Tumaco
GENERALIDADES
La Cuenca Tumaco, hace parte de la región fisiográfica del Norte de Ecuador-Sur de Colombia. La Cuenca es alargada en dirección aproximada N30°E y asimétrica: la margen occidental, presenta mayor pendiente que su flanco este, y se profundiza y se hace más amplia hacia el suroeste.
Mediante interpretación sísmica, gravimétrica y magnetométrica, fue claramente identificado un cinturón de altos estructurales, del que forma parte el paleoalto de Remolino Grande; este cinturón separa la cuenca Tumaco en dos sectores que presentan diferentes estilos estructurales: 1) Cuenca interna ubicada mayoritariamente costa adentro de tipo transpresivo y 2) Cuenca externa, ubicada en su totalidad costa afuera, de tipo compresivo (Figura 2). Estructuralmente la cuenca está delimitada por la Falla de Garrapatas al Norte; al Este por el Sistema de Fallas Occidental de la Cordillera Occidental y por la Trinchera Colombo-Ecuatoriana en el Océano Pacífico. En términos generales la Cuenca Tumaco es una estructura antearco que contiene una megasecuencia premiocénica y tres secuencias postmiocénicas tempranas. Estas fueron en su gran mayoría depositadas en ambientes marinos de plataforma y talud continental, sobre un basamento compuesto por rocas metasedimentarias y volcánicas de edad cretácica.
De acuerdo a datos gravimétricos, la profundidad máxima al basamento puede alcanzar los 10 800 m para la cuenca costa adentro.
GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
Evidencia de Hidrocarburos
La Cuenca Tumaco indica tener los elementos necesarios para ser un objetivo importante en la exploración de hidrocarburos. La presencia de muestras de hidrocarburos en los pozos Remolino Grande-1, Majagua-1 y Chagüi-1 indica que la roca generadora pudo haber alcanzado la maduración térmica necesaria para producir petróleo y gas. Estas evidencias se encontraron en tres de los cinco pozos perforados:
- Majagua-1, produjo shows de gas en limolitas y areniscas de grano fino del Oligoceno-Mioceno.
- Chagui-1, produjo shows de aceite en limolitas del Mioceno.
- Tambora-1, produjo gas y asfalto en las rocas clásticas del Cenozoico.
Para fines de correlación se han definido cuatro unidades cronoestratigráficas en el intervalo Oligoceno tardío a Plioceno temprano, las cuales están limitadas por discordancias. Desde la más joven a la más antigua son: (1) el Mioceno tardío a Plioceno temprano; (2) el Mioceno medio alto a Mioceno tardío; (3) el Mioceno medio y (4)el Oligoceno tardío a Mioceno medio basal. La sucesión ambiental de depositación indica: (a) una secuencia profunda (talud) de edad Oligoceno a Mioceno medio alto y, (b) una secuencia más joven (talud a plataforma) de edad Mioceno medio alto a Mioceno superior y secuencias más jóvenes.
Roca generadora
La presencia de rocas generadoras en la Cuenca Tumaco, está documentada con base en la caracterización geoquímica de las unidades del intervalo Oligoceno, conformadas por limolitas y areniscas de grano fino.
Migración
De acuerdo con los modelos 1D realizados (pseudopozo Tumaco), intervalos que hayan alcanzado profundidades superiores a los 20 000 pies, entraron en la ventana de generación de aceite. Sobre esta premisa y tomando como referencia el mapa de basamento gravimétrico, es posible identificar dos zonas de generación dentro de la cuenca.
El modelo 1D sugiere que los tiempos de expulsión más importantes se produjeron entre los últimos 3 a 7 millones de años. La presencia de trampas estructurales como pliegues asociados a fallas de propagación, sistemas de fallas rumbo-deslizantes, estructuras de diapiros de lodo y estructuras en flor, entre otros, anteriores al tiempo de expulsión, combinadas con la presencia de rocas sello (lodolitas) de edad Mioceno tardío, puede generar las condiciones necesarias para la configuración de plays.
Roca Reservorio
Los principales reservorios corresponden a rocas calcáreas, areniscas y conglomerados asociadas al intervalo del Mioceno.
Roca Sello
Se consideran como probables rocas sello los estratos lodosos con inintercalaciones de areniscas y limolitas del Mioceno tardío.
Trampas
Los hidrocarburos generados han migrado y posiblemente han sido entrampados en anticlinales asociados a diapiros de lodo, pliegues roll-over asociados a fallas lístricas normales; cierres amplios asociados a pliegues de propagación de fallas; anticlinales relacionados con cabalgamientos y numerosas trampas estratigráficas.
PROSPECTIVIDAD
La Cuenca se profundiza y se hace más amplia hacia el Suroeste. Su depocentro principal se encuentra cerca de la Bahía Tumaco un poco más hacia el este (costa adentro) donde alcanza profundidades cercanas a 9 km según datos obtenidos por métodos aeromagnetogravimétricos.
Se han perforado los pozos Remolino Grande-1, Chagui- 1 y Majagua-1. El pozo Chagui-1 se perforó sobre un anticlinal producido por diapirismo, presentó manifestaciones de aceite y gas; la bioestratigrafía del pozo Majagua- 1 indica que se perforó el intervalo Mioceno; por último el pozo Remolino Grande-1 se perforó sobre un alto del basamento y presentó manifestaciones de hidrocarburos líquidos en los núcleos de pared.
La presencia de trampas estructurales como pliegues asociados a fallas de propagación, sistemas de fallas rumbo- deslizantes, estructuras de diapiros de lodo y estructuras en forma de flor entre otros, antes de que ocurriera el tiempo de expulsión, combinado con la presencia de rocas sello (lodolitas) de edad Mioceno tardío, sugiere que la cuenca ofrece interesantes oportunidades exploratorias.
SÍSMICA REPRESENTATIVA
A nivel regional se han adquirido dos programas sísmicos: PACÍFICO-73 y PACÍFICO-82. En 1992, ECOPETROL realizó el proyecto sísmico Tumaco- 90, en el cual se registraron 290 km distribuidos en cinco líneas costa adentro: NT-90-1100, NT-90-1820, NT- 90-2870, NT-90-6230 y NT-90-1200 (Figura 3 y Figura 4).
En los años 2000 y 2005, los cruceros SISTEUR y AMADEUS adquirieron sísmica de reflexión marina multicanal a profundidad y datos sísmicos de amplio ángulo usando Sismómetro de Fondo Oceánico (Ocean Bottom Seismometer), a lo ancho de la margen norte de Ecuador y el sur de Colombia.
GEOQUÍMICA
El estudio geoquímico indicó que la secuencia analizada en los diferentes pozos se encuentra en general inmadura, con excepción de algunas muestras que se ubican en el inicio de la ventana de generación de aceite. El resultado del análisis de geoquímica orgánica indica que el tipo de kerógeno predominante en toda la secuencia es III, sin embargo, algunas muestras indican mezcla II/III, e incluso algunas muestras se localizan en el área de kerógeno tipo II, generador principalmente de aceite. Los datos geoquímicos muestran un alto contenido de TOC con rangos que varían de 4 a 24%, y rangos de Índice de Hidrogeno de 370-700 mgHC/gr, estos resultados indican buenas posibilidades de generación de hidrocarburos (Figura 5).
A pesar de que el potencial generador varía de bajo a medio, algunas muestras presentan un contenido orgánico excelente (2-16%), por lo tanto, es muy factible que el intervalo generador (Oligoceno-Mioceno), registrado en el pozo Majagua-1, tenga un potencial alto para generar hidrocarburos líquidos y gaseosos (Figura 6).
La tasa de transformación es bastante alta e importante en el seudo-pozo Tumaco (Línea sísmica NT-1990-2870), si las facies geoquímicas caracterizadas se conservan hacia este punto, debe generarse hidrocarburos líquidos en esta parte profunda de la cuenca.
NOTA
La ANH tiene proyectada la perforación de dos pozos estratigráficos convencionales con profundidades aproximadas de 10 000 pies. Así mismo se está desarrollando el mejoramiento de la cartografía de superficie apoyada con la perforación de 3 pozos estratigráficos someros tipo Slim holes.