Modelos de Generación y Migración de Hidrocarburos en la Cuenca del Putumayo

R. AGUILERA

RA Geología E.U. A.A. 361077 Bogotá, Colombia. roberto_aguilera@rageologia.org

RESUMEN

Trabajos previos en la cuenca del Putumayo indican que las rocas generadoras presentes en la misma se encuentran inmaduras en la mayor parte de la cuenca y han planteado la existencia de una paleo-cocina hacia el occidente dentro de la zona de deformación de la cordillera cuya edad de generación se ha estimado entre 15-10 m.a.

Sin embargo, reconstrucciones estructurales de

secciones sísmicas regionales indican que algunas de las estructuras en las cuales se han encontrado acumulaciones no se habrían desarrollado para tal tiempo.

Considerando lo anterior se realizó un trabajo de

modelamiento geoquímico unidimensional de los actuales depocentros teniendo en cuenta el modelo de evolución estructural desarrollado para la misma, datos geoquímicos de los crudos, mapas de madurez y calidad de la roca generadora. Los resultados de este modelamiento indican que los actuales depocentros entraron en una etapa de expulsión de hidrocarburos en los últimos 5 m.a., tiempo en el cual se podrían haber formado varias de las trampas existentes en la cuenca de acuerdo con las reconstrucciones estructurales.

Adicionalmente un modelo de migración con base

en el mapa regional al tope de la Formación Caballos muestra que existen rutas de migración regional que conectan estas cocinas con las estructuras en las cuales se encuentran las acumulaciones actualmente.

INTRODUCCIÓN

La cuenca del Putumayo se encuentra

localizada en el extremo sur-oeste de Colombia en límites con Ecuador y es considerada como la extensión norte de la cuenca de Oriente. (Figura-1).

Es una cuenca de antepaís que presenta dos

áreas estructuralmente diferentes separadas por el sistema de fallas N-S de Orito-Loro-Hormiga. Al oriente de este sistema de fallas la secuencia estratigráfica presenta muy poco plegamiento, buzando suavemente hacia el occidente y se sobrelapa al oriente contra el basamento con el desarrollo de fallas inversas y normales de alto

ángulo con bajo salto que afectan principalmente a la secuencia cretácica. Al occidente del sistema de

Figura 1. Localización de la cuenca del Putumayo

fallas Orito-Loro-Hormiga se presenta un mejor desarrollo de fallamiento inverso con una historia de desarrollo relativamente compleja ya que se observan en este sector fallas con vergencias opuestas y saltos variables que generan múltiples pliegues por propagación de falla, y es en este tipo de estructuras en donde se han encontrado la mayor parte de las acumulaciones de hidrocarburos en la cuenca.

Desde el punto de vista estratigráfico la

cuenca del Putumayo presenta el desarrollo de una secuencia molásica terciaria (Eoceno Tardío al Presente) de ambientes continentales fluviales característica de una cuenca de antepaís, que suprayace de manera discordante a una secuencia Cretácica de origen predominantemente

marino de plataforma de carbonatos en la que se encuentran las rocas generadoras de hidrocarburos y los principales reservorios de la cuenca. Infrayaciendo de manera discordante a esta secuencia marina se encuentran, rocas vulcanoclásticas de edad Jurásico y rocas ígneas intrusivas depositadas en un ambiente de extensión (rift) y rocas metamórficas pre-Jurásicas. (Figura 2). EVOLUCIÓN GEOLÓGICA DE LA CUENCA

A partir de la información estructural y estratigráfica se ha desarrollado un modelo evolutivo de la cuenca que sirva de base para estudiar la generación y migración de los hidrocarburos.

Este modelo evolutivo comprende las

siguientes fases: Fase de Extensión (Rift): Esta fase se

desarrolla durante el Jura-Triásico como resultado de una fase de extensión de la corteza continental con el desarrollo de mega half-grabens con sentido norte-sur que fueron rellenados por sedimentos continentales vulcanoclásticos (Fm. Motema). Es probable que los trenes estructurales con orientaciones norte-sur que se observan actualmente en la cuenca se hayan desarrollado en esta fase.

Fase de detrás de arco (Back-arc): Esta fase

se desarrolla durante el Cretácico y es caracterizada por una incursión marina con el desarrollo de una sedimentación de plataforma marina en una cuenca de detrás de arco formada durante la fase extensional Jura-Triásica. Se depositan de manera discordante sobre los sedimentos Jurásicos una serie de areniscas en ambientes transicionales costeros (Fm. Caballos) y sobre estas se empieza a depositar una sucesión de calizas, margas y shales con algunas intercalaciones arenosas en un ambiente de plataforma de carbonatos (Fm. Villeta). Durante esta fase el espacio para acomodar los sedimentos es formado por subsidencia térmica de la cuenca de detrás de arco. Los espesores de estas unidades aumentan progresivamente hacia el oeste sin que se observen cambios abruptos que indiquen actividad de las fallas normales desarrolladas durante la fase de extensión previa.

Fase de antepaís temprana: Esta fase se

desarrolla durante el Maastrichtiano Tardío – Paleoceno Temprano con el depósito de intercalaciones de lodolitas, limolitas y areniscas finas delgadas de la Formación Rumiyaco en un

ambiente transicional continental. Hacia el oriente de la cuenca estos depositos predominantemente lutíticos gradan hacia unas areniscas conocidas

Figura 2. Columna estratigráfica generalizada.

Modificada de ECOPETROL (2000)

como Areniscas del Neme. El espesor de la Formación Rumiyaco aumenta rápidamente hacia el oeste hasta alcanzar espesores cercanos a los 3000 pies lo cual indica un importante aumento en la subsidencia de la cuenca en esa dirección y dado el carácter transicional continental de los sedimentos es probable que el incremento en la subsidencia hacia el oeste haya sido causado por el desarrollo de una cuenca de antepaís como resultado del levantamiento de la proto - Cordillera Central. Es posible además que como resultado de la extensión de la corteza que da origen a la cuenca de antepaís se reactiven algunas de las fallas normales de la fase de extensión (rift) con saltos pequeños que reacomoden la flexión de la corteza y ayuden a generar el espacio para estos depósitos.

Posterior a esta fase se presenta un periodo de

exposición subaérea y erosión que implica un descenso importante en el nivel base de la cuenca que se desarrolla entre el Paleoceno Tardío y el Eoceno Medio. En zonas del Valle Superior del Magdalena localizadas en el departamento del Huila, al oeste de la cuenca, se observa el desarrollo de estructuras compresionales en este periodo que corresponderían con una fase más avanzada del desarrollo de la Cordillera Central, pero no es claro que esta estructuración haya afectado a la cuenca del Putumayo, al menos en su sector más occidental, ya que en la sísmica y los pozos se observa que los espesores de las unidades depositadas posteriormente aumentan de manera consistente hacia el oeste y además se encuentran deformados de la misma manera que las unidades infrayacentes. Es decir hay concordancia geométrica antes y después de este periodo de erosión en la cuenca (Figura 3). Fase de antepaís tardía: Esta fase se

desarrolla desde el Eoceno Tardío hasta el Mioceno Medio, con el depósito de sedimentos lutíticos y arenosos de ambientes predominantemente transicionales costeros muy espesos, en muchos puntos con espesores superiores a los 8000 pies y que corresponden a las formaciones Orito-Belén, Orteguaza y Pepino.

Al igual que la Formación Rumiyaco, los

espesores de estas unidades aumentan hacia el oeste como resultado del desarrollo de una cuenca de antepaís producto del desarrollo continuado de la Cordillera Central y/o el desarrollo de la proto – Cordillera Oriental.

Fase de Orogenia Andina: Esta fase se

desarrolla desde el Mioceno Tardío hasta el

Presente. Es en esta fase en la que se desarrolla la actual configuración de la cuenca con el desarrollo de pliegues por propagación de falla formados por la inversión de las fallas normales Jurásicas, como resultado de la compresión generada por un sistema de cabalgamiento con orientación NE-SW y vergencia SE que marca el límite de la cuenca con la actual Cordillera.

Es en esta fase cuando se desarrollan las

estructuras del actual piedemonte de la Cordillera en donde se encuentran las principales acumulaciones de la cuenca y es en esta deformación en la que se involucran todas las unidades previamente depositadas de acuerdo con lo observado en la sísmica (Figura 3).

En la zona centro-oriental de la cuenca

continúa la subsidencia y se depositan las formaciones Ospina y Caimán.

GENERACIÓN DE HIDROCARBUROS

Algunos autores han sostenido en el pasado que la cuenca del Putumayo es en general inmadura para la generación de hidrocarburos y han planteado que la única zona con posibilidades para generar hidrocarburos estaría en el sector suroeste de la misma en donde se habría generado y expulsado hidrocarburo antes del Mioceno (Kairuz et al., 2000). Sin embargo, la deformación que da lugar a las estructuras de campos como Orito, Churuyaco, e incluso Loro y La Hormiga por nombrar sólo algunas, tiene lugar después de la edad estimada de expulsión por estos autores lo cual implicaría que no hubo sincronismo para las acumulaciones. Es por esto que se re-evaluaron los actuales depocentros de la cuenca ya que había que establecer de que lugar pudo provenir el hidrocarburo que se acumuló en esas estructuras.

Una revision de los datos de madurez de la

cuenca muestra que no hay una correspondencia entre los valores de reflectancia de vitrinita (Ro) y temperature máxima de pirólisis (Tmax) ya que la madurez estimada a partir de Ro tiende a ser menor que la estimada empleando Tmax. Esta discrepancia puede deberse al hecho de que la mayoría de las lecturas se han hecho a partir de ripios de perforación los cuales pueden estar contaminados con material de niveles superiores que por su carácter más continental tiene una menor preservación de los precursores de vitrinita lo cual reduce las lecturas promedio de Ro. Es por esto que se considera como un mejor indicador de madurez Tmax. Los datos promedio de riqueza orgánica de las rocas con potencial generador en

la cuenca (Fm. Villeta y niveles arcillosos de la Fm. Caballos) indican que las rocas tienen un potencial

regular a pobre (TOC <2% HI <300). Sin embargo, estos valores por ser promedio dependen mucho

Figura 3. Línea sísmica interpretada en el piedemonte de la cuenca del Putumayo. Se observa la concordancia

geométrica de todos los horizontes desde el Cretácico hasta el Terciario Superior lo cual implica que todas las rocas

comprendidas en este intervalo fueron deformadas al mismo tiempo. (Verde claro – base del Cretácico, Verde oscuro –

tope del Cretácico, Azul – Tope Fm Rumiyaco, Amarillo – Tope Orito – Belén.

de la cantidad de muestras y los intervalos muestreados.

Teniendo en cuenta las incertidumbres en

cuanto a la representatividad de los datos y el hecho de que los depocentros actuales de la cuenca no tienen información disponible se procedió a realizar el modelamiento geoquímico unidimensional de algunos de ellos para ver las posibilidades de generación en los mismos (Figura 4). En estos depocentros se emplearon tendencias de madurez obtenidas a partir de Tmax de pozos cercanos, valores de TOC algo mayores par alas unidades generadoras (2.5% de TOC) y valores de índice de hidrógeno (HI) de 300 mgHC/gTOC que siguen siendo para rocas de pobre a regular calidad. Con estos parámetros se procedió a modelar seudopozos en los depocentros con información estratigráfica obtenida a partir de pozos cercanos y la sísmica disponible. RESULTADOS DEL MODELAMIENTO 1D

Con los parámetros antes mencionados se

modelaron tres seudopozos en la cuenca, uno localizado en la depresión ubicada al oeste de los campos Loro – Hormiga, otro en la depresión correspondiente al bloque yacente de la falla Loro – Hormiga hacia el este de los campos antes mencionados y un tercero en la depresión localizada inmediatamente al este del campo Orito.

Figura 4. Ubicación de los seudopozos (puntos

negros) modelados en la cuenca.

Los resultados del modelamiento indican lo

siguiente: Las rocas generadoras depositadas en el depocentro al oeste de los campos Loro – Hormiga entran a ventana de generación a los 22 m.a. y comienzan a expulsar hidrocarburos a los 11 m.a (Figura 5). Las rocas generadoras

ubicadas en el bloque yacente de la falla Loro – Hormiga entran a ventana de generación a 11000 pies a los 22 m.a. y comienza a expulsar hidrocarburos a los 10 m.a. En el depocentro ubicado al este del campo Orito el comportamiento es similar al de la depresión del bloque yacente de la falla Loro – Hormiga ya que ambas zonas presentan similares espesores de la secuencia sedimentaria.

Figura 5. Volumen de hidrocarburos expulsados en el

seudopozo modelado en el depocentro ubicado al oeste

de los campos Loro-Hormiga.

MODELO DE MIGRACIÓN

Los resultados del modelamiento unidimensional sugiere que existe sincronismo entre el momento en que se empiezan a expulsar los hidrocarburos y el momento en que se empiezan a formar las estructuras en las cuales se han encontrado las principales acumulaciones en las cuenca. Considerando lo anterior se procede a realizar un modelo de migración con base en el mapa de contornos estructurales del tope de la Formación Caballos para determinar si desde los depocentros modelados podría desplazarse el hidrocarburo hacia las zonas en las que se encuentran actualmente las acumulaciones en la cuenca.

El modelo generado (Figura 6) muestra en

términos generales que las rutas de migración basadas en el mapa regional de la Formación

Caballos conectan a los depocentros modelados con las zonas en las que se han encontrado hasta el momento las acumulaciones en la cuenca, lo que soporta la idea de que si no todo al menos una buena parte del hidrocarburo generado y almacenado se ha producido en la misma cuenca y en tiempos relativamente recientes. Kairuz et al (2000) identifican dos familias de crudo para la cuenca que se encuentran estratigráficamente bien separadas, en ningún campo de la cuenca encuentran evidencias de mezclas de crudos de las dos familias lo cual les hace pensar que la migración es esencialmente lateral lo cual está de acuerdo con los resultados obtenidos con el modelo de migración.

CONCLUSIONES

La concordancia geométrica observada en la información sísmica entre las unidades sedimentarias depositadas desde el Cretácico hasta el Mioceno Tardío indica que el proceso tectónico que da lugar a las estructuras del piedemonte empieza a finales del Mioceno y por lo tanto las estructuras que forman las trampas para las acumulaciones en este sector son formadas en una etapa relativamente reciente.

El modelamiento unidimensional de los

depocentros existentes en la actualidad en la cuenca sugiere que desde 20 m.a. hasta la fecha ha habido generación de hidrocarburos en la misma. Sin embargo, las incertidumbres en los datos geoquímicos no permiten establecer de manera confiable volúmenes generados y expulsados que puedan ser comparados con los volúmenes entrampados para determinar el potencial por descubrir en la cuenca.

El modelo de migración generado a partir de la

información del modelamiento unidimensional y el mapa estructural al tope de la Formación Caballos en la cuenca del Putumayo muestra que la actual geometría de la cuenca permite migrar a los hidrocarburos producidos en los depocentros modelados hacia las zonas en las que se encuentran actualmente las acumulaciones.

AGRADECIMIENTOS

El autor quiere agradecer a Integrated

Exploration Systems (IES) la autorización para emplear el software de modelamiento de sistemas petrolíferos PETROMOD para este proyecto. Adicionalmente quiere agradecer al geólogo Edgar Kairuz el constructivo intercambio de ideas que permitió enriquecer este trabajo.

Figura 6. Modelo de migración de hidrocarburos en la cuenca del Putumayo con base en el mapa de contornos

estructurales en profundidad al tope de la Formación Caballos. En verde se encuentran las rutas por las cuales pudo

migrar el hidrocarburo de los depocentros a los yacimientos, en rojo están resaltados los campos y pozos que han

reportado alguna producción. Las lineas discontinuas corresponden a las fallas interpretadas en la cuenca de acuerdo

con el mapa regional de ECOPETROL (2000).

REFERENCIAS

Casero, P., Salel, J.F., & Rossato, A., 1997, Multidisciplinary correlative evidences for polyphase geological evolution of the foothills of the Cordillera Oriental (Colombia) Memorias, VI Simposio Bolivariano, Cartagena de Indias. Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo, Cartagena de Indias, Colombia, pp. 100-118. Ecopetrol, 2000, Atlas de Cuencas Sedimentarias de Colombia. 1 CD. Kairuz, E, et al., 2000, Sistemas Petrolíferos del Putumayo, Colombia: Memorias, VII Simposio

Bolivariano, Caracas. Sociedad Venezolana de Geologos, Caracas, Venezuela, pp. 525-532. Urueta, J., & Du Toit, Ch., 1997, Prospección de Hidrocarburos en el Piedemonte de la Cuenca del Putumayo: Memorias, VI Simposio Bolivariano, Cartagena de Indias. Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo, Cartagena de Indias, Colombia, pp. 263-274.