Producción de gas fiscalizado de 2021

De acuerdo con datos publicados, en la cuenca VIM [⁴] se fiscalizó la producción de 29 campos con producción total de 90908 MPC (99,91 GPCG), los cuales representan un 15 % del total de gas producido en el país (figura 3). Los principales campos productores fueron Clarinete (33611 MPC), Mamey (11147 MPC), Aguas Vivas (10189 MPC), La Belleza (6786 MPC) y Nelson (5653 MPC) (figura 3). De este grupo de campos, Mamey y La Belleza están localizados en la subcuenca de Plato, el resto de los campos se localizan en la subcuenca de San Jorge, zona de influencia de los antiguos campos Jobo, Tablón y Sucre, los cuales fueron descubiertos el siglo pasado. Este sector de Jobo-Tablón es la zona con mayor crecimiento en el descubrimiento de reservas de gas durante los últimos 15 años en Colombia. La producción total de gas en la subcuenca de San Jorge alcanzó los 74701 MPC (82 % de la producción de la cuenca). En cuanto a la subcuenca de Plato, la producción para el 2021 se concentraba en seis campos y alcanzó los 16206 MPC, representando (18 % de la producción total de la cuenca). Es importante mencionar que en esta subcuenca se tuvo durante el siglo XX una producción de gas húmedo en los campos Cicuco, Boquete, Momposina y Violo y gas seco en los campos Ayombe, Guepaje y Consuelo-La Mocha. Aunque estos campos están hoy agotados, son importantes en la evaluación regional de prospectividad del gas.

La discriminación del uso del gas producido en la cuenca (figura 4) indica que la mayor parte (78 %) es entregado a gasoducto y usado en la red nacional, mientras que un 20 % del gas producido es enviado a planta y secado para obtener gasolina [²⁰]. El restante 2 % se distribuye entre gas quemado y gas usado para consumo de los campos (figura 4). Es importante mencionar que en los campos El Difícil, Cicuco, Boquete, Momposina, La Belleza y Nelson la producción de gas ha estado asociada a la producción de crudo.

Fuente: elaboración propia.

FIGURA 3 PRODUCCIÓN FISCALIZADA DE GAS EN LA CUENCA VIM DURANTE EL AÑO 2021 

Fuente: elaboración propia.

FIGURA 4 CAMPOS CON PRODUCCIÓN FISCALIZADA DE GAS EN LA CUENCA VIM DURANTE EL AÑO 2021. SEPARADA POR RANGOS DE PRODUCCIÓN TOTAL ACUMULADA 

Principales reservorios de gas

Los principales reservorios de gas en la cuenca VIM corresponden a facies sedimentarias depositadas en ambiente marino-transicional en el período de tiempo comprendido entre el Oligoceno tardío y el Mioceno medio [²]. Estas facies sedimentarias se clasifican en: 1) Areniscas depositadas en ambientes marino somero-transicional (deltaico) del Oligoceno tardío (Formación Ciénaga de Oro Inferior), los cuales están presentes en los campos del borde occidental de la cuenca tanto en el sector de La Creciente-Ayombe-Guepaje (subcuenca de Plato) como en el sector de Nelson-Jobo-Tablón (subcuenca de San Jorge). 2) Calizas y/o areniscas calcáreas depositadas en ambientes de arrecifes coralinos y ambientes marino transicionales del Mioceno temprano (Calizas de Apure, El Difícil y Cicuco). 3) Areniscas de ambientes marinos de plataforma externa, interes tratificados con shales de edad Mioceno medio y reconocido como la Formación Porquero. De acuerdo con la distribución de la producción fiscalizada de gas para 2021 [⁴], los reservorios con mayor producción están asociados a facies de areniscas de la Formación Ciénaga de Oro. Aunque para este mismo año los reservorios calcáreos del Mioceno temprano aportaron pequeñas cantidades de gas, en los primeros 40 años de producción en la cuenca estos reservorios fueron importantes en la producción de gas asociado al crudo (húmedo, fuente de GLP) en los campos El Difícil, Cicuco y Boquete (figura 5). La producción de gas en reservorios del Mioceno medio es muy pequeña y solo se probó en los campos Consuelo-La Mocha (subcuenca de Plato).

Fuente: tomado y modificado de [²].

FIGURA 5 DISTRIBUCIÓN ESTRATIGRÁFICA DE LOS YACIMIENTOS DE GAS EN FUNCIÓN DE LOS RANGOS DE PRODUCCIÓN DE GAS EN LA CUENCA VIM 

Interpretación geoquímica de gases

Para la cuenca VIM, se interpretaron un total de 21 muestras pertenecientes a pozos de campos como Cicuco, Boquete, El Difícil, La Belleza, Bonga, Nelson y Arjona. La interpretación de los datos de composición general de los gases (cromatografía de gases), relacionados en la tabla 3, indica que la composición varía entre gases secos, con más de 98 % de metano, en pozos como Nelson-9 y Guepaje-1 y gases húmedos, en los que la proporción de GLP (C3+) aumenta hasta un 10 %, en pozos como Cicuco-15 y Boquete-3 (figura 6), presentando las mayores concentraciones de GLP (C3+) superior al 5 % en pozos de los campos como El Difícil, Cicuco y Boquete (tabla 3).

Fuente: elaboración propia.

FIGURA 6 COMPOSICIÓN MOLECULAR DE LOS GASES EN POZOS CON ALTAS CONCENTRACIONES DE GAS SECO (d > 98%) Y GASES HÚMEDOS (C3+ > 5%) 

El análisis de las tendencias composicionales de los gases evaluados muestra que la proporción de GLP (C3+) varía entre 1 y 10 %, con una media del 2 % (figura 7a y 7c). Se observa un alto grado de correlación (97 %) entre las concentraciones de metano y la fracción GLP (C3+), indicando que a medida que aumentan las proporciones de C1, las proporciones de GLP (C3+) disminuyen (figura 7b). La distribución de frecuencia de la composición del GLP (C3+) refleja que aproximadamente un 78 % de las muestras corresponde a gases con tendencia a secos con contenidos de GLP (C3+) inferiores al 5 %, mientras que el restante (22 %) presenta contenidos de GLP (C3+) mayores al 5 % (figura 7c). El análisis de probabilidad de ocurrencia de GLP (C3+) muestra que los gases húmedos, con concentración superior al 5 % ocurren dentro de un rango de probabilidad entre el 4 y el 23 % (figura 7d). Aunque en general se observa una tendencia a la producción de gas seco en la cuenca, en algunos sectores de la subcuenca Plato, zonas de influencia de los campos El Difícil, Cicuco, Boquete y La Belleza, hay presencia de gas húmedo asociado a la producción de crudo liviano y/o condensados. Este tipo de gases brinda una oportunidad interesante para la producción tanto de GN como GLP.

Fuente: elaboración propia.

FIGURA 7 TENDENCIAS EN LA COMPOSICIÓN DE LOS GASES EN POZOS DE LA CUENCA VIM. A) DIAGRAMA TRIANGULAR, B) CORRELACIÓN, C) FRECUENCIA DE LOS DATOS, D) PROBABILIDAD DE LOS DATOS 

Con el propósito de evaluar el origen de los gases analizados se combinaron dos metodologías de correlación diferentes, las cuales fueron calibradas con el tipo de hidrocarburos líquidos presentes en algunos de los campos. De acuerdo con la interpretación clásica propuesta en el estudio de [¹⁴], en la cuenca VIM se tienen gases de origen termogénico asociados a sistemas petrolíferos convencionales, mezcla de gases termogénicos y biogénicos y gases biogénicos caracterizados por altas concentraciones de metano isotópicamente liviano (figura 8).

Fuente: elaboración propia con base en la propuesta de interpretación clásica de [¹⁴].

FIGURA 8 EVALUACIÓN DEL ORIGEN DE LOS GASES 

Esta interpretación se basa en la premisa de que aquellos gases secos con metano isotópicamente livianos solo pueden tener un origen biogénico, sin embargo, utilizando la interpretación alternativa propuesta por otros autores [¹⁵], [²¹], las características de los gases más secos pueden estar asociadas a un proceso de craqueo secundario (craqueo de crudo retenido en la roca generadora) con segregación isotópica producto del alto grado de madurez térmico de la roca generadora y procesos de migración de larga distancia (figura 9). Este modelo de interpretación fue usado en el estudio de [²²] para explicar el origen de los gases secos de los campos Chuchupa y Ballena, localizados en la cuenca sedimentaria colombiana Guajira Offshore. El gas de estos campos tradicionalmente fue interpretado como biogénico de acuerdo con el modelo de [¹⁴], sin embargo, la interpretación alternativa que propone un origen termogénico tiene una importante implicación exploratoria, ya que se trataría de un sistema petrolífero convencional en el cual es posible encontrar hidrocarburos líquidos. En el caso de la cuenca VIM esta interpretación calibra consistentemente con la presencia de hidrocarburos líquidos de tipo condensado en campos productores de gas seco como Arrecife, Bonga, La Creciente, Mamey y Nelson, sugiriendo una mezcla entre fluidos asociados a diferentes pulsos de generación. En cuanto a los gases húmedos producidos en campos como Cicuco, Boquete, El Difícil y La Belleza, su origen es termogénico y están asociados a procesos de craqueo primario, que calibran con intervalos generadores en un nivel de madurez térmica típico de final de la ventana de aceite e inicio de la ventana de gas (%Ro = 0,9-1,3) (figura 9).

Fuente: elaboración propia con base en la propuesta de interpretación de [¹⁵] y [²¹].

FIGURA 9 EVALUACIÓN DEL ORIGEN DE LOS GASES 

En la figura 10 se presenta un mapa con la distribución de los campos con producción de gas seco y gas húmedo en la cuenca. En general, se observa que mientras los gases húmedos se concentran en la subcuenca de Plato, los gases secos se distribuyen hacia el sector centro y suroccidental de la cuenca, con una presencia muy importante en la subcuenca de San Jorge. Este sector es un claro ejemplo de exploración petrolera bajo el concepto de near field exploration [²³]. El descubrimiento de gas en la subcuenca de San Jorge se inició en 1946 con los campos Jobo y Tablón, continúo con el campo Castor en 1977 y Sucre en 1980. Luego de una etapa sin actividad exploratoria durante casi 20 años, se reanudaron los descubrimientos de gas en el sector, avanzando a partir de cada nuevo descubrimiento.

Fuente: elaboración propia.

FIGURA 10 MAPA DE DISTRIBUCIÓN DEL CONTENIDO DE GAS SECO Y GAS HÚMEDO EN LA CUENCA VIM. GH: GAS HÚMEDO, CD: CONDENSADO, CL: CRUDO LIVIANO, GS: GAS SECO 

Implicaciones exploratorias para el gas (GN y GLP)

Debido al descubrimiento de más de 40 campos con producción de gas (gas y gas asociado al crudo), la cuenca VIM fue considerada durante muchos años como una cuenca predominantemente prospectiva para gas (gas prone), sin embargo, el análisis de la información de producción de los campos (crudo y gas), la caracterización geoquímica del gas y el modelo de sistemas petrolíferos de la cuenca [³] indican claramente que se trata de una cuenca con producción de hidrocarburos en un amplio espectro, desde crudo liviano hasta gas seco, incluyendo gas húmedo y condensado (oil prone). La presencia de este tipo de hidrocarburos representa una oportunidad exploratoria muy interesante para Colombia, ya que se trata de una cuenca donde es posible obtener GN (C1) y gas húmedo (C3-C5), fuente principal de gas licuado del petróleo. Como se denota en la figura 10, de acuerdo con la distribución actual de la producción de estos dos tipos de gases, es posible plantear programas exploratorios con orientación específica a gas seco y/o gas húmedo. Es importante mencionar que dado que el GLP se obtiene a partir del gas húmedo (gas asociado), el descubrimiento de nuevos recursos de este importante energético estará ligado al descubrimiento de hidrocarburos líquidos, que en el caso de la cuenca VIM tienden a ser livianos (crudos livianos y condensados). Mientras la subcuenca de Plato tiene opciones para el descubrimiento tanto de GN como de gas húmedo en cantidades comerciales, la subcuenca San Jorge tiene un potencial mayor para el descubrimiento de gas seco.