Llanos Orientales
GENERALIDADES
La Cuenca Llanos Orientales está localizada al este de Colombia. Sus límites geomorfológicos son la Cuenca de Barinas al Norte, La Serranía de La Macarena y el arco del Vaupés al sur, el sistema de fallas de Guaicáramo al oeste y el Escudo de Guyana al este.
La historia geológica de esta cuenca comienza en el Paleozoico con una fase extensional (rifting) que permitió la acumulación de sedimentos siliciclásticos sobre un basamento cristalino precámbrico. Entre el Jurásico-Cretácico tardío la cuenca fue el brazo oriental de un gran sistema extensional cubierto por depósitos de plataforma marina. A partir del Maastrichtiano se convierte en una cuenca de antepaís. Del Mioceno al reciente se han acumulado grandes volúmenes de sedimentos molásicos.
En cuanto a la madurez, las rocas fuente presentan rangos desde inmaduras al este, aumentando su madurez hacia el occidente. Este aumento en la madurez está asociado al cabalgamiento frontal de la Cordillera Oriental. Los principales reservorios son las unidades siliciclásticas del Cretácico tardío y Paleoceno. Análisis de los componentes individuales de los sistemas de migración en la cuenca son complicados por el espesor de la sección y el desarrollo arenoso que se genera desde el Escudo de La Guyana.
GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
Evidencia de Hidrocarburos
Algunos estudios consideran que el volumen de petróleo por descubrir en la cuenca alcanza unos 124 000 MMBP. Dos campos gigantes (Caño Limón, Rubiales), dos mayores (Apiay y Castilla), y más de ochenta campos menores han sido descubiertos en ésta región.
Roca Generadora
La principal roca generadora en esta área son las lutitas marino-continentales de la Formación Gachetá, localizadas por debajo del flanco oriental de la Cordillera Oriental (Figura 2). Estas rocas poseen un Kerógeno tipo II y III, rangos de TOC entre 1-3% y un espesor efectivo de 150-300 pies.
Migración
Dos pulsos de migración han sido documentados: el primero durante el Eoceno superior-Oligoceno y el segundo comenzó en el Mioceno y continúa en la actualidad.
Roca Reservorio
Las arenitas de las formaciones Carbonera (C-3, C-5 y C-7) y Mirador (Paleógeno) son excelentes almacenadoras de hidrocarburos. En la secuencia cretácica algunos intervalos arenosos son también excelentes reservorios. Su rango de porosidad varía entre el 10-30%.
Roca Sello
El sello regional de la cuenca es la Formación León. Las unidades C-2,C-4,C-6 y C-8 de la Formación Carbonera son reconocidas como sellos locales. Las lutitas cretácicas de las formaciones Gachetá y Guadalupe pueden actuar como sellos intraformacionales.
Trampas
Hasta el momento, la exploración se ha concentrado en las fallas normales antitéticas. Sin embargo, los anticlinales asociados a fallas inversas y estructuras de bajo relieve, así como las trampas estratigráficas pueden representar un importante objetivo exploratorio (Figura 3).
PROSPECTIVIDAD
La Cuenca Llanos Orientales ha sido explorada en forma moderada mediante perforaciones. Algunas trampas potenciales (ej. estratigráficas) aún no han sido estudiadas en detalle. En la parte norte y este de la cuenca las rocas almacenadoras se acuñan contra el basamento, esta condición anterior unida a la percolación de aguas meteóricas produce potenciales trampas hidrodinámicas.
El potencial exploratorio de la Cuenca Llanos Orientales se estima entre 41 269 MBP (alto) y 4585 MBP (bajo).
SÍSMICA REPRESENTATIVA
En esta cuenca existe un amplio cubrimiento sísmico. Entre los programas más representativos se encuentran: MP-1984, L-1986, T-1982, A-1971, CL-1984, AL-1, AL-1984, AL-1985, MVI-1997, CHVRB-1993, V-1988, Q-1980, Q-1981, C-82, entre otros (Figura 4, Figura 5 y Figura 6).
GEOQUÍMICA
Hay un amplio rango de crudos en la cuenca, variando de aceite pesado a condensado. No hay una relación directa entre la profundidad del reservorio y la gravedad API. Los aceites de mejor calidad están localizados en el piedemonte (condensado de Cusiana) y en la parte norte de la cuenca (aceite liviano de Caño Limón).
La mayoría de la secuencia estratigráfica es inmadura. Sin embargo en el Piedemonte la secuencia alcanza la ventana de generación de aceite y gas tardíamente produciendo el condensado encontrado en Cusiana. El tipo de kerógeno varía entre II y III, perteneciendo el tipo II al Piedemonte y el tipo III a la zona de antepaís. La mayoría de las muestras tienen menos que el 2% TOC, pero hay unos intervalos con valores más altos. El potencial generador varía entre 0 y 90 mg HC/g Roca, con la mayoría de las rocas bajo 10 mg HC/gRock.
Para gas, el diagrama C2+ vs d13C CH4 (ppm) sugiere que las muestras de gas corresponden a una variedad de procesos como mezclas, madurez termal diferencial y biodegradación. El diagrama C2/C3 vs d13C C2 – d13C C3 sugiere que las muestras de gas analizadas fueron originadas por cracking primario.