Maestría en Geología

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Geometría y cinemática del frente de deformación de la falla de honda en la parte sur del valle medio del Magdalena
(Universidad Industrial de Santander, 2021) Márquez Torres, Oscar Eduardo; Velandia Patiño, Francisco Alberto
El propósito de este trabajo es contribuir con el entendimiento de la Falla de Honda a partir del conocimiento de cinemática y geometría, su relación con el Sistema de Fallas del Magdalena y las posibles zonas con potencial exploratorio de hidrocarburo convencional asociado tanto al bloque yacente como en el bloque colgante, en este sector de la subcuenca de Honda. Mediante el análisis e integración de mapas geológicos, información bibliográfica, información de pozos y líneas sísmicas 2D se identificaron cinco secuencias sísmicas coetáneas en el bloque yacente y colgante de la falla. Integrando imágenes DEM y datos estructurales se generaron secciones estructurales en profundidad, junto a perfiles de salto de falla, datos geométricos y el esquema cinemático para determinar la orientación, características geométricas, segmentación y acortamiento a través de la trayectoria de la falla. La Falla de Honda presenta tres segmentos en sus 103 km de extensión, tiene una componente de cabalgamiento y transpresión dextral con una dirección de esfuerzo principal NWSE con rumbo en las estructuras N20E, está asociada a un sistema híbrido con deformación de piel gruesa y piel delgada dentro del sistema de faja plegada y corrida en el sistema de fallas del Magdalena y la geometría de despegue corresponde a una falla fuera de secuencia como un shortcut del basamento. El potencial exploratorio en el play estructural de cierre en tres dimensiones contra la Falla de Honda fue evaluado con la metodología Play Fairway Evaluation en los dos sistemas petrolíferos asociados VilletaMugrosa (bloque colgante) y VilletaHonda (bloque yacente) donde hay un remanente potencial exploratorio convencional en la zona norte y central respectivamente.
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 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.
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.
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.
Modelo neotectonico del flanco suroccidental del sinclinal de medina en el piedemonte llanero colombiano a partir de métodos geofísicos: magnetotelurgica, tomografía eléctrica y refracción sísmica
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Morantes Ochoa, Silvana Paola; Pinto Valderrama, Jorge Eduardo
La Subcuenca Medina hace parte de la configuración de cabalgamientos del Piedemonte Llanero Colombiano, regido desde el Mioceno hasta el presente por la Orogenia Andina. Este último evento provoco la reactivación de antiguas fallas normales en fallas inversas como lo son las fallas Tesalia Servita y Guaicaramo, las cuales delimitan y configuran activamente esta subcuenca. Por medio de análisis geomorfológicos y geológicos se determinó evidencias neotectónicas al Oeste de la subcuenca en límites con las fallas Tesalia Servita., como zonas de deformación en la superficie de las terrazas, deslizamientos, desviaciones de drenajes y basculamientos en las terrazas, entre otros, generando lineamientos de deformación débiles y moderados. La litología de las unidades presentes se infiere a partir de datos de campo y de la aplicación del método geofísico de Magnetotelúrica. Por medio de la implementación de métodos geofísicos someros como tomografía eléctrica de resistividades y refracción sísmica, se realizaron 3 perfiles geofísicos en las zonas donde se determinó las deformaciones. En los perfiles 1 y 2 se infiere una falla normal, estas se asocian al lineamiento de deformación moderado y están desplazando los drenajes y controlando la deformación en la superficie de la terraza. En el perfil 3 solo se determinó una falla normal asociado al lineamiento de deformación débil y al deslizamiento de ubicado en la vereda El Vesubio. Debido a su paralelismo, el corto desplazamiento entre capas y que no afloran en superficie; las fallas normales con rumbo N44 E y buzando al NW, se establecen como un sistema de fallas relevo inmaduro.
Evaluación sedimentológica, mineralógica, geoquímica y geomecánica de la fm. tablazo pozo1- vmm y su potencial como ync para gas shale
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Gomez Caro, Juan Jose; Naranjo Vesga, Julian Francisco; Jimenez Diaz, Giovanny
La demanda de energía, llevó a la industria de los hidrocarburos a buscar nuevos recursos en rocas donde estos se originan, liberándolos por fracturamiento antes de migrar. Nacen así los Yacimientos No Convencionales de OIL / GAS SHALE. Ecopetrol-2011, perforó pozos estratigráficos para obtener el conocimiento para desarrollar este tipo de yacimientos en rocas clásticas finogranulares que son una mezcla de sílice, carbonato, arcilla y materia orgánica (shales calcáreos con MO). Estas rocas tienen alta variabilidad a escala macro y micrométrica en la horizontal y la vertical. En la Cuenca del VMM, las formaciones Luna y Tablazo (cretáceo medio / superior), son consideradas rocas generadoras por excelencia. Para conocer el potencial de generar y almacenar HC de la Fm. Tablazo, Ecopetrol perforó y corazonó la totalidad de esta unidad. A partir de análisis hechos en los Laboratorios de ICP, en Sedimentología, Mineralogía, Geoquímica y Geomecánica y con el apoyo de registros de pozo y tomografías, se propone un flujo de trabajo para definir de manera práctica y rápida, intervalos con mayor potencial para producir HC luego de ser fracturados. - 9geoquímica indica que el contenido de TOC es en promedio 5% y el kerógeno es Tipo II / III, reflejando una madurez termal en ventana de gas seco. Por su parte la mineralogía indica mezcla entre arcillas, cuarzo y carbonatos; las arcillas y el cuarzo, dominan en el segmento superior, mientras que el carbonato lo hace en el inferior. Finalmente, los parámetros elásticos medidos por geomecánica, definen un Brittleness Index con valores modestos, que podrían comprometer los 4 niveles definidos como los más prospectivos del yacimiento, por la limitada respuesta a la propagación de la fractura
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.
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.
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.
Reconstrucción paleogeográfica y análisis de facies con potencial para acumular hidrocarburos en la formación Guadalupe, flanco oriental de la cordillera oriental entre Villavicencio y Guamal (Meta)
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Martinez Hernandez, Andres; Mora Bohorquez, Andres Roberto; Jimenez Diaz, Giovanny
Las actuales regiones del Valle Medio del Magdalena (VMM), la Cordillera Oriental (CO) y la Cuenca de los Llanos constituyen una gran region sedimentaria desde el Tri asico hasta el Mioceno Medio. La cual cuenta con buenas posibilidades de prospeccion para la exploraci on´ de hidrocarburos. Para lo c ual en este trabajo se elaboro la reconstrucci on paleogeogr afica de una zona comprendida entre Villavicencio y Guamal (Meta). Para realizar dicha reconstruccion se describi o y midi o 3 columnas estratigr aficas en las Quebradas Sagu, Las Blancas y en el Ca no Blanco, las cuales se encuentren en el municipio de ˜ Acacias-Meta. Tambien se describi o un n ucleo de roca de un pozo en la cuenca y se usaron los registros de rayos Gama de 22 pozos de una zona de la cuenca comprendida entre las localidades anteriormente mencionadas. Con esto se elaboro un modelo de facies el cual fue interpretado como un deposito de un sistema estuarino controlado por mareas. Como base en el modelo y mapas de facies se elaboraron los mapas paleogeograficos, los cuales corresponden a diferentes intervalos de tiempo. Ademas de esto se elaboraron mapas de espesores de arena y se identificaron las mejores zonas con mayor posibilidad de presencia de rocas con facies potencialmente acumuladores de hidrocarburos.
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.
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.
Reconstrucción estructural del borde occidental de la cuenca Yari-Caguán y su relación con la generación y migración de hidrocarburos
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Ramirez Rojas, Wilman Rolando; Teson del Hoyo, Eliseo; Velandia P., Francisco
El análisis de secciones estructurales y nuevos datos de termocronología de baja temperatura permitieron establecer el estilo estructural, la cronología de la deformación y los principales eventos de exhumación del Macizo de Garzón, que actualmente se conforma como una barrera geográfica entre las cuencas del Valle Superior del Magdalena y Yarí-Caguán. A partir de la restitución cinemática de las secciones estructurales, se logró evidenciar que la comunicación entre las cuencas Yarí-Caguán y Valle Superior del Magdalena se mantuvo hasta el Mioceno, viéndose interrumpida por el levantamiento del Macizo de Garzón que inició entre 20 Ma y 8 Ma. En áreas adyacentes al Oeste del Macizo de Garzón, se evidencia una intensa exhumación que inició durante el Plioceno y que ha erosionado todo el registro sedimentario del Neógeno, Paleógeno y gran parte del Cretácico llegándose a exponer material del Jurásico. La interpretación del modelado del sistema petrolífero de las secciones restituidas indica que el aporte de hidrocarburos de la Cuenca del Valle Superior del Magdalena a la Cuenca Yarí-Caguán no fue probable debido a la presencia de trampas estratigráficas y estructurales formadas entre las dos cuencas, que posteriormente fueron exhumadas y erosionadas por el levantamiento del actual Macizo de Garzón. Se identificaron dos cocinas de generación de hidrocarburos al Oeste de la Cuenca Yarí-Caguán, la primera ubicada en cercanías al sector de la ciudad de Florencia la cual estuvo activa durante el Mioceno superior y el Plioceno inferior, la segunda cocina se localiza al extremo Norte de la Cuenca del Putumayo estando activa desde el Oligoceno.
Generación del modelo geoestadístico de los depósitos fluviales para la formación mugrosa del campo colorado
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Herrera Otero, Edwar Hernando; Ortiz Fernandez, Alberto; Santos Santos, Nicolás
El campo Colorado es un campo menor ubicado en la cuenca del valle medio del magdalena en la zona de Yarima, departamento de Santander. La operación del campo se encuentra a cargo de la Universidad industrial de Santander, la cual a través del desarrollo de actividades investigativas se encarga de generar proyectos destinados a fortalecer la academia y el desarrollo de técnicas para la caracterización del yacimiento y así mejorar la prospección del mismo. Aunque se habían desarrollado estudios anteriores, los diferentes modelos que se habían realizado para el campo a la fecha no habían sido integrados en un solo modelo robusto. En el presente proyecto, se realizó la revisión y el ajuste de los modelos existentes. Se escalaron los registros de pozo y se sectorizó el yacimiento mediante análisis geoestadísticos y de anisotropía. Luego, mediante el uso de la técnica de modelado basado en celdas y el algoritmo SIS , se creó el modelo geológico 3D, para las Zonas B y C de la formación Mugrosa, y el modelo de porosidad asociado a partir de la curva PHIR, utilizando el algoritmo SGS (Sequential Gaussian Simulation). De este modelo integrado se obtuvo una malla tridimensional correctamente escalada, que representa de manera aproximada la geometría, distribución y variación de los geocuerpos presentes en la zona de estudio así como también la porosidad asociada a estos.
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
Modelamiento de alta resolución en la caracterización petrofísica de las areniscas finamente interestratificadas de la formación une en el área de rio Guejar, llanos orientales, Colombia
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Suarez Landazabal, Davis Emerson; Perez Vega, Hector Hugo; Bejarano Wallens, Aristobulo
La resolución vertical de los registros convencionales usados en la evaluación de formaciones es limitada en algunos casos y puede llevar a lecturas erróneas como por ejemplo yacimientos en capas muy delgadas, debido al efecto de borde. En algunos casos cuando se calcula espesor poroso de hidrocarburos en reservorios de capa delgada empleando registros convencionales, puede llegar a encontrarse errores hasta de un 40% respecto a su valor real Para mejorar el problema anterior, se propone el modelamiento de registros de alta resolución para el reservorio finamente interestratificado de la Formación Une en la cuenca de los Llanos Orientales de Colombia, el cual se halla en una estructura con buzamiento inferior a 30° y un perfil de invasión relativamente bajo. Dicho modelamiento se realizó empleando modelamiento directo Modelingconocido como Log Convolution Model (LCM). Dicha operación involucra un modelo de capa inicial, que se crea con base en el registro EBI (Electric Borehole Image) integrado con fotografías de núcleos tomados en la Formación objetivo, y una función de respuesta de la herramienta de registro tool response functionherramienta. El producto de dicha operación es un registro modelado. Con los registros de alta resolución se construye un modelo petrofísico de alta resolución y de esta forma se obtienen valores más confiables de espesor poroso de hidrocarburos (HPT) en reservorios finamente interestratificados permitiendo reducir la incertidumbre en la estimación de los recursos del área evaluada, y obteniendo un valor de OOIP más confiable.
Evolución tectónica en el margen occidental de la cuenca Marañon y estudio de valores de acortamiento a lo largo del rumbo : implicaciones en la exploración de hidrocarburos
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Estevez Plata, Yudy Paola; Teson del Hoyo, Eliseo; Silva Arias, Alejandro
El margen Occidental de la Cuenca Marañón presenta un estilo estructural complejo. La cuenca se encuentra bordeada por un cinturón de cabalgamientos marginal, que parece evolucionar lateralmente, a partir de valores de acortamiento grandes a más pequeños; de Sur a Norte a lo largo de la zona Subandina Peruana. Se ha planteado que la Cuenca Huallaga representa el wedge top (sensu DeCelles and Giles, 1996) de un sistema cabalgante de alta aloctonía, despegado en los niveles evaporiticos Triásico-Jurásicos; asociados a la Formación Pucará, con una interpretación que propone valores de acortamiento de más de 70 km (Gil Rodríguez, 2001. Hermoza, 2005. Eude et al., 2015). Hacia el Norte, en la Cuenca Santiago, influenciada de igual forma por estos niveles salinos, los valores de acortamiento son menores, del orden de 15 km (Antenor, 1993. Gil Rodríguez, 20001. Hermoza, 2005). Estas discrepancias en los valores de acortamiento, sugieren la existencia de una gran diferencia en el estilo estructural del margen Occidental de la Cuenca Marañón, entre la latitud de Santiago (4°S) y Huallaga (6°S), lo cual obliga a realizar interpretaciones con grandes rotaciones de eje vertical en el emplazamiento de los mantos cabalgantes, o presencia de zonas de trasferencia, que permitan explicar las diferencias de acortamiento. En este trabajo retomamos los modelos de moderada aloctonía de los años 80´s (p.e. Mobil, 1980), y planteamos una interpretación en el que las estructuras cabalgantes, corresponden a inversión de antiguas fallas extensivas de edad Mesozoico. Este modelo es más coherente con el estilo estructural observado en todo el margen Occidental de la Cuenca Marañón, arrojando valores de acortamiento que varían entre los 15 y 40 km, consistentes con la tectónica evidenciada al Norte en la Cuenca Santiago.
Reconstrucción de la subsidencia y evaluación paleogeográfica de las potenciales rocas generadoras cretácicas en la cordillera oriental entre macizo de quetame y Santander
(Universidad Industrial de Santander, 2015) Dueñes Garces, Adriana Patricia; Jiménez Díaz, Giovanny; Mora Bohórquez, Andrés Roberto
Los modelos de enterramiento generados en diversos sectores de la Cuenca Cordillera Oriental indican un evento de estiramiento de la Corteza durante el Cretácico Inferior (etapa de Sinrift) y posteriores eventos menores seguidos de subsidencia tectónica. Dichos eventos generaron grandes espacios de acomodación de sedimentos en los cuales se dio el depósito de la Formación Macanal, Las Juntas, Tibasosa, Une y Chipaque. Esta última Formación es posiblemente la generadora de la mayoría de los hidrocarburos que hoy en día son explotados; teniendo en cuenta que la Formación Tibasosa generó gran cantidad de hidrocarburos que no se entramparon debido a la edad de generación y la falta de depositación de roca reservorio para ese momento. Los modelamiento 1D son utililes para determinar las edades de inicio de transformación de la materia orgánica y edades de expulsión de los hidrocarburos generados. El modelo de Paleotemperaturas define picos de máxima generación de aceite y de esta forma indica la cantidad de sedimentos que se habían depositado para definir con esto un entrampamiento o no del hidrocarburo. La zona de Piedemonte arroja una etapa productiva de hidrocarburos actualmente. Se observa una Reflectancia de Vitrinita de 0.9 a 1.0, un enterramiento de 1600m y Temperatura de 90°C. Hacia la zona Suroeste de la Cordillera se observa la máxima profundización de la Cuenca y se concluye igualmente la máxima generación de hidrocarburos al Sur de la Cuenca Cordillera Oriental. La calibración de los modelos fue de gran importancia para conocer el inicio de la transformación de la materia orgánica, deformación y levantamiento de la Cordillera Oriental. Conociendo estas edades se puede saber si el hidrocarburo generado por las Formaciones Chipaque y Tibasosa se entrampo en la roca reservorio superior, se perdió por el levantamiento ó migró hacia nuevas trampas de tipo estratigráfico o estructural.
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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