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11th Simposio Bolivariano - Exploracion Petrolera en las Cuencas Subandinas
- Conference date: 29 Jul 2012 - 01 Aug 2012
- Location: Cartagena, Colombia
- Published: 29 July 2012
1 - 50 of 184 results
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Seismology information: impact on drilling and production activity. Casabe and satellite fields. Middle Magdalena River Basin (MMVB).
Authors Juan Peralta-Vargas, Oscar Bravo, Liliana Martinez, Andreas Suter and Cesar LealSeismology information is used by Earth Sciences professionals dedicated to earthquake analysis and structural geology for Neo-tectonic application. Oil business normally, did not pay too much attention to this information because drilling activity never exceed 7,5 Km investigation. However, active basins or field located in foothills are vulnerable for earthquake and risk should be evaluated.
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Lithology and fluid estimation in 3D based on seismic inversion and geostatistics: the Rubiales field case
Seismic data and well-logs are the major sources of information for lithology discrimination and determination of the spatial distribution of reservoir sands and fluids. In Rubiales and other Llanos fields, conditions are adequate for accurate mapping of lithology based on elastic inversion of seismic data and petrophysical estimation of shale volume fraction. In general, sandstones are more rigid and lighter than shale at the basal Carbonera formation that comprises the reservoir. Spatial distribution of sands derived from seismic information is shown to be heterogeneous with layers and lenses of varying reservoir quality and communication across stratigraphic levels. The description obtained from the elastic inversion corresponds very well with the acquired well-log information and the geostatistical characterization of shale fraction derived from well-logs. This morphological complexity accentuates the importance of the 3D estimation of lithology and fluid saturation in the area. Seismic sensitivity to fluid saturation in the Rubiales field is smaller than lithology sensitivity, due to the density similarities between the heavy oil and brine. However, the spatial information provided by the large number of wells in the field, combined with the seismic information on lithology (which conditions the oil accumulation) provides an effective mapping for oil-bearing sands in 3D. We achieve an adequate combination of this information by geostatistical means, conditioning the estimation of reservoir properties to well data and seismically derived shale fraction. The study has been relevant for the interpretation of the complex sand morphology, water-oil contacts, the location of horizontal wells that increase the productivity of the field and the definition of the static model for the area.
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Caracterización estratigráfica, geoquímica y estructural de la Formación los Cuervos como roca generadora de hidrocarburos, en la parte sur de la Cuenca del Catatumbo
Authors R. Aguilar, A. Rangel, J.R. Delgado, C. Mora and P. ParraEn la Cuenca del Catatumbo sobre el flanco noreste de la cordillera oriental aflora la Formación Los Cuervos, la cual dentro de su disposición estratigráfica alberga secuencias de rocas con altos contenidos de materia orgánica. Estratigráficamente hablando en la formación se pueden identificar tres miembros, a saber, un miembro superior caracterizado por intercalaciones de lodolitas, arcillolitas y areniscas (arcosas), un miembro intermedio caracterizado por intercalaciones de lodolitas algunas lutitas y mantos de carbón, y un miembro inferior caracterizado por lodolitas, arcillolitas, lutitas y algunas intercalaciones de mantos de carbón. El modelo estructural de la zona corresponde a ambientes compresivos con fallamientos inversos y plegamientos que dan lugar a estructuras alineadas concordantes con la dirección preferencial de los esfuerzos, por lo que es común encontrar bloques alineados en dirección Norte Sur y variantes de las mismas (NW-SE, NE-SW). El potencial en cuanto a generación de hidrocarburos evaluados a partir de la petrografía orgánica y la pirolisis Rock-Eval indica buenos contenidos de materia orgánica principalmente tipo II en ventana de generación de crudo y gas. Los procesos de sedimentación están asociados a ambientes deltaicos, con alguna influencia de corrientes fluviales, con subambientes de llanuras de inundación y llanuras marginales con espesores variables que pueden alcanzar 200m a lo largo de la sección.
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Cenozoic Petroleum Systems of the Sinú – San Jacinto Basin. Exploratory Perspectives of a Promising Frontier
Authors Roberto Aguilera, Jorge Cortes and Jaime NińoThe Sinú San Jacinto Basin (SSJ) although the abundance of oil and gas seeps, is an under-explored and poorly understood basin, especially on the dynamics of the petroleum systems. A long lasting exploratory paradigm about the basin is the absence of source rocks for liquid hydrocarbons in the Cenozoic sequence and that the oil found in wells and seeps has provenance from upper Cretaceous rocks (Cansona Fm.). However, recent studies of source rock quality show that in the Cenozoic sedimentary succession, particularly of Paleocene age, there are intervals with source rock characteristics appropriate for generation of liquid hydrocarbons, which is corroborated by detailed studies of biomarkers from rock extracts, crude oils and seeps in the basin, suggesting that the input of hydrocarbons sourced from units deposited during the Cenozoic is more important than previously believed for the basin, being probably the most important source. Similarly generation models of some depocenters, calibrated with thermal maturity data (Tmax and% Ro) and biomarkers, indicate that the Cenozoic sequence, especially Paleogene rocks, can reach maturity conditions suitable for hydrocarbons generation similar to those estimated from biomarkers from crude oils in the basin. These results open a new spectrum of exploration opportunities in conventional and unconventional petroleum systems associated with the Cenozoic, increasing the prospectivity potential of this under-explored basin.
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Estratigrafia entre el turoniano y el paleoceno superior sobre las cuencas cesar, cordillera oriental, valle medio del magdalena, y llanos norte, colombia
More LessEl análisis estratigráfico para el intervalo Turoniano - Paleoceno, en las cuencas del Cesar, Cordillera Oriental, Valle Medio del Magdalena y llanos Norte, indica que este periodo de tiempo fue dominado por dos periodos de acenso en el nivel del mar, uno en el Turoniano Inferior y otro en el Campaniano Superior. El primer ascenso coincide con un evento máximo global, pero su continuidad lateral indica que podría estar controlado por tectónica, como lo seńalan (Cooper et al., 1995; L. Sarmiento, 2001). La superficie del Campaniano superior y los patrones tanto retrogradacionales como progradacionales hasta este periodo de tiempo, posiblemente se relacionen con subsidencia térmica normal. El Miembro Socuy de la Formación Colon en la Cuenca del Cesar, podría representar una sección condensada del Coniaciano Tardío al Campaniano y/o una superficie de discontinuidad en donde la totalidad o parte de dicho intervalo de tiempo este ausente. Durante el Maastrichtiano Tardío al Paleoceno Temprano, la sedimentación de todas las Cuencas fue controlada por procesos de subsidencia fuertes, que han sido atribuidos a procesos de carga flexural producto de la deformación de la orogenia Andina (Cooper et al., 1990; L. Sarmiento 2001). El proceso de subsidencia tectónica ha sido diferente en tiempo y en intensidad en las diferentes cuencas, sin embargo son muy pocos los sitios en donde se dispone de datos biocronológicos (e.g Bayona et al., 2004) que permitan comparar los procesos que afectan el registro estratigráfico en márgenes activas. (Molinares, 2006) sin publicar.
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Cuantificación de Recursos Hidrocarburíferos Prospectivos en un Sector de una Cuenca Frontera - Aplicación: Cuenca Frontera Colombiana
Authors Helena Ribón, Nicolas Santos, Aristóbulo Bejerano and Sait KhuramaEl aumento en la demanda mundial de hidrocarburos, la declinación de los campos maduros y los altos precios del petróleo están impulsando una nueva fase en la exploración de recursos hidrocarburíferos en cuencas frontera. En estas áreas hay escasez de información y la geología de la cuenca aún no se comprende totalmente, por lo que los riesgos de prospección y exploración son difíciles de evaluar. En Colombia, vastas áreas del territorio catalogadas como cuencas frontera siguen siendo inexploradas y ofrecen el potencial para el descubrimiento de importantes acumulaciones de hidrocarburos que permitan mantener la seguridad energética del país; lo cual sugiere la necesidad de desarrollar una metodología de integración y modelamiento que permita el mejoramiento innovador de la atractividad de las cuencas frontera colombianas y así darle un valor agregado a la información y conocimiento que actualmente se tiene de las mismas. Este estudio tiene como objetivo plantear una metodología para el análisis interpretativo y multidisciplinario de prospectos, con el fin de describir su naturaleza, geometría y disposición; cualificar y cuantificar propiedades de roca y fluidos, y establecer distribución y volúmenes recuperables de hidrocarburos mediante la integración de aspectos estructurales, estratigráficos, sedimentológicos, petrofísicos y de fluidos, en un modelo único que permita determinar de una manera preliminar los posibles recursos hidrocarburíferos presentes en un sector de una cuenca frontera, mediante simulación probabilística.
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Seismic Stratigraphic Analysis on the Off Shore (Pelotas Basin)
More LessAs a strategy of exploration of divergent margins through deep and ultra deep water, the understanding of this challenging and poorly known environment is really relevant in terms of understanding the evolution of the basin. Recent advances in technology, in marine seismic acquisition, processing, and interpretation, has become increasingly important the continental – oceanic boundary for petroleum system within a basin still unexplored for hydrocarbons. Due to recent discoveries in the succession pre salt and post salt in the Santos and Campos Basin, is worthwhile to know what is the structural and stratigraphical context of the southernmost basin of the Brazilian margin, The Pelotas Basin. The aim of this paper is to analyze this thick stratigraphic succession using sequence stratigraphy, seismic attributes in order to create and contribute a better understanding of this basin (Pelotas) and its Africans analogues, the Walvis and Nambia basins.
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Origin and Kinematics of Extension in the Llanos Basin, Colombia
Authors Gabriel Veloza-Fajardo and Guillermo Hernandez-Ladinos. However the origin and kinematics of these faults have received little attention. Our preliminary analysis indicates that these faults are related to brittle deformation of the lithosphere, as a response of a rapid onset of tectonic loads in the growing Eastern Cordillera during Late Miocene to recent times. The magnitude of extension decreases eastward, as the distance from the thrusting front increase, ranging from hundreds of feet in the Upia area to tenths of feet in the Sabanero – Rubiales area. Timing of fault initiation and activity are constrained based on recent thermochronological data from the Eastern Cordillera, that shows an abrupt increase in shortening, from 1.5 – 1.8 mm/yr during the Upper Miocene (~2 Ma ago) to 3.5 – 5.0 mm/yr for the Plio-Pleistocene (2 Ma ago), and also from regional correlations with published biostraigraphic data of the basin. The deformation style of the northern portion of the Llanos basin is compared with the foreland basins of Putumayo (Colombia) and Oriente (Ecuador), where the trapping mechanism, rheology of the crust and basin fill are strikingly different, leading us to conclude that these basins represents two different tectonic provinces, that are being sutured by the north-eastern extension of the Algeciras - Guayaquil fault system, that extends into the Llanos basin transferring slip from the trench inboard.
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Giant Mass Transport Complex from the Distal Magdalena Fan, Offshore Colombia : Seismic Characterization
Authors Stephen Leslie, Juan Carlos Mosquera, Ingrid Cordon and Oscar Lopez-GamundiA giant (>3000 km3) mass transport complex (MTC) is imaged from the distal Magdalena Fan, offshore Colombia. The MTC is imaged on a loose grid of 2D seismic data, located in ultra-deep water 150-200 km north of the city of Barranquilla. The deposit varies in thickness from ~40-200 m, thinning onto pre-existing seafloor topography. The area of the slide is >25,000 km2. Calculations indicate a volume larger than 3000 cubic kilometers of sediment was involved in this single catastrophic event. The MTC is likely Pleistocene in age as constrained by the DSDP site 153 well penetration. The top of the deposit is defined by a relatively rugose seismic reflector and lies only 150 m below the present day seafloor. Internally, a variety of seismic facies are present, ranging from incoherent/chaotic within the core of the deposit, to continuous reflections broken by small scale, regular reverse faults at the margins. Little to no erosion appears to have occurred at the base of the deposit, as evidenced by continuous and conformable reflections in the interface between the underlying sediments and the base of the MTC.
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Pleistocene to Recent Channel / Levee System from the Slope of the Magdalena Fan
Authors Stephen Leslie, Ingrid Cordon and Oscar Lopez-GamundiThe Pleistocene to Recent Magdalena Fan, offshore NW Colombia provides excellent examples of mid to upper slope submarine channels and associated levee complexes. We focus on a single channel levee complex which we identify as the Manga Channel Levee Complex (MCLC). The internal architecture of the MCLC is clearly defined by high quality 3D seismic data recently collected in the area. Four distinct seismic facies are visible, 1) relatively discontinuous groups of chaotic reflections of variable amplitude, 2) thick packages of low amplitude, continuous and converging reflectors, 3) groups of high amplitude, stacked reflectors and, 4) Laterally continuous packages of low to medium strength reflections that drape underlying topography. We interpret these facies to represent chaotic mass transport complexes, levee and overbank silts and shales, channelized conglomerates/sands, and a hemi-pelagic blanket of silts and shales respectively. Processes such as channel establishment, evolution, and abandonment are identified in the dataset.
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Caracterización de las Electrofacies del Grupo Cogollo, Cuenca de Maracaibo, Occidente de Venezuela
Authors Iván Baritto and Jorge ReverónEl Grupo Cogollo es el principal yacimiento carbonático Cretácico en la Cuenca de Maracaibo en el Occidente de Venezuela y está conformado por las formaciones Apón, Lisure y Maraca. La zona de este estudio está localizada en el Campo Urdaneta y en el Campo Bloque VIII. El objetivo principal de este estudio fue el análisis de las electrofacies del Grupo Cogollo en el pozo de referencia VLB-704, ubicado en el Bloque VIII, a través de la utilización de sus principales registros eléctricos, la información sedimentológica detallada de núcleo y la extrapolación posterior de las electrofacies a los otros pozos localizados en el Campo Urdaneta (UD-791, UD-103, UD-117, UD-132 y UD-139), donde no hay disponible información de núcleos o facies sedimentarias, usando para esto el software EasyTrace.
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Chemostratigraphic correlation of cretaceous cansona formation outcrops and implications on the interpretation of its depositional environment
Authors Leonardo Mogollón, Luz Stella Vargas, Jael Pacheco, Geovanni Romero and Victor RamirezIn the southern Colombian Caribbean coast (Sinú-San Jacinto Basins) a significant potential for hydrocarbon generation has been identified. This potential is also confirmed by the occurrences of oil and gas seepage on the surface. Previous research has suggested these manifestations, both liquid and gaseous to be correlated with source rocks of Cretaceous and Tertiary age. The absence of oil-rock correlations, the immaturity and the type of kerogen from the Tertiary rocks proposed as potential source rocks, have redirected the attention to the detailed study of the Cretaceous Cansona Formation. 460 rock samples collected from outcrops of the Cansona Formation in six different localities were characterized using basic geochemical techniques (Total organic carbon (TOC), RockEval pyrolysis VI) , Mass spectrometry with inductively coupled plasma (ICP-MS, macro elements and trace elements) and total sulfur (LECO sulfur analyzer carbon). These data were analyzed using statistical techniques and cluster dendrograms for the definition of quimiofacies. The results allowed the definition of six quimiofacies which are described in compositional and parametric terms. These facies were determined by the type of organic matter and the paleo environmental conditions of deposit. These chemo facies are positively correlated with organofacies described in previous works. The chemofacies 1 is associated with the best inputs of organic matter and higher contents of the elements S, V, Ni and Co. The Co/Ni ratio shows that the organic matter is predominantly of marine origin and the parameter V/Ni indicates that this organic matter was deposited under anoxic to disoxic conditions.
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The impact of very accurate mapping of shallow velocity layers, determined by combining surface and refracted waves on static corrections. An example from the Llanos Basin, Eastern Colombia, SA
Authors German Rodriguez, Ingrid Tello, Ivan Hernandez, Wilmer Galindo and Jose JaramilloEstimating an accurate P-wave velocity of near-surface subsoil is necessary for reliable static corrections of reflection data used in seismic exploration, crucial for exploration surveys of areas with very low relief structures less than 25 milliseconds like Sub Andean Llanos basin, in Eastern Colombia. We found that combining Raleigh wave inversion together with P wave refraction tomography give us a very precise subsurface layered model that is quite useful for accurate static correction. To carry out this subsurface model, seismic data was acquired using a multi-channel seismograph, with 10-Hz Geospace GS-One geophones, and low-power explosive charges that acted as the seismic source. The seismic data was collected at a sample interval of 1 millisecond, and a trace length of 1000 milliseconds. Following the seismic data acquisition, the first breaks of the refracted wave were picked and inverted to obtain a refraction tomography through an iterative process of ray tracing and smooth inversion. The refraction tomography provided a P-wave velocity model of the subsoil to a depth of 10 meters approximately. Once the refraction tomography was obtained, the S wave profile was estimated by generating overtone images, which are cross plots of phase-velocities and frequencies of surface waves, usually considered as noise and filtered from the data. Each overtone image was picked to extract dispersion curves, and inverted together with the P-wave velocity model to obtain an S-wave velocity model. Some results obtained from data acquired and processed by GMAS are included.
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Reevaluación de los sistemas petrolíferos en la cuenca guajira offshore en Colombia, con base en geoquímica de alta resolución en muestras de fondo marino y modelamiento de cuenca
Authors Victor Ramirez, Luz Stella Vargas and Cesar MoraDebido a una combinación de factores donde se destacan las características de la acumulación de gas presente en los campos Chuchupa y Ballena (metano isotópicamente muy liviano), la cuenca Guajira Offshore fue considerada durante varias décadas como una cuenca casi exclusiva para el desarrollo de un play de gas biogénico. Estudios realizados por Ecopetrol durante la última década y especialmente la aplicación de métodos de geoquímica de alta resolución en muestras de fondo marino, han permitido reevaluar los sistemas petrolíferos de esta cuenca, permitiendo proponer la existencia de sistemas petrolíferos termogénicos donde probablemente existen varios intervalos generadores, incluyendo rocas cretácicas, los cuales alcanzaron un alto grado de evolución térmica en las zonas más profundas de la cuenca. De acuerdo con el tipo de fluidos caracterizados geoquímicamente en las muestras de fondo marino es posible identificar diferentes tipos de hidrocarburos que incluyen gas metano termogénico, gases húmedos, condensados y crudos tipo black oil. Los resultados del modelamiento de cuenca indican que estos hidrocarburos migraron a través de la cuenca durante el periodo Mioceno Medio a Tardío hasta alcanzar posiciones como las de las acumulaciones de Chuchupa y Ballena. La aplicación de este modelo en la cuenca Guajira Offshore, permite ampliar de forma significativa las expectativas exploratorias y convierte a esta cuenca en una de los sectores de exploración frontera más atractivos de Colombia.
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First Successful Fracturing Application in Unconventional Gas Reservoir in Colombia: Field Case
Authors Rudyard Vega, Ivan Leyva, Luis Francisco Rojas, Augustin De Fex, Claudio Navarro and Karen SinzaColombia’s oil industry has been on a rapid development over the past couple of years, and foreseeing the upcoming challenges for production maintenance the E&P companies have driven their efforts towards discovering and developing in unconventional formations. The Porquero formation (Lower to Middle Miocene), located in the Lower Magdalena Basin, consists of deepwater massive shales and shaly sandstones. In late 2010, the operator company (Pacific Rubiales Energy (PRE)) drilled the Well A-1X having as exploration target gas condensate in the Porquero formation in the Plato sub-basin in the Lower Magdalena. This paper goes through the process in which the Well A-1X well was evaluated and considered to be a candidate for Hydraulic Fracturing, the design process and analysis of the complexity of the Porquero formation, and finally the execution of the first Hydraulic Fracture in an unconventional, high-shale, low-perm gas sand formation in Colombia. The pilot hydraulic fracture was an economical approach to test the Porquero formation and estimate their productivity and reserves; a post-fracture 4-day well test showed PI improvement of 300% (3 times). This pilot frac job was carried only on one of four perforated intervals. Its successful development opens an opportunity to evolve into more complex completions such as multistage fracturing and horizontal well development for the field.
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El Campo Moqueta, primer descubrimiento en el piedemonte de la Cuenca del Putumayo
Authors Carlos Ramirez, Arlex Gutierrez and Frank SolanoEl campo Moqueto está localizado al norte de la cuenca del Putumayo, 6 km al NE del Campo Costayaco, descubierto en 2007 por Gran Tierra Energy. A partir de este descubrimiento se adquirio el programa sísmico Chaza 3D, donde se visualizó e interpreto parte de la estructura subthrust de Moqueta.
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C-isotope age constrains of aptian marine extension and oceanic anoxia in northern colombia: implications for the cretaceous caribbean oil system
The C-isotope stratigraphy of mixed siliciclastic-carbonate fossiliferous strata cropping out to in the southwestern flank of the Sierra Nevada de Santa Marta is reported. A pronounced positive C-isotope excursion of up to 7‰ suggests a lower Aptian (ca 123 Ma) depositional age. The mixed carbonate-siliciclastic successions concordantly overlay basaltic volcanics from the Guatapuri Formation. We relate the published 125 Ma K-Ar ages of such volcanics and the depositional age of the studied successions to an extensional event, followed by rapid tectonic stabilization and platform deposition. The pronounced positive C-isotope excursion is a global feature displayed by marine sediments deposited during a global oceanic anoxic event (OAE1). As the OAE1 would have favored the preservation and deposition of organic matter in the global oceans substrates, the studied sedimentary successions may be considered as a potential hydrocarbon-generating unit. The proposed age ultimately precludes the correlation of the studied successions with other hydrocarbon generating units in northern Colombia (e.g. The Cogollo Group and the La Luna Formation). The inferred depositional age and the occurrence of the OAE1 may also be considered when planning future oil exploration programs in the northern Colombian basins. This work highlights the use of stable C isotope chemostratigraphy for identification of cretaceous oil source rocks in NW South America and the Caribbean.
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Modelamiento Espacial de Geoquímica de gases en superficie y de Pozos Exploratorios en el Bloque Chaza, Putumayo Colombia
Authors Maria Quiroga, Carmen Neufeld and Joel MartinezLa separación de anomalías en datos geoquímicos de su entorno en superficie, constituye un punto crucial en cualquier investigación de prospección geoquímica desarrollada para la identificación de potencial acumulación de elementos químicos. Esta investigación revela la relación que existe espacialmente entre los datos de gases de subsuelo con aquellos muestreados en superficie para el bloque Chaza en Putumayo, Colombia. De los 83 gases muestreados en 301 puntos sobre la superficie, solamente los 6 que corresponden a las mayores concentraciones en las cromatografías de los 30 pozos existentes en la zona de estudio fueron incluidos en el análisis espacial (C2, C3, iC4, iC5, nC5) geoestadístico, al igual que las fallas principales de la zona de estudio y la columna estratigráfica presente en la zona.
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Cartografía geológica del límite de la cuenca Tumaco en las planchas 340, 362, 385 y 409
Authors Alejandro Pinilla Ocampo, Fuquen Naranjo and Deisy MilenaEl reconocimiento detallado de las unidades de basamento y cobertera sedimentaria en el sector sur de la Cordillera Occidental, específicamente en las planchas (escala 1:100000) 340, 362, 385 y 409 permitió delimitar dentro del basamento cristalino al Grupo Dagua, Grupo Diabásico Ultrmafitas de Guapi, Complejo Estructural de Timbiquí, Gabronorita de Nulpi y Granodiorita de Piedrancha. Las dataciones U-Pb y los análisis litogeoquimicos permiten reconocer dos eventos tectonomagmaticos en el Eoceno Medio y en el Mioceno Medio en las rocas que constituyen el basamento de la cuenca.
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Estratigrafia de la Secuencia Cretacica en el Campo Costayaco, Cuenca Putumayo, Colombia
Authors Carlos Ramirez, Arlex Guiterrez and Adriana HenaoEl Campo Costayaco fue descubierto en el 2007 por Gran Tierra Energy, siendo el mayor productor actual de hidrocarburo en la cuenca del Putumayo y el segundo campo más extenso después del Campo Orito. La estratigrafía del campo consta de una secuencia Cretácica marina de aproximadamente 1250' de shales, micrítas, biomicrítas y areniscas cuarzosas. Con base en la información de 14 pozos perforados, 3 núcleos recuperados, y la información disponible tanto de registros eléctricos, como de información sísmica 3D, se han determinado 11 unidades litológicas informales en la Formación Villeta y 3 para la Formación Caballos. La Arenisca T de la Formacion Villeta y la Formación Caballos son los principales yacimientos del campo, los cuales tienen características estratigráficas y sedimentológicas particulares. La integración de registros y análisis detallados de núcleos permitieron la interpretación de los diferentes ambientes de depósito de cada una de las unidades reservorio.
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Nuevas Evidencias Sismo-Estratigráficas de las Formaciones Pérmicas del Lote 57 y sus Efectos en el Sistema Petrolífero de la Subcuenca Camisea
Authors Diego Venturo and Francisco RodriguezEl Pérmico Superior es una secuencia estratigráfica con facies sedimentarias muy variables que están presentes en el lote 57, ubicado dentro de la zona gasífera de Camisea, las cuales despiertan muchas expectativas exploratorias, manteniendo asimismo controversias respecto a su origen y evolución. Debido a que la deposición del Pérmico Superior estuvo asociada al desarrollo de la orogenia Tardi-hercinica, esta secuencia presenta una serie de complejidades estratigráficas que dificultan su interpretación sísmica limitando la apreciación del sistema petrolífero involucrado. La sísmica 2D y 3D adquirida y los más de 30 pozos perforados en el área confirman la existencia reservas de gas en estas rocas así como su comportamiento estratigráfico. En el presente trabajo explicaremos el contexto geológico regional de dichos eventos, aplicando nuevos conceptos elaborados a la luz de los últimos trabajos exploratorios y desarrollo realizados recientemente en la zona, poniendo énfasis en el efecto del paleo-relieve de las mega-dunas de la formación Noi sobre las formaciones adyacentes así como las consecuencias de la erosión Cretácica sobre toda la secuencia Pérmica. El lote 57 solo cuenta con sísmica 2D y 3 pozos perforados recientemente, la imagen sísmica no permite observar claramente el comportamiento sismo-estratigráfico de los eventos Pérmicos. Aplicando un blanqueo espectral en la banda de frecuencias rescataremos eventos geológicos no identificados previamente. Esto permitirá hacer un mejor análisis e interpretación del comportamiento sismo-estratigráfico de esta secuencia en el área. Estas nuevas evidencias afectarían directamente al sistema petrolífero otorgando nuevos criterios de evaluación del potencial petrolero del lote.
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Vias rápidas de exploración y detección de reservorios no convencionales (sweetspots) a través de Geoquímica de superficie
Authors Daniel C. Malizia, Graciela Prestia and García RobertoThe search for unconventional reservoirs and the beginning of their expensive development requires changes in the conventional exploration philosophy and in the tools used. The fast tract exploration of sweetspots may help to increase return in a development project’s high initial yields if its systematic detection is improved. The use of unconventional exploration methods, together with other more traditional methods used that resulted in a sweetspot detection is shown in the case studied. These methods are more effective when combined with more traditional ones to add value to the structures, thus forming an integrated set that increases the chances in a particular prospect and the economic feasibility of a development project.
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Costayaco Field, Further Exploration and Production activities in the Putumayo Basin, Colombia
Authors Edgar Garcia Dueńas and Carlos RamirezThe Costayaco Field is located in the northwest portion of the Putumayo Basin, Colombia. S.A. It consists of a major thrust fault/dip closed accumulation. Costayaco Field was discovered in 2007 by Gran Tierra Energy Colombia and is currently under development. Original oil in place (OOIP) is calculated around 140 MMstb. To date, 15 wells have been drilled and 19 MMstb of oil have been produced with ESP´s and jet pump systems. All of the Cretaceous siliciclastic reservoirs contain oil; the main objectives, Caballos Fm. and Villeta T Sand, have 30° API gravity oil with a rather low GOR. The field doesn't have a primary gas cap and the oil column for the T sand and Caballos Fm. is around 215 ft each. Further development of the field in 2012 includes continuing with the current water injection in 4 wells, drilling 2 peripheral injector wells, and 2 infill producer wells. The delineation plan for the Costayaco Field is based on the interpretation and analysis of 3D seismic data (Chaza 2007, 70 Km2), core data and core description, lab measurements, and petrophysical analysis of the openhole logs. All of the above was integrated into a robust 3D static reservoir characterization model. Based upon our extensive knowledge of the basin along with the expert contribution of our team, we have reached the production plateau of 17,000 BOPD.
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Integración de todas las fases que intervienen en un proyecto sísmico para la optimización del diseńo de campo
Authors Camilo Gonzalez, Carlos Pedraza, Lilia Saavedra and Sandra CespedesEste análisis está enfocado a la optimización de los parámetros de diseńo de un programa sísmico 2D en la etapa operativa, a partir del estudio detallado de los datos obtenidos para un caso particular, en este caso una línea sísmica. Durante la fase de procesamiento, se observó que ajustes al diseńo inicial como reducción del intervalo de grupo, pueden generar cambios de pendientes relativas en los registros de campo, inconvenientes para encontrar la mejor solución estática y un deterioro notable en la resolución de eventos geológicos en la migración. Estos factores son obstáculos que se presentan a la hora de la adquisición sísmica, que en nuestro país pueden ser de tipo ambiental, infraestructuras civiles o sociales modificando el diseńo inicial propuesto obligando a ajustes que se hacen en el momento de la adquisición de los datos, y que buscan seguir cumpliendo las necesidades de quienes hagan uso de la información. Se dedujo que el parámetro de cubrimiento en el subsuelo no es el único factor a tener en cuenta en el momento de un rediseńo sísmico en campo; también juegan un papel preponderante parámetros como: tamańo del offset, intervalo de grupo y tipo de tendido. Se asegura un mejor resultado cuando el trabajo es el reflejo de una integración oportuna de todo el equipo de trabajo involucrado en las etapas del proyecto, incluyendo las necesidades del geólogo intérprete.
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Sucesión sin-orogénica del post-Eoceno medio en la zona axial de la Cordillera Oriental de Colombia; cuenca intermontańa previo al levantamiento vertical de la Cordillera
Los depósitos post-Eoceno medio-Oligoceno existentes en la zona axial de la Cordillera Oriental de Colombia, ignorados en estudios previos debido a su pobre exposición, registran los procesos de deformación previos a la fuerte exhumación Mioceno tardío-Plioceno de la Cordillera Oriental. Estos depósitos tienen un rango de espesor (preservado) entre 150 a 1700 metros y sus litologías consisten principalmente de lodolitas con intercalaciones de arenitas y conglomerados acumulados dominantemente en ambientes continentales. Para este estudio se realizó una cartografía detallada, análisis de litofacies y petrografía, cortes estructurales e interpretación sísmica en áreas donde estas rocas están preservadas para determinar espesores, asociación de litofacies y composición. La relevancia de la magnitud de la deformación en la zona axial se identifica al comparar estos resultados con información tectono-estratigráfica de las unidades post-Eoceno medio – Oligoceno de los piedemontes oriental y occidental de la Cordillera Oriental. En la zona axial se distinguen por lo menos dos depocentros mayores en las áreas de Tunja-Paipa y Paz del Río, y la cuenca se conecta desde el sur, en Usme hasta el norte en Valegra. Los análisis de procedencia indican aporte del Macizo de Floresta y su cobertera sedimentaria para segmentos al norte y de cobertera sedimentaria Cretácica-Paleocena-Eocena de los piedemontes para todos los depocentros. Estos depocentros son formados al norte por el movimiento de las fallas de Boyacá y Soapaga, y tienden a ser más espesos hacia el norte de Paz de Río. Por el contrario, al sur del depocentro de Tunja-Paipa disminuye y el mecanismo de subsidencia se asocia a la actividad de estructuras inversas de vergencia opuesta en los piedemontes. La cuenca axial del Oligoceno es una cuenca intermontaña independiente de las cuencas en ambos Piedemontes. Las variaciones de perfiles de enterramiento en esta cuenca deben considerarse para el análisis de carbones Paleocenos y shales Cretácicos en la exploración de hidrocarburos convencional y no convencional.
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Defining the geometry of the subducting Caribbean slab beneath northwestern Colombia and its controls on the overriding Lower Magdalena forearc basin
Authors Rocio Bernal-Olaya, Paul Mann and Alejandro EscalonaWe have integrated 800 earthquake events, 7000 km of 2D seismic lines, 13 exploration wells, and regional gravity and magnetic data in order to test the idea that the Lower Magdalena basin (LMb) formed as a forearc basin above the subducting Caribbean slab, in NW Colombia. Earthquake events combined with deep-penetration seismic reflection data show that subduction is occurring at a shallow angle (~12-19°), attributed to the subduction of late Cretaceous Caribbean oceanic plateau crust previously determined to be 10-15 km thick. Earthquake focal mechanisms show normal events occurring as a result of bending of the Caribbean oceanic plateau along with thrust and strike-slip events. Gravity and magnetic models combined with seismic reflection profiles show the presence of a lower, more dense sedimentary unit, inferred to be an older and highly deformed Cretaceous to Eocene accretionary prism underlying the Oligocene to Recent forearc basin units of LMb and overlying the subducting Caribbean slab. The forearc basin fill varies in age from Oligocene to Holocene and can be seen onlapping the upper sedimentary basement unit. These onlaps are consistent with the upper basement unit forming a ridge since Oligocene. The directions of depocenter migration shift in both landward and seaward directions from Early Miocene to Holocene time likely reflecting infill, faulting and uplift events forming the forearc ridges and perhaps dip changes in the subducting Caribbean slab. The forearc basin was overfilled in Pleistocene time and resulted in formation of the 68000 km2 Magdalena fan offshore, in the Colombian basin.
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Integrated geological modeling of the Llanos Basin: Input from SANBAS consortium
The Llanos Basin covers more than 200,000 km2 in the eastern side of Colombia and contains some of the biggest Colombian oil fields such as Cańo Limon and Cusiana-Cupiagua. With remaining resources in place probably exceeding 10,000 MBOE (including Rubiales) and 10 TCF the Llanos basin is very attractive for Exploration. The aim of the SANBAS consortium is to focus on new play concepts to identify new resources, through an integrated approach combining integration of existing studies, seismic interpretation of key lines, new petrophysical and geochemical analyses and integrated 2D/3D petroleum system modeling.
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Integración de tecnología y experiencia para la solución de un problema especifico: Aplicación de velocidad de reemplazamiento variable, uso de interpolación de trazas para atenuar ruido y resolución del problema estático con ayuda de la interpretación geológica en una cuenca colombiana
Authors Lilia Saavdra, Sandra Cespedes, Carlos Pedraza and Olga ChaconCon el objetivo de aclarar el modelo geológico existente, se realizó el reprocesamiento PSTM de dos líneas 2D que habían sido adquiridas con diferentes parámetros en un área de complejidad topográfica y geológica alta. Los registros adquiridos presentaban severos problemas estáticos y pobre relación seńal ruido. Después de un detallado análisis, se definió que el cálculo de estáticas de refracción para encontrar la velocidad y el espesor de weathering con una velocidad de reemplazamiento variable facilitaba el análisis de velocidades. Con una interpretación geológica preliminar se diseńó una ventana para solución de estáticas residuales consistente en superficie sobre la zona más estable; posteriormente se realizó atenuación de ruido en el registro usando la transformada Tau-p sumando e interpolando trazas. Finalmente, se obtuvo la migración pre apilado en tiempo. Se comparo la imagen obtenida con este procedimiento, con una imagen obtenida usando las metodologías convencionales de procesamiento. La integración del conocimiento geológico, geofísico y la experiencia de cada uno de los involucrados aseguró una nueva imagen sísmica que contribuyó al mejor ajuste del modelo geológico.
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A prestack interpolation primer Part 1: Tutorial
More LessPrestack interpolation of land data is a topic of great interest in modern seismic processing. Prestack interpolation is used for diverse applications ranging from infilling of sparse acquisition in areas exhibiting complex topography or otherwise inaccessible terrain to data regularization for azimuthal processing required in fracture detection analysis to minimizing sampling-induced prestack migration artifacts in AVO analysis to harmonizing the sampling across different surveys in merge processing. Yet for all its popularity, prestack interpolation seem to be poorly understood by the geophysical community at large and misconceptions abound concerning the question of what prestack interpolation can and cannot do. The purpose of this tutorial presentation will be to be to provide the geophysical interpreter with a clear understanding of the algorithmic assumptions and relative pros and cons for two powerful interpolation techniques so that he/she can more reliably appraise their performance in a production environment. The first of these is the popular 5D interpolation by Fourier reconstruction approach (often called 5DMWNI) and the second is an approach based on local time-space dip-scans and slant stacks. We will focus on simplifying the basic theory and we will illustrate the strengths and weaknesses using very simple synthetic data testing. In particular we will distinguish between two very important and different interpolation tasks: regular upsampling and gap filling of random holes and we will carefully study the algorithms’ response to spatially aliased input data.
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Potencial Presencia de la Formación Ciénaga de Oro entre las Fallas de Algarrobo y Santa Marta en el Valle Inferior del Magdalena, Colombia
Authors Paulina Ferreira, Luis Antonio Castillo, Yucet Fechi and Carlos GuerreroBased on interpretation of the 3D seismic volume which was acquired in Brillante area during 2010 and the evidence supported by biostratigraphic data, log analysis also petrographyc description of some wells located close to Brillante area, our team proposes the probable presence of Cienaga de Oro (CDO) Formation in between Algarrobo and Santa Marta Faults. On the Eastern part of Lower Magdalena Basin (LMB) there are two main faults which are used as reference in this analysis. The first one is the Algarrobo Fault which is the boundary of Brillante structure where the CDO is tested, and the second one is the Santa Marta Fault, which is the limit between LMB and Cesar-Ranchería Basin. CDO Formation is in this area as in the whole LMB, the main reservoir proved; but previous considerations suggest that the Algarrobo Fault is the limit for its deposition. However the information obtained from the wells and the 3D seismic interpretation, referred to amplitudes and seismic characters which are defined features of CDO formation in the western part of the fault, clearly shows a possibility of CDO formation presence in between Algarrobo and Santa Marta Faults due to an excellent correlation of this features in both sides of the fault. This study induces to think in new possibilities for hydrocarbon exploration in this part of the basin, due to the potential presence of the reservoir.
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Modelo de Madurez Integrado con Trazas de Fisión y (U-Th)/He en Apatito: Implicaciones para la Generación de Hidrocarburos en la Cuenca Tumaco
Authors Ángel Barbosa, Sergio Andrés Restrepo, Jairo Osorio, Agustín Molina and Juan TamayoPor sus rangos de sensibilidad térmica, la termocronología de baja temperatura (e.g., trazas de fisión y (U-Th)/He en apatito) y la paleotermometría por reflectancia de vitrinita (Donelick et al., 2005; Ehlers et al., 2003; Green et al., 2004; etc.) constituyen herramientas sumamente útiles para el estudio de la evolución de cuencas sedimentarias y, específicamente, para la prospección de yacimientos de hidrocarburos (Armstrong, 2005; Green et al., 2004; Crowhurst et al., 2002). Con el fin de contribuir al entendimiento de procesos y eventos de generación de hidrocarburos en la Cuenca Tumaco se tomaron muestras tanto del subsuelo (pozos Majagua-1 y Remolino Grande-1) como de superficie (afloramientos de la Isla Gorgona) (Figura 1). En dicho conjunto de muestras se adelantaron análisis de termocronología de baja temperatura mediante los sistemas trazas de fisión y (U-Th)/He en apatito (AFT y AHe respectivamente), y paleotermometría por reflectancia de vitrinita (%Ro). Los datos derivados de estos análisis fueron utilizados para generar modelos térmicos asistidos por computador (HeFTy®; Ketcham, 2008), modelos que permiten establecer los máximos de temperatura alcanzados y el tiempo para el cual se inició el enfriamiento posterior al calentamiento máximo (e.g. Green et al. 2001; 2002; Crowhurst et al. 2002). De esta manera se construye un modelo de enterramiento y maduración que involucra variaciones en el flujo de calor y/o cuantificaciones de secciones removidas por levantamientos tectónicos y exhumación por erosión para cada pozo utilizando el software PetroMod ®1D.
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Nanofósiles calcáreos y ambientes de depósito en sedimentos del Cenozoico de los sectores Atlántico y Pacífico de Colombia
Se presentan los resultados de una acción interdisciplinar llevada a cabo por la Universidad de Caldas, la Agencia Nacional de Hidrocarburos-ANH y la Universidad de Salamanca. La puesta en común de datos de manera coordinada ha posibilitado el desarrollo de una escala bioestratigráfica de referencia que permite, por un lado la ubicación temporal de secuencias hasta el momento inéditas, y por otro la correlación entre los sectores Atlántico y Pacífico del cenozoico colombiano. Este estudio se ha llevado a cabo en sectores de interés para la industria petrolera y los resultados aplicables tanto en la exploración como en la caracterización de la roca madre. Durante el Cenozoico el borde NW de Sur América sufrió una serie de procesos tectónicos complejos asociados a la colisión de un arco volcánico que culminó con el cierre del istmo de Panamá. Esto determinó cambios cruciales en circulación oceánica, y, por ende, en el relleno sedimentario. En este estudio se presentan nuevos datos bioestratigráficos basados en nanofósiles calcáreos de pozos perforados por la ANH y de secuencias obtenidas en superficie en las que existía escasa información. La mayor parte de la secuencia estudiada cubre un intervalo Mioceno temprano-Plioceno. Los ambientes que se describen son relativamente profundos, aunque persiste una clara influencia proximal materializada en el contenido de siliciclásticos. Una excepción a este patrón lo constituye la secuencia de Remolinogrande-1, situada en sector Pacífico, donde la secuencia analizada se inicia en el Eoceno temprano/medio hasta el Plioceno temprano.
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Calcareous nannofossil biostratigraphy of Neogene Lower Magdalena Valley Basin-LMVB (Colombian Caribbean): new multi-proxy data from Porquero Formation as a potential hydrocarbon source
The Porquero Formation is one of the potential Cenozoic sources of hydrocarbons in the Lower Magdalena Valley Basin-LMVB (Colombian Caribbean). Sediments typical described include in situ pelagic and hemipelagic regimes in a deep ocean floor environment. Two wells belong this formation was sampled for calcareous nannofossil analyses: the P-16 and P-18. Precision and accuracy of nannofossil biostratigraphic correlations have been applied extensively and many events have been calibrated by orbital stratigraphy. The resulting biostratigraphy proposed in this study corresponds to Oligocene/Miocene transition to mid Miocene, which are in agreement with that obtained in recent studies performed by University of Salamanca. This study presents new unpublished data improving the biostratigraphic framework available with direct applications for oil exploration. Continental to deepest marine facies have been studied by integrating of other micropaleontological proxies (pollen and foraminifera) indicating an important supply of organic matter to the basin, and consequently potential source rock. Analyses performed in this work have given an average TOC of 1.83 % (30 samples). The warm phase of the early Miocene peaked in the Middle Miocene Climatic Optimum (17-14.5 Ma) is reflected in the microfossil assemblage and in the abundance patterns, and represent a potential key for future paleoceanographic investigations.
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Magmatismo Mioceno Tardío en el Cinturón del Sinú: posibles implicaciones en la Evolución Termal de la Cuenca
Las cuencas sedimentarias formadas en ambientes tectónicos convergentes o divergentes pueden estar afectadas durante diferentes etapas de su evolución por actividad magmática. Dependiendo de las características composicionales, geometría y distribución espacial, el magmatismo puede modificar temporalmente la estructura termal a escala local o regional, influenciando en los procesos diagenéticos y afectando la maduración y migración de hidrocarburos (Galushkin, 1997; Ohtman et al., 2001; Jones et al., 2007, Fjeldskaar et al., 2008). El sector noroccidental de la placa del Caribe Colombiano es considerado como de carácter amagmático (Figura 1.A-B; Duque-Caro, 1984; Pindell and Keenan, 2009) y de condiciones modernas de bajo flujo de calor (Lopez y Ojeda, 2006). Sin embargo, recientemente en el sector noroccidental de Colombia (Figura 1.B-C; departamento de Córdoba) fue reconocida una serie de rocas volcánicas basálticas cortando, como diques y/o silos peperíticos, intercalaciones de areniscas y lodolitas del Cinturón deformado del Caribe Sur (Cinturón Sinú), el cual representa la actual cuńa acreciónada a la margen (Figura 1.B-C) formada por la convergencia del del Caribe y la placa de Sur América (Duque-Caro, 1984).
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Análisis sismo estratigráfico de reflectores simuladores del fondo hidratos de gas´
Authors Luis Antonio Castillo Lopez and Willian MartinezEl análisis de información sísmica a nivel de registro y de sección, permiten identificar reflectores que simulan el fondo, indicando la presencia de hidratos. Dicho análisis implica el desarrollo de una metodología la cual en forma sistemática hace un tratamiento geofísico de los hidratos de gas, mediante secuencias de procesamiento e interpretación sísmica. Las capas con hidratos de gas normalmente muestran los efectos de cierre, es decir, reducen los contrastes de impedancia acústica dentro de los sedimentos hidratados, presumiblemente debido a la cementación de las moléculas de hidratos de gas, de las interfaces estratigráfica, por lo tanto, una reducción de las amplitudes sísmicas está dentro de la capa de hidratos de gas, la cual se utiliza a menudo como una función de diagnóstico. El límite entre los sedimentos que contienen hidratos de gas y los estratos subyacentes a menudo es muy fuerte, y se caracteriza la polaridad del reflector negativo en los datos sísmicos por una gran amplitud. La gran amplitud del reflector simulador del fondo, o BSR, depende de la presencia de gas libre por debajo de la RSE. Con el fin de evaluar la presencia de acumulación de gas libre debajo de la capa de hidratos de gas, se llevó a cabo un análisis a nivel de registro y de secciones finales (apilado y migración), además del análisis AVO en lineas costa afuera de la Cuenca de la Guajira en el Caribe Colombiano.
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Generación de un modelo de distribución espacial de canales para las formaciones mugrosa y esmeraldas, campo tenerife, cuenca del valle medio de magdalena, colombia
Authors Jenny Ramirez Villamizar, González Silva and Diana CarolinaEste trabajo tiene como objetivo generar un modelo 3D de distribución espacial de canales de la Formación Mugrosa y Esmeraldas del campo Tenerife ubicado en la cuenca del Valle Medio del Magdalena. Para ello se integro toda la información de núcleos, registros de pozo y sísmica 3D-3C proporcionada por ECOPETROL. Partiendo del análisis de núcleos y amarre con los registros de pozo se identificaron electrofacies de canal, llanura de inundación y depósitos de desborde. Se correlacionaron los tres pozos del campo mediante la interpretación de registros dipmeter, patrones de estacado, electrofacies, con el fin de extraer la mayor cantidad de información concerniente a la ubicación de superficies estratigráficas en el área.
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Stable Isotopes in Methane and Hydrogen Sulfide as Reliable Tools in Provenance Studies of Natural Gases Trapped in Gas Hydrates of Colombian Caribbean offshore Basins
Authors Humberto Carvajal Ortiz and Lisa M. PrattGas hydrates are considered the ultimate natural gas reserve of the planet and are probably present in the Caribbean offshore of Colombia, based on 2-D seismic studies that have detected zones with high density of bottom simulating reflectors (BSR) in the Colombia, Sinú Offshore, and Guajira Offshore Basins (e.g., Reed et al., 1990; Lopez and Ojeda, 2006). Stable isotopes in methane (CH4) and hydrogen sulfide (H2S) can be used as source-fingerprints of gas molecules trapped inside hydrates, allowing the differentiation of CH4 from microbial and thermal processes, providing valuable context for economic recovery of natural-gas resources. It is challenging, however, to apply isotope systematics to hydrate-forming systems due to complex influences on nucleation and dissociation under varying conditions of salinity/pressure/temperature and interactions of gas molecules with clay minerals and organic matter. In this study, pressure-vessel analogue models allow nucleation of gas hydrates, attempting to simulate the conditions at potential gas hydrate sites: low temperatures, high pressures, CH4 and H2S saturation, varying salinity, clay mineralogy (smectites), and microbial biosurfactants reported to occur at natural hydrate sites. Salinity CH4-experiments show only small differences in carbon and moderate variations in hydrogen isotopic compositions between gas phases (free gas vs. hydrate gas). Also, experiments with clay minerals and biosurfactants display an enhancement in isotopic fractionations of the different gas fractions. These results and those of ongoing experiments will refine interpretation of gas provenance and will improve risk assessment at sites where recurrent hydrate formation complicates hydrocarbon drilling and transportation in pipelines.
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Estimación de cuerpos de arena mediante la inversión sísmica de los datos de onda PP y onda convertida PS del programa sísmica Tenerife 3D3C
Authors William Agudelo, Edgar Pineda and Jairo GuerreroEl uso de la sísmica multicomponente ha sido considerado como muy prometedor en los últimos ańos para la determinación de litologías, caracterización de fracturas y detección de fluidos entre otros. En este trabajo describimos el trabajo de inversión sísmica en el proyecto piloto Tenerife 3D3C de 22 Km2. Para obtener la distribución de arenas del campo se realizó la inversión acústica y elástica de la onda PP y la inversión conjunta (joint inversion) de la onda PS. El paso de mayor dificultad es la registración o equivalencia entre los volúmenes procesados de onda PP y PS. Este paso fue realizado sobre dos flujos de procesamiento en los cuales se interpretaron todas las superficies de interés. La ondícula fue determinada a partir de los volúmenes sísmicos PP y PS y de VSP vertical (ZVSP) y a offset (OVSP). Se usaron atributos simples como velocidad Vp/Vs de intervalo y relaciones de amplitudes para entender cualitativamente las diferencias entre los volúmenes PP y PS. La impedancia de onda S (Zs) puede invertirse a partir de la onda PP y a partir de la inversión conjunta PP y PS. Los resultados muestran que la onda PS aporta a la solución y marca zonas con mayor espesor de arenas. Este resultado abre la puerta para la aplicación potencial de la sísmica multicomponente en otros campos del país para la determinación de propiedades litológicas y de fluidos.
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Using microseismic to understand fracture/reservoir behavior and geology effects on a well in the Middle Magdalena Basin - Colombia
Microseismic has been used in North America extensively to help in Conventional as well as Unconventional plays, it is a tool that if applied and used correctly can provide a never before available scientific guide to explorationists for improving the economics and production in a field. This technology can be done using tools placed in an offset monitoring well and can also be done with special tool placed in the same well frac.
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Estratigrafía del Paleozoico inferior en el borde noroccidental de Suramérica (Colombia y Venezuela): Una nueva visión
Authors Jaime Reyes-Abril and Andrés Pastor-ChacónEn el Paleozoico Inferior del borde noroccidental de Suramérica, existen muchos trabajos puntuales estratigráficos y/o paleontológicos, ninguno menciona relaciones estratigráficas o paleogeográficas generales. Por ello se realizó una revisión estratigráfica inicial en la que se observó una amplia dispersión temporal que impide generar correlaciones y paleogeografías precisas. Visto esto, realizamos una detallada revisión de la información sedimentológica, paleontológica y estratigráfica, incluyendo estudios inéditos recientes. Con la revisión estratigráfica obtenida se proponen las siete divisiones temporales descritas a continuación, que pueden ser la base para el análisis de sistemas petrolíferos paleozoicos: 1) Vendiense-Cámbrico Inferior, que incluye las formaciones Hato Viejo y Carrizal, reportes de microfloras en los Llanos Orientales, metasedimentos del Graben de Espino y las formaciones Cerrajón y Cańaote (anteriormente silúricas), 2) Cámbrico Medio, con una unidad no definida al norte de La Macarena y reportes de microfloras de los Llanos Orientales, 3) Cámbrico Superior, base de la Formación Mireles y reportes de microfloras de los Llanos Orientales, 4) Ordovícico Inferior a Medio, con la Formación Negritos en Los Llanos Orientales, la Formación Araracuara, el tope de la Formación Mireles y las formaciones El Hígado, Río Venado y La Cristalina, 5) Ordovícico Superior, Formación Caparo, con fósiles guía del Sandbiense, 6) Silúrico Inferior a Medio, una espesa unidad clástica no fosilífera que infrayace a la Formación El Horno con limolitas fosilíferas, y 7) Silúrico Superior, tope de la Formación El Horno con calcáreos y margas fosilíferas, base del Grupo Río Cachiri con braquiópodos (anteriormente devónicos) y palinomorfos del Grupo Quetáme.
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Basement map of the Venezuela Eastern Basin from gravity and magnetic inversion
Authors Nestor Cahuana, Andreína García and Nuris OrihuelaWe present the basement map of the Venezuela Eastern Basin, at 1:500.000 scale, located between the coordinates 61ş to 66ş west longitude, and between 8ş and 11ş north latitude. The gravity anomalies are from Venezuela gravity anomalies database processed from satellite, aerial and marine surveys; whereas the magnetic anomalies are from geopotential combined models. This map was obtained by gravity/magnetic inversion methods: Radial power spectrum, Euler deconvolution, Werner deconvolution; and gravity/magnetic modeling. The depth solutions obtained by applying these techniques, has been associated with the location and depth of sources that cause the anomalies, in this case, with the top of crystalline basement and geological structures involving the basement. Exploration wells data and structurally interpreted seismic sections previously in the area, were used to validate the results. Synthetics anomalies of gravity and magnetism were generated with the aim of comparing the observed with the theoretical response, thus allowing a best fit of the three-dimensional model. The obtained results allow the interpretation of geological structures involving the crystalline basement, as well as proposing new prospective areas.
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Tectonic and subsidence history of the Llanos foreland basin of Colombia
Authors Henry Campos and Paul MannColombia is located in the northwestern corner of South America. The NE-trending Andean mountain range is divided into three separate cordilleras: the Oriental (eastern), Central, and Occidental (western). The uplift of these cordilleras was caused by the combination of east-west shortening due to the subduction of the Nazca and Caribbean plates beneath the South American plate and the collision of the Panama arc-indentor with western Colombia. Between the Guiana Shield and the Cordillera Oriental, the basement dips westward into the subandean Putumayo and Llanos basins, which are separated by the Serrania de la Macarena and the Vaupes arch. The Arauca arch separates the Colombian Llanos basin from the Venezuelan Barinas-Apure basin. The Llanos basin of Colombia covers approximately 194,000 km2 and is considered one of the most prolific hydrocarbon basins along the eastern flank of the Andes in South America (ANH, 2007). The most significant factor affecting the hydrocarbon potential of the Llanos basin was the deposition of marine Cretaceous source rocks that were deeply buried and thermally matured (Moretti et al., 2009), and the multiple phases of orogeny (Parra et al., 2009b, 2010) that produced many structural and stratigraphic traps and pathways for oil migration.
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2nd Edition of the Geological Map of Colombia
Authors Jorge Gómez Tapias and Nohora Emma Montes RamírezThe Geological Map of Colombia-GMC is an ongoing project that started in 2001, the 1st edition was finished in 2007 and now is one of the main functions of the Colombian Geological Survey. The GMC summarizes the superficial geological information of the Colombian territory compiled using ArcGIS 9.3.1 by integration and generalization of 1:100,000 scale geological sheets published by the Colombian Geological Survey. The harmonization was controlled using remote sensing imagery such as Landsat, radar and a 30 m resolution NASA-SRTM DEM. The units represented on the GMC were defined according to a mixed chronostratigraphic-lithostratigraphic classificatory scheme. The technological platform that supports the SIGER is based on the database management systems Oracle 10g and ArcSDE 8.3 for the handling of the data. Additionally, with the objective to feed GMC database, the GIS radiometric ages catalog of Colombia has been made and include with this edition. 2nd edition of the GMC was released in 2012 and includes 70 brand new geological sheets at a scale 1:100,000, actualized official base map of the Geographical Institute Agustin Codazzi-IGAC with MAGNA coordinate system compatible with WGS84 coordinate system, new colors and ages of the International Stratigraphic Chart 2008, the Tectonic framework of NW South America and the Caribbean with 2011GPS vectors 2011 and the geological harmonization with the geological maps of Peru and Brazil after two workshops in 2009 and 2011 with colleagues of the CPRM and INGEMMET.
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Modelo evolutivo de estratigrafia de secuencias en el cono de rio grande (offshore brasil).
Authors Maria Bejerano and Luis CastilloEl Cono de Rio Grande se encuentra ubicado en la Cuenca de Pelotas en el Offshore de Brasil. Esta geoforma se caracteriza por encontrarse en una margen tectónica pasiva que continúa hasta el presente. A causa de esta extensión, el mar progresivamente ha invadido zonas continentales y su nivel base ha tenido fluctuaciones a través del tiempo. El presente trabajo es un estudio integrado de la sismoestratigrafía con la estratigrafía de secuencias. Así se tienen herramientas modernas en el campo de la geología estratigráfica, donde la interacción entre el espacio de acomodación y la sedimentación juegan un papel fundamental para la determinación de unidades genéticas, en este caso, con la sismoestratigrafía. En las secciones sísmicas fueron hechas las interpretaciones basadas en estratigrafía de secuencias, donde se determinaron cuatro secuencias estratigráficas limitadas por discordancias. En cada una de las secuencias se establecieron los diferentes tratos de sistemas y superficies, definiendo paquetes de tercer orden. Una vez realizada la interpretación, se construyó un modelo evolutivo estratigráfico del Cono de Río Grande teniendo en cuenta parámetros tales como subsidencia, cambios del nivel eustático y aporte sedimentario.
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Basement setting in the east edge of the parnaíba basin, using air gravimetric, magnetometric, seismic and land gravity data
Authors José Bezerra, André Rugenski, Renato Silveira and Roberto AguiarThis paper presents a joint interpretation of aerial survey data from gravimetry and magnetometry, 2D seismic data and terrestrial gravity data in order to examine the stratigraphic framework and configuration of the basement in the central-eastern Parnaíba Basin in region of Transbrasiliano Lineament north-northeast of Brazil. The main objective of this study is to map the architecture and composition of the basement, the structural, stratigraphic and volcanic rocks, in order to characterize the hydrocarbon prospectivity. The Transbrasiliano Lineament (LTB) is a suture zone of NNE-SSW direction, which reaches 100 km wide, featuring behind the geophysical constrain Parnaíba Basin resulting on zones of crustal weakness reactivated since the Precambrian. The tectonic movement in LTB reflects the evolution of Paleozoic and Mesozoic sedimentary basins along its length. Fairhead et al., 2007, based on aeromagnetic data from Brazil and Northern Africa, considers the LTB as part of the crustal lineament Argentina - Brazil - Algeria (ABA). The workflow includes integrated interpretation of 2D seismic, gravity data and detailed land-scale aerial survey data covering gravimetric and magnetometric methods with imaging and filtering; solutions depth of magnetic basement using Werner deconvolution, Euler technique and half slope of Peters; 2D seismic time and sections depth in the initial links with gravity and magnetic modeling.
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An Integrated View of Textural Variations in the Eagle Ford, South Texas, USA, as seen in Core, CT Scans, Thin Section and SEM
Authors Brian Driskill, Andrew Govert and Lori HathonUnconventional reservoirs are becoming an important source of hydrocarbons around the world. For many years, detailed studies of mudrocks were not conducted largely due to the pervasive view that muds, being the result of fine-grained settling within a quiet water column, were ‘uneventful’. Recent research, however, indicates that mudrocks are internally more complex than previously thought and mostly likely deposited under dynamic conditions. Recognition of the complexity of mudrocks has led to a desire to more fully describe finegrained cores with attention to textural variations. From an exploitation point of view, understanding the fine-scale structure of mudstones is a key part to building a framework with which to better predict reservoir vertical and lateral variability. The Cenomanian-Turonian Cretaceous Eagle Ford Formation of the Texas Gulf Coast is a dark grey marl that functions as both source and reservoir. From multiple cores within both the oil and gas-condensate windows, a database of core descriptions, thin sections, high-resolution helical computed tomography (CT) scans, and SEM images of ion-milled surfaces was built. Observations from these data were used to create an interpretation of the Eagle Ford’s texture and fabric. In particular, the CT data was fund to be very helpful for understanding the internal fabric and was used to initially break the rock into fabric units. An outcome of this work was an understanding of why a ‘universal’ electrofacies model was elusive. Tying these observations to larger scale cycles seen in well logs and outcrops created a predictive model for reservoir quality.
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How to compute the gas in place on unconventional gas shale play
More LessThe conventional prospect charge is almost always evaluated thanks to basin model. They allow the explorationist to compute subsidence history, source rock maturation and fluid migration and accumulation versus time. At the beginning of the gas shale exploration success story, dynamic trial and error approaches have been common, apparently without too much of geological input in the decision. However, careful basin analysis may help to predict where the source rocks have the adequate mineralogy to be frac and the adequate TOC and richness to generate gas. The temperature, pressure and TOC versus time could be modeled and therefore the adsorbed volume of gas that have to be added to the free one in the porosity.
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Exploración de Plays No Convencionales para Gas en la Formación Porquero de la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena, Colombia
Authors Ivan Leyva, Juan Arminio, Rudyard Vega, Jairo Lugo and Angel DasilvaLa cuenca del Valle Inferior del Magdalena en Colombia se ha caracterizado por su tendencia a producir gas y condensado. En la subcuenca de Plato, empleando sísmica 3D y análisis de atributos AVO e inversión elástica y acústica, se definió un play exploratorio en el flanco de un diapiro incipiente de arcilla. A partir de esta información se estableció la prospectividad para gas en una espesa sección de lutitas masivas de la Formación Porquero del Mioceno Medio, la cual fue confirmada con la perforación de dos pozos exploratorios.
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Análisis multi-atributos para la caracterización sísmica de prospectos para gas en la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena, Colombia
Authors William Marin, Milagrosa Aldana and Jesús SierraEl presente trabajo tiene como principal objetivo el cálculo, comparación, análisis e integración de diferentes técnicas de atributos sísmicos con información geológica y petrofísica, para la disminución de la incertidumbre en la caracterización de un yacimiento e identificación de zonas prospectivas para gas en la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena en Colombia. Previo al análisis de atributos, se realizaron análisis de física de rocas y modelado AVO utilizando registros de pozos perforados en la zona de estudio. Como resultado de este análisis se obtuvo que la impedancia acústica de las arenas reservorio tiende a ser muy similar a la de las lutitas; sin embargo, cuando estas arenas están saturadas de gas, la impedancia disminuye ligeramente respecto a las arenas con agua y lutitas circundantes. A partir del modelado AVO se confirmó que las arenas gasíferas del área son del tipo clase II sin cambio de polaridad en la amplitud. Descomposición espectral, inversión acústica e inversión simultánea fueron los principales atributos aplicados. Los atributos calculados en el dominio pre-apilamiento (Impedancia P, Impedancia S y densidad) lograron una mejor definición de arenas gasíferas que los atributos calculados en el dominio post-apilamiento. A pesar de ello, los resultados de la aplicación de descomposición espectral e inversión acústica post – apilamiento constituyeron buenos indicadores directos de hidrocarburos, resaltándose la importancia de estos atributos cuando se carece de datos pre-apilado.
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Nuevo enfoque estructural en la Cuenca de Huallaga, y su implicación en la Exploración de Hidrocarburos
Authors Rubén Pérerz-Martin and Gonzalo Zamora-ValcarceLa cuenca de Huallaga se encuentra situada en la zona de antepaís del subandino peruano. Es una cuenca poco explorada históricamente debido a las dificultades geográficas que presenta y a que el único pozo Ponasillo 1X, perforado en 1992, resultó fallido. Esta cuenca se aracteriza por una serie de anticlinales elongados NW-SE separados por sinclinales con una importante secuencia terciaria. Interpretaciones previas clásicas relacionan estas estructuras con la existencia de un sistema diapírico a partir de depósitos evaporíticos de edad jurásica o anterior. Avances en el conocimiento del comportamiento de tectónica salina en zonas compresivas, junto con modelos desarrollados en otras provincias del subandino han permitido la creación de un nuevo modelo estructural para la zona. Mediante el uso de datos sísmicos disponibles y geología de superficie se ha desarrollado un nuevo modelo estructural con un espesor de evaporitas menor que el propuesto clásicamente. La formación de las estructuras estaría relacionada a pliegues de despegue y estructuras tipo dúplex, favorecidos por la presencia de estas evaporitas. En base a este modelo y mediante el análisis de las relaciones geométricas, se han estimado acortamientos y profundidades del nivel de despegue. Este modelo estructural, más acorde con lo que se observa tanto en superficie como en la información de subsuelo, abre un nuevo horizonte exploratorio en una cuenca de frontera.
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