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

Simple item page
dc.contributor.advisorGarcía González, Mario
dc.contributor.advisorTeson del Hoyo, Eliseo
dc.contributor.authorPacheco Mendoza, Jael Yanine
dc.date.accessioned2024-03-03T22:04:29Z
dc.date.available2015
dc.date.available2024-03-03T22:04:29Z
dc.date.created2015
dc.date.issued2015
dc.description.abstractSe 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).
dc.description.abstractenglish15 source rock samples and 47 seeps, tar sands and crude oils collected along the Axial Zone of the Eastern Cordillera were analyzed through TOC, rock-eval pyrolysis MPLC, GC-FID and GC-MS techniques and two 2D Petroleum System Models were run in order to stablish the timing of the occurrence of the processes in the petroleum system. Mixing of at least two charges were recognized in all samples and are grouped in to three categories. The first two groups are severely degraded; the first one shows no fingerprints preserved of either charge pulse; in the second group, the biomarkers from the first charge are completely depleted but some biomarkers from the second pulse are preserved; the third type of crude oils, which is the Corrales type is moderately degraded, in which the first pulse is lightly degraded and also the fingerprint of the second pulse is observable. Most of the crude oils are associated to a a siliciclastic marine setting with a slight carbonatic input, with low salinity and high terrigenous organic matter input and sourced from a rock in the oil window as well as the extracts from Chipaque Formation in the footwall of the Soapaga Fault. Integration of modeling and source rock correlation stablished the existence of three main petroleum systems sourced from the Chipaque Formation and with Arenisca Tierna, Socha Inferior and Picacho Formations as reservoirs. Also, the rocks from the Hauterivian-Aptiano interval seem to contribute less to the charge of the reservoirs. Generation from Chipaque Fmt. Began at 73 Ma, having its peak at Middle Eocene; whilst Fomeque Fmt. Started at Santonian age (83 Ma).
dc.description.degreelevelMaestría
dc.description.degreenameMagíster en Geología
dc.format.mimetypeapplication/pdf
dc.identifier.instnameUniversidad Industrial de Santander
dc.identifier.reponameUniversidad Industrial de Santander
dc.identifier.repourlhttps://noesis.uis.edu.co
dc.identifier.urihttps://noesis.uis.edu.co/handle/20.500.14071/32368
dc.language.isospa
dc.publisherUniversidad Industrial de Santander
dc.publisher.facultyFacultad de Ingenierías Fisicoquímicas
dc.publisher.programMaestría en Geología
dc.publisher.schoolEscuela de Geología
dc.rightshttp://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
dc.rights.accessrightsinfo:eu-repo/semantics/openAccess
dc.rights.creativecommonsAtribución-NoComercial-SinDerivadas 4.0 Internacional (CC BY-NC-ND 4.0)
dc.rights.licenseAttribution-NonCommercial 4.0 International (CC BY-NC 4.0)
dc.rights.urihttp://creativecommons.org/licenses/by-nc/4.0
dc.subjectCordillera Oriental
dc.subjectModelamiento
dc.subjectFormación Chipaque
dc.subjectCorrelación Crudoroca
dc.subjectPetromod.
dc.subject.keywordEastern Cordillera
dc.subject.keywordModeling
dc.subject.keywordChipaque Formation
dc.subject.keywordSource-Rock Correlation
dc.subject.keywordPetromod.
dc.titleCaracterización 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
dc.title.englishCharacterization of the tar sands petroleum system in the sogamoso area (eastern cordillera of the Colombian andes) using sourcerock correlation and petroleum system modeling
dc.type.coarhttp://purl.org/coar/version/c_b1a7d7d4d402bcce
dc.type.hasversionhttp://purl.org/coar/resource_type/c_bdcc
dc.type.localTesis/Trabajo de grado - Monografía - Maestria
Files
Original bundle
Now showing 1 - 3 of 3
No Thumbnail Available
Name:
Carta de autorización.pdf
Size:
297.99 KB
Format:
Adobe Portable Document Format
Download
No Thumbnail Available
Name:
Documento.pdf
Size:
14.06 MB
Format:
Adobe Portable Document Format
Download
No Thumbnail Available
Name:
Nota de proyecto.pdf
Size:
247.01 KB
Format:
Adobe Portable Document Format
Download
Collections
Maestría en Geología