Guajira
GENERALIDADES
La Cuenca Guajira se encuentra localizada en el extremo norte continental de Colombia, afectada por 2 fallas regionales de rumbo, que limitan las placas Caribe y suramericana. La falla de rumbo dextro-lateral de Cuisa, separa la subcuenca de la Alta Guajira, y Baja Guajira. La tectónica asociada, corresponde a fallas rumbo deslizantes, identificándose en la Alta Guajira, las depresiones de Chimare, Portete y Cocinetas. El sector oeste de la Baja Guajira presenta una relación estrecha con las características geológicas y de producción de la Guajira costa afuera, en tanto que el sector oriental está asociado a las condiciones geológicas presentes en el Golfo de Maracaibo.
La Cuenca Guajira, está conformada por varios bloques corticales o terrenos geológicos distintos en edad y composición, que permiten postular cuatro grandes ciclos tectónicos: dos de los ciclos pueden definirse entre las orogenias de Grenville y Caledoniana, ocurridas durante el Proterozoico y Paleozoico. Un tercer ciclo se define entre la orogenia Alleghaniana y el inicio de la subducción bajo Suramérica durante el Mesozoico y un cuarto ciclo cierra con el levantamiento de los Andes durante el Cenozoico.
Las evidencias de hidrocarburos gaseosos están soportadas por las acumulaciones de los pozos Santa Ana-1 y Aruchara-1 y la producción de los campos Chuchupa, Ballena y Riohacha. Los plays asociados a estas manifestaciones corresponden a trampas de tipo estratigráfico y estructural.
GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
Evidencia de Hidrocarburos
La Cuenca Guajira cuenta con varios descubrimientos importantes de gas, entre los que se destacan los campos Chuchupa (~3500 GPCG), Ballena (~1257 GPCG), Riohacha (~92 GPCG), y el área de Santa Ana (400 GPCG-15 MPCGD). La evaluación de carácter regional adelantada por parte de Ecopetrol (1998), apunta a un potencial de hidrocarburos por descubrir de 2800 MMBPE, con 70% de gas y 30% de petróleo
I. Subcuenca Alta Guajira
Roca generadora
Se identifica capacidad de generar hidrocarburos en los shales, limolitas calcáreas y calizas de la Formación La Luna (Figura 2) identificada en los corazones del Pozo PGG- 1 y al este de la Depresión de Cocinetas en Venezuela, también se identifica potencial en unidades del Paleógeno y Neógeno, con kerógeno predominante tipo III, es decir generador de gas.
Roca Reservorio
Los reservorios principales corrresponden a las calizas y areniscas de las formaciones Macarao y Siamaná identificada en los pozos Cocinetas-1 y Guajira-1 alcanzando espesores entre 200 y 300 m.
Roca Sello
Los sellos corresponden a las lodolitas calcáreas y lodolitas de la base de la Formación Siamaná, con espesores que varían entre 300 y 1000 pies.
Migración
Para la parte costa adentro, muchas de las estructuras fueron formadas durante el Paleógeno tardío-Neógeno temprano. La migración secundaria de hidrocarburos ocurrió pronto después de la primera fase de estructuración en el Neógeno tardío.
En lo que respecta a la cuenca costa afuera la generación y migración de hidrocarburos se incrementó por la configuración estructural, la cual se enfocó en patrones demigración de una fuente termogénica temprana en la parte profunda costa afuera hacia los reservorios Chuchupa, Ballena y Riohacha.
Trampas
Principalmente la trampa corresponde a un monoclinal con buzamiento hacia el sur cuyo cierre al norte lo constituye una falla extensional con vergencia al sur y el cierre al oeste y al este lo conforma el acuñamiento de la Formación Macarao contra un alto de basamento (Figura 3).
II. Subcuenca Baja Guajira
Roca Generadora
En esta Subcuenca se han detectado hidrocarburos provenientes de intervalos de unidades del Paleógeno y del Neógeno (Campo Chuchupa-Ballena) y se proponetambién la existencia de hidrocarburos de la Formación La Luna al este de la misma.
Roca Reservorio
Las rocas con características buenas de reservorio corresponden a arenitas y calizas de las formaciones Jimol y Uitpa, depositadas en ambientes de plataforma, con espesores reportados de entre 400 y 1800 pies.
Roca Sello
El sello lo constituyen las intercalaciones de lodolitas y shales de plataforma de las formaciones Jimol y Uitpa.
Trampas
Existen dos tipos de trampas, estratigráficas y estructurales, las de tipo estratigráfico están determinadas por onlap de secuencias sedimentarias sobre el basamento, y las de tipo estructural son generadas por reactivación de un sistema de fallas pre-neógeno ubicado al sur de esta subcuenca (Figura 3).
PROSPECTIVIDAD
La capacidad productora de la cuenca está soportada por los análisis geoquímicos que muestran un potencial de generación tanto de gas de origen termogénico en unidades paleógenas y neógenas, presente en los campos Chuchupa, Ballenas; como de aceites, posiblemente de origen cretácico, como el obtenido en las muestras del pozo Aruchara-1, en las muestras de Piston Core del sector costa afuera, en los micro rezumaderos del sector sur de la Subcuenca Baja Guajira y en los núcleos impregnados de crudo de la Formación La Luna en un pozo exploratorio cercano a la cuenca del lado Venezolano en el sector este de la Baja Guajira.
Las principales trampas asociadas a la cuenca son de tipo estratigráfico, por efecto del sobrelapamiento de los sedimentos paleógenos sobre el basamento. Sin embargo, de acuerdo con los modelos estructurales existentes, es posible encontrar trampas de tipo estructural asociado a las grandes fallas de rumbo que generan tectónica de bloques, como la observada en el área de Cocinetas.
Se identifican posibilidades adicionales de prospección, relacionadas a la recarga de hidrocarburo desde una cocina cretácica localizada al este de la cuenca como lo sugiere la información de los pozos perforados en el lado venezolano de ésta.
El potencial exploratorio de toda la región Caribe se estima entre 64 912 MBP (alto) y 226 MBP (bajo).
SÍSMICA REPRESENTATIVA
En esta cuenca, los programas sísmicos más representativos son: L-1974, L-973, GC-1988 y A-1988 (Figura 4 y Figura 5).
GEOQUÍMICA
Costa adentro, a partir de la interpretación geoquímica de % TOC y datos de pirolisis-Rock Eval sobre 10 muestras tomadas en 2 pozos, y 62 muestras para petrografía orgánica tomada de 3 pozos se obtiene un potencial de generación que varía de pobre a bueno en la cuenca (< 10 mg HC/g roca) (Figura 6).
Los parámetros de generación indican que la secuencia estratigráfica analizada es productora de gas.
En la parte costa adentro, el diagrama C2+ vs d13C CH4 (ppt) y la relación con madurez de materia orgánica, sugieren que las muestras de gas, principalmente corresponden a gas biogénico. El diagrama C2/C3 vs d13C C2 – d13 C3 (%PDB) muestra que los gases podrían alcanzar un alto estado de evolución termal, en el cual ha ocurrido cracking secundario de hidrocarburos.
En la parte costa afuera de la cuenca el diagrama C2+ vs d13C CH4 (ppt) y la relación con madurez de materia orgánica, sugiere que las muestras de gas, principalmenprincipalmente corresponden a una mezcla de gases (termogénico con posible aporte biogénico).