Geo Petroleo Edición No 24

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Detección de anomalías geobotánicas asociadas a

microfugas de hidrocarburos

Comisión interinstitucionalde hidrocarburos

Offshore Colombiano: Entrevista a Víctor Ramírez - Líder de grupo de Exploración

Offshore (Ecopetrol-Colombia)

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

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jUNTA DIRECTIVA ACGGP 2015-2016Presidente

josé María jaramilloGMAS SAS

Vicepresidente Técnico juan Fernando Martínez

CONSULTOR

Vicepresidente Administrativo Adolfo León Bolívar

CONSULTOR

TesoreroEduardo López Ramos

ECOPETROL

Secretario Manuel Rodriguez

PROyECTOS SISMICOS

Editora Claudia Dueñas

OCCIDENTAL [email protected]

ACGGP

DIRECTORA ADMINISTRATIVA Cristina Martínez [email protected]

DISEñO y PRODUCCIóN

IDEkO S. A. SCalle 85 No. 22-73PBX: 482 95 95

FOTOGRAFíABigstockphotos

ACGGP

CORRECCIóN DE ESTILOMartha jeanet Pulido

IMPRESIóNIntergráficas S. A.


Calle 72 No. 5-83 Oficina 902 Tels. 2558777 / 2558966

Fax. 3454361 [email protected]

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XIV Convocatoria FondoCorrigan - ACGGP - ARES

Mayo -junio - julioagosto - septiembre

Detección de anomalíasgeobotánicas asociadas a microfugas de hidrocarburo

4 Víctor Ramírez - Líder de grupo de Exploración Offshore (Ecopetrol-Colombia)

Comisión interinstitucionalde hidrocarburos

Fotografía portada. Emilio Pineda. isla del Morro - Santa Marta

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Estimados lectores

En este número compartiremos puntos de vista, análisis y resúmenes de actividades relevantes en torno a la actividad exploratoria nacional, así como

de acciones que ha adelantado la ACGGP en diferentes frentes. inicialmente, deseamos brindar una síntesis de la entrevista al Geólogo colombiano de ECoPEtRoL, Víctor Ramírez, en torno a la historia exploratoria del offshore Caribe de Colombia, que se constituye en el nuevo punto focal de las grandes compañías exploradoras mundiales, y las posibles estrategias que debería tomar la industria para afrontar la actual crisis de sector petrolero.

también tenemos una nota informativa sobre la Comisión interinstitucional de hidrocarburos (Cih), organismo intergremial que ha permitido en el desarrollo de sus actividades, brindar una visión de lo que se debe hacer para superar la crisis exploratoria actual, así como ofrecer al país opiniones fundamentadas técnica y científicamente sobre las diferentes actividades que desarrolla la industria en las operaciones de exploración y producción de petróleo y gas.

Finalmente, presentamos un resumen de las actividades técnicas que ha adelantado la ACGGP en el último semestre, las cuales se han incrementado en frecuencia, indicando un mayor interés de publicar y compartir información con la industria y academia. Este es el momento en el que podemos madurar aquellas ideas científicas que han estado esperando el tiempo necesario para ser analizadas en detalle por nosotros los geocientíficos. Debemos estar preparados estratégicamente para desarrollar estas ideas en el momento en que se reactive nuestra industria y así explotar el recurso de manera más eficiente. Es así como los invitamos a compartir opiniones y las últimas investigaciones científicas que nos pueden ayudar a enfocarnos estratégicamente como gremio.

Claudia DueñaseditoraACGGP

2015-2016

Claudia dueñas


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Nuestro offshore colombiano ha sido el gran protagonista de buenas noticias para la industria petrolera nacional e internacional en los últi-mos meses del año. El reciente descubrimiento —ubicado en el bloque

Fuerte Sur, entre el golfo de Morrosquillo y el golfo de Urabá— es una noticia importante para nuestro sector, y en esta entrevista a Víctor Ramírez, quere-mos darle a conocer a nuestros asociados y lectores algo de historia, alian-zas estratégicas y futuros retos para el desarrollo del offshore Colombiano. ¿Nos puede hablar de la historia de los bloques offshore en Colombia?

VR. El offshore colombiano se empezó a activar básicamente desde la últi-ma década, coincidiendo con la creación de la ANh. En el año 2003, Ecopetrol negoció con la ANh inicialmente el bloque tayrona, el cual cubría todo el Cari-be y en el cual Ecopetrol tenía el 100% de participación. Para el 2004 se contrató el área de los Bloques Fuerte con BhP. Petrobras ingresó como socio al Bloque tayrona en 2005 y un año después se unió Exxon. Para 2006 fue adquirida sísmica en el bloque Bahía (en área costa fuera entre Santa Marta y Barranquilla) y fue perforado en el año 2007 el pozo Araza en este sector en compañía de Exxon y Petrobras. Este pozo encontró una columna de reservorio de edad oligoceno.

Después de estos esfuerzos exploratorios, con sísmica 3D en Fuerte, Bahía y el pozo Arazá, ANh lanzó la denominada Ronda Caribe con bloques RC y se cap-turó el interés de compañías como BP (en los bloques RC4-RC5), las compañías hESS y Petrobras en los bloques RC6-RC7 y la compañía estatal india oNGC en RC8, RC9 y RC10. Los bloques RC11-RC12 fueron inicialmente tomados por Eco-petrol y en el año 2009-2010, Repsol se unió a Ecopetrol en estos bloques, con un interés motivado por el descubrimiento de Perla en Venezuela.

En el 2012, Equion perforó el pozo Mapalé en la zona de plataforma del área de Cartagena y se encontró una acumulación de gas no comercial. Al sur en los bloques Fuerte, por la salida de BhP, Ecopetrol tomó el 100% de participación y emprendió una búsqueda de socios con capacidad técnica y financiera que le permitiera seguir explorando este sector de la cuenca. La compañía interesa-da resultó ser Anadarko, con la cual se compartieron los modelos geológicos in-ternos de Ecopetrol, y se logró un acuerdo dado que Anadarko veía similitudes del área sur con sus descubrimientos recientes en Mozambique. Con el objeto de mantener la posición sobre los plays identificados en los bloques Fuerte Norte y Fuerte Sur, en la ronda del año 2012, Anadarko y Ecopetrol realizaron la gestión para acceder a los bloques Purple Angel, Ura-4 y el tEA Col5.

En cuanto al bloque tayrona, Ecopetrol, Repsol y Petrobras decidieron per-forar el pozo orca en el 2014 en el sector más norte, y en el cual se logró en pri-mer descubrimiento de aguas profundas en Colombia, con una acumulación significativa de gas en depósitos clásticos del Oligoceno en un play diferente al análogo inicial de Perla, y se demuestra que el sistema petrolífero es efectivo en la parte más norte del offshore de Colombia.

Al sur del Caribe el consorcio Anadarko-Ecopetrol maduró los prospectos Kro-nos y Calasu y en el año 2015 se decidió perforar estos dos pozos de manera consecutiva. El pozo Kronos descubrió gas en un reservorio de edad Mioceno su-

Offshore ColombianoEntrevista a Víctor RamírezLíder de grupo de Exploración Offshore (Ecopetrol-Colombia)Por: Claudia Dueñas

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perior con 40-70 metros de espesor a una profundidad 3720 metros. El pozo Kronos probó el sistema petrolífero a 700 km en distancia de orca, proban-do la efectividad de los sistemas pe-trolíferos en dos posiciones diferentes en la cuenca. El play de Kronos está asociado a unas turbiditas en la zona deformada, en el bloque colgante del frente de deformación del Caribe.

¿Qué ha hecho ecopetrol para eva-luar todo el potencial de la cuenca?

Ecopetrol está madurando las oportunidades exploratorias, adqui-riendo información técnica y desa-rrollando modelos del subsuelo para demostrar que además de un siste-ma biogénico ya reconocido existe la madurez termal adecuada y su-ficiente para la existencia de uno o varios sistemas petrolíferos asociado a rocas más antiguas (potencial-mente del Cretácico) con potencial de generación de hidrocarburos.

La alianza tecnológica de Eco-petrol con compañías de alta ex-periencia en exploración offshore como Anadarko, Petrobras, Repsol y oNGC avanza con éxito. Estas com-pañías mantienen su interés en el offshore colombiano y recientemen-te Ecopetrol se ha aliado con Shell para explorar en áreas de aguas profundas. igualmente, se destaca la presencia de otros jugadores im-portantes como Statoil y BG, recién incorporadas a la actividad offshore a través de acuerdos con Repsol y Shell respectivamente.

Víctor Ramírez.

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¿Cuál es el plan de perforación de ecopetrol en el offshore colombiano?

Ecopetrol, en participación con sus socios, planea perforar en los próximos años los pozos de delimita-ción de orca y Kronos, y pozos ex-ploratorios adicionales para probar otros plays postulados en el Caribe. Molusco en el Bloque RC9 se localiza en aguas someras a 15 km de la pla-taforma Chuchupa y será el primer pozo operado por Ecopetrol, con la participación como socio de oNGC.

Después del año 2017, se planea perforar 3 a 4 pozos A3, pero todo depende del escenario de los pre-cios en el futuro y la disponibilidad presupuestal de las compañías.

¿Cuál ha sido su experiencia en el offshore Colombiano?

Víctor Ramírez ha trabajado en Ecopetrol durante 17 años, principal-mente en el área norte de Colombia. Se ha enfocado en el área offshore colombiano desde hace 12 años, ini-cialmente con su trabajo de maestría, siendo hoy en día el líder técnico para offshore colombiano en Ecopetrol. Víctor considera que el éxito de estos últimos pozos perforados en offshore se ha dado como resultado de la si-nergia entre las compañías, donde el aporte de Ecopetrol se ha enfocado en su conocimiento geológico local (principalmente en sistema petrolífe-ro y cronoestratigrafía) y el conoci-miento de análogos y tecnología de punta de las compañías socias en los bloques. Víctor le da el reconocimien-to adicional al equipo del iCP (instituto Colombiano del Petróleo) por su gran aporte en la maduración del conoci-miento bioestratigráfico y cronoestra-tigráfico de las cuencas colombianas y del norte de Suramérica.

¿Qué debería hacer el Gobierno, la comunidad geológica o las di-ferentes asociaciones para que continúe la inversión en el offshore colombiano?

La ACP (Asociación colombiana de Petróleo) en trabajo conjunto con

el Gobierno han están identificando alternativas para estimular a la empresa privada a invertir y tomar el riesgo de perforar en estas áreas offshore. Como ejemplo de esta interacción, el Gobierno aprobó una ley en diciembre del año pasado para implementación de zonas francas exclusivas de offshore, esto quiere decir que a las compañías se les permitirá operar en área exclusivas para la operación offshore, logrando unos beneficios tributarios en IVA, en impues-tos de renta y agilidad en trámites para la contratación de bienes y servicios especializados. A través de ACP se han llevado casos a la ANh para ajustar al-gunas regulaciones de los contratos, siendo modificadas entre otras la cláusula de precios altos, el período de exploración que pasó de 6 a 9 años, el período de explotación que pasó de 24 a 30 años. Estos incentivos se alinean con las características de los proyectos en el offshore, los cuales, respecto a proyectos onshore implican mayores costos y necesidad de mayores tiempos para recu-perar las inversiones.

VR considera que asociaciones como ACGGP puede seguir ayudan-do a la divulgación de los métodos y características de la exploración en offshore, abriendo espacios a otros escenarios donde se involucre la in-dustria y la academia para sensibilizar un público que seguramente ten-drá un gran impacto en el desarrollo de los proyectos. La academia puede ser el foco inicial para educar ya que a largo plazo la academia y los futuros profesionales son los que podrán impactar nuestra indus-tria como entes generadores de actividad y reguladores. Aún estamos en un plano muy conceptual y es necesario entrenar a nuestra gente.

¿Cuándo se estimaría tener la primera molécula de gas en tierra? idealmente se estima tener la primera molécula de gas en tierra en 7 u 8

años (después del año 2022), lo cual genera nuevos retos para Ecopetrol en la gestión de planeacion y desarrollo de estos proyectos offshore, tanto en inver-sion, permisos, etc. Esto está alineado con la estrategia actual de Ecopetrol, la cual mantiene el frente offshore (tanto en Colombia como en Brasil y en el Golfo de México) como uno de los nichos principales de crecimiento.

Cortesía Anadarko


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Dada la dinámica adversa de desinformación sobre la industria que se presenta a partir del año 2013 y que se acentúa en el primer semestre del 2014, se crea la Comisión interinstitucional de hidrocar-

buros Cih, como una respuesta de las asociaciones profesionales del sector de la exploración y explotación de hidrocarburos, a saber: la Asociación Colombiana de ingenieros de Petróleos, Acipet; la Sociedad Colombiana de Geología, SCG; la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo, ACGGP; la Asociación Colombiana de hidrogeólogos, ACh; y la Asociación de Evaluación de Formaciones, CAFE, algunas de las cuales por Ley de la República son cuerpo técnico consultivo del Gobierno nacio-nal, con el propósito de ofrecer, tanto a las entidades gubernamentales como a la industria de hidrocarburos, a las comunidades y al público en general, una opinión basada en el conocimiento técnico y científico de las diferentes actividades que desarrolla la industria en las operaciones de exploración y producción de petróleo y gas.

La Cih acomete bajo un lema de misión técnica y visión integral, un esclarecimiento sobre los temas que desinforman al país y lleva claridad técnica contrarrestando la desinformación que algunos sectores realizan y que impactan negativamente el desarrollo normal de la industria en el país.

La Cih crea una página (ComisionDehidrocarburos.com) donde pu-blica literatura y presentaciones para que la comunidad pueda ilustrarse sobre los temas objeto de desinformación, tales como la sísmica, la perfo-ración, el fracturamiento hidráulico (fracking) y otros temas de las opera-ciones de la industria.

La Cih avanza en un marco de relacionamiento con entidades guber-namentales, medios de comunicación, entidades educativas, instituciones científicas, industria y comunidad brindando apoyo con el objetivo de con-tribuir a la sostenibilidad de la industria de los hidrocarburos. La Cih tiene como objetivo constituirse en una organización consultiva del estado, de los medios, de las comunidades y de la industria en general.

Dentro de la “Visión País” de la Comisión, se plantea el “Qué se debe hacer” para superar la crisis de la autosuficiencia en el corto plazo y se plantean acciones para desarrollar en paralelo, con igual grado de impor-tancia, pero que se ordenan por la factibilidad de la obtención del recurso.1. incrementar factor de recobro de campos maduros.

Comisión Interinstitucional de Hidrocarburos:

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2. Comprobar el potencial de ya-cimientos no convencionales (extrapesados y lutitas - frac-king).

3. Reactivar la exploración en Co-lombia (onshore - offshore). Somos conscientes de los retos

que hay que superar para que es-tas acciones se puedan ejecutar y planteamos soluciones para los retos que nos competen. Esto será tema de otro artículo.

La Cih está integrada por los presidentes de las asociaciones que la conforman y un delegado que actúa como suplente del pre-sidente respectivo.

Poco a poco, el país ha venido entendiendo que la industria del petróleo es la generadora de una parte importante de los ingresos corrientes de la nación, y que es-tos ingresos son los que apalancan la inversión social y la construcción de la infraestructura esencial para el país. también se ha hecho evi-dente que el deterioro ambiental en algunas regiones del país es el resultado de una compleja com-binación de agentes, entre los cuales la industria del petróleo es apenas uno de los actores, y que esta problemática debe analizarse de manera integral y con visión de largo plazo.

La Comisión interinstitucional de hidrocarburos ofrece toda su capacidad para colaborar en este esfuerzo de manera que el país pueda avanzar de manera firme y coordinada hacia un mejor futuro inmediato.

Una clara visión de país para hacer crecer la industria petrolera colombiana

Conferencia sobre Fracking en Bogotá.

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FECHA LÍMITE PARA ENTREGA DE RESÚMENESFEBRERO 15 DE 2016


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i. iNtroDUCCióNEl uso de imágenes de satélite para la cartografía de superficie ha sido em-

pleado desde años atrás y su implementación ha venido en aumento gracias a la masificación de los sistemas de información geográfica. Sin embargo, para la cartografía geológica, el aprovechamiento de las imágenes de satélite siem-pre ha tenido un alto grado de dificultad, debido a que la mayor parte de la superficie de la tierra está cubierta por vegetación, y la observación directa de las características espectrales asociada a depósitos minerales y tipos de rocas se encuentra obstruida. Esto ha llevado a que los geólogos utilicen las propias plantas como indicadores del sustrato subyacente, donde la aplicación de los sensores remotos para la cartografía de minerales ha renovado el interés en co-nocer cómo las características de las plantas pueden proporcionar información acerca de las condiciones geológicas y del suelo.

El estudio se basó en el procesamiento de imágenes multiespectrales, es-pectroradiometría de campo, así como en el análisis de información geológi-ca y geoquímica existente en la zona de estudio. La metodología empleada incluyó la caracterización espectral de la vegetación en las zonas reconoci-das previamente como anómalas por la geoquímica de superficie del campo Apiay, para luego realizar la aplicación de diferentes índices espectrales sobre

Detección de anomalías geobotánicas asociadas a microfugas de hidrocarburos, utilizando productos de sensores remotos, en el campo Apiay

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las imágenes Landsat, AStER y Rapi-deye, con el objetivo de relacionar las zonas ricas en gases de hidrocar-buros con anomalías geobotánicas, para definir posibles ocurrencias de filtraciones de hidrocarburos.

ii. MArCo teóriCoLa aparición de filtraciones de

hidrocarburos en superficie sugiere la existencia de una fuga de crudo o gas en el reservorio. Se podría de-cir que las macrofugas son visibles y sus procesos están muy bien docu-mentados, mientras que las micro-fugas son prácticamente invisibles, debido a las bajas cantidades de trazas de hidrocarburos que se fil-tran a la superficie (Fig. 1).

Iván Rodrigo Plata Arango, Hans Morales, Miguel Fernando Jiménez, César Augusto RojasECOPETROL S. A.

Resumen. Con el desarrollo de las nuevas tecnologías y en particular de los sensores remotos, esta técnica ha logrado un progreso importante en los últimos años, de tal manera que se consolida como una alternativa para la detección indirecta de hidrocarburos. Los sensores remotos en la industria del petróleo, representan una gran promesa para la detección de anomalías en superficie asociadas al

suelo, roca y vegetación de una manera rápida y con una notable reducción en los costos. El objetivo de esta investigación consistió en la detección remota de

anomalías geobotánicas, basada en la caracterización espectral de la vegetación, sobre un sector del campo Apiay con evidencia de anomalías geoquímicas, para

luego integrar estos datos con información de geología y geofísica presente en campo, de tal forma que estas anomalías se puedan asociar a la presencia de

microfugas de hidrocarburos en el campo Apiay.

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A. Anomalías geobotánicasUna anomalía es una desviación con respecto a la norma. Una ano-

malía geobotánica desde el punto de vista geológico y en este tipo de estudios, es una variación en el crecimiento de las plantas, cambios en su morfología o mutaciones de la vegetación como evidencia para la existencia de anomalías geoquímicas. En general, la geobotánica puede ser considerada como el estudio de integración de los procesos físicos y biológicos de interés para las ciencias de la tierra. Bajo un punto de vista geológico, la geobotánica estudia las múltiples relaciones existentes entre el substrato en que crecen las plantas y su desarrollo.

iii. MAteriAles Y MÉtoDosEl área de estudio se localiza aproximadamente a 40 km, al sureste de la

ciudad de Villavicencio, dentro las coordenadas Gauss (origen Bogotá) Nor-te: 938.000 a 945.000 y Este: 1.066.500 a 1.078.500. Fisiográficamente es un área plana con alturas que oscilan entre 180 y 340 metros sobre el nivel del mar. La principal vía de acceso es la carretera Villavicencio - Puerto López.

A. DatosDentro de este proyecto de investigación se utilizaron datos o productos de tres sensores: AStER, Landsat y Rapideye. Al igual que datos de geoquímica de superficie (Gasometría) pertenecientes al sector de Apiay y datos obtenidos por espectroradiometría de campo.

B. MetodologíaBasados en la bibliografía existente y experiencias en este tipo de estu-

dios, se buscó definir zonas de interés para la prospectividad de filtracio-nes de hidrocarburos, por eso se seleccionó una zona con pozos activos y con producción de hidrocarburos, los parámetros seleccionados fueron: (1) zonas con una alta concentración de gases en los suelos, esto validado por estudio de gasometría existente en el sector de Pachaquiaro; (2) áreas donde la vegetación fotosintéticamente activa este algo o muy alterada,

Fig. 1. Modelo de Alteraciones superficiales asociadas a microfugas. Modificado por De Souza Filho et ál. 2008 de Saunders et ál. 1999.

esto basado en la espectroradio-metría de campo; (3) Área donde las superficies ricas en óxidos férri-cos no existen o no son importan-tes, validación preliminar a partir de índices de bandas sobre las imágenes de estudio. Esta eviden-cias expresan posibles alteracio-nes, que puedan estar presentes en la superficie, pero vale la pena mencionar que en la práctica no tienen que producirse de forma individual o simultáneamente, y ninguna de ellas es única en sí mis-ma a la filtración de hidrocarburos (Souza & Lamoglia, 2012).

teniendo como base las posibles evidencias citadas anteriormente y teniendo como prioridad el análisis espectral de la vegetación, se plan-teó una metodología para la detec-ción de anomalías geobotánicas asociadas a microfugas de hidro-carburos, en la zona de interés, esta metodología basada en los objetivos propuestos y buscando la presencia de algunas de las características mencionadas anteriormente, para lo cual se tomó como modelo concep-tual para el desarrollo del proyecto lo expuesto en la figura 2.


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iv. ANÁlisis De resUltADos

A. Gasometría

El muestreo realizado en el área del pozo Pacha-quiaro-1, permite identificar varios puntos con valores de nC4/iC4 > 2, en los que se puede proponer aporte de butanos asociados a acumulaciones de aceite, y se destaca un grupo de muestras (muestras cercanas al pozo Pachaquiaro-1) donde a su vez se han colec-tado firmas espectrales y observado alteraciones en la reflectancia, como se observa en lo relacionado a es-pectroradiometría de campo.

Fig. 2. Modelo conceptual.

Fig. 3. Relación de nC4/iC4 (Nbutanos/Isobutanos).

Fig. 4. Relación de nC4/iC4 (Nbutanos/Isobutanos)-Detalle de las muestras.

B. espectroradiometría de campo

Las muestras fueron colectadas dentro de la zona de pastos aledaña al pozo Pachaquiaro-1, dentro de la zona de anomalía geoquímica, tomando como base de refe-rencia los cambios en los tonos de verde que presentaba el pasto, es de resaltar que el anillo verde mostrado en la figura 5 y 6, coincide con uno de los puntos de anomalía geoquímica para este sector.

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Fig. 5. Anomalía geobotánica sector Pachaquiaro-1 (Sur-Norte).

Fig. 6.Anomalía geobotánica sector Pachaquiaro-1 (Norte-Sur).

Como se muestra en la figura 7, las tres firmas colecta-das en el sector de la zona anómala muestran un cambio dentro del NiR en la zona presentada entre los 755 y 765 nanómetros, donde se observa una fuerte absorción. La mayor reflectividad en la hoja se presenta en la muestra 13, ubicada en el anillo verde. Sin embargo, es de resal-tar que las tres firmas capturadas en campo evidencian afectación por gases y comprueban la anomalía geoquí-mica mapeada en el sector.

Fig. 7.Comparación firmas espectrales pastos sector Pachaquiaro-1.

C. Procesamiento de imágenes

Dentro del procesamiento realizado a las imágenes, se dio foco a determinar si los índices de vegetación pueden detec-tar anomalías geobotánicas dentro de las zonas anómalas.

Se calculó primero el NDVi para todas las imágenes, en la imagen Landsat-8 se calculó el EVi para diferenciar zonas que se registraban un poco saturadas en el NDVi; posteriormente, se generó el oSAVi para todas las imáge-nes, y para finalizar sobre las imágenes ASTER y Rapideye se corrió el SAVi y el RED_EDGE_NDVi, respectivamente para buscar mayor resolución con respecto al NDVi normal y a índices como el ARi que no mostraron mayor incidencia sobre las zonas de anomalía con respecto a cambios en el pigmento de la hoja.

Para los índices de vegetación aplicados a las imágenes, los resultados son los mostrados en las figuras 8, 9 y 10.

haciendo el comparativo de los tres índices en la ima-gen landsat, el EVi es el que mejor resultado evidenció, lue-go discrimina de una manera más detallada los cambios en el sector de cultivo de palma (Pachaquiaro norte-1) y evidencia un cambio de vigor en la vegetación (pasto) asociado al anillo verde encontrado en el sector de Pa-chaquiaro-1.

Fig. 8.Índices de vegetación imagen landsat-8


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Para Rapideye haciendo el comparativo de los tres índi-ces, el RED EDGE NDVi es el que mejor resultado evidenció para el sector de cultivo de palma (Pachaquiaro norte-1), pero para el sector de Pachaquiaro-1, el oSAVi muestra una mayor diferenciación entre los pastos presentes en el sector y da una discriminación entre baja y alta biomasa, evidenciándose algún cambio en la zona de anomalía.

Fig. 9. Índices de vegetación imagen Rapideye.

Para Aster haciendo el comparativo de los tres índices, el SAVi es el que mejor resultado evidenció para el sector de cultivo de palma (Pachaquiaro norte-1), pero para el sec-tor de Pachaquiaro-1, al igual que la imagen Rapideye, el oSAVi muestra una mayor diferenciación entre los pastos presentes en el sector de Pachaquiaro-1 y evidencia cam-bio en la zona de anomalía geoquímica.

Fig. 10. Índices de vegetación imagen ASTER.

D. integración de información

Como último objetivo de este proyecto está la integra-ción de información disponible en una única base de da-tos para la validación de los resultados, aprovechando los sistemas petrotécnicos existentes en Ecopetrol S. A., se llevó acabo la revisión y consolidación dentro de la aplicación openworks, cargando sobre esta aplicación de geología y geofísica los puntos anómalos de gasometría como una superficie, las imágenes de satélite disponible y la informa-ción sísmica del sector de interés (Fig. 11).

v.DisCUsióN

El objetivo de este estudio fue determinar si era posible a partir de productos de sensores remotos detectar ano-malías geobotánicas asociadas a microfugas de hidrocar-buros. Es claro que la respuesta a esta hipótesis dependerá del tipo de sensor que se use, de la forma de la microfuga (asociada a la estructura que la produce), del conocer el comportamiento del gas con respecto al suelo y la vege-tación y del cómo todos estos aspectos se relacionan con la reflectancia. Siendo estos temas la raíz de la discusión en este tipo de estudios, dejando como principales enfoques el estudio o determinación de los materiales de referencia y todos los problemas asociados a la resolución espacial, temporal y espectral del sensor que se utilice.

Fig. 11. Integración de datos.

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vi.CoNClUsioNes

Los análisis del comportamiento de la vegetación a través de productos de sensores remotos, permitieron el mapeo de microfugas en el campo Apiay, sector Pachaquiaro, indicando esto la versatilidad y el bajo costo de esta tecnología.

Se concluye que las anomalías geoquímicas en superficie, ligadas a sistemas petrolíferos activos, son evidentes durante largos períodos de tiempo y pueden afectar la vegetación existente en las zonas de anomalía con alta concentra-ción de etano, propano, butano y pentano.

Se logró relacionar que las anomalías geoquímicas mapeadas están aso-ciadas a gases termogénicos, generados por craqueo de la materia orgánica, mediante aumento de las variables termodinámicas presión y temperatura. Las implicaciones de dicho comportamiento son coincidentes con ocurrencias de hidrocarburos que se generaron mediante microfugas de hidrocarburos volátiles (C1-C5), hasta niveles cercanos a la superficie.

La aplicación de índices de vegetación bien definidos, sin importar la época de toma de la imagen, es una herramienta útil de clasificación espectral de la vegetación, que aporta la validación de las anomalías de la zona de estudio.

La reflectancia como medida de comparación, muestra que con sensores de alta resolución espectral, la reflectancia en la vegetación puede ser utilizada como indicador de microfugas. Sin desconocer la versatilidad de las imágenes AStER para este tipo de estudio, así como la alternativa de Rapideye para el ma-peo en el borde rojo del estrés de la vegetación asociada a anomalías geoquí-micas.

La integración de la información geoquímica y caracterización espectral de la vegetación con la información sísmica, ayudó a validar la carga y migración, para oportunidades exploratorias existentes en la zona del estudio.

AGrADeCiMieNtosAgradecimientos a Ecopetrol

por la información y el tiempo para la ejecución del proyecto.

reFereNCiAs[1] ABRAMS M. the Advanced Spacebone ther-mal Emission and Reflection Radiometer (ASTER); Data products for the high special resolution ima-ger on NASA’s EoSAMi platform. international Journal of Remote sensing. 2000. 21 (5):847-861.[2] ALMEiDA Filho, ALMEiDA-R, MiRANDA P. et ál. RADARSAt-1 images in support of petroleum ex-ploration: the offshore Amazon River mouth exam-ple. 2001 - 2002.[3] B. N. RoCK, Detection of Changes in Leaf Wa-ter Content Using Near- and Middle-infrared Re-flectance. 1986.[4] DE SoUZA FiLho, Carlos Roberto; VAGNEY Au-gusto, oLiVEiRA, Wilson José. LAMMoGLiA, talita. Detecção de exsudações de hidrocarbonetos por geobotânica e sensoriamento remoto multi-temporal: estudo de caso no Remanso do Fogo (MG).[5] DoNoVAN t. J., o’Brien D. P., Bryan J. G., Cun-ningham K. i. Near surface magnetic indicators of buried hydrocarbons: aeromagnetic detection and separation of spurious.[6] NooMEN, MF, Skidmore AK, van der Meer F. D. Smith K. L Steven M. D 2004. The influence of gas pipeline leakage on plant development and re-flectance. pp. 637-642. 2000.[7] NooMEN, MF, van der Werff h. M. A., van der Meer F. D. to be submited to terra Nova, detec-ting circular patterns in vegetation canopies cau-sed by underground natural gas seepage. 2007.[8] NOOMEN M. F. Hyperspectral reflectance of vegetation affected by underground hydrocar-bon gas seepage. tese de Doutoramento, itC, Enschede, the Netherlands (itC), 2007. 167 p.[9] SChUMAChER, hydrocarbon Microseepage-A Significant but Underutilized Geologic Principle with Broad Applications for oil/Gas Exploration and Production. 1996.[10] SALiSBURY J. W., Walter L. S., VERGo N., D’ARiA M. D. infrared (2.1-25um) Spectra of Minerals. Balti-more, Maryland, the John hopkins University Press, 1991. 267 p.[11] SChUMAChER 1996; Van der Meer et ál. 2002; Everett et ál. 2002[12] Unraveling hydrocarbon Microseepages in onshore Basins Using Spectral–Spatial Processing of Advanced Spaceborne thermal Emission and Reflection.Radiometer (ASTER) Data Talita Lam-moglia & Carlos Roberto de Souza Filho.


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La tecnología fundamentada en la Resonancia Mag-nética Nuclear es un método geofísico desarrollado y aplicado en la exploración de hidrocarburos y otros

minerales. Se basa en el estudio de las respuestas electro-magnéticas de diferentes materiales en el subsuelo, la tec-nología consta de tres etapas que permiten identificar la presencia de anomalías y calificarlas de acuerdo con el elemento que las origina, ya sea un hidrocarburo u otro material, la etapa satelital (Resonancia Magnética Sateli-tal) permite identificar zonas de interés con presencia de hidrocarburos u otros minerales, la definición precisa de los límites de las zonas anómalas (zona de acumulación) se lleva a cabo durante la etapa de campo en donde se registran alrededor de 150 puntos por kilómetro cuadrado mejorando la resolución de la cartografía de anomalías y finalmente los sondeos verticales por electrorresonancia (SVER) permiten estimar la profundidad y espesor de capas con presencia de hidrocarburos y/o cualquier elemento de interés.

Desde el año 2011 ESP ENERGY GRoUP S. A. S. ha venido aplicando la tecnología en el territorio colombiano, evaluan-do un total de 5060 km2, con el fin de contribuir en el desarro-llo de áreas exploratorias y disminuir el riesgo asociado.

El objetivo de la conferencia es presentar los principios sobre los cuales se basa la tecnología, además de los re-sultados obtenidos en siete áreas del territorio colombia-

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S Identificación de anomalías correspondientes a hidrocarburos mediante tecnologías basadas en la resonancia magnética nuclear (Mayo 28 de 2015)

Hidrocarburos en reservorios no-convencionales en Colombia (Junio 18 de 2015)

no, cinco de las cuales están localizadas en las cuencas Tumaco y Chocó, definidas previamente por la Agencia Nacional de hidrocarburos (ANh) y dos en la cuenca Valle medio Magdalena y cuenca Llanos orientales, en donde se delimitaron zonas anómalas, las cuales fueron validadas en profundidad identificando espesor y composición de in-tervalos potencialmente productivos.

CONFERENCISTAS. ESP ENERGY GRoUP SASÁngela Valeria García. Mario Alejandro ruiz González.

* Colombia tiene recursos conocidos de Carbón y Pe-tróleo de talla mundial (4-5 puesto en el mundo de producción de Carbón y 20 en producción de pe-tróleo), de aquí se puede concluir que debe existir un potencial importante de hidrocarburos en reservorios no convencionales tales como el carbón enterrado a profundidades que no es explotable por procesos de minería a cielo abierto y en las rocas generadoras de petróleo que se explota en reservorios convencio-nales.

* El desafío del país es cuantificar estos recursos y convertirlos en reservas.

* Por otra parte existe la percepción generalizada, gra-cias a una prensa desinformada, que la explotación de tales recursos es inconveniente y hasta muy peligrosa para el país.

* Esta charla trata de presentar el tema y discutir los po-sibles impactos y riesgos de la explotación de hidrocar-buros en reservorios no convencionales

Por: José María Jaramillo M. Ingeniero Geólogo, MA, PhD, Director GMAS SAS

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Detailed mapping and interpretation of the shallow stratigraphy in a three-dimensional seismic volume in the Southern Magdalena Fan has shown that sub-

marine mass-wasting is a common process that modifies the seascape affecting subsequent sedimentation patterns. Mass-transport complexes (MtCs) vary in size and based on seismic facies, are interpreted to range between slumps and debrites. the location of the headwalls has changed through time in response to structural uplift; the sediment flow pathways and the local erosional and depositional patterns of the MtCs have been affected by the complex bathymetric configuration, with bathymetric highs mainly corresponding to anticlines and external channel-levees.

MtCs can erode channel-levee complexes impacting reservoir continuity, while the irregular bathymetry at the top of the MTCs can influence the architecture and evolution of lobes and channel-levee complexes. Bathymetric highs at the top of MtCs can result from mega-clasts, internal defor-mation of the MtC and/or erosional remnants. in one exam-ple, the irregular bathymetry derived from MtC erosion and emplacement affected the geometry of the external levee of an overlying channel, leading it to become unstable and collapse. the levee collapse triggered the avulsion of the channel-complex and deposition of a series of avulsion lobes. the architecture of the lobes, which can be documented in the shallow, high-frequency seismic, is an analogue for similar features in the deeper subsurface.

the morphology of the basal and top surfaces of MtCs and the distribution of seismic facies can potentially be used to predict where MtCs may have eroded underlying reser-

Andrea Ortiz-Karpf1*, David M. Hodgson1, William D. McCaffrey. School of Earth and Environment, University of Leeds, Leeds, LS2 9JT, UK* Corresponding author: [email protected]

Reservoir implications of mass-wasting processes in the Magdalena Fan, offshore Colombia (Julio 30 de 2015)

voir units, where they could form seals or barriers to flow, or where they could have significantly modified the seabed configuration and altered the sedimentation patterns of subsequent turbidity currents. Furthermore, the understan-ding of the continual modification of the seascape by struc-tural uplift and mass-wasting in this sytem is critical in the ac-curate prediction of reservoir quality sandstones.

Exploration geologist and sedimentologist with seven years of industry experience and three years of academic experien-ce, progressing exploration projects from regional and sub-regional play identification, chronostratigraphic analysis and paleo-environmental reconstructions, to lead identification, prospect generation and maturation to drillable stage, resou-rces calculation and risk analysis. Currently finishing a PhD pro-ject that investigates the influence of irregular bathymetry on submarine sediment gravity-flows using 3D seismic interpreta-tion and seismic stratigraphic analysis.

in the last 10 years, the CBth project has conducted research projects mainly

in the form of student MS and PhD thesis projects in the Gulf of Mexico, Caribbean, northern and northeastern South America, Brazil and west Africa. this talk will review some of the main science results including recently completed studies on Colombia that will appear in AAPG Memoir 108 for re-lease in Fall, 2015.

The CBTH project (2005-2015): What have we learned about Colombia,the Caribbean, and other areas? (Agosto 12 de 2015)


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La actividad sísmica a nivel global de terremotos magni-tudes M3~5 ha sufrido un cambio significativo. El ejem-plo más conocido es el estado de oklahoma en EE.

UU., con un aumento de terremotos M>3 de 3-4 anualmen-te antes de 2008 a 190 en los últimos cinco años. En Colom-bia, un caso similar de aumento en la sismicidad se registra en la zona de Puerto Gaitán, donde se han registrado por parte de la red sismológica nacional varios terremotos M>4.

En esta presentación hablaré sobre mitos y realidades de los terremotos. ¿Qué significa la magnitud? ¿Podemos predecir terremotos? ¿Fue Hidrosogamoso el causante del terremoto del Nido de Bucaramanga el 10 de marzo de 2015? ¿El aumento en la sismicidad puede estar relaciona-do con la inyección de fluidos en el subsuelo, pero puede la actividad antropogénica siempre aumentar el riesgo sís-mico en alguna zona?

Para tratar de responder la última pregunta, se discuten tres tipos de inyección de fluidos usados frecuentemente en la industria de los hidrocarburos y se explica cómo di-chas actividades pueden inducir terremotos. Finalmente, se discute la importancia del monitoreo de la actividad de inyección y cómo se puede mitigar la amenaza.

Mitos y realidades de la sismicidad natural, sismicidad inducida y microsismicidad. Ideas para su continuo monitoreo (Agosto 20 de 2015)

The role of social license in frontier basins: a case study from the canadian arctic (Septiembre 2 de 2015)

Circle in the Northwest territories of Canada saw 11 parcels, totalling almost 900,000 ha (2.2 million acres) awarded to five companies for a combined work commitment in ex-

cess of $534 million Canadian Dollars.two middle Devonian-aged shale intervals within this basin, the

Canol and Bluefish shales, show significant potential for shale oil re-source development. Geochemical, petrographic and sedimen-tologic analysis of the subsurface and outcrop combined with regional seismic interpretation have allowed for a comprehensi-ve evaluation of the exploration potential of these shales and for comparison to other shale formations currently being produced.

New wells have drilled, cored and tested the shale intervals and a large amount of new 2D and 3D seismic data has been acquired. With encouragement from drilling and testing programs these world-class shale formations may hold an exciting future for the Central Mackenzie Valley and Canadian First Nation’s com-munities.

there are many challenges associated with drilling in the Ca-nadian arctic including a complex and cumbersome regulatory regime, lack of infrastructure and ongoing consultation to ensure Social License. if the play is proven successful, ongoing commu-nication between government, regulators, industry, communities and Canadian First Nations is required for the life of the project.

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Germán A. Prieto, Ph.D. Geofísica

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From the standpoint of an exploration seismologist, one of the main topics of interest is seismic resolution. We all want to improve reso-lution by using techniques for bandwidth extension, and we tend

to conclude that the apparent frequency enhancement leads to the desired resolution improvement. this lecture outlines examples of what works in current methods of frequency enhancement during acquisi-tion, data conditioning, processing, reprocessing, advanced imaging, and postprocessing.

Standard validation of bandwidth-extension techniques is made through correlation with synthetic seismograms obtained from well-log data and tying to wells. this method is a common practice, but it is not good enough for inquiring minds because synthetic seismograms are based only on one-dimensional models and neglect the positioning and lateral changes that also need to be resolved.

i will argue that fast and easy ways of performing postprocessing frequency enhancement do not necessarily imply or much less gua-rantee resolution improvement. this argument is drawn from experien-ces with postprocessing frequency-enhancement tests that used ons-hore and offshore seismic data sets as well as canonical examples of analyzing simple tuning effects using synthetic seismograms.

the emphasis of the presentation is on oil and gas exploration seis-mology, but researchers, practitioners, and students in geology, petro-leum engineering, near-surface geophysics, and earthquake seismolo-gy might also find the lecture useful.

Seismic bandwidth extension and resolutionimprovement: What worksPresented by Sergio Chávez-PérezInstituto Mexicano del Petróleo (IMP)Mexico City, Mexico

2015 Central & South America Honorary Lecturer (Octubre 1 de 2015)

El Programa Geólogo Vi-sitante se ha venido de-sarrollando en 2015 con

la participación del Geofísico Jaime Checa Jiménez, actual Jefe de Geofísica de hoCoL con un taller denominado UNA MiRADA iNtEGRAL A LA EXPLo-RACioN SiSMiCA. En este taller se cubren los fundamentos fí-sicos del método sísmico y se hace un recorrido por la ad-quisición, procesamiento e in-terpretación de datos sísmicos y su importancia en el proceso exploratorio. El taller se com-plementa con una práctica de campo donde se ilustra la manera de medir los impactos producidos por fuentes impul-

sivas y vibratorias como aque-llas utilizadas en la adquisición sísmica terrestre. Finalmente, se abordan temas relacionados con impacto ambiental, con-flictividad social e importancia estratégica de la exploración sísmica para el país.

A la fecha han participado las facultades de la UPtC So-gamoso (Septiembre 18), EA-Fit (octubre 23), U de CALDAS (Noviembre 6) y UiS (Noviembre 13) contando en todos los ca-sos con nutrida participación.

Programas como éste con-tribuyen al fortalecimiento de los Capítulos Estudiantiles y pro-mueven en contacto entre fa-cultades e industria.

Geólogo visitante


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FoN

Do

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RRiG

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Este programa soportado por contribuciones de la ACGGP y ARES está dirigido a apoyar:• tesis de pregrado de los estudiantes inscritos en los

departamentos de Ciencias Geológicas e ingeniería Geológica de Colombia,

• tesis de maestría y doctorado de los estudiantes ins-critos en los departamentos de Ciencias Geológicas (Geología, Geofísica) de Colombia,

• A geólogos colombianos inscritos en universidades en el exterior cuyo trabajo de maestría o doctorado esté relacionado con la Geología de Colombia.Las propuestas se evaluarán independientemente

según su categoría (doctorado, maestría y pregrado). El financiamiento se otorga una sola vez a un candidato por programa de maestría o doctorado.

XIV Convocatoria Fondo Corrigan - ACGGP - ARES

Personas patrocinadas por el Fondo Corrigan ACGGP- ARES. Convocatoria 2015, Xiii Edición

FoNDo CorriGAN 2015

Ganadores Convocatoria 2015

MoNto MÁXiMo De APoYo Y eNtreGA De ProDUCtos A lA ACGGP

• DOCTORADO: financiación máxima 12.000.000 de pe-sos m/cte. Debe entregar: un informe del proyecto a los 18 meses, con la firma del director de la disertación y un artículo a los 20 meses de firmado el convenio.

• MAESTRÍA: financiación máxima 8.000.000 de pesos m/cte. Debe entregar: la tesis final aprobada por la uni-versidad a los 12 meses y un artículo a los 16 meses de firmado el convenio.

• PREGRADO: financiación máxima 4.000.000 de pesos m/cte. Debe entregar: la tesis final aprobada por la universidad a los 6 meses y un artículo a los 8 meses de firmado el convenio.

FeCHA lÍMite De eNtreGA De ProPUestAs Jueves 12 noviembre del 2015

JUAN FRANCiSCo LoW CALLE Aproximaciones a estructuras de inversión de cuencas con modelos analógicos en cajas de arena: en el caso de la cordillera oriental colombiana

SANDRA LoRENA FLoREZ AMAYA Y ANDRÉS DAViD NÚÑEZ MENESES

Análisis cinemático y estilo estructural de la falla del Suárez entre - el hato y la fuen-te, Santander

VANESSA REY LEÓN Estudio de las rocas de la unidad ortoneis en el macizo de Santander: considera-ciones petrológicas y geoquímicas

SERGio ANDRÉS CELiS hURtADo ignología del mioceno-nw de Colombia en el sector Juanchaco-Ladrilleros: apor-tes al estudio de sus ambientes sedimentarios y paleoecología

CAMiLA MARtÍNEZ AGUiLLÓN Eocene esmeraldas flora and its implications for understanding the impacts of glo-bal climate change

LUiS ALEJANDRo RoDRÍGUEZ PARRA

Paleolatitudes y rotaciones de los ejes verticales en la península de Azuero. Pana-má

MANUEL EDUARDo ARiZA FUENtES Entendiendo el proceso de avulsión en la formación de ríos anastomosados, Mag-dalena, Colombia

NiCoLÁS PÉREZ CoNSUEGRA Provenance analysis of the pliocene ware fm. and paleo drainage implications

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Queremos felicitar a los ganado-res del concurso de fotografía de la ACGGP este año. Desafortunada-mente no hubo mucha participa-ción, solo 28 participantes. Pero en su mayoría fueron fotografías de muy buena calidad y composición. Agra-decemos a los asociados y demás personas por su participación.

La Junta Directiva de la ACGGP decidió cancelar la fiesta anual de Navidad debido a la actual situación de los precios del petróleo. esta situación ha llevado a la mayoría de las Compañías operadoras y de servicios a cancelar patrocinios y participaciones en eventos sociales. Esto golpea directamente la financiación del evento, ya que en años anteriores la fiesta anual era patrocinada en conjunto por las compañías y la ACGGP, este año al no tener el respaldo de las compa-ñías, la ACGGP no puede patrocinar en su totalidad este evento.

ofrecemos disculpas a las compañías y a los asociados por esta cancelación, pero en estos momentos debemos invertir de una manera efectiva el presupuesto de la entidad.

1er lugar: César Mantilla, Desierto de la tataco

2do lugar: Emilio Pineda, El Peñol Antioquia

Concurso de fotografía ACGGP 2015

Cancelación de la fiesta anual de Navidad, 2015


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Paute en ACGGPSuS ofertAS de emPleo

BeneficiosA través de nuestra revista ustedes pueden llegar a todos los afiliados con que cuenta actualmente nues-

tra Asociación, además de aquellos profesionales y estudiantes vinculados directamente a la práctica de la geología, geofísica o ciencias de la tierra que reciben la información por nuestros afiliados. La ACGGP se reserva el derecho de aceptar únicamente anuncios con ofertas de trabajo relacionados con nuestro medio y su costo es por edición del Boletín, el cual se publica cada cuatro meses. Comunicarse con la ACGGP para determinar el mes de publicación.

Para las compañías vinculadas con la ACGGP a través de un plan corporativo de patrocinio el clasificado no tiene costo si este es menor a 1/6 de página (8 cm de alto X 9,5 cm de ancho). Para un aviso de mayor dimensión el costo es de 1.000.000 de pesos por 1/6 de página adicional.

Para las otras compañías el costo por palabra es de 3.500 pesos (anuncio de 100 palabras = 350.000 pesos) o por 1/6 de página (8 cm de alto X 9,5 cm de ancho) = 1.000.000 de pesos.

Geo Petroleo Edición No 24

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