadas (estructurales y estratigráficas) asociadas con posibles progradaciones venidas desde el sur de la Subcuenca San Juan.
- Trampas estructurales, generadas por plegamiento-fallamiento normal durante el Paleógeno, invertido durante el Neógeno, y por ende fallas de crecimiento.
PROSPECTIVIDAD
Los recursos por descubrir con base en el modelo geológico y geoquímico obtenido y de acuerdo con los resultados del balance de masas calculado, en la Subcuenca San Juan existen expectativas de recursos por descubrir del orden de los 600 MBPE (P50).
El potencial exploratorio de toda la Cuenca Chocó se estima entre 1450 MBP (alto) y 500 MBP (bajo).
SÍSMICA REPRESENTATIVA
En esta cuenca, los programas sísmicos más representativos son: ANH-CH-B-06 (en adquisición) y SJ-81; y la línea: TB-1981-1130 (Figura 9).
GEOQUÍMICA
Los análisis geoquímicos han permitido comprobar la existencia de abundantes intervalos de rocas generadoras de hidrocarburos en la Formación Iró, que constituye la base de la secuencia cenozoica en la Subcuenca San Juan. Estos intervalos presentan alto contenido de materia orgánica y predominio de kerógeno de Tipo II, con gran cantidad de contenido de hidrógeno. Las características geoquímicas de cada uno de los segmentos se resumen así:
- Segmento Superior. Kerógeno de tipo II. TOC entre 0,12 a 23,95% con un promedio de 7,55%. Índice de Hidrógeno (IH) de 405 mg HC/gr.
- Segmento Intermedio. Kerógeno de tipo III. TOC promedio de 2,1%. Capacidad promedio de generación de 9 mg Hc/gr de roca. IH, 201 mg HC/gr.
- Segmento Inferior. Kerógeno con predominio de tipo II TOC próximo a 5%. Potencial generador de 23 mg Hc/gr de roca. Índice de Hidrógeno es de 332 mg HC/gr.
En resumen, es claro que la Formación Iró (en sus Segmentos Superior, Medio e Inferior) presenta un potencial generador entre favorable y excelente (Figura 10).
NOTA
En la actualidad la ANH está adquiriendo 338 km de sísmica 2D mediante el programa Chocó-Buenaventura 2D. Así mismo se proyecta perforar 3300 pies y posteriormente, en el mismo punto, 10 000 pies mediante un pozo estratigráfico convencional, ambos con recuperación de núcleos y toma de registro.