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Introducción
La cuenca Valle Medio del Magdalena (VMM), con un total de 19.500 millones de barriles de petróleo equivalente (MBPE) descubiertos original oil in place (OOIP), representa una gran importancia para la producción de hidrocarburos en el país. Estos recursos incluyen primordialmente crudo y gas en solución, asociados a la producción del crudo (ANH-UPTC, 2022). De acuerdo con estimaciones recientes sobre los recursos remanentes de gas (YTF) en las cuencas onshore con producción comercial de hidrocarburos en Colombia (Figura 1), se calcularon, para la cuenca VMM, recursos prospectivos de gas de 10,39 tera pies cúbicos (TPC), de los cuales 5,92 TPC (57%) corresponden a gas húmedo (UPTC-Minciencias-ANH, 2023). Estas cifras sugieren que se trata de una cuenca altamente prospectiva tanto para gas natural (GN) como para gas licuado del petróleo (GLP). Estas acumulaciones de gas están asociadas con la presencia de rocas generadoras efectivas con excelente potencial generador, combinadas con un conjunto de elementos y procesos del sistema petrolífero que aportan a la capacidad de generar y expulsar hidrocarburos, ya sea de tipo crudo y/o gas (Magoony Dow, 1994).
Figura 1 Mapa de localización de las cuencas onshore con producción comercial de hidrocarburos del territorio colombiano; incluye las cifras de recursos prospectivos en la cuenca Valle Medio del Magdalena.
Con base en esta información y tomando en cuenta que existen muy pocos estudios regionales que evalúen la influencia de los factores geológicos y las propiedades geoquímicas de los yacimientos específicos de gas (seco, húmedo, condensado) con la ocurrencia de los diferentes elementos y procesos de un sistema petrolífero, se plantea este trabajo, cuyo objetivo principal es realizar una evaluación de los yacimientos de gas en la cuenca VMM e interpretar la información geoquímica de gases de producción. Para cumplir con este objetivo, se diferenciaron las zonas de gas seco y de gas húmedo, se evaluó el origen del gas y se elaboró una carta de hábitat geológico que incluye la información tectonoestratigráfica y del sistema petrolífero asociado a los campos con producción de gas en la cuenca.
La descripción del hábitat geológico planteado resume y correlaciona el marco geológico regional que involucra la estratigrafía y la evolución tectónica de la cuenca, y se basa en asociar los rasgos comunes que se presentan en los yacimientos comerciales de hidrocarburos con gas húmedo con la descripción de las principales características de los reservorios y las trampas (estructurales, estratigráficas y mixtas).
Se considera que esta información servirá de insumo para los proyectos de modelamiento de sistemas petrolíferos orientados a la evaluación de la prospectividad del gas en el país, y sustentará la existencia geográfica y estratigráfica de nuevos plays con posibles acumulaciones de gas húmedo.
Contexto tectonoestratigráfico
La estratigrafía del sector norte y medio de la cuenca del VMM comprende las formaciones Girón y Los Santos/Arcabuco, las cuales fueron depositadas desde el Jurásico al Cretácico inferior (Berriasiano). Hacia el sector sur comprende las formaciones Útica/ Murca en ambientes clásticos-volcánicos y fluviales (ANH-UPTC, 2022). Las formaciones Cumbre y el grupo calcáreo basal (formaciones Rosablanca, Paja y Tablazo) abarcan edades del Cretácico inferior desde el Valanginiano hasta el Albiano, asociadas a ambientes marinos someros calcáreos y siliciclásticos.
A estas unidades las suprayacen las formaciones Simití, El salto y La Luna de ambientes marinos someros a profundos, con edades que van desde el Albiano al Campaniano, seguidos por depósitos siliciclásticos con niveles de areniscas de ambientes marino transicionales de las formaciones Umir y Lisama que abarcan edades del Cretácico superior (Campaniano-Maastrichtiano) al Paleoceno en los sectores norte y medio de la cuenca, mientras que hacia el sector sur, los depósitos de las formaciones Córdoba/Buscavidas, Cimarrona/La Tabla y Seca/Guaduas se asocian con abanicos fluviales a aluviales (ANH-UPTC, 2022). Desde el Eoceno medio hasta el Mioceno medio se encuentran los depósitos continentales fluviolacustres de las formaciones La Paz, Esmeraldas, Mugrosa y Colorado, y una combinación de abanicos aluviales imbricados sintectónicos que corresponden al Grupo Real que abarcan edades desde el Mioceno medio hasta el Plioceno, donde se depositan los conglomerados arenosos y gravosos intercalados con lutitas provenientes de las cordilleras Oriental y Central que corresponden a la Formación Mesa.
La cuenca VMM ha evolucionado en relación con el avance hacia el este de la orogenia andina que se inició en el Cretácico superior (Sánchez et al., 2015). La sucesión de la cuenca VMM consiste en una cuña de estratos que abarcan desde el Cretácico inferior al Plioceno, que se engrosa hacia el este, depositados sobre el basamento Proterozoico a Paleozoico inferior. A lo largo del margen oeste existe una discordancia angular regional que registró un período importante de erosión desde el Paleoceno tardío al Eoceno temprano, y a su vez registró la exhumación debido al avance hacia el este de la deformación desde la Cordillera Central hasta el borde oriental de la cuenca, donde se observan discordancias menores que registran el crecimiento local de varias estructuras (Figura 2).
Figura 2 Relación tectonoestratigráfica de la cuenca VMM. Tomado y modificado de Sánchez et al. (2015); ANH-Universidad de Caldas (2021) y ANH-UPTC (2022)
Metodología y datos
Con el objetivo de estimar la ocurrencia de gas seco (predominantemente metano) y gas húmedo (fuente potencial de GLP) en la cuenca VMM, se realizó la caracterización geoquímica de los gases a partir del análisis de cromatografía de gases y la composición isotópica de compuestos individuales de 53 muestras de gas tomadas del Atlas Geoquímico de Colombia (Aguilera et al., 2010) y del proyecto de prospectividad del gas en las cuencas onshore colombianas (ANH-UPTC, 2022) (Tabla 1). Con base en esta información, se procedió a diferenciar la composición molecular, el origen y los procesos de craqueo (primario y/o secundario) de los gases. A partir de los datos de la composición molecular, se evaluó la tendencia composicional de los gases tanto secos como húmedos en la cuenca; se consideró que las muestras con contenidos de C3+ > 5% corresponden a gases húmedos, mientras que muestras con contenidos de metano (C1) > 98% corresponden a gases secos.
Tabla 1 Datos recopilados de la composición molecular e isotópica de las muestras de gas.
| Pozo | Metano (C1) | Etano (C2) | Propano (C3) | Butano (C4) | Pentano (C5) | C3+ (GLP) | δ¹³C1 | δ¹³C2 | δ¹³C3 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Peñas Blancas 1 2D | 57,31 | 19,10 | 13,98 | 6,87 | 2,75 | 23,59 | -44,2 | -30,9 | -29,5 |
| Colorado 67 | 58,96 | 19,28 | 17,14 | 4,63 | 0,00 | 21,77 | -40,59 | -29,5 | -28,06 |
| Infantas 16 | 72,26 | 8,65 | 12,45 | 6,64 | 0,00 | 19,09 | -43,44 | -32,09 | -30,41 |
| Garzas 16 | 69,98 | 10,00 | 11,71 | 5,69 | 2,62 | 20,02 | -51,3 | -39,9 | -34,2 |
| Ayombero 1 | 68,81 | 13,02 | 11,40 | 4,65 | 2,12 | 18,17 | -55,2 | -43,1 | -35,8 |
| Cristalina 04 | 71,67 | 11,36 | 10,19 | 4,70 | 2,07 | 16,97 | -50,1 | -36,8 | -33,9 |
| Suerte 23 | 77,47 | 9,42 | 7,80 | 4,04 | 1,26 | 13,10 | -45 | -33,4 | -29,7 |
| Río Opia 1 | 76,58 | 10,42 | 7,63 | 3,68 | 1,68 | 13,00 | -41 | -32,7 | -30,9 |
| Aguasblancas 4 | 79,30 | 8,49 | 8,09 | 4,12 | 0,00 | 12,22 | -43,54 | -31,68 | -29,93 |
| Llanito 91 | 77,35 | 11,41 | 6,18 | 5,05 | 0,00 | 11,23 | -44,43 | -27,22 | -26,35 |
| Santa Lucía 02 | 77,95 | 8,42 | 11,00 | 2,63 | 0,00 | 13,63 | -49,04 | -38,36 | -33,81 |
| Nutria 15 | 78,48 | 10,58 | 6,66 | 3,03 | 1,26 | 10,95 | -43,5 | -31,9 | -30,4 |
| Llanito 114 | 82,20 | 6,89 | 6,39 | 2,94 | 1,59 | 10,91 | -46,3 | -35,5 | -32,8 |
| Juglar 1 | 83,01 | 6,61 | 6,52 | 2,76 | 1,10 | 10,38 | -50,6 | -40,1 | -35,3 |
| Bonanza 53 | 82,68 | 7,27 | 5,89 | 3,02 | 1,14 | 10,06 | -43,1 | -31,4 | -29,8 |
| Colón 4 | 85,69 | 4,73 | 4,57 | 3,21 | 1,80 | 9,58 | -53 | -40,2 | -33,8 |
| Tesoro 40 | 84,39 | 5,45 | 2,98 | 2,56 | 4,62 | 10,16 | -44 | -32,2 | -30,1 |
| Santos 102 | 84,88 | 7,17 | 3,21 | 4,74 | 0,00 | 7,95 | -40,89 | -29,08 | -28,58 |
| Infantas 2375 | 87,19 | 4,01 | 3,82 | 3,40 | 1,58 | 8,80 | -45,3 | -29,1 | -28,3 |
| Toqui Toqui 32 | 82,86 | 7,70 | 5,48 | 2,69 | 1,27 | 9,44 | -45,2 | -33,2 | -30,9 |
| Santos 7 | 79,37 | 11,01 | 6,16 | 2,50 | 0,96 | 9,62 | -42,7 | -31 | -29,9 |
| Cocorná 13 | 93,87 | 0,09 | 0,00 | 6,04 | 0,00 | 6,04 | -46,43 | ||
| La Cira 1766 | 90,64 | 1,02 | 3,72 | 3,21 | 1,40 | 8,33 | -47,6 | -29,8 | -29,1 |
| Casabe Sur 39 | 84,59 | 6,79 | 4,81 | 2,49 | 1,32 | 8,62 | -48,2 | -31,5 | -28,9 |
| Toqui Toqui 18 | 86,92 | 6,40 | 3,81 | 1,82 | 1,05 | 6,68 | -43,7 | -32,6 | -29,1 |
| Lisama 142 | 83,65 | 9,79 | 4,86 | 1,70 | 0,00 | 6,56 | -44,21 | -31,71 | -30,28 |
| Aguas Blancas 09 | 85,23 | 8,53 | 4,21 | 1,54 | 0,49 | 6,24 | -43,8 | -32 | -30,2 |
| Mono Arana 1 | 85,38 | 8,32 | 4,58 | 1,13 | 0,58 | 6,29 | -56,7 | -43,1 | -36,1 |
| Pulí 2 | 83,98 | 9,91 | 4,49 | 1,29 | 0,33 | 6,11 | -45,2 | -33,9 | -32,1 |
| Mono Capuchino 1 | 92,22 | 2,96 | 3,14 | 1,16 | 0,52 | 4,82 | -52,9 | -41,4 | -35,2 |
| Yariguí 71 | 93,83 | 2,32 | 1,85 | 1,43 | 0,57 | 3,85 | -46,1 | -35,7 | -31,1 |
| Toqui Toqui-22 | 93,19 | 3,17 | 2,17 | 1,47 | 0,00 | 3,64 | -41,99 | -28,47 | -25,01 |
| Llanito 173 | 94,30 | 3,02 | 1,16 | 1,02 | 0,50 | 2,68 | -45,1 | -30,4 | -28 |
| Yariguí 104 | 95,51 | 2,13 | 1,70 | 0,49 | 0,17 | 2,36 | -44,8 | -36,9 | -30,6 |
| La Cira 468 | 95,07 | 2,90 | 1,25 | 0,78 | 0,00 | 2,03 | -42,84 | -28,4 | -27,33 |
| Cantagallo 15 | 95,26 | 2,55 | 1,67 | 0,53 | 0,00 | 2,20 | -44,96 | -37,89 | -30,16 |
| Velásquez 150 | 93,67 | 4,18 | 1,39 | 0,57 | 0,19 | 2,15 | -42,2 | -27,1 | -24,8 |
| Opón 3 | 93,27 | 4,72 | 1,41 | 0,61 | 0,00 | 2,01 | -36,5 | -26,53 | -26,02 |
| Tisquirama 14 | 96,15 | 1,83 | 1,16 | 0,50 | 0,36 | 2,02 | -52,8 | -41,7 | -35,4 |
| La Cira 801 | 95,83 | 2,47 | 0,50 | 0,78 | 0,42 | 1,70 | -43,2 | -25,4 | -23 |
| Opón 4 | 93,76 | 4,38 | 1,28 | 0,58 | 0,00 | 1,85 | -36,28 | -26,22 | -26,27 |
| Casabe 421 | 97,11 | 1,52 | 0,96 | 0,41 | 0,00 | 1,37 | -45,95 | -33,29 | -31,53 |
| Acordionero 71 | 97,72 | 1,08 | 0,53 | 0,38 | 0,28 | 1,20 | -53 | -41,1 | -32,4 |
| Palagua 188 | 98,05 | 1,20 | 0,44 | 0,31 | 0,00 | 0,76 | -44,02 | -27,33 | -26,76 |
| La Cira 3901 | 97,51 | 1,79 | 0,09 | 0,32 | 0,29 | 0,70 | -43,3 | -23,9 | -29,3 |
| Casabe 1460 | 98,45 | 0,89 | 0,28 | 0,27 | 0,11 | 0,66 | -50,9 | -28,1 | -20,4 |
| Ángeles 05 | 98,19 | 1,19 | 0,38 | 0,23 | 0,00 | 0,62 | -53,35 | -41,03 | |
| Toposí 2H | 97,93 | 1,63 | 0,21 | 0,13 | 0,10 | 0,44 | -51,2 | -35,7 | -25,7 |
| Velásquez 53 | 99,45 | 0,28 | 0,10 | 0,15 | 0,02 | 0,27 | -47,9 | -26,6 | -20,2 |
| Moriche Bb 17 | 99,76 | 0,15 | 0,03 | 0,03 | 0,02 | 0,09 | -48,1 | -29,1 | |
| Girasol A 3 | 99,87 | 0,10 | 0,01 | 0,01 | 0,01 | 0,03 | -46,7 | ||
| Jazmín Ac2 | 99,90 | 0,08 | 0,01 | 0,01 | 0,00 | 0,02 | -47,4 | ||
| Abarco Ph9 08 | 99,96 | 0,03 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,01 | -49,9 |
Con base en la información de la caracterización geoquímica y la consulta y extracción de información de yacimientos, se recopilaron los datos de 54 campos con producción fiscalizada de gas en Colombia (ANH, 2021). Esta información se complementó diferenciando para cada campo la correspondencia de tipo de gas (seco y/o húmedo). Adicionalmente, se obtuvo información de la cantidad de gas fiscalizado, los usos y destinos del gas producido en la cuenca VMM (Tabla 2).
Tabla 2 Datos recopilados de producción de gas fiscalizado, año 2021.
| Campo | Rango producción (Mpc) | Rango gas quemado (%) | Enviado a planta (%) | Gas transformado | Entregado a gasoducto (%) | Tipo | Formaciones productoras | Edad formación producción: Paleógeno (Pg), Neógeno (Ng), Cret. superior (Ks), Cret. inferior (Ki) |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Provincia | 1000-10000 | 0-20 | 1 | 1052 | 0 | Húmedo | Esmeraldas | Pg |
| Payoa | 1000-10000 | 0-20 | 1 | 748 | 0 | Húmedo | Esmeraldas La Paz - Mugrosa | Pg |
| La Cira | 1000-10000 | 0-20 | 1 | 0 | 0 | Seco | Mugrosa | Pg |
| Yariguí -Cantagallo | 1000-10000 | 0-20 | 0 | 0 | 0 | Húmedo | La Paz -Mugrosa | Pg |
| Acordionero | 1000-10000 | 20-40 | 0 | 0 | 0 | Seco | Lisama | Pg |
| Toposí | 1000-10000 | 0-20 | 0 | 0 | 1 | Seco | Rosa Blanca | Ki |
| Palagua | 500-1000 | 0-20 | 0 | 0 | 1 | Seco | Oligoceno Indiferenciado | Pg |
| Nutria | 500-1000 | 0-20 | 1 | 70 | 0 | Húmedo | Colorado -Mugrosa | Pg-Ng |
| Esmeraldas | ||||||||
| Bonanza | 500-1000 | 0-20 | 1 | 119 | 0 | Húmedo | Mugrosa - Lisama -Mugrosa - Real | Pg-Ng |
| Llanito Unificado | 500-1000 | 0-20 | 0 | 0 | 1 | Húmedo | Mugrosa | Pg |
| Aguas Blancas | 500-1000 | 0-20 | 1 | 10 | 0 | Húmedo | Mugrosa | Pg |
| Lisama | 500-1000 | 0-20 | 1 | 45 | 0 | Húmedo | Mugrosa Colorado | Pg-Ng |
| Caramelo | 500-1000 | 0-20 | 0 | 0 | 1 | Húmedo | Rosablanca | Ki |
| La Estancia | 500-1000 | 0-20 | 0 | 0 | 1 | Húmedo | Rosablanca | Ki |
| Maná | 500-1000 | 0-20 | 0 | 0 | 1 | Húmedo | Doima | Pg |
| Jazmín | 100-500 | 0-20 | 0 | 0 | 0 | Seco | Oligoceno Indiferenciado | Pg |
| La Salina | 100-500 | 0-20 | 1 | 150 | 0 | Húmedo | Esmeraldas La Paz - Lisama | Pg |
| Infantas | 100-500 | 20-40 | 0 | 0 | 0 | Húmedo | Mugrosa | Pg |
| Toqui Toqui | 100-500 | 0-20 | 0 | 0 | 1 | Húmedo | Doima -Chicoral | Pg |
| Corazón | 100-500 | 0-20 | 1 | 87 | 0 | Húmedo | La Paz | Pg |
| Corazón West | 100-500 | 0-20 | 1 | 77 | 0 | Húmedo | La Paz | Pg |
| Tisquirama | 100-500 | 60-80 | 0 | 0 | 0 | Seco | Lisama | Pg |
| Casabe Sur | 100-500 | 0-20 | 0 | 0 | 0 | Húmedo | Mugrosa -Colorado | Pg |
| Tesoro | 100-500 | 0-20 | 1 | 21 | 0 | Húmedo | Colorado | Pg |
| Girasol | 100-500 | 0-20 | 0 | 0 | 0 | Seco | Oligoceno Indiferenciado | Pg |
| Moriche | 100-500 | 60-80 | 0 | 0 | 0 | Seco | Oligoceno Indiferenciado | Pg |
| Mugrosa | ||||||||
| Casabe | 100-500 | 0-20 | 0 | 0 | 0 | Húmedo | Colorado - La Paz | Pg |
| San Roque | 100-500 | 60-80 | 0 | 0 | 0 | Húmedo | Lisama | Pg |
| Velásquez | 100-500 | 0-20 | 0 | 0 | 0 | Seco | Oligoceno Indiferenciado | Pg |
| Caipal | 100-500 | 0-20 | 0 | 0 | 1 | Seco | Oligoceno | Pg |
| Underriver | 100-500 | 20-40 | 0 | 0 | 0 | Seco | Oligoceno Indiferenciado | Pg |
| Área Teca-Cocorna | 10-100 | 60-80 | 0 | 0 | 0 | Seco | Oligoceno -Chuspas | Pg |
| Mono Araña | 10-100 | 60-80 | 0 | 0 | 0 | Húmedo | Lisama - La Luna | Ks-Pg |
| Abarco | 10-100 | 40-60 | 0 | 0 | 0 | Seco | Oligoceno | Pg |
| Oso Pardo | 10-100 | 80-100 | 0 | 0 | 0 | Húmedo | ||
| Garzas | 10-100 | 20-40 | 0 | 0 | 0 | Húmedo | La Paz | Pg |
| Guaduas | 10-100 | 0-20 | 0 | 0 | 1 | Seco | Cimarrona | Ks |
| Peñas Blancas | 10-100 | 20-40 | 0 | 0 | 0 | Húmedo | Mugrosa -Colorado | Pg |
| Totumal | 10-100 | 80-100 | 0 | 0 | 0 | Húmedo | Galembo - La Luna - Simití | Ks |
| Pulí | 10-100 | 0-20 | 0 | 0 | 1 | Húmedo | Monserrate | Ks |
| Boranda | 10-100 | 60-80 | 0 | 0 | 0 | Húmedo | Esmeraldas | Pg |
| Cristalina | 10-100 | 40-60 | 0 | 0 | 0 | Húmedo | La Paz | Pg |
| Chuira | 10-100 | 40-60 | 0 | 0 | 0 | Húmedo | La Luna | Ks |
| Flamencos | 10-100 | 80-100 | 0 | 0 | 0 | Húmedo | La Paz | Pg |
| Los Ángeles | 10-100 | 60-80 | 0 | 0 | 0 | Seco | Lisama | Pg |
| Aullador | 10-100 | 80-100 | 0 | 0 | 0 | Húmedo | Esmeraldas La Paz | Pg |
| Río Opia | 10-100 | 0-20 | 0 | 0 | 1 | Húmedo | Chicoral -Doima | Pg |
| Nare Sur | 10-100 | 20-40 | 0 | 0 | 0 | Seco | Oligoceno Indiferenciado | Pg |
| Totare | <10 | 80-100 | 0 | 0 | 0 | Húmedo | ||
| Juglar | <10 | 80-100 | 0 | 0 | 0 | Húmedo | La Paz | Pg |
| Ambrosía | <10 | 0-20 | 0 | 0 | 0 | Húmedo | Doima | Pg |
| Colón | <10 | 80-100 | 0 | 0 | 0 | Húmedo | Umir | Ks |
| Santa Lucía | <10 | 0-20 | 0 | 0 | 0 | Húmedo | ||
| Pimiento | <10 | 80-100 | 0 | 0 | 0 | Húmedo |
La información asociada a la estratigrafía, evolución tectónica, datos de producción e interpretación geoquímica permitió describir la evaluación de los yacimientos de gas, con énfasis en el contenido de gas húmedo en la cuenca, y definir las principales características de los reservorios y las trampas (estructurales, estratigráficas, mixtas) que sustentan la estimación de nuevos plays con posibles acumulaciones de estos recursos.
Resultados
Interpretación geoquímica de gases
La interpretación de los datos de cromatografía y de isótopos en compuestos individuales indica que la composición molecular de los gases en la cuenca VMM es predominantemente húmeda. Los gases secos (C1 > 98%) se concentran hacia las zonas de los pozos Ángeles, en el sector norte de la cuenca, y Casabe Velázquez, Moriche, Girasol, Jazmín, Abarco y Palagua, en el sector sur (Figura 3); las mayores concentraciones de C1 corresponden a los pozos Abarco y Jazmín (Figura 4). La presencia de los gases húmedos con contenidos de GLP (C3+) > 5% es más notable en la cuenca; las mayores concentraciones se agrupan en pozos de los campos Peñas Blancas y Colorado en el sector central (Figura 4).
Figura 4 Composición molecular de los gases con mayor contenido de C1. A. Abarco PH9 08 y B. Jazmín AC2, incluidos los pozos con las mayores proporciones de gases húmedos. C. Peñas Blancas 1 y D. Colorado 67.
En cuanto al origen de los gases, la relación clásica de la composición molecular e isotópica del carbono en el metano, propuesta por Schoell (1983), permitió identificar dos tendencias en el origen de las poblaciones de gases. La primera tendencia consiste en gases con valores isotópicos del metano (513C1) entre < -60%0 y -50%, y la segunda consiste en gases con valores isotópicos del metano entre > -50% y -35% (Figura 5A). La primera tendencia describe una familia de gases isotópicamente medianos que puede estar asociada a mezclas entre gases biogénicos y termogénicos (Figura 5A), con una mayor ocurrencia hacia el sector norte de la cuenca (Figura 5B). La segunda tendencia describe una familia de gases isotópicamente más pesados, que puede estar asociada a un origen termogénico (Figura 5B), con una mayor ocurrencia hacia la zona central y sur de la cuenca (Figura 5B).
Figura 5 Relación de la composición molecular e isotópica para determinar origen de los gases. A. Diagrama de Schoell (1983). B. Mapa de distribución de la clasificación isotópica en la cuenca.
La interpretación propuesta por Lorant et al. (1998) permite estimar, para los gases más secos, una influencia de procesos de craqueo secundario (craqueo del crudo retenido en la roca generadora) con una segregación isotópica que resulta del alto grado de madurez térmica de la roca fuente y procesos de migración de larga distancia. Para los gases más húmedos, se estima la influencia de procesos de craqueo primario producto de la transformación del kerógeno (Figura 6).
Figura 6 Procesos que influyen en la formación de los gases basados en la relación molecular e isotópica del etano y propano.
La correlación entre el contenido de C1 y los gases más húmedos (C3+) muestra que, a medida que las proporciones de C1 aumentan, las proporciones de C3+ disminuyen (Figura 7A y 7B). El análisis de frecuencia refleja que la proporción de C3+ varía entre 1% y 23% con una media del 7%, donde aproximadamente un 43% de las muestras corresponden a gases con tendencia a secos con contenidos de C3+ inferiores al 5%, mientras que el restante 57% presenta contenidos de C3+ mayores al 5% (Figura 7C). El análisis de probabilidad de ocurrencia de C3+ define que los gases con concentración de gases húmedos superior al 5% ocurren dentro de un rango de probabilidad entre el 2% y el 60% (Figura 7D).
Figura 7 Procesos que influyen en la formación de los gases a partir de la relación molecular e isotópica del etano y propano. A. Diagrama triangular que relaciona la composición molecular del metano, gases húmedos y etano. B. Gráfico de correlación entre el metano y los gases húmedos. C. Diagrama de frecuencia de los gases húmedos. D. Probabilidad de ocurrencia de los gases húmedos.
Información de producción fiscalizada de gas en Colombia
De acuerdo con los datos de producción fiscalizada para el año 2021, la cuenca VMM presentó una producción total de 24 giga pies cúbicos de gas (GPCG), lo que corresponde al 4% del total de gas producido en el país. De los 53 campos evaluados, 6 de ellos (Suerte, Santos, Provincia, Payoa, La Cira y Yariguí-Cantagallo) concentran la mayor parte de la producción (Figura 8).
Los campos Provincia y Payoa producen gas húmedo, y su uso se concentra en el procesamiento de secado en planta para producir propano, butano y gasolina. El propano y butano que se produce en los campos Provincia y Payoa, en conjunto con lo producido por la refinería de Barrancabermeja, hacen parte de la comercialización y abastecimiento de GLP en los sectores que comprende la cuenca. El gas del campo La Cira es procesado en planta y se trata de un gas seco (C1 > 98%). El gas húmedo del campo Yariguí-Cantagallo actualmente se consume en un 40% en operaciones internas de producción y el 60% restante es enviado por gasoducto. Ecopetrol posee una planta de secado asociada al tren de producción de los campos Lisama, Nutria, Tesoro y Peroles, destinado a la producción de gasolina. En la Tabla 3 se presentan los datos y la gráfica con la totalización de la producción fiscalizada de gas en el año 2021 en GPCG/año de la cuenca VMM y la valoración de los usos.
Tabla 3 Resumen de la producción de gas fiscalizado año 2021 en la cuenca VMM en GPCG totales en el año y usos del gas.
| Producción fiscalizada (2021) (GPCG) | Gas lift (GPCG) | Gas reinyectado (GPCG) | Gas quemado (GPCG) | Consumo en campo (GPCG) | Enviado a planta (GPCG) | Entregado a gasoducto (GPCG) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 24 | 0 | 0 | 2,28 | 5,69 | 10,7 | 5,33 |
| 100 % | 0 % | 0 % | 9,5 % | 23,7 % | 44,5 % | 22 % |
Figura 8 Mapa de distribución de los campos con producción fiscalizada de gas en el año 2021, discriminados por rangos de producción total acumulada en MMPCG/año.
De acuerdo con la interpretación geoquímica, los gases caracterizados de los campos con producción fiscalizada para el año 2021, en su mayoría, son de carácter húmedo (Figura 9A) y comprenden un buen contenido de propano (C3) y butano (C4) (Tabla 1).
Estas proporciones de C3 y C4 le asignan a la cuenca un excelente potencial para la generación de gas licuado del petróleo (GLP). Las unidades productoras de gas en estos campos corresponden principalmente a unidades del Paleógeno y Neógeno (Figura 9B).
Hábitat geológico
Los reservorios principales de la cuenca VMM corresponden a las formaciones Lisama, La Paz, Esmeraldas, Mugrosa y Colorado, que abarcan edades desde el Paleoceno hasta el Mioceno medio (Figura 2). La Formación Mugrosa posee la mayor producción de gas húmedo con 16 campos, seguida de las formaciones La Paz con 13 campos, Lisama con 7 campos, Esmeraldas con 8 campos y Colorado con 5 campos (Figura 10). Sin embargo, también se encuentran reservorios importantes de gas húmedo del Cretácico que corresponden con las formaciones Rosablanca, La Luna y Umir (Figura 2). La Formación Rosablanca es reservorio para los campos Caramelo y La Estancia. La Formación La Luna es reservorio para los campos Mono Araña, Chuira, Totumal y Pimiento, y la Formación Umir es reservorio para los campos Provincia, Pulí, Oso Pardo, Juglar, Totare y Colón. Las formaciones Rosablanca y La Luna corresponden a yacimientos naturalmente fracturados (Figura 10).
Existen tres eventos formadores de trampas que acontecieron en la cuenca VMM (Figura 10): el primero abarca el Eoceno medio, el segundo abarca el Mioceno tardío y el tercero corresponde al Pleistoceno. Los eventos formadores de trampas que inciden en las acumulaciones de gas húmedo del Cretácico y Paleógeno en la cuenca son los del Eoceno medio y el Mioceno tardío, con trampas de tipo estructural como anticlinales con fallas inversas y normales, estructuras en flor, escamas, trampas combinadas, estructurales-estratigráficas que muestran acuñamientos contra basamento (ANH-UPTC, 2022).
Figura 10 Campos productores de gas húmedo en la cuenca VMM y su relación con el sistema petrolífero. Rf: roca fuente; Rse: roca reservorio; Rsl: roca sello; Rso: roca sobrecarga; T: trampas; Gma: generación, migración y acumulación; P: preservación; MC: momento crítico.
En la cuenca VMM se han definido los plays más importantes para el gas húmedo (GLP) en los campos Provincia y Payoa del sector norte de la cuenca, y los campos Maná y Toqui Toqui del sector sur (Figuras 11 y 12).
Los campos Provincia y Payoa presentan una estructura anticlinal fallado con dirección norte-sur, donde los reservorios corresponden a las formaciones Lisama, Esmeraldas-La Paz y Mugrosa (Figura 11).
Figura 11 Plays probados de los campos Provincia y Payoa, cuenca VMM. Tomado de UPTC-Minciencias-ANH (2023).
Los campos Maná y Toqui Toqui se encuentran en una estructura de un monoclinal fallado con un alto control estratigráfico y con un tipo de trampa mixta. Las unidades reservorios son las formaciones del Paleógeno: Esmeraldas-La Paz y Mugrosa (Figura 12).
Figura 12 Plays probados de los campos Maná y Toqui-Toqui, cuenca VMM. Tomado de UPTC-Minciencias-ANH (2023).
Discusión de resultados
La cuenca VMM, con un total de 19.500 MBPE descubiertos (OOIP), es la segunda más importante en Colombia. Estos recursos incluyen primordialmente crudo y gas en solución asociado a la producción del crudo (ANH-UPTC, 2022). De acuerdo con estimaciones recientes sobre los recursos remanentes de gas (YTF) en las cuencas onshore con producción comercial de hidrocarburos en Colombia, se calcularon, para la cuenca VMM, recursos prospectivos de gas de 10,39 TPC, de los cuales 5,9 TPC (57%) corresponden a gas húmedo (UPTC-Minciencias-ANH, 2023). Estas acumulaciones de gas se asocian a intervalos generadores del Cretácico, los cuales alcanzaron niveles de madurez térmica compatible con la fase tardía de la ventana de aceite y la ventana de gas (ANH-UPTC, 2022). La combinación de la presencia de rocas generadoras efectivas con excelente potencial generador, combinadas con un conjunto de elementos y procesos del sistema petrolífero le asignan a la cuenca la ocurrencia de estas acumulaciones de gas, las cuales se relacionan con una roca fuente con la capacidad de generar hidrocarburos de tipo crudo y/o gas (Magoon y Dow, 1994).
De acuerdo con la valoración de la relación clásica entre la composición molecular e isotópica del carbono en el metano, descrita por Schoell (1983), se pueden describir gases isotópicamente livianos, medianos y pesados. Esta descripción permite categorizar posibles familias de gases con origen biogénico y termogénico, o mezcla entre gases biogénicos y termogénicos. Con base en esta interpretación, se identificaron, para la cuenca VMM, gases isotópicamente medianos con valores de isotopos de metano (δ13C1) en el rango de < -60% y -50%, posiblemente asociados a mezclas de gases biogénicos y termogénicos y gases isotópicamente pesados con valores de isotopos en el metano en el rango de > -50% y -35%, posiblemente asociados a un origen termogénico.
De acuerdo con Murray y Zhiyong (2019), cada tipo de kerógeno está ligado a un tipo de materia orgánica y a los ambientes de depósito de las facies sedimentarias. La forma en que cada kerógeno reacciona a la temperatura se conoce como la cinética de la materia orgánica. Esta reacción se define a partir de una tasa de transformación (TR), la cual es un parámetro que mide el grado de conversión del kerógeno en hidrocarburos. Cada facies orgánica alcanza un cierto nivel de TR a diferentes temperaturas. Este concepto permite estimar de manera más precisa los diferentes tipos de hidrocarburos transformados (gas seco, gas húmedo, condensados y black oils). La relación entre la composición molecular e isotópica del C1 y C2, propuesta por Lorant et al. (1998), permite estimar los procesos asociados a la conversión del kerógeno en hidrocarburos cuando este es sometido al aumento de temperatura. Con base en estas definiciones se describió, para el origen de los gases en la cuenca VMM, la influencia de procesos de craqueo primario, donde ocurre una transformación inicial del kerógeno y procesos de craqueo secundario y una trasformación cinética del crudo retenido en la roca generadora. Los procesos de craqueo primario se asocian a los gases con tendencia a ser húmedos, mientras que los procesos de craqueo secundario se asocian a gases con tendencia a ser más secos.
La cuenca VMM presenta una producción total de 24 GPCG, lo que corresponde al 4% del total de gas producido en el país (ANH, 2021). La mayor producción en la cuenca se ve reflejada en los campos Suerte, Santos, Provincia, Payoa, La Cira y Yariguí-Cantagallo. Estos campos producen en su mayoría gas húmedo y hacen parte de la comercialización y abastecimiento de GN y GLP.
Los eventos formadores de trampas que inciden en las acumulaciones de gas húmedo del Paleógeno y Cretácico en la cuenca son los del Eoceno medio y el Mioceno tardío, con trampas de tipo estructural como anticlinales con fallas inversas y normales, estructuras en flor, escamas, trampas combinadas, estructurales-estratigráficas que muestran acuñamientos contra basamento (ANH-UPTC, 2022). Los plays más importantes para la acumulación de gas húmedo en la cuenca corresponden a unidades reservorios del Paleógeno y Neógeno; se destacan las unidades del Eoceno tardío-Oligoceno (formaciones La Paz y Mugrosa), donde se presenta la mayor parte del crudo y gas descubierto en la cuenca.
Conclusiones
Mientras que las poblaciones de gases secos con contenidos de C1 > 98% se concentran hacia la zona sur de la cuenca, las poblaciones de gases húmedos con contenidos de GLP > 5% se concentran en su mayoría hacia la zona central de la cuenca.
En cuanto al origen, se identificaron poblaciones de gases isotópicamente medianos, posiblemente asociados a mezclas entre gases biogénicos y termogénicos y poblaciones de gases isotópicamente pesados, posiblemente asociados a un origen termogénico. Lo gases correspondientes a mezclas se concentran hacia la zona norte de la cuenca, y los gases de origen termogénico se concentran hacia la zona central y sur de la cuenca.
Los procesos de craqueo que influyen en las poblaciones de gases húmedos pueden corresponder al de tipo primario donde ocurre una transformación termal del kerógeno. Para los gases más secos se les asigna la influencia de procesos de craqueo secundario donde ocurre la transformación termal del crudo retenido en la roca generadora.
El análisis de tendencia y probabilidad de ocurrencia de la composición molecular del C1 y C3+ describe una mayor ocurrencia de gases húmedos en la cuenca con una valoración del 60% y una menor ocurrencia de gases secos.
La mayoría de los campos con mayor producción fiscalizada de gas en la cuenca VMM son de carácter húmedo, con altas proporciones de C3 y C4, lo cual indica una alta prospectividad tanto para el GN como para el GLP obtenido a partir de la separación de la fracción C3+ de los gases.
Los reservorios principales de gas húmedo en la cuenca abarcan edades que van desde el Paleoceno hasta el Mioceno temprano; también se encuentran algunos reservorios de gas seco en yacimientos naturalmente fracturados del Cretácico.
Los plays más importantes para el gas húmedo en la cuenca son de tipo estructural con anticlinal y monoclinal fallado con un alto control estratigráfico y con un tipo de trampa mixta.
