Maestría en Geología

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Análisis cicloestratigráfico de la transición oligoceno-mioceno para el margen continental del noroeste colombiano
(Universidad Industrial de Santander, 2010) Rueda Martínez, Jenny Paola; Cruz Guevara, Luis Enrique; Torres Torres, Vladimir
La sedimentación del Oligoceno y Mioceno temprano, para el Margen Continental del Noroeste de Colombia, estuvo controlada por eventos cíclicos orbitales, esto se infiere luego de realizar análisis espectral sobre los proxies de susceptibilidad magnética y carbonato de calcio en la Formación El Carmen. Se identificaron ciclos de 84, 25, 16, 4.7m de espesor; estos corresponden con los periodos orbitales (Ciclos de Milankovitch) de excentricidad de 2400, 700, 400 y 131 ka respectivamente. Estos ciclos se corroboraron con los datums bioestratigráficos (nanofósiles), para los pozos Carmen de Bolívar Estratigráfico 4 (CB-E4) y Estratigráfico 3 (CB-E3). Se estima a partir del análisis cicloestratigráfico que la sedimentación del pozo CB-E4 se dio en el periodo de 22.84 a 15.84 Ma ±300ka (Mioceno temprano a medio). Respecto a la transición Oligoceno- Mioceno, se identifica en la parte más basal de este núcleo. El CB-E3, corresponde con el intervalo de 25.31 a 33.01 Ma, ±300ka (Oligoceno temprano-tardío). Los ciclos orbitales de excentricidad en el Oligoceno y Mioceno temprano, para el margen continental del noroeste de Colombia, influyeron en el clima, la meteorización y la disponibilidad de sedimento. A partir de la susceptibilidad magnética se registraron los cambios en la entrada de terrígenos hacia la cuenca, los cuales se caracterizaron por ser estables, con unas tasas de sedimentación que tienden a mantenerse constantes, en promedio de 0.041 m/ka. Estos eventos cíclicos encontrados para la Formación El Carmen, se relacionan con eventos climáticos y eustáticos globales. Globalmente para el Oligoceno- Mioceno se registran glaciaciones las cuales influyeron en el comportamiento del nivel relativo del mar. Para la Formación El Carmen se identificó que en estos episodios glaciares, se registraron máximos en la susceptibilidad magnética, por lo que se sugiere que los ciclos orbitales encontrados en el margen continental estén marcando cambios glacioeustáticos.
Análisis de iluminación basado en el campo de onda sísmico para una sección estructural compleja localizada en la cuenca del valle superior del Magdalena
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Chajin Ortiz, Patricia; Herrera Otero, Edwar Hernando; Camacho Almeyda, German Dario
En este trabajo se desarrolla un ejercicio de análisis de iluminación basado en el campo de onda sísmico en la Cuenca del Valle Superior de Magdalena, donde existen zonas prospectivas para la exploración petrolera localizadas debajo de fallas inversas o cabalgamientos donde el método sísmico convencional ofrece imágenes de baja calidad, por tanto, los modelos geológicos interpretados tienen alta incertidumbre, que sumándose a las perforaciones fallidas reportadas por algunas compañías, representan un reto técnico a resolver. En la metodología, se propone usar la interpretación sísmica de dos modelos geológicos-estructurales en profundidad para una misma transecta que corta los trazos de las fallas de Chusma y Upar, en los que se consideran los estilos estructurales definidos en la bibliografía para esta zona de la cuenca y la relación estratigráfica de las unidades rocosas presentes, para generar un modelo de velocidad para cada uno de los modelos geológicos interpretados basados en información de pozos. Además, se realiza la construcción de un modelo geofísico, requerido como base para ajustar y correr las pruebas del modelado para iluminación por campo de onda, ejercicio con el que se pretende simular una adquisición sísmica donde se describan la mayoría de los caminos que toma la energía para entender los fenómenos que ocurren en las zonas debajo de las fallas de cabalgamiento interpretadas en los modelos geológicos que generan zonas iluminadas y zonas de sombra. Así, se propicia la validación del modelo geológico que presenta un mejor ajuste para la transecta con el modelo geofísico construido dadas las condiciones de iluminación por campo de onda, de tal manera que las posibles zonas prospectivas debajo de las fallas inversas de Chusma y Upar, sean consideradas viables o no para continuar con el avance en la exploración y descubrimiento del potencial de hidrocarburos en esta zona de la cuenca.
Análisis de la evolución termal y potencial reservorio de las rocas jurásicas en la confluencia del macizo de Santander y las cuencas Cesar, valle medio e inferior del Magdalena
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Anaya Arias, Camilo Alberto; Velandia Patiño, Francisco Alberto; Mantilla Figueroa, Luis Carlos; Bernal Olaya, Rocio del Pilar
La presente tesis de maestría se plantea en una zona ubicada entre los municipios de Pailitas y Curumaní, departamento del Cesar, en zona de influencia del sistema de Fallas Bucaramanga - Santa Marta con un área superficial aproximada de 63,36 km2, donde la ANH ubicó pozos exploratorios, uno de los cuales fue asignado para la realización del presente trabajo de investigación. El área se encuentra ubicada al norte de Colombia, en el extremo septentrional de la cuenca del Valle Medio del Magdalena, limita con las cuencas del Valle Inferior del Magdalena (Sub-cuenca de Plato) y Sub-cuenca Cesar, mientras que el basamento Paleozoico cercano aflora en los sectores vecinos del Macizo de Santander y serranía de Perijá. Se presume que el pozo de estudio se encuentra en el Alto de Chimichagua que limita las tres cuencas mencionadas. Con base en la información geológica existente en la zona de estudio se plantea un sistema petrolífero que funciona especialmente en rocas pre-Cretácicas. La roca generadora estaría ubicada en cuencas aledañas, el reservorio y sello estarían en rocas del Jurásico. La trampa sería de tipo estructural y la migración estaría asociada a las zonas de debilidad que conecta con las cuencas vecinas. Como apoyo del sistema petrolífero, estudios previos realizados por la ANH en el pozo ANH-VMM-WP271-1X encontraron evidencias de gas natural (C1, C2) con valores entre 100 1000 ppm (ANH, 2016) que se reportan a una profundidad mayor de 1800 ft (en unidades Pre-Cretácicas).
Análisis multiescalar de ciclicidades en registros de pozo a partir de la transformada de ondícula, aplicando al campo colorado
(Universidad Industrial de Santander, 2015) Bedoya Montilla, Julie Stephanie; Cruz Guevara, Luis Enrique; Mier Umaña, Ricardo
La transformada de ondícula fue desarrollada en la década de los 80 para la resolución de problemas relacionados con señales no estacionarias presentes en las ondas sísmicas y recientemente en el análisis de registros de pozo. Los estudios realizados en campo Colorado revelan que la interpretación de registros de pozo se ha realizado a partir de la evaluación del comportamiento de las curvas de los registros. Por tal motivo, se aplicó la herramienta matemática de la transformada de ondícula en el análisis de registros Gamma Ray (GR) y Resistivos (ILD), para los pozos C54, C56, C63, C65, C66 y C68 del campo Colorado, ubicado en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena. Los registros fueron procesados a través de la herramienta de la transformada de ondícula en el Wavelet Toolbox de MATLAB 7.1. Con esta herramienta se obtuvieron 12 escalogramas que permitieron corroborar los topes estratigráficos de las (Zonas B1-B2) y la Zona C de la Formación Mugrosa. Los topes fueron establecidos por la presencia de señales de alta intensidad en los escalogramas. Con la transformada de ondícula discreta se realizó un análisis multiresolución de registros (GR) en la Zona B de la Formación Mugrosa para los pozos C63, C65, C66 y C68. En los pozos C63, C65 y C68 se encontró que la relación 1:2 muestra las periodicidades de precesión 20 ka y oblicuidad 41 ka de los ciclos de Milankovitch. Sin embargo, la ausencia de una descripción sedimentológica detallada no permite mostrar la relación de estas ciclicidades con el modelo sedimentario para cada pozo. Estas periodicidades se relacionaron con las electroformas de canal y llanura de inundación definidas en el modelo sedimentológico y estratigráfico de Campo Colorado.
Aplicación de la termocronología para determinar la temporalidad de la deformación del Anticlinorio de Villeta, Sinclinal de Guaduas, Cundinamarca, Colombia
(Universidad Industrial de Santander, 2011) Osorio Carreño, Lidy; Khurama Velásquez, Sait; Mora Bohórquez, Andrés Roberto
La Cordillera Oriental, junto con la cuenca del Valle Medio del Magdalena, guarda dentro de sus secuencias la historia de su evolución. En el Cretáceo temprano hacían parte de una gran cuenca extensional. Luego con el inicio del levantamiento de la Cordillera Central, al final del Cretáceo-Paleoceno, formaron parte de una cuenca de antepaís asociada a este levantamiento. Posteriormente, por lo menos desde el Eoceno tardío, se inicia el levantamiento de la Cordillera Oriental, transformando la cuenca del Valle Medio del Magdalena como una cuenca de antepaís asociada al borde occidental de la Cordillera Oriental. En este caso, las secuencias presentes dentro de esta cuenca se convierten en un laboratorio natural para descifrar la historia de levantamiento de estas dos cordilleras. Con el propósito de determinar la temporalidad de la deformación del flanco occidental de la Cordillera Oriental y parte sur de la cuenca del Valle del Magdalena Medio se empleó la termocronología, herramienta que a través de diversos termocronómetros puede descifrar la historia de levantamiento de una zona. Estos, combinados con los paleotermómetros, como la reflectancia de la vitrinita, permiten restringir mejor la historia t-T de una roca, ya que indican las máximas temperaturas a las que estuvieron sometidas las rocas. Mientras que los geocronómetros evidencian los terrenos que estuvieron levantados generado sedimentos que rellenaron la cuenca. En el área de estudio se analizaron 17 muestras para trazas de fisión en apatito, 5 para análisis de (U-Th)/He en apatito (AHe) y 9 para (U-Th)/He en circón (ZHe) y 8 dataciones nuevas de U-Pb en circones detríticos de rocas del Cretáceo y Cenozoicas a lo largo del Sinclinal de Guaduas y Anticlinorio de Villeta, donde se documenta la deformación en secuencia del Anticlinorio de Villeta Sinclinal de Guaduas durante el Oligoceno tardío, la cual siguió activa durante todo el Mioceno.
Armazón cronoestratigráfico con base en estratigrafía sísmica y de secuencias para un área piloto en la cuenca de la baja guajira offshore del caribe colombiano
(Universidad Industrial de Santander, 2010) Madero Pinzón, Hernán Darío; Colegial Gutierrez, Juan Diego
Elaborar un marco cronoestratigráfico relativo para el off-shore de la Baja Guajira es una tarea imprescindible para la reducción del riesgo exploratorio en esta zona del país. Este trabajo tiene como objetivo definir un armazón cronoestratigráfico para un sector de esta cuenca basado en estratigrafía sísmica y de secuencias, extrapolando e integrando información de pozos cercanos a un área piloto, ya que esta zona carece de ellos. Para elaborar este armazón cronoestratigráfico se integró información estratigráfica y biocronológica de los pozos Tairona 1, Calamar1, Mero1 y Merluza1, denominados Pozos 1, 2, 3 y 4 ubicados al sur de área de estudio. Esta información fue inicialmente comparada con la carta de cambios relativos del nivel mar, encontrando importantes coincidencias en el comportamiento de la curva generada a partir de los datos de pozo con la carta global. A partir de esta información se identificaron 5 horizontes sísmicos guía, asociados con aumentos del nivel del mar, correspondientes a 2.0 Ma (Pleistoceno inferior), 4.0 Ma (Plioceno medio), 5.8 Ma (Mioceno superior), 13.0 Ma (Mioceno medio) y 17.0 Ma Mioceno inferior tardío las cuales sirven como referencia para la elaboración de este trabajo. Esta información se transportó a los datos del bloque sísmico del sector de la cuenca sobre la cual se realizó este estudio por medio de líneas sísmicas 2D con el amarre de los datos de pozo a estas líneas por medio de los check-shot de cada uno de los pozos. El análisis estratigráfico realizado sobre la sísmica 3D en el área piloto determinó 11 secuencias sísmicas de tercer orden que van desde el Mioceno inferior hasta el Pleistoceno. Para la ubicación temporal de estas secuencia se utilizaron principalmente datos extrapolados de los pozos, adicionalmente se correlacionó con la carta global de variaciones del nivel del mar haq et al (1987).
Caracterización de reservorios de arenas bituminosas en afloramiento y definición de parámetros correlacionables con características de subsuelo. Área de Sogamoso, Cordillera Oriental - Colombia
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Araque Guevara, Kedy Yohana; Khurama Velasquez, Sait; Sandoval Ruiz, Jose Ricardo
Colombia actualmente se encuentra en la búsqueda de nuevas fuentes de energía que suplan el consumo energético del país por lo que diversos estudios se han centrado en la identificación de recursos no convencionales de hidrocarburos. Las arenas bituminosas constituyen un potencial significativo de hidrocarburos no convencionales que contribuiría a aumentar las reservas de hidrocarburos. En el área de Sogamoso, al igual que en otras zonas del país, se han encontrado y evidenciado impregnaciones de Arenas Bituminosas que se encuentran aflorando, siendo esta una gran fuente de información. En la Formación Picacho, la composición de la roca, principalmente el contenido de arcillas y fragmentos líticos, influencian significativamente la calidad del yacimiento y el contenido de material fino tiene impacto sobre las características petrofísicas. Cuando se hace presente algún porcentaje de arcilla, la porosidad y permeabilidad de la roca se reduce dado que las partículas finas que forman estos dos elementos tienden a ocupar el espacio poroso entre los granos. Esta Formación posee excelentes propiedades petrofísicas y espesores importantes que le dan un alto potencial como roca almacenadora. Sin embargo, debido a que esta ha sido erodada durante la evolución de la cuenca y teniendo en cuenta que por su cercanía con la superficie, no presenta la suficiente presión para fluir, se sugiere aplicar técnicas de recobro mejorado para probar el verdadero potencial de esta formación. La textura, la porosidad y la permeabilidad son las propiedades identificadas como potencialmente correlacionables entre afloramiento y subsuelo.
Caracterización del estilo estructural, geometría y cinemática de un área ubicada en la cuenca Titicaca, Perú
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Morales Martinez, Monica; Higuera Diaz, Ivan Camilo; Chajid Kairuz, Edgar
Aunque la actividad exploratoria en la Cuenca Titicaca inició a principios del Siglo Veinte (XX) con el descubrimiento del Campo Pirín, uno de los más altos sobre el nivel del mar en el mundo, la complejidad geológica y de acceso hacen que esta se pueda considerar como un área de frontera exploratoria; debido a la escasez de información y conocimiento geológico detallado de la cuenca, tanto en su estratigrafía como en la geología estructural. En este estudio se presenta un modelo estructural realizado mediante la construcción y balanceo de secciones estructurales regionales de 130 Km de longitud y de 36º de azimuth, localizadas a lo largo de la parte Noreste del Lago Titicaca. Este estudio se basa en la geología de superficie y la recopilación de información públicamente disponible para esta área e incluye nuevos datos que aportan conocimiento al modelo en profundidad gracias a la integración de diversos datos geológicos y geofìsicos multiescala. El análisis y posteriores resultados permiten proponer una historia evolutiva a través de la cual se han conformado diferentes depocentros configurándose una serie de cuñas estratigráficas que han condicionado los estilos estructurales actuales. También se propone la existencia de tres subcuencas con marcadas diferencias tectonoestratigráficas y que coinciden con tres dominios estructurales, denominadas en este estudio: Subcuenca Putina localizada al Sureste, Subcuenca Yura localizada al Suroeste y Subcuenca Altiplano localizada entre las Subcuencas Putina y Yura.
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).
Caracterización geoquímica de las formaciones la frontera y conejo como yacimiento no convencional, en el sinclinal de Checua - Lenguazaque, cuenca cordillera oriental, Colombia
(Universidad Industrial de Santander, 2020) González Gómez, Mailen Emilse; Garcia Gonzalez, Mario; Ramirez Arias, Juan Carlos
En los alrededores de los Municipios de Ubaté, Carmen de Carupa, Sutatausa y Cucunubá, en la Cuenca Cordillera Oriental de Colombia, afloran rocas de edad Cretácica, correspondientes a las Formaciones, La Frontera y Conejo, las cuáles fueron evaluadas mediante técnicas geoquímicas y petrográficas para determinar sus características como posibles yacimientos no convencionales tipo Lutita Gasífera (Shale Gas), en el Sinclinal Checua-Lenguazaque, cuyas características de longitud y extensión areal, hacen de ésta una estructura idónea para el posible desarrollo de yacimientos no convencionales (YNC). De los resultados obtenidos a partir del análisis de muestras de afloramiento, de las dos formaciones mencionadas, se determinó que efectivamente se encuentran niveles dentro de las Formaciones La Frontera y Conejo, que cumplen con las características que permiten denominarlas Yacimiento No Convencional. Estos niveles corresponden a las calizas de la base de la Formación la Frontera, cuyas propiedades de cantidad, calidad, madurez, contenido de cuarzo y carbonato, porosidad, así como porcentaje de shale, se adaptan a los límites de criterios descritos y evaluados para YNC tipo Shale Gas internacionales como el caso de Barnett Shale en Estados Unidos. El segundo nivel, caracterizado como YNC tipo Arenisca Cementada (Tight Sandstone) corresponde a las areniscas del tope de la Formación Conejo, cuyo espesor, litología de grano fino a muy fino, buen calibrado, baja porosidad (2%), estructura maciza, así como el grado de cementación y compactación reflejan mejores condiciones para el desarrollo de éste tipo de yacimientos, aunque se hace necesario evaluar otras propiedades petrofísicas, saturaciones, y permeabilidades efectivas a los gases en condiciones de reservorio, para así contar con una caracterización completa.
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).
Cinemática de la formación frágil en el área de medina (cordillera oriental, Colombia); relación de temporalidad entre la deformación frágil y los sistemas petrolíferos
(Universidad Industrial de Santander, 2010) Silva Arias, Alejandro; Pinto Valderrama, Jorge Eduardo; Mora Bohorquez, Andres Roberto
El análisis del estilo estructural y la definición de la cinemática de la deformación de la Cuenca de Medina hicieron posible la creación de un modelo 3D que puede ser restituido cinemáticamente y que permite definir las áreas con mayor concentración de deformación frágil. Adicionalmente la definición de la temporalidad de la deformación frágil mediante tasas de exhumación permite su aplicación en el análisis estructural del sistema petrolífero de la Cuenca de Medina. A partir del análisis estructural se define la falla de Guaicaramo como una estructura de geometría compleja responsable de generar el anticlinal del Guavio y el sinclinal de Río Amarillo. Además esta falla presenta una rampa lateral con vergencia SW que divide la Cuenca de Medina en dos zonas estructurales. Hacia el SW con la presencia de la falla Aguaclara que exhibe una geometría de rampa-despegue-rampa y hacia el NE donde la mayor cantidad de desplazamiento se da a través de la falla de Guaicaramo y la falla Aguaclara es reemplazada por fallamientos menores. La definición del estilo estructural y la cinemática de la deformación de la Cuenca de Medina permite establecer las zonas del sinclinal de Río Amarillo y el flanco frontal del anticlinal del Guavio como las zonas con mayor deformación y más probables para la concentración del fracturamiento. Finalmente la comparación de la temporalidad de la deformación con el sistema petrolífero permite establecer que la Cuenca de Medina presenta hidrocarburos provenientes de cocinas locales que iniciaron su separación desde el Mioceno Superior-Plioceno, pero el desplazamiento de los últimos ~4Ma ha generado fracturamiento que inicialmente pudo haber contribuido a la conectividad de los reservorios pero que en los últimos ~2Ma comprometió la integridad de las rocas sellos de una de las principales trampas (anticlinal del Guavio) de la Cuenca de Medina.
Cinemática de las estructuras de deformación del sector norte de la cuenca de medina (Colombia), durante la depositacion del grupo guayabo
(Universidad Industrial de Santander, 2010) Quintero Arévalo, Isaid; Pinto Valderrama, Jorge Eduardo; Mora Bohorquez, Andres Roberto
Este trabajo muestra un estudio de la evolución de la deformación que experimentó la cuenca de Medina, ubicada en el Piedemonte Oriental de la Cordillera Oriental, durante el intervalo Mioceno-Plioceno, basado en el análisis de indicadores de actividad tectónica tales como las paleocorrientes y la procedencia de sedimentos. Su desarrollo está impulsado por la necesidad de conocer la temporalidad del inicio de la actividad de la Falla de Guaicaramo que es la principal generadora de estructuras como el Anticlinal del Guavio y los sinclinales de Nazareth y el Río Amarillo, con el fin de establecer relaciones con la temporalidad de eventos de generación de Hidrocarburos. El objetivo del trabajo es visualizar en el tiempo tanto la evolución del crecimiento del orógeno al oeste de la cuenca como el ingreso de la Falla de Guaicaramo hacia el antepaís. Desde el análisis de paleocorrientes en ondulitas y artesas, y estudios de procedencia en arenas dentro de las formaciones Carbonera, León y el Grupo Guayabo, se determina la existencia de dos patrones de flujo durante el Mioceno, de los cuales un patrón de flujo hacia el Noreste tiene un predominio regional en las partes distales transportando sedimentos de unidades fuentes en el suroeste que aún no habían sido expuestas en el orogeno cerca a la cuenca; mientras que otro flujo hacia el Este es un poco más restringido hacia las partes proximales, evidenciando el descapotamiento de unidades del cretácico en el orógeno. Este régimen de drenaje es invertido durante el límite Mioceno-Plioceno convirtiéndose en un flujo hacia el Oeste-Noroeste, evidenciando el levantamiento del Anticlinal del Guavio. Estos resultados permiten concluir que el inicio de la actividad de la Falla de Guaicaramo tuvo lugar durante el intervalo límite Mioceno-Plioceno, y que el orógeno presenta un levantamiento diacrónico de las unidades en sentido norte.
Cinemática de las fallas normales en la cuenca foreland de los llanos orientales en el área de Casanare/Colombia
(Universidad Industrial de Santander, 2010) Delgado Abril, Andrea Yudid; Pinto Valderrama, Jorge Eduardo
Diferentes modelos han sido presentados para predecir la evolución arquitectónica estratigráfica y estructural del cinturón plegado y fallado de la Cordillera Oriental en su flanco oriental. La mayoría de estos modelos tratan de ubicar diferentes sitios de control en su posición original de acumulación, simulando agentes externos como la tectónica, el clima y la eustasia, y agentes internos quienes controlan los procesos de acumulación de sedimentos, el enterramiento y las deformaciones sin- y post-deposicionales. Sin embargo, pocos modelos han profundizado en el tiempo de formación de las estructuras extensivas encontradas en la cuenca de Antepaís de los Llanos. El interés por conocer estratos de crecimiento en el área de estudio nos permitió ampliar el entendimiento de la arquitectura actual de la cuenca de los Llanos relacionada con el levantamiento de la Cordillera Oriental. Por cuanto una revisión exhaustiva de estructuras de crecimiento a través de la secuencia sedimentaria desde el Oligoceno más Tardío hasta el Reciente llevado a cabo en los Llanos Orientales permitió descifrar la cinemática de pliegues locales y la temporalidad de formación o activación en ambos ambientes comprensivos y extensivos luego depósitos sintectónicos en pliegues compresivos unidos a cabalgamientos en el Piedemonte Oriental y en pliegues relacionados a la propagación de fallas normales en regímenes extensivos, manifiestan una relación genética entre sí. A través de la cartografía de las estructuras en mapas a escala 1:200000, correspondiente a las unidades sismoestratigráficas Carbonera, León y Guayabo se pueden inferir dos escenarios en relación al levantamiento de la Cordillera Oriental. El primero relacionado con la geometría y orientación de las estructuras en los Llanos proximales comparadas con la geometría y orientación de las estructuras en el Piedemonte. El segundo relacionado con la distribución espacial y la propagación de la deformación al este en la Cordillera Oriental.
Correlaciones y paleogeografía del cretácico superior a oligoceno entre la sub cuenca Yari - aguan y las cuencas Llanos y Putumayo, Colombia
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Sandoval Ruiz, Jose Ricardo; Mora Bohorquez, Andres Roberto; Jimenez Diaz, Giovanny
La reconstrucción de la evolución sedimento-estratigráfica de la sección Cretácico Superior a Oligoceno entre la sub Cuenca Yarí Caguán y las Cuencas Llanos y Putumayo permitió identificar los periodos de tiempo de conexión y desconexión entre las diferentes Cuencas. Durante el Cretácico superior la Sub Cuenca Yarí-Caguán fue una extensión de la Cuenca Llanos. acumulación de sedimentos, la cual se dio de manera continua desde la Cuenca Llanos hasta el sector Centro de la Sub Cuenca Yarí-Caguán. El Paleoalto de Florencia ejerció como barrera, limitando la conexión entre la Sub Cuenca Yarí-Caguán y la Cuenca de Putumayo. Durante el Paleoceno Temprano se identifica un evento erosivo regional. La erosión se extiende hasta el Eoceno Medio en la Serranía de la Macarena y la Sub Cuenca Yarí-Caguán. La sección Paleoceno se reconoce en el Suroccidente de la Cuenca Llanos hasta el sur de la región de Río Ariari. En el norte de la Cuenca de Putumayo la sección Paleoceno está limitada por el Paleoalto de Florencia. Durante el Eoceno Temprano se reconoce un segundo evento erosivo regional y otro evento menor de levantamiento de la Serranía de la Macarena. Durante este periodo de tiempo se formó el paleorelieve que controla la depositación del Eoceno Medio. Durante el Eoceno Temprano el paleoalto de Florencia continúa como una barrera que separa la Sub Cuenca Yarí-Caguán y el norte de la Cuenca de Putumayo. El Eoceno Medio es el primer registro de roca que se extiende de manera continua desde la Cuenca Llanos hasta la Cuenca de Putumayo. La influencia ejercida por la Serranía de la Macarena y el Paleoalto de Florencia es barrada y solo afecta en menor medida el espesor de este intervalo.
Criterios en la definición del límite cretácico-paleógeno en el sector norte del vmm-Colombia
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Torres Vásquez, Clara Inés; Pinto Valderrama, Jorge Eduardo; Caballero Ortiz, Victor Manuel
El límite K/Pg, representa la línea de tiempo de la última extinción masiva hace 66 ±0.5 M.a, identificada en varias partes del mundo por una delgada capa de arcilla que contiene evidencias de dicha extinción. En el sector Norte del VMM, Colombia, la capa de arcilla no se visualiza y el límite es tomado como el contacto entre las Formaciones Umir del Cretácico y Lizama del Paleógeno. Se analizan aquí, tres secciones (Lizama, Mata de Cacao y Rio Sucio), ubicadas al NE de la vía que conduce de Bucaramanga a Barrancabermeja; con el fin de encontrar criterios estratigráficos que permitan definir la zona donde se encuentra el límite K/Pg. Se utiliza la palinología como herramienta de datación relativa, visualizando cambios en los palinomorfos, separando el Cretácico del Paleógeno. A partir de este rango, se hace análisis petrográfico y DRX, siendo para la sección Lizama criterios que no permiten establecer alguna zona de cambio importante, por la homogeneidad mineralógica presentada. Posteriormente, se realiza un análisis químico, con fluorescencia de Rayos X (FRX), determinando elementos mayores, menores y trazas. Se hace análisis estadístico, método de pares de elementos (Fralick y Kronberg, 1997), se determina el coeficiente de correlación, estableciendo la movilidad e inmovilidad de elementos, generando una matriz de correlación. Los elementos inmóviles permiten el análisis de atributos y perfiles químicos para determinar quimiofacies y establecer la zona del K/Pg. En las tres secciones se observa una asociación de carbonatos hacia la base y actividad biológica, superyace una zona donde los elementos indican condiciones oxido-reductoras, luego, se restablece el ambiente y la actividad orgánica, pero un evento genera reducción de O, salinidad y disminución de la actividad biológica nuevamente (zona del límite K/Pg), y finaliza con una asociación siliciclástica.
Definición de la estratigrafía de secuencias para la formación la luna (vmm), basada en el análisis de afloramiento y su correlación con el subsuelo
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Rueda Acevedo, Luz Elena; Ortiz Fernandez, Alberto; Meza Caceres, German David
La Formación La Luna consiste de una serie de calizas y shales ricos en materia orgánica de edad Turoniano Santoniano. En Colombia, el área de Tablazo - San Vicente de Chucurí (Cuenca del Valle Medio del Magdalena (VMM)) fue denominada por Morales et al., (1958), como la sección tipo y fue subdividida en tres miembros, de base a tope son: Salada, Pujamana y Galembo. A la fecha existes dudas sobre el origen y evolución de esta unidad, por lo tanto en el presente estudio se realiza un análisis integrado con información derivada de múltiples conjuntos de datos (afloramiento, registro de pozo, bioestratigrafía y geoquímica), con el fin de proponer un modelo secuencial para el intervalo de tiempo Turoniano Santoniano, en la cuenca del VMM que ayude a definir los principales controles estratigráficos que dominaron durante este tiempo. Los depósitos del Miembro Salada (Turoniano Inferior), presentan alto contenido calcáreo, la ausencia de microfauna bentónica y la abundancia de foraminíferos planctónicos indican que fueron depositadas en un ambiente marino de muy baja energía, en fondos de agua poco ventilados. El Miembro Pujamana (Turoniano Tardío-Coniaciano (?)), está compuesto de lodolita principalmente silíceas, con predomino de materia orgánica continental (cutículas, polen y esporas) reflejado condiciones de depósitos marinos someros (Juliao et al., 2012). El miembro Galembo (Coniaciano (?) Santoniano) consiste de una mezcla de lodolitas calcáreas y Wackestone-Packstone con alto contenido de material silíceo, con importantes capas de fosforitas hacia el tope, las cuales son reconocidas a nivel regional. A partir de este estudio integrado, se redefinieron los miembros aflorantes en la sección de estudio (Quebrada La Sorda) y se estableció que las características sedimentológicas observadas de manera general presentan las mismas tendencias a nivel de afloramiento como del subsuelo y que por lo tanto son correlacionables a nivel regional.
Determinación de la presencia de hidrocarburos en superficie en la zona Llano sur, cuenca de los Llanos Orientales, mediante sensores remotos espaciales apoyados en geoquímica de superficie
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Plata Sarmiento, Liliana Maria; Pinto Valderrama, Jorge Eduardo
Los gases proveniente de yacimiento petrolífero migran hacia la superficie generando zonas de óxido-reducción, favoreciendo una amplia gama de cambios químicos y mineralógicos, incluyendo cambios biológicos como el aumento de bacterias que reducen el contenido de oxígeno en el suelo, lo cual conlleva un desarrollo en el estrés de la vegetación. Estos cambios han sido explicados por un modelo de alteración desarrollado por Shumacher 1996. Los elementos en la superficie (minerales, rocas, vegetación, suelos), poseen rasgos espectrales particulares detectables a través de las imágenes satelitales, con las cuales se pueden cartografiar la distribución en la superficie del material de interés. Las imágenes satelitales ASTER y RAPIDEYE son sometidas a pre-procesamiento, donde se realiza una corrección geométrica y corrección atmosférica para obtener valores de reflectancia. En la etapa de procesamiento se extraen las firmas espectrales de la vegetación en las zonas donde hay evidencia de altos contenidos de gases. Con las firmas espectrales se aplican métodos de clasificación de imágenes como SAM. Se analizan visualmente las imágenes para determinas rasgos físicos que estén relacionados con los contenidos anómalos de gases. Se aplican índices de vegetación. A través de una serie de imágenes LANDSAT se calculó la temperatura de la superficie. Por medio de análisis visual se determinó la relación existente entre el mayor número de puntos con alto contenido de gases y el comportamiento y distribución de la red de drenajes. Las áreas con alto contenido de gases en zonas homogéneas muestran bajo índice vegetativo debido al estrés. Las clasificación espectral SAM arrojo correlación entre la
Determinación del área y el espesor del yacimiento y cuantificación de los recursos en las areniscas bituminosas de la formación une (cretacico) en rio Guejar (departamento del Meta, Colombia) a partir de la respuesta del registro sónico
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Diaz Morales, Camilo Andres; Perez Vega, Hector Hugo; Khurama Velasuqez, Sait
A partir de un analisis petrof ísico en un yacimiento no convencional de arenas bituminosas, se propone una metodología para utilizar la respuesta del registro sonico como indicador de zonas pe- trolíferas a nivel de pozo en este tipo de yacimientos. Ademas, se implementa una inversi on s ísmica con el fin de extrapolar las propiedades de los pozos a todo el yacimiento. Finalmente se calcula el petroleo original en el yacimiento teniendo en cuenta todos los par ametros petrof ísicos y geofísicos encontrados durante el desarrollo del proyecto. Este proyecto explica de manera detallada como se realiza un modelo petrofísico paso a paso, y hace enfasis en la importancia de amarrar los datos de registros el ectricos a la roca, ya que finalmente el modelo debe mostrar una simplificacion de las propiedades f ísicas de la misma. Tambien explica de manera sencilla como se realiza una inversion s ísmica basada en un modelo de impedancias inicial, y como se pueden extrapolar las propiedades encontradas en pozo a la informacion s ísmica. Los resultados obtenidos son producto del analisis detallado de: las muestras de n ucleos, la correla- cion de estas con los registros el ectricos y la informaci on s ísmica. Estos resultados, ayudaran a la hora de tomar decisiones que representen inversiones importantes por parte de compan˜ías petrolíferas en este tipo de yacimientos, en este caso ECOPETROL.
Distribución de facies de la formación picacho y su correlación con impregnación de bitumen en el bloque yacente de la falla de soapaga
(Universidad Industrial de Santander, 2015) Peñaranda Camargo, Laura Milena; Caballero, Víctor Manuel; Jiménez Díaz, Giovanny
Debido a la disminución en la producción y reservas en yacimientos convencionales, uno de los intereses de Ecopetrol en los últimos años ha sido evaluar, como estrategia para aumentar los recursos prospectivos de la empresa, zonas con potencial de hidrocarburos no convencionales. Una de estas zonas corresponde al área de Sogamoso, donde se ha reportado la presencia de arenas bituminosas en segmentos de la Formación Picacho sin ser claro aún los factores que controlan y restringen dichas acumulaciones. En este trabajo se llevó a cabo un estudio de la Formación Picacho aflorante en el bloque yacente de la Falla de Soapaga con el objetivo de establecer los posibles ambientes de acumulación que dieron origen a esta Formación, así como la posible relación entre la impregnación de hidrocarburos y la facies sedimentaria. Los resultados obtenidos sugieren que en el área de estudio, la Formación Picacho se depositó entre los 40 y 45 millones de años (Eoceno Medio) y que el ambiente que dio origen a los depósitos de esta formación corresponde a un sistema fluvial trenzado cuya área de aporte posiblemente se encontraba localizada hacia el sureste (SE) del área de depósito. La impregnación de hidrocarburos es baja hacia el sur del área de estudio y está concentrada en espesores menores a las 2 metros. Por su parte, hacia el norte la impregnación es media a alta y se concentra en espesores entre los 4 y 10 metros. Esta impregnación de la Formación Picacho se encuentra restringida a facies depositadas en canales fluviales de alto a medio régimen de flujo.

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