Catatumbo
GENERALIDADES
La Cuenca Catatumbo se localiza en la parte noreste de Colombia. Está limitada por la Serranía del Perijá y el Macizo de Santander al oeste y los Andes de Mérida al sureste. La convergencia de estos dos elementos estructurales delimita su extensión hacia el sur.
La mayoría de los pozos perforados en el área han presentado shows de hidrocarburos. La cobertera sedimentaria y productiva de la Cuenca Catatumbo, que en algunos sitios sobrepasa los 15 000 pies de espesor, está compuesta por rocas que van desde el Cretácico Inferior hasta el reciente. El basamento cristalino consta de rocas ígneas y metamórficas.
La Cuenca Catatumbo ha sido interpretada como una cuenca de antepaís originada por la colisión de las placas Caribe y Suramérica durante el Mioceno superior-Plioceno, colisión que explicaría el levantamiento de las áreas montañosas limítrofes (Perijá-Santander y Andes de Mérida). La tectónica compresiva quedó reflejada por la presencia de fallas inversas en sus márgenes, las cuales involucran basamento y fallas de bajo ángulo (cabalgamientos), que despegan en determinados intervalos pelíticos del Cretácico superior (formaciones Mito-Juan y Colón). En la parte central de la cuenca se pueden observar estructuras en flor (Río Zulia) asociadas con fallas de desplazamiento lateral. La Cuenca del Catatumbo es la extensión suroccidental de la prolífica Cuenca de Maracaibo y se considera una cuenca moderadamente explorada.
GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
Evidencia de Hidrocarburos
Con una producción acumulada de más de 450 MBP y 500 GPCG, la Cuenca del Catatumbo es pionera de la exploración petrolera en Colombia. El inicio de las actividades exploratorias inició con la firma de la concesión Barco en 1920 y comparte con el Valle Medio del Magdalena las primeras producciones comerciales de petróleo en Colombia. Los principales campos descubiertos a la fecha son: Tibú-Socuavó, Carbonera, Sardinata, Río Zulia, Petrolea y Puerto Barco.
Roca Generadora
Rocas pelíticas de edad cretácica, de las formaciones La Luna, Capacho, Tibú y Mercedes están ampliamente distribuidas en toda la cuenca, éstas se destribuyen regionalmente en la Cuenca de Maracaibo y son consideradas una de las fuentes más ricas de hidrocarburos en el mundo (Figura 2). La Formación La Luna es la principal unidad generadora de la cuenca y tiene un espesor aproximado de 200 pies. Los rangos de TOC están entre 1,5% a 9,6%, con un promedio de 3,8%. La Formación La Luna está actualmente en la ventana de generación de hidrocarburos.
Migración
Se han documentado tres sistemas de migración en la Cuenca de Catatumbo, que permitieron la acumulación de hidrocarburos en las trampas formadas durante el intervalo Mioceno tardío-Plioceno. El carácter litológico de las areniscas de grano muy fino de la secuencia cretácica y la homogeneidad de las calizas han favorecido la ocurrencia de entrampamientos “in situ”, o con rutas de migración muy cortas. La migración lateral, a lo largo de cuerpos de arenitas, y la migración vertical, a lo largo de las superficies de falla, son las rutas más efectivas en la cuenca.
Roca Reservorio
Las principales rocas almacenadoras en la Cuenca Catatumbo son calizas y areniscas del Cretácico (Grupo Uribante y Formación Capacho), así como areniscas deltaicas cenozoicas (formaciones Barco, Mirador y Carbonera). Adicionalmente, las rocas fracturadas del basamento pueden constituir potenciales objetivos exploratorios.
Roca Sello
Las rocas lutíticas marinas cretácicas y las arcillolitas plásticas continentales del Cenozoico representan las unidades sello en la cuenca.
Trampas
Las más importantes trampas corresponden a estructuras asociadas a fallamiento normal con inversión parcial, estructuras asociadas a sub-cabalgamientos, anticlinales producidos por transcurrencia y estructuras asociadas a sistemas de inversión (Figura 3). La producción de petróleo de las rocas cretácicas está asociada a porosidad secundaria desarrollada por fracturamiento.
SÍSMICA REPRESENTATIVA
En esta cuenca, entre los programas sísmicos más representativos figuran: CAT-1996, TSF-1990 y CH-1977 (Figura 4 y Figura5).
GEOQUIMICA
En la cuenca predominan aceites livianos con una gravedad API por encima de 30º, de exelente calidad. No hay una relación directa entre profundidad del reservorio y gravedad API. Son aceites a partir de una fase de expulsión tardía y su alta evolución termal explica la alta gravedad API.
La mayoría de la secuencia estratigráfica está en la ventana tardía de aceite y gas. El potencial generador está afectado por una alta madurez termal, especialmente de unidades pre-Turonianas.
El contenido de materia orgánica (TOC) varía de 0,5 a 6,0%. Algunos intervalos de unidades de la Formación La Luna y unidades del Paleoceno alcanzan valores de TOC superiores al 6%
PROSPECTIVIDAD
La Cuenca Catatumbo ha sido una de las más prolíficas de Colombia. La producción de hidrocarburos está relacionada primordialmente con pliegues asimétricos invertidos. El sector occidental de la cuenca es un cinturón plegado, y los estudios recientes indican la presencia de oportunidades exploratorias relacionadas con las zonas de cabalgamiento de las fallas. En el sector oriental, las oportunidades tienen que ver más con fallas de desplazamiento lateral y pliegues en flor.
Los principales campos en la Cuenca Catatumbo son los de Río de Oro, Socuavó, Carbonera, Sardinata, Río Zulia, Petrólea y Puerto Barco. A pesar de lo anterior, se considera que la Cuenca Catatumbo se encuentra en estado de exploración moderada. La producción acumulada desde 1920 es de 450 MB de aceite y de 500 GPCG.
El potencial exploratorio de la Cuenca Catatumbo se estima entre 1700 MBP (alto) y 200 MBP (bajo).