INDICE

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INTRODUCCION………………………………………………………. 2

CUENCAS SEDIMENTARIAS EN COLOMBIA…………………… 3

CLASIFICACION DE LAS CUENCAS SEDIMENTARIAS………. 3

CUENCAS NO PRODUCTORAS EN COLOMBIA……………….. 3

CUENCAS PRODUCTORAS EN COLOMBIA……………………. 4

CUENCA VALLE SUPERIOR DEL MAGDALENA………………. 5

GENERALIDADES VALLE SUPERIOR DEL MAGDALENA…… 5

CUENCA VALLE INFERIOR DEL MAGDALENA………………… 6

GENERALIDADES VALLE INFERIOR DEL MAGDALENA……. 7

CUENCA VALLE MEDIO DEL MAGDALENA……………………. 8

GENERALIDADES VALLE MEDIO DEL MAGDALENA………… 9

CUENCA SEDIMENTARIA DE LOS LLANOS ORIENTALES…. 10

GENERALIDADES CUENCA DE LOS LLANOS ORIENTALES.. 11

CUENCA DEL CAGUAN PUTUMAYO……………………………. 12

GENERALIDADES CUENCA DEL CAGUAN PUTUMAYO…….. 13

CUENCA SEDIMENTARIA DE LA GUAJIRA…………………….. 14

GENERALIDADES DE LA CUENCA DE LA GUAJIRA………… 14

CUENCA SEDIMENTARIA DEL CATATUMBO…………………. 15

GENERALIDADES DE LA CUENCA DEL CATATUMBO……… 15

POTENCIAL PETROLÍFERO……………………………………….17

CONCLUSIONES……………………………………………………..18

BIBLIOGRAFIA……………………………………………………….. 19

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INTRODUCCION

Colombia tiene un gran potencial en recursos renovables y no renovables; dentro de los no renovables cabe destacar la importancia que tienen los hidrocarburos para la economía del país, hay varias regiones que poseen esta gran riqueza. Dentro de estas regiones tenemos a la Guajira y la zona del Catatumbo que se caracterizan especialmente en los procesos geológicos que ocurrieron en estas zonas y permitieron la formación y almacenamientos de los hidrocarburos en el subsuelo, es por eso que en esta región se han llevado a cabo procesos de exploración y explotación petrolera para aprovechar este recurso tan importante para el país.

Este informe da a conocer las características geológicas y geomorfológicas de dichas regiones con el fin de mostrar la importancia de la conservación, el manejo y el aprovechamiento de los recursos naturales y así garantizar un desarrollo en el ámbito de la sostenibilidad ambiental, económica y social.

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CUENCAS SEDIMENTARIAS EN COLOMBIA

Una Cuenca sedimentaria es una región subsidente (hundimiento progresivo de un sector de la corteza). La existencia de una cuenca sedimentaria está ligado a un espacio subsidente. Mientras haya subsidencia, habrá cuenca sedimentaria, cuando se pare se colmará.

CLASIFICACION DE LAS CUENCAS SEDIMENTARIAS EN COLOMBIA

Entre las cuencas sedimentarias se encuentran:

CUENCAS NO PRODUCTORAS EN COLOMBIA

1. AMAGÁ 2. CAUCA-PATIA3. CESAR-RANCHERIA4. CHOCO 5. CHOCO MARINO 6. COLOMBIA7. PACIFICO MARINO 8. CORDILLERA ORIENTAL 9. LOS CAYOS10. SINÚ SAN JACINTO 11. SINÚ MARINO 12. TUMACO 13. TUMACO MARINO14. URABÁ15. VAUPÉS- AMAZONAS

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CUENCAS PRODUCTORAS EN COLOMBIA

PRODUCCIÓN POR CUENCA Y SU PARTICIPACIÓN EN LA PRODUCCIÓN TOTAL NACIONAL

CUENCA P.C (BPD) P.P.N (%)Caguán-putumayo 24.000 3,75%Catatumbo 3.283 0,51%Cordillera oriental 79 0,01%Llanos orientales 425.231 66,45%Valle inferior del magdalena

428 0,07%

Valle medio del magdalena

98.687 15,42%

Valle superior del magdalena

88.149 13,78%

Total 639.887 100%

Caguán-putumayo4%

Catatumbo1%

Cordillera oriental0%

Llanos orientales66%Valle infe-

rior del magdalena

0%

Valle medio del magdalena15%

Valle su-perior del magdalena

14%

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CUENCA VALLE SUPERIOR DEL MAGDALENA

La cuenca del Valle superior del Magdalena es una cuenca situada en la parte alta del Rio Magdalena, que limita al Norte con el Cinturón Plegado de Girardot, al Sureste parcialmente con el sistema de fallas de Algeciras – Garzón, al Noreste con el sistema de fallas de Bituima – La Salina y al Oeste con la Cordillera Central. Un alto de basamento llamado el alto de Natagaima-El Pata divide esta cuenca en las subcuencas de Girardot y Neiva.

Las rocas reservorio se hallan relacionadas a la formación Caballos, Monserrate y Gualanday, en acumulaciones de tipo estructural y/o estratigráfica, jugando la formación de Guaduala un buen papel como roca sello (Acosta et al, 1983 en Govea y Aguilar, 1986).

GENERALIDADES CUENCA DEL VALLE SUPERIOR DEL MAGDALENA

- AREA: 26.200 Km2

- UBICACIÓN: Se extiende desde la población de Pitalito en el Sur, hasta Honda en el Norte.

- PRODUCCION: Esta cuenca produce diariamente en promedio cerca de 88.000 bpd, de los cuales 26.000 son crudos pesados, 53.000 son crudos medianos y 7.800 son crudos livianos. En la actualidad produce 28 millones de Barriles de Petróleo por año a partir de 28 campos.

- ACEITES: Varían desde 20 °API a 27 °API.

- PRINCIPALES CAMPOS: Tello y La Jagua, Ortega, San Francisco, Yaguara, Rio Ceibas y Matachín.

ROCA GENERADORA

Deposición de Lutitas y Calizas con alto contenido de materia Orgánica en las formaciones Tetuán, Bambuca y La Luna.

MIGRACION

El principal transportador de hidrocarburos son las areniscas de la Formación Caballos y en menor escala las areniscas de la Formación Monserrate.

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ROCA RESERVORIO

Tres tipos de areniscas Caballos y Monserrate en el Cretácico y la formación Honda en el Mioceno. Existen también rocas calcáreas o calizas que presentan alto potencial como reservorio.

ROCA SELLO

El sello superior y lateral esta presentado por un importante espesor de arcillolitas plásticas de la Formación Bambucá. Las Formaciones Guaduala y Honda son otros importantes sellos en la cuenca.

TRAMPAS

Dentro de las trampas halladas en la cuenca se encuentran:

Pliegues asociados a flexión de falla. Anticlinales fallados, Sub-Cabalgamientos. Abanicos Imbricados. Retro-Cabalgamientos. Anticlinales asociados a transcurrencia.

CUENCA VALLE INFERIOR DEL MAGDALENA

El Valle Inferior del Magdalena (VIM) se subdivide en las subcuencas de Plato y San Jorge, separadas por el Arco de Magangué o Cicuco.

La cuenca del Valle Inferior del Magdalena limita al Norte y al Oeste con el sistema de fallas de Romeral, al Sur y Sureste con la Cordillera Central y las rocas precretácicas de la Serranía de San Lucas y la Cordillera Central. Al Este con el sistema de fallas de Bucaramanga – Santa Marta.

Los sedimentos del Mio-Oligoceno presentan buena riqueza orgánica y presencia de kerogenos generadores de gas y petróleo líquido (Govea y Aguilar, 1986). Esta cuenca tiene buenos reservorios de arenisca y carbonatos, y reservas probadas de gas.

Cuenta con 23 campos y unas reservas 2P de 1.032 MBPE (IHS, 2008). Las simulaciones probabilísticas realizadas indican un potencial promedio de 28.592,5MBPE

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GENERALIDADES CUENCA DEL VALLE INFERIOR DEL MAGDALENA

- AREA: 41,600 Km2

- UBICACIÓN: Noreste de Colombia

- PRODUCCION: Esta cuenca diariamente produce en promedio cerca de 458 bpd, de los cuales 70 son crudos pesados, 10 son crudos medianos y 378 son crudos livianos.

- ACEITES: Varían desde30 °API a 52 °API.

- PRINCIPALES CAMPOS: Cicuco y el Difícil. 10

ROCA GENERADORA

Mioceno Temprano esquistos (Baja Porquero Fm) Han sido reconocidos como la fuente principal de hidrocarburos en la cuenca. Estas Lutitas son de gran espesor, rico en materia orgánica y Kerosene tipo II. La Ciénaga de Oro tiene una formación superior del intervalo de regular a un rico contenido de materia orgánica tipo III, dentro de la ventana de petróleo en las zonas más profundas de la cuenca. Este intervalo puede ser considerado depositado durante un evento de máxima inundación. La fuente de datos disponibles sugiere una vaina de roca de la roca fuente activa, probablemente de edad cretácica, coincidiendo con las áreas de mayor profundidad de los sedimentos.

MIGRACION

Las vainas de las rocas fuente activa en la fase de generación / expulsión se encuentran en una extensa área en el Plato llamado Sub-Cuenca, entre los pozos Guamito-1 hacia el Noreste y Pijiño-1 hacia el Sur. El contenido de azufre es muy bajo, mientras que la concentración de parafina es relativamente alta. Varios parámetros geoquímicos indican que la mayoría del petróleo se originó en un ambiente relativamente dioxic siliciclastica proximal.

ROCA RESERVORIO

Las rocas reservorio son una secuencia espesa de areniscas de origen fluvial a deltaico de la Formación Ciénaga de Oro, las cuales están intercaladas con rocas de grano fino (Lutitas) de origen fluvial a transicional marino que actúan como racas fuente, de acuerdo con los datos geoquímicos disponibles, y sellos locales para las acumulaciones. Areniscas y calizas del Oligoceno (Formación Ciénaga de

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Oro) son los principales embalses de la cuenca. El espesor bruto es de 300 ft, con una porosidad promedio de 15%.

ROCA SELLO

Las pizarras de la roca superior Porquero y formaciones Ciénaga de Oro depositadas durante un periodo de hundimiento rápido con excelentes características físicas como una unidad de sellado. Las Lutitas de aguas profundas son el Sello regional superior para los menores de colocación de rocas del Yacimiento. La joven formación de tubará (Mioceno Medio al Plioceno Inferior) es también una unidad de sellado.

TRAMPAS

Diversos tipos de trampas estructurales destaca el potencial de la cuenca, entre otros:

Las trampas estructurales asociados a los del lado de alta en el cierre de defectos contraccionales, cierres anticlinal en el escabel de fallas normales, las estructuras relacionadas con la geometría de flores generado por transpresión, roll-off en el pabellón de la pared listricas de fallas normales, todos ellos son importantes objetivos de exploración estructural en la cuenca.

CUENCA VALLE MEDIO DEL MAGDALENA

Esta cuenca está ubicada a lo largo de la porción central del Valle del Río Magdalena, entre las cordilleras oriental y central en los Andes colombianos; es una de las cuencas más exploradas y más prolíficas del país, y en ella se handes cubierto cerca de 2.412 MBP y 2.5 TPCG localizados en más de 50 campos, entre ellos, el primer campo gigante descubierto en Colombia (La Cira- Infantas).El potencial exploratorio de la cuenca se estima entre 8.000 MBP (alto) y 600 MBP(Bajo).

LOH Energy Colombia es operadora del Bloque Valle Magdalena Medio 4 y Bloque Valle Magdalena Medio 15.

Esta cuenca limita al sureste con el sistema de Fallas de Bituima y La Salina, al Norte con el sistema de fallas del Espíritu Santo, al Oeste con el onlap de sedimentos Neógenos sobre la Serranía de San Lucas y el basamento de la Cordillera Central. Al sur con el cinturón plegado de Girardot y al Noreste con el sistema de fallas de Bucaramanga – Santa Marta.

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Es una cuenca madura, con alta producción desde el año 1.918 y una amplia gama de crudos (13-45° API). Cuenta con 99 campos y unas reservas 2P de 3.337MBPE (IHS, 2008).

Los resultados de la sísmica reciente (Regional Transandina, ANH-2006) sugieren importantes yacimientos en profundidad (rocas pre-paleógenas fracturadas y trampas estructurales hacia las estribaciones de la Serranía de San Lucas). Las estimaciones de Monte Carlo realizadas en este trabajo indican un potencial promedio de 24.602,8 MBPE.

GENERALIDADES CUENCA DEL VALLE MEDIO DEL MAGDALENA

- AREA: 34.000 Km2

- UBICACIÓN: Entre cordilleras Central y Oriental, limitado por las Fallas de Bucaramanga y Cambao.

- PRODUCCION: Esta cuenca produce diariamente en promedio cerca de 99.000 bpd, de los cuales 65.000 son crudos pesados, 32.000 son crudos medianos y 1.600 son crudos livianos.

- ACEITES: Varían desde 14.1 °API a 40°API

- PRINCIPALES CAMPOS: La Cira Infantes, La Salina, Aguas Blancas, Colorado, Conde, Cristalina, Lisama, Llanito, Peñas Blancas, Casabe, Yarigui-Cantagallo, Palagua, Opón, entre otros.

EVIDENCIA DE HIDROCARBUROS

Después de casi un siglo de exploración en la cuenca, se han descubierto cerca de 2412 MBP y 2,5 TPGC, en 51 campos. Entre ellos la Cira-Infantas es el primer campo gigante descubierto en Colombia.

ROCA GENERADORA

Las principales rocas fuente en la cuenca fueron depositadas durante dos eventos anóxicos globales y corresponden a las Calizas y Lutitas de las formaciones La Luna, Simití y Tablazo. Su Kerogeno es de tipo II, el TOC oscila entre 1 y 6%, y la Reflactancia de Vitrinita (Ro) es de 1,1 – 1,2%.

MIGRACION

La discordancia del Eoceno produce un sistema de rutas de migración apropiado para el transporte de los Hidrocarburos. Se han identificado tres tipos:

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- Migración vertical directa de los hidrocarburos generados en la formación La Luna hacia la discordancia del Eoceno.- Migración lateral a lo largo de las Areniscas del eoceno.- Migración vertical a través de superficies de falla en áreas donde la formación La Luna no está en contacto con la discordancia del Eoceno.

ROCA RESERVORIO

El 97% del petróleo probado en la cuenca proviene de areniscas continentales cenozoicas (Formaciones Lisama, Esmeraldas, La Paz, Colorado y Mugrosa), con promedios de porosidad entre 15-20% y permeabilidad de 20-600 md. Los depósitos Calcáreos fracturados (Grupo Calcáreo Basal y Formación La Luna) poseen un potencial exploratorio; sin embargo, no han sido estudiados en detalle.

ROCA SELLO

Las Lutitas marinas de las formaciones Simití y Umir representan los sellos de los potenciales reservorios cretácicos. En contraste las arcillocitas plásticas continentales de las formaciones Esmeraldas y Colorado constituyen los sellos para los reservorios cenozoicos.

TRAMPAS

Cuatro importantes tipos de trampas han sido identificadas:

1. Pliegues contraccionales asociados a fallas bajo superficies de cabalgamiento. 2. Estructuras dúplex de cabalgamiento con cierre independiente. 3. Cierres dependientes de falla. 4. Trampas en el lado bajo de las fallas sellantes.

CUENCA SEDIMENTARIA DE LOS LLANOS ORIENTALES

LÍMITES GEOGRÁFICOS

La cuenca de los Llanos Orientales limita al Norte con Venezuela, al sur con la Serranía de la Macarena, el Arco de Vaupés y las rocas metamórficas precámbricas, al oeste con el sistema de cabalgamiento de la cordillera oriental y al oriente con las rocas precámbricas del escudo Guayana. Se ubica entre los departamentos de Meta, Arauca, Casanare, Guainía y Guaviare

NORTE: se prolonga en Venezuela más allá del río Arauca.

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SUR: Saliente del Vaupés o Arco del Guaviare.ORIENTE: Escudo Guayanés.OCCIDENTE: Cordillera Oriental

LOCALIZACION

La cuenca de los llanos orientales está localizada al este de colombia. Sus límites geomorfológicos son:

La cuenca de barinas al norte. La serranía de la macarena y el arco del Vaupés sur. El sistema de fallas de guaicaramo al oeste. El escudo de Guayana al este.

GENERALIDADES CUENCA DE LOS LLANOS ORIENTALES

- AREA: 96000 KM2

- UBICACIÓN: ORIENTE COLOMBIANO

- PRODUCCION: esta cuenca produce diariamente en promedio cerca de 425 kbpd, de los cuales 187.000 son crudos pesados, 121.000 son crudos medianos y116.000 son crudos livianos.

- ACEITES: varían desde 22 grados api a 42 grados API

La mayor parte de gas que se comercializa proviene de:

Chuchupa Ballenas

PRINCIPALES CAMPOS PETROLEROS

Los principales campos son: Apiay, Cusiana, Cupiagua, Caño Limón, Castilla y Rubiales.

Las cuencas sedimentarias productoras con mayor parte de hidrocarburos del país provienen de:

Cupiagua Cusiana Caño Limon Castilla

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LLANOS ORIENTALES: Esta cuenca produce diariamente en promedio cerca de 425 kbpd, de los cuales 187.000 son crudos pesados, 121.000 son crudos medianos y 116.000 son crudos livianos.

La cuenca sedimentaria que más número de campos tiene es la de los Llanos Orientales, que cuenta con 118 campos, es decir, con el 41% de los campos activos totales del país. Por otro lado, las cuencas VIM y Cordillera Oriental son las que cuentan con menos campos activos, participando con el 1.4% y 0.3% respectivamente.

ROCA GENERADORA

La principal roca generadora en esta área son las lutitas marino-continentales dela Formación Gachetá, localizadas por debajo del flanco oriental de la Cordillera Oriental Estas rocas poseen rangos de TOC entre 1-3% y un espesor efectivo de150-300 pies.

ROCA RESERVORIO

Las arenitas de las formaciones Carbonera (C-3, C-5 y C-7) y Mirador (Paleógeno) Guadalupe y Une son excelentes almacenadoras de hidrocarburos. En la secuencia cretácica algunos intervalos arenosos son también excelentes reservorios. Su rango de porosidad varía entre el 10-30%.

ROCA SELLO

El sello regional de la cuenca es la Formación León. Las unidades C-2, C-4, C-6 yC-8 de la Formación Carbonera son reconocidas como sellos locales. Las lutitas cretácicas de las formaciones Gachetá y Guadalupe pueden actuar como sellos intraformacionales.

MIGRACIÓN

Dos pulsos de migración han sido documentados: el primero durante el Eoceno superior-Oligoceno y el segundo comenzó en el Mioceno y continúa en la actualidad.

ROCA RESERVORIO

Las arenitas de las formaciones Carbonera (C-3, C-5 y...

CUENCA DEL CAGUAN PUTUMAYO

El área comprende tres zonas generales:

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El área de la sección sedimentaria del caguan, en el norte de putumayo en el sur, y el alto estructural de la macarena al nororiente.

Limita al oeste con el sistema de fallas de la parte de la cordillera oriental, hacia el nororiente con los llanos orientales y al sur Con el rio caqueta.

El polígono está conformado por 17 vértices que contiene un área de 51.267.45km2 correspondiente a la cuenca caguan putumayo, hace parte del piedemonte surorientental de la cordillera oriental incluyendo la sierra de la macarena y otras reservas naturales adscritas a los parques nacionales naturales

GENERALIDADES CUENCA DEL CAGUAN PUTUMAYO

- AREA: 900 KM2

- UBICACIÓN: Noroeste de Colombia

- PRODUCCION: Esta cuenca produce diariamente en promedio de 3.253 bpd, delos cuales 30 son crudos medianos y 3.200 son crudos livianos. En esta cuencano hay producción contabilizada de crudos pesados.

- ACEITE: Varían desde 16 grados API a 52 grados API

PRINCIPALES CAMPOS PETROLEROS

Los principales campos son: Tibú, rio Zulia, Sardinata y Carbonera.

La cuenca del Caguán – Putumayo cuenta con más de 41 campos y unas reservas 2P de 594 MBPE (IHS, 2008). La mayoría de la producción proviene dela formación Caballos, con objetivos adicionales, las areniscas deltaicas de la formación Villeta y los depósitos de la formación Pepino.

Esta cuenca presenta al menos trece (13) campos descubiertos y una producción de crudo (22-42° API) desde 1933 (Govea y Aguilar, 1986). Sus reservas 2Pllegan a los 636MBPE (IHS, 2008), pero parece contener un importante recurso asociado a las fracturas del basamento y a las unidades cretácicas. Adicionalmente, su baja migración vertical podría coadyuvar a un alto potencial en profundidad. Las simulaciones indican un potencial promedio de 14.435,8 MBPE.

CAGUÁN-PUTUMAYO: Esta cuenca produce diariamente en promedio cerca de 24 kbpd, de los cuales 936 son crudos pesados, 20.000 son crudos medianos y2.600 son crudos livianos.

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ROCA RESERVORIO

Caballos, Villeta y Pepino

ROCA SELLO

Formaciones Villeta, Rumiyaco y Orteguaza

ROCA GENERADORA

Son los Shales y calizas de la formación Villeta (Govea y Aguilar, 1986).

MIGRACIÓN

Probablemente la migración es de oeste a este a lo largo de las areniscas de la Fm. Caballos y Villeta. Migración vertical a lo largo de fracturas y zonas de falla. Expulsión de hidrocarburos comenzó en el Mioceno tardío poco después de la formación de las mayores estructuras

CUENCA SEDIMENTARIA DE LA GUAJIRA

La cuenca de la guajira debido a sus condiciones geológicas solo puede presentar yacimientos de gas. Al hablar de la cuenca de la Guajira se habla también de la cuenca Guajira Marina.

- AREA: 12.600 km2 en tierra y 36.450 km2 en agua.

- UBICACIÓN: Norte de Colombia

- RESERVAS: Ballenas (1.5 TCF) Y Riohacha (86.5 GCF)

- PRINCIPALES CAMPOS: Chuchupa, Ballenas y Riohacha.

- LIMITES GEOGRAFICOS: Limita al norte y al oeste con el mar Caribe, al este con Venezuela; al sur con el departamento del Cesar y al suroeste con el departamento del Magdalena.

GENERALIDADES DE LA CUENCA SEDIMENTARIA DE LA GUAJIRA

ROCA MADRE

Una gran capacidad de generación de petróleo esperada en la cuenca de la guajira debido a la formación La Luna, compuesta por sales, limonitas calcáreas y calizas. La formación La Luna ha sido identificada en el núcleo del pozo PGG 1 al este de la Depresión Cocinetas en Venezuela. El generador potencial ha sido

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también confirmado por las muestras del paleógeno y neógeno y con kerogeno tipo III dominante propenso a gas.

ROCA RESERVORIO

Los reservorios y yacimientos importantes son encontrados dentro de calizas y arenas de Siamaná, las formaciones presentes en Macarao Cocinetas 1 y los pozos de la Guajira 1 alcanzan espesores entre 200 y 300 m.

ROCA SELLO

Los sellos de buena calidad se encuentran en las lodolitas calcáreas aumentan cerca de la base de la formación de Siamaná con un espesor que varía entre los 300 y 1000 pies.

MIGRACION

En la parte terrestre de la cuenca, la mayoría de las estructuras se formaron durante los últimos tiempos del Neoceno- Paleoceno. La migración secundaria se produjo poco después de la fase superior del Neoceno después de la primera restructuración. La configuración estructural de la parte exterior podría haber mejorado la generación y migración del hidrocarburo, estas formas de migración de un origen termogénico se encuentra en las profundidades a distancia de los campos Chuchupa, Ballena y Riohacha.

CUENCA SEDIMENTARIA DEL CATATUMBO

La cuenca del Catatumbo se constituye en una ecoregión compartida entre Colombia y Venezuela, con una gran biodiversidad y una gran riqueza acuática constituida por los valles inundables de los ríos Catatumbo y Zulia, de mas de5000 km2, pero a su vez con una gran problemática ambiental derivada de las aguas residuales y los residuos sólidos mal manejados y tratados que se vierten sobre el rio; así como la deforestación, los derrames de petróleo y los procesos productivos de un gran impacto negativo sobre la cuenca.

GENERALIDADES DE LA CUENCA DEL CATATUMBO

- AREA: 9000 KM2

- UBICACIÓN: Noroeste de Colombia

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- PRODUCCION: Esta cuenca produce en promedio cerca de 3.253 bpd, de los cuales 30 son crudos medianos y 3.200 son crudos livianos. En esta cuenca no hay producción contabilizada de crudos pesados.

- ACEITES: varían desde 16 API a 52 API.

- PRINCIPALES CAMPOS: Tibú, Rio Zulia, Sardinata y Carbonera.

- LIMITES GEOGRAFICOS: Se pueden establecer por el norte con el nacimiento del Rio intermedio en la Serranía del Perijá y Motilones, aguas abajo hasta su desembocadura en el Rio Norte, y de este Rio Norte hasta su desembocadura en el Rio de Oro.

PRINCIPALES CAMPOS PETROLEROS

ROCA MADRE

El kerógeno de la formación La Luna es de tipo II, mientras que la formación Capacho es de tipo III. El análisis petrográfico por Ecopetrol indica altos porcentajes de betún solido en ambas formaciones. Variando entre el 5% al 60%con un promedio del 28 % de evidencia de generación y migración de hidrocarburos.

La formación Capacho tiene un espesor de 180-450 m y muestra al fondo características superficiales de la plataforma del medio ambiente, el cual llega a ser disóxico hacia la parte superior. Regionalmente no es una variación significante.

La formación de la Luna tiene un promedio de espesor de 60 m y caliza intercaladas con sales de la plataforma marina. Esta formación varía de calcárea a calizas terrosas y un contenido clástico del 30 %, las menos calcáreas son localizadas en la parte occidental de la cuenca.

ROCA GENERADORAS

Cuervos, Mitojuan, La Luna y Mercedes.

ROCA PRODUCTORAS

Mirador, Barco y Cuervos.

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MIGRACION

Los datos actuales de geoquímicos que incluyen caracterización de rocas dentro de la cuenca de Catatumbo, la correlación del petróleo de posible origen en el cretáceo, madurados y modelados en la historia, todos indica que la mayoría de petróleo en la subcuenca del Catatumbo estaban localizados en las sales del cretáceo y piedras de cal. Tres sistemas de migración distintos han de haber operado para llenar las trampas de la subcuenca que se desarrolló en el Mioceno-Polioceno.

La reserva de petróleo en el Cretáceo representa un sistema de migración, este petróleo que migro directamente al yacimiento de la fuente del cretáceo y a lo largo de fallas que se desarrollaron en el Mioceno- polioceno.

POTENCIAL PETROLÍFERO

El potencial petrolífero (crudo y gas natural) de Colombia se estima en más de 47mil millones de barriles de petróleo equivalente, distribuidos en 18 cuencas sedimentarias que abarcan un área de 1.036.400 km 2.

Alrededor de 82% de esa área sedimentaria se encuentra disponible para adelantar trabajos de exploración y explotación de petróleo y gas natural.

Las cuencas de mayor actividad exploratoria son: Las de los Valles Superior y Medio del Magdalena, Catatumbo, La Guajira, cordillera Oriental, Putumayo y Llanos Orientales.

Los más importantes descubrimientos hechos en Colombia son los de La Cira-Infantas, en Barrancabermeja; Chuchupa, en La Guajira; Caño Limón, en Arauca; y Cusiana-Cupiagua, en Casanare.

Los centros de producción petrolera se encuentran en los departamentos del Meta, Casanare, Arauca, Santander, Antioquia, Bolívar, Boyacá, Huila, Tolima, La Guajira, Putumayo y Norte de Santander.

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CONCLUSIONES

La geología y geomorfología de la Guajira permite que haya una gran variedad de recursos naturales renovables y no renovables como los hidrocarburos.

El Catatumbo es una región estratégicamente importante ya que posee una gran diversidad de ecosistemas y por lo tanto el manejo de esta zona debe ser adecuado para un mejor desarrollo sostenible.

En Colombia se encuentran 23 cuencas sedimentarias productoras y no productoras a lo largo del país.

La Guajira posee la formación La Luna, una de las más importantes de la cuenca porque contiene un amplio paquete de rocas distribuido en el norte de Suramérica.

Uno de los recursos naturales más destacados del país es el petróleo y se cuentan con yacimientos importantes en la región del Catatumbo y la Guajira.

Se afirma que el aumento de la producción nacional de crudo en los últimos años se debe principalmente a 7 cuencas sedimentarias de las 23 existentes. En lo corrido del 2009, las cuencas de Llanos Orientales y VMM han aportado alrededor del 80% de la producción total, es decir, unos 524 KBPD.

Los estudios consideran que el volumen de petróleo por descubrir en la cuenca alcanza unos 124 000 MMBP. Dos campos gigantes (Caño Limón, Rubiales), dos mayores (Apiay y Castilla), y más de ochenta campos menores han sido descubiertos en ésta región.

Las reservas potenciales estarían en 33 áreas de interés delimitadas durante el desarrollo del proyecto de crudos pesados.

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BIBLIOGRAFÍA

http://www.slideshare.net/macorca123/cuencas-sedimentarias-de-colombiadoc-1

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