GEOQUÍMICA DE HIDROCARBUROS DE LA
SUBCUENCA BAJA GUAJIRA, COLOMBIA

Mario García González¹; Ricardo Mier Umaña¹; Luis E. Cruz Guevara¹

¹ Grupo de Investigaciones en Geología de Hidrocarburos y Carbones, Escuela de Geología. Profesor Universidad Industrial
de Santander, mgarciag@uis.edu.co

RESUMEN

En el presente artículo se proponen los sistemas petrolíferos en la Subcuenca de la Baja Guajira: 1) El Sistema formaciones (Frm.) del Cretácico Superior- Frm. Castilletes y 2) el Sistema Frm. Siamana- Frm. Macarao- Frm. Castilletes. Los modelos geoquímicos en dos dimensiones, calibrados con datos de madurez termal, indican que los hidrocarburos se han generado en la base de la secuencia estratigráfica y han migrado hacia la superficie. El factor crítico que determinó la acumulación del gas en los campos Chuchupa y Ballena, fue la presencia de capas sellos hacia el tope de la Formación Castilletes. La revisión de la información de pozos en la Subcuenca de la Baja Guajira indica una relativa ausencia de estratos con baja permeabilidad, lo cual explica la escasa ocurrencia de campos de gas en la subcuenca.

El análisis de la información geoquímica y de los resultados de los modelos geoquímicos permite pronosticar que el área con la mejor prospectividad para hidrocarburos en la Subcuenca de la Baja Guajira se encuentra hacia el noroeste de la cuenca, en la región costa afuera, en donde se pronostica la presencia de varias cocinas de hidrocarburos.

Palabras clave: Geoquímica, Baja Guajira, hidrocarburos, sistema petrolífero, Tmax, %Ro.

ABSTRACT

This paper proposes two petroleum systems in the Baja Guajira Sub-basin: 1) The Upper Cretaceous Formation- Castilletes Formation system and 2) The Siamana Formation- Macarao Formation-Castilletes Formation system. Geochemical models in two dimensions, calibrated with thermal maturity data, indicate that hydrocarbons have been originated at the base of the stratigraphic sequence and have migrated upward. The critical factor in determining the formation of the Chuchupa and Ballena gas field was the presence of sealing beds in the top of the Castilletes Formation. Well information from the Baja Guajira Sub-Basin reveals a relatively absence of low permeable strata explaining the scatter occurrence of gas field in the Guajira Sub-Basin.

The geochemical information along with the geochemical models allow to locate the best prospective area for hydrocarbons, which is located toward the norwest of the Baja Guajira Sub-basin in the offshore region, where it is expected the presence of several hydrocarbon kitchens.

Keywords: Geochemistry, Baja Guajira, hydrocarbon, petroleum system, Tmax, %Ro.

INTRODUCCIÓN

Los campos de gas en la Subcuenca de la Baja Guajira han sido y continúan siendo la principal fuente de gas natural para Colombia. El Campo Chuchupa es el principal campo de gas en la subcuenca con reservas iniciales de gas que varían entre 5 y 5.6 TCF. (1 TCF = 1x10¹² pies cúbicos de gas) (Rivera et al., 2009). El origen del gas en este y otros campos de gas en la Subcuenca de la Baja Guajira no es claro y es tema de discusión. Katz and Williams (2003) proponen un origen bacterial para los yacimientos de gas de la Cuenca de la Guajira, Rangel et al. (2003) proponen un origen bacterial para los campos de Ballena y Riohacha, y un origen mezclado (bacterial y térmico) para el Campo Chuchupa, igualmente Ramírez et al. (2003) plantean un origen termal y mezclado para los campos de gas antes mencionados.

Esta discusión tiene importantes implicaciones en la exploración de nuevos campos de gas en la Cuenca de la Guajira en Colombia, ya que los campos de gas biogénico están restringidos a acumulaciones relativamente someras y asociados a depocentros con sedimentos muy ricos en materia orgánica. De otra parte los campos de gas termogénico están asociados a cocinas de gas profundas a partir de las cuales el gas migra hacia trampas a diferentes profundidades, es decir que la prospectividad de la Cuenca de la Guajira varía sustancialmente según sea el origen de los gases.

En este trabajo se realizó una recopilación de la información geoquímica existente de la Subcuenca de la Baja Guajira, la cual fue reinterpretada junto con nuevos datos geoquímicos de muestras de roca de la Serranía de Cosinas, generándose un nuevo modelo geoquímico que permite ampliar las fronteras de la exploración de hidrocarburos en la Cuenca de la Guajira.

En el presente trabajo se adopta la subdivisión de cuencas sedimentarias de Colombia presentada por Barrero et al., (2007) en la cual se denomina Subcuenca de la Baja Guajira a la parte sur de la "Onshore Guajira Basin" de Barrero et al. (2005-2006), limitada al norte por el sistema de fallas de Cuisa, al sur por la falla de Oca, hacia el oeste limita con el Mar Caribe, que hace parte de la denominada Cuenca de la Guajira Costa Afuera y hacia el este su límite es el Golfo de Venezuela, Cuenca del Golfo de Venezuela según Almarza (1997) (FIGURA 1).

ANTECEDENTES EXPLORATORIOS Y HALLAZGO DE HIDROCARBUROS

La exploración petrolera en esta subcuenca se inició con la perforación del pozo Ranchería–1 en 1948; a la fecha han sido perforados 18 pozos exploratorios y se han descubierto tres campos productores de gas: Ballena y Riohacha localizados en la región costera, y el campo Chuchupa localizado en el área costa afuera de la cuenca (FIGURA 1).

El campo de gas Santa Ana, localizado en plataforma marina en el extremo noreste de la Subcuenca de la Alta Guajira, no se explota actualmente. En la parte central de esta subcuenca, varios pozos como: Almeja-1, Aruchara-1, Calamar-1 y Epehin-1, presentaron manifestaciones de gas durante su perforación.

Los reservorios con acumulaciones de gas se encuentran en la Formación Siamana de edad Mioceno medio, en los Campos Ballena y Riohacha y en los niveles arenosos de la secuencia del Mioceno en el Campo Chuchupa.

Estratigrafía

La cartografía de las unidades geológicas aflorantes en la Península de La Guajira se encuentra en el mapa geológico de Raasveldt (1963) y en los mapas geológicos publicados por el INGEOMINAS (Mercado, 1999 y Gómez et al., 2007 a y b) donde aparece la cartografía de las unidades geológicas en un sentido crono estratigráfico.

Los estudios más completos de la estratigrafía y sedimentología de las unidades presentes en la Península de La Guajira aparecen compilados en las memorias del mapa geológico del Departamento de La Guajira de Rodríguez y Londoño (2002) y Mercado (2003). Las formaciones presentes en la Subcuenca de la Baja Guajira comprenden un rango de edades que va desde el Jurásico Inferior hasta el reciente, abarcando ambientes de depósito continentales y marinos. Ver columna estratigráfica (FIGURA 2).

GEOQUÍMICA

Caracterización geoquímica de las rocas fuente

La caracterización geoquímica de las roca fuente se hace con base en tres criterios: 1) la cantidad de materia orgánica determinada mediante análisis de carbono orgánico total (TOC), 2) la calidad de materia orgánica indicada por el tipo o tipos de kerógenos presentes en la rocas fuente determinados mediante análisis microscópicos y mediante el índice de hidrógeno (HI), y 3) el grado de maduración termal determinado mediante la reflectancia de la vitrinita (R_o%) y el parámetro temperatura máxima (Tmax).

En la Serranía de Cosinas se obtuvieron muestras de afloramiento a las cuales se les hicieron los análisis de pirolisis: TOC, Tmax y HI (TABLA 1). Estos resultados indican que la cantidad de materia orgánica es relativamente baja (entre 0.4 a menos de 1.5%). El tipo de kerógeno presente de acuerdo con el ambiente de depositación corresponde a una mezcla de kerógenos tipos II y III, además los datos de HI son muy bajos, indicando que el potencial de generación de aceite es igualmente bajo restringiéndose a gas seco.

Los datos de R_o de las muestras de afloramientos recolectadas en la Serranía de Cosinas (TABLA 2) presentan valores de R_o que varían como sigue: el Grupo Cogollo presenta valores de Ro entre 1.18 y 1.21%; el Grupo Yuruma del Cretácico Inferior presenta valores de R_o entre 1.24 y 1.31%; y la Formación Chinapa del Jurásico, presenta valores de R_o entre 1.4%. Los anteriores valores muestran una clara tendencia de incremento de la reflectancia de vitrinita (R_o) con la edad lo cual indica que las formaciones más antiguas estuvieron sepultadas a mayores profundidades y por tanto expuestas a mayores temperaturas. Así mismo los valores de R_o encontrados en la muestras de la Serranía de Cosinas son claramente superiores a los encontrados en las formaciones de edad Paleógena y Neógena de la Subcuenca de la Baja Guajira, indicando que la secuencia Cretácica y Jurásica estuvo enterrada a profundidades cercanas a los 4,000 metros y fue levantada hasta su posición actual en la Serranía de Cosinas. Los eventos de levantamientos con sus correspondientes enfriamientos de la Serranía Cosinas se discuten en García et al. (2009 y 2010).

Los diagramas de TOC, HI y Ro versus la profundidad respectivamente, del pozo Calamar-1 localizado costa afuera en la Subcuenca de la Baja Guajira (FIGURAS 3, 4 y 5). Los resultados de TOC muestran valores entre 0.5 y 2% con gran dispersión, los valores de HI son muy bajos fluctuando entre 40 y 120 mg HC/g Roca. Los valores de R_o muestran una clara tendencia de incremento del R_o con la profundidad.

En resumen, los resultados de TOC y HI no permiten establecer la identificación clara de un nivel de rocas fuente de hidrocarburos con excelentes características de roca fuente. En los pozos costa afuera Calamar-1 y Pavón-1, tampoco es posible identificar un nivel con buenas características de roca generadora de hidrocarburos. Los bajos valores de TOC y HI indican que las rocas generadoras de hidrocarburos en la secuencia Neógena y Paleógena han tenido una moderada capacidad de generación de hidrocarburos en la Subcuenca de la Baja Guajira. Los valores de Ro si exhiben una clara tendencia de incremento de la reflectancia de vitrinita con relación a la profundidad indicando que es factible encontrar cocinas de generación de hidrocarburos a profundidades mayores de 6,000 pies (FIGURA 5).

Los datos de R_o de los pozos de la Subcuenca de la Baja Guajira fueron agrupados de acuerdo a su edad (TABLA 3) y graficados en mapas con el objeto de construir mapas de R_o los cuales ilustran las tendencias generales de aumento y disminución de valores de Ro (FIGURA 6). Es de anotar sin embargo una gran dispersión de los datos de R_o de los pozos, a diferencia de los datos de R_o de las muestras de afloramiento que presentan un incremento de la reflectancia con la edad de la roca (TABLAS 2).

El mapa de contornos de valores de R_o del Mioceno temprano (FIGURA 6), muestra que la cocina de generación de hidrocarburos se encuentra hacia el noreste de la subcuenca en el área costa afuera.

MODELAMIENTO GEOQUÍMICO DE LA SUBCUENCA DE LA BAJA GUAJIRA

El modelamiento geoquímico se desarrolló con base en los siguientes parámetros:

]]> La historia de subsidencia, la cual es derivada de la información estratigráfica de la Subcuenca de la Baja Guajira y del pozo Calamar-1. La metodología empleada incluye las correcciones por decompactación, la paleobatimetría según los lineamientos de Angevine et al. (1990). Los espesores de las secciones erosionadas del Mioceno y del Cretáceo Superior fueron calculados con base en los paleogradientes derivados de los análisis de huellas de fisión en apatitos.
1. La historia paleotermal de la subcuenca fue reconstruida con base en información del régimen actual y pasado de la subcuenca. Los datos del régimen actual de la subcuenca se derivan de las temperaturas de fondo de pozos, con los cuales se calculó el gradiente geotérmico actual y el flujo de calor actual de la subcuenca. La historia paleotermal se reconstruyó empleado datos de reflectancia de vitrinita y datos de huellas de fisión en apatitos y zircones como se discute en García et al. (2009 y 2010). Los resultados obtenidos permitieron identificar los principales eventos de subsidencia y calentamiento de la subcuenca, así como también los principales eventos de levantamientos con sus respectivos eventos de enfriamiento en la Subcuenca de la Baja Guajira como se discute a detalle en García et al. (2009 y 2010).
2. El cálculo de las tasas de transformación de las reacciones kerógeno a petróleo y petróleo a gases se obtuvieron empleando el software Petromod versión 11, en el cual se utilizaron los parámetros cinéticos del kerógeno tipo II disponibles en la base de datos del programa.

El modelo geoquímico 1D del pozo Calamar-1 se ilustra en las FIGURA 7, 8 y 9. La historia de subsidencia del pozo Calamar 1 (FIGURA 7), se inicia con la depositación en el Cretácico Superior de la Frm. Guaralamai, la cual se encuentra discordante sobre el basamento, continua durante el Eoceno, depositación de la Frm. Macarao, a partir del Oligoceno se observa una alta tasa de subsidencia.

Los datos de Ro medidos en el Pozo Calamar 1 y la curva de Ro calculada con el software Petromod (FIGURA 8). Los resultados indican una correspondencia entre los datos calculados y medidos de la Formación Uitpa. Así mismo se observa correspondencia entre datos calculados y medidos de Ro para las muestras de Paleoceno y Cretáceo Superior. Los análisis de las muestras de pozos del Mioceno muestran una gran dispersión, por lo cual estos datos no fueron tenidos en cuenta para la reconstrucción de la reflectancia de vitrinita.

Los modelos geoquímicos en dos dimensiones (2D) permiten ilustrar las rutas de migración de hidrocarburos y de los estados de maduración de las rocas generadoras, por esta razón se elaboró un modelo geoquímico 2D con base en el perfil sísmico (FIGURA 10) y su localización (FIGURAS 11).

La conversión a profundidad de la línea sísmica L-1973-25 se llevó a cabo siguiendo el procedimiento propuesto en programa SeisVision-2007 de la plataforma GeoGraphix Discovery. El cual emplea una grilla de velocidades con base en información del registro VIP de pozos cercanos a la línea antes mencionada. El perfil sísmico muestra la plataforma continental con una secuencia sedimentaria que va desde el Cretácico Superior (Formación Guaralamai), hasta la Formación Castilletes del Pleistoceno. El espesor de la secuencia sedimentaria es de aproximadamente 13,000 pies.

El modelo de temperaturas (FIGURA 12), fue calculado con los parámetros de calibración anteriormente discutidos, el resultado indica que la base de la secuencia sedimentaria presenta una temperatura entre 140 y 150°C, de otra parte la Formación Uitpa a 7,000 pies está en un rango de temperaturas entre 90 y 120°C.

La migración de hidrocarburos (FIGURA 13), está indicada por flechas verdes y rojas que muestran la migración del petróleo y gas respectivamente. El resultado indica que los hidrocarburos son generados en las formaciones Guaralamai, Siamana y Uitpa, igualmente estos hidrocarburos migran hacia la superficie llegando a las formaciones Jimol y Castilletes. De acuerdo al modelo geoquímico 2D, el factor crítico para la formación de campos de gas y petróleo en la plataforma continental de la Guajira lo constituye la presencia de una roca sello, pues de otra manera el gas alcanza la superficie.

Los modelos geoquímicos de la Subcuenca de la Baja Guajira indican que los gases presentes en los campos Chuchupa y Ballena tendrían un origen termal a partir cocinas profundas situadas hacia el occidente de la Subcuenca de la Baja Guajira, en donde existen rocas generadoras del Cretácico Superior y del Paleógeno. Los modelos anteriormente presentados están calibrados a diferencia de los modelos especulativos de Ramírez (2007) lo cuales no tenían calibración con datos de Ro de las muestras del Cretáceo como tampoco de datos de huellas de fisión.

Este modelo implica que los campos de gas de Chuchupa y Ballena, con yacimientos de gas en la Formación Castilletes, se formaron por migración del gas a partir de cocinas profundas. La composición isotópica promedio del isotopo δ¹³C en metano de los campos Chuchupa y Ballena es de -54.50 (‰) y -62.33 (‰) respectivamente (Rangel et al., 2003). Esta composición isotópica de acuerdo a Schoell (1983) corresponde a gases de origen mixto entre termogénico y biogénico. El origen de los gases en función de la composición isotópica del δ¹³C₁ en metano (FIGURA 14) y de la razón de las cantidades de metano con respecto a etano y propano según la razón C₁/(C₂+C₃). De acuerdo a estos parámetros, empleados por (Wiese and Kvenvolden, 1993), los gases de la Subcuenca de la Baja Guajira presentan una mezcla entre gases termogénicos y biogénicos.

A partir de la información geoquímica de rocas fuente y de gases, como también de los modelos geoquímicos expuestos en el presente trabajo se propone la existencia de dos sistemas petrolíferos: 1) El Sistema Frm. del Cretácico Superior- Frm. Castilletes y 2) el Sistema Frm. Siamana- Frm. Macarao- Frm. Castilletes, los cuales han generado hidrocarburos. Los sistemas petrolíferos Frm. Jimol- Frm. Uitpa y Frm. Castilletes- Frm. Castilletes, propuesto por Ramírez et al. (2003) no son factibles, ya que las formaciones Jimol, y Castilletes no se encuentran en la ventana de generación de hidrocarburos de acuerdo a los modelos geoquímicos del presente trabajo.

CONCLUSIONES

Las muestras de roca de aforamientos en la Serranía de Cosinas permitieron comprobar la existencia de rocas fuente en el Grupo Yuruma y Grupo Cogollo con niveles de maduración termal equivalente a la ventana de generación de húmedos (Ro 1.3-2%). El mapa contornos de Ro indica una tendencia de incremento de valores de Ro hacia el noroeste donde estarían localizadas las cocinas de hidrocarburos de la Subcuenca de la Baja Guajira.

Los modelos geoquímicos 1D y 2D de la Subcuenca de la Baja Guajira, calibrados con datos de temperaturas de fondo de pozos (BHT), reflectancia de vitrinita (Ro) y huellas de fisión en apatitos y zircones, permitieron obtener resultados que indican como las secuencias del Cretáceo Superior y del Paleógeno alcanzaron la ventana de generación de hidrocarburos. En donde la Formación La Luna, alcanzó la ventana de generación de gas húmedo y de gas seco en las áreas más profundas en la región noroeste en área costa afuera de la subcuenca.

El modelo geoquímico 2D indica que los hidrocarburos generados en las formaciones La Luna, Guaralamai y Macarao migran hacia la superficie llegando hasta las formaciones Castilletes y Mongui. De acuerdo al resultado del modelo geoquímico 2D, el factor crítico para la formación de campos de gas y petróleo en la plataforma continental de la Subcuenca de la Baja Guajira, lo constituye la presencia de una roca sello.

Con base en los resultados obtenidos en el presente trabajo, se propone la existencia de dos sistemas petrolíferos en la Subcuenca de la Baja Guajira: 1) El Sistema Frm. del Cretácico Superior- Frm. Castilletes y 2) el sistema Frm. Siamana- Frm. Macarao- Frm. Castilletes.

Los sistemas petrolíferos Frm. Jimol- Frm. Uitpa y Frm. Castilletes- Frm. Castilletes no son factibles de acuerdo a los modelos geoquímicos mostrados en el presente trabajo, en donde estas formaciones no han entrado a la ventana de generación de hidrocarburos.

Los nuevos datos y modelos geoquímicos del presente trabajo permiten explicar la presencia de importantes aportes de gas termogénico en los campos de la Subcuenca de la Baja Guajira. Esta interpretación contradice la de Katz and Williams (2003) quienes asignan un origen bacterial a los yacimientos de gas de la Guajira, sin embargo los nuevos datos de Ro de rocas del Cretáceo en la Serranía de Cosinas prueban que existen rocas generadoras de hidrocarburos en la ventana de gas.

AGRADECIMIENTOS

Los autores expresan su agradecimiento a la Agencia Nacional de Hidrocarburos por el apoyo financiero que permitió la realización de los análisis de laboratorio empleados en el presente artículo. Igualmente, agradecemos los aportes del evaluador para la edición final de este trabajo.

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Trabajo recibido: Agosto 23 de 2011
Trabajo aceptado: Noviembre 18 de 2011