Escuela de Geología

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Browsing Escuela de Geología by browse.metadata.advisor "García González, Mario"

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    Caracterización del sistema petrolífero de las arenas bituminosas en el área de Sogamoso (cordillera oriental de los andes Colombianos) mediante correlaciones crudo-roca y modelamiento de sistemas petrolíferos
    (Universidad Industrial de Santander, 2015) Pacheco Mendoza, Jael Yanine; García González, Mario; Teson del Hoyo, Eliseo
    Se analizaron 15 muestras de roca y 47 de rezumaderos, arenas bituminosas y crudos recolectadas a lo largo de la Zona Axial de la Cordillera Oriental medio de técnicas como COT, pirolisis rock-eval, extractos de bitumen, MPLC, GC-FID y GC-MS, y se construyeron dos modelos 2D de sistemas petrolíferos con el software PetroMod® para estimar los tiempos de ocurrencia de los procesos en el sistema petrolífero. En todas las muestras se reconoció la mezcla de dos crudos, que se distinguen según el grado de biodegradación y se agrupan en tres categorías. Los dos primeros grupos tienen biodegradación severa; en el primero no se conservan los rasgos ambientales de ninguno de los dos crudos; en el segundo grupo la primera carga está completamente biodegradada, pero se conservan algunos biomarcadores del segundo pulso; el tercer tipo, que es el crudo Corrales, tiene una biodegradación moderada, donde se conservan los biomarcadores tanto del segundo como del primer pulso. La mayoría de crudos se asocia a una roca generadora de origen marino siliciclástico con un ligero contenido carbonático, de baja salinidad y con alto aporte de materia orgánica terrígena que fueron originados a partir de una fuente en la ventana de generación del aceite, este se asocia a la facies orgánicas de la Formación Chipaque en el bloque yacente de la Falla de Soapaga. Con la integración del modelamiento y las correlaciones crudo-roca se determinó la existencia de tres sistemas petrolíferos principales cuya roca generadora es la Fm. Chipaque y los reservorios son las Fms. Arenisca Tierna, Socha Inferior y Picacho. También, las rocas del intervalo Hauteriviano-Aptiano parecen contribuir minoritariamente en las acumulaciones. La generación de la Fm. Chipaque inició hace 73 Ma, con su pico de generación en el Eoceno Medio, mientras que la Fm. Fómeque en el Santoniano (83 Ma).
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    Caracterización geoquímica y correlación de crudos altamente biodegradados para la identificación de facies generadoras en la cuenca yari-caguan, Colombia
    (Universidad Industrial de Santander, 2015) Palmera Henao, Tania Sarith; García González, Mario; Blanco Velandia, Vladimir Orlando; Philp, Paul Richard
    El presente trabajo reporta los resultados de la caracterización y correlación entre crudos altamente biodegradados presentes en la Cuenca Yarí-Caguán y los resultados de las correlaciones crudocrudo entre la Cuenca Yarí-Caguán y las Cuencas: Llanos Orientales (sector sur), Putumayo y Valle Superior del Magdalena (VSM). Los resultados de los análisis de biomarcadores convencionales y biomarcadores ocluidos realizados mediante GC-MS a las muestras de las zonas estudiadas en la Cuenca Yarí-Caguán, permitieron establecer la presencia de una mezcla de crudos en la Formación Mirador de edad Eoceno Superior (roca reservorio), constituida mínimo por dos pulsos de generación. El primer pulso de generación presenta una correlación con las muestras analizadas en la zona norte de la Serranía de la Macarena, Cuenca Yarí-Caguán, y las muestras analizadas en las Cuencas: Llanos Orientales (sector sur), Putumayo y VSM. En estas áreas se observó un mayor grado de madurez termal con respecto a las demás zonas estudiadas en la Cuenca Yarí-Caguán, de acuerdo con la relación de aromatización de esteroides monoaromáticos (TAS/ (MAS+TAS)) y el índice de metilfenantrenos con reflectancia de vitrinita calculada (%Rc). Mientras, el segundo pulso de generación se restringe a las zonas: San Vicente del Caguán, Sur de la Serranía de la Macarena y zona Sur en límites con Putumayo. En esta investigación se propone que el segundo pulso puede atribuirse a una cocina de generación local en el sector de la Uribe (cercanías al pozo Uribe-1). Los crudos analizados en la Cuenca Yarí-Caguán y las cuencas aledañas, provienen principalmente de una roca fuente marina carbonática de edad Mesozoica, de acuerdo con el índice de dinosteroides triaromáticos; que se restringe al Cretácico, con base en el índice de oleanano. Estos crudos pueden atribuirse al sistema petrolífero de las Formaciones CaballosVilleta y sus respectivas unidades cronoestratigráficas equivales (Formaciones Une, Gacheta y Chipaque).