CARACTERIZACIÓN Y ANÁLISIS DE LA FORMACIÓN LOMA GORDA, APLICADO A LA EVALUACIÓN DEL POTENCIAL COMO YACIMIENTO NO CONVENCIONAL DE HIDROCARBUROS, HUILA, VALLE SUPERIOR DEL MAGDALENA MARIA ELENA MONTAÑO QUINTERO Código: 142926 (E-mail: [email protected]) Departamento de Geociencias. Facultad de Ciencias. Universidad Nacional de Colombia – Sede Bogotá _____________________________________ Director: M.Sc Juan Carlos Molano MONTAÑO, Q. (2015): Caracterización y análisis de la Formación Loma Gorda, aplicado a la evaluación del potencial como yacimiento no convencional de hidrocarburos, Huila, Valle Superior del Magdalena. Trabajo de Grado, 20p y Anexos. Universidad Nacional de Colombia. Departamento de Geociencias. Sede Bogotá. RESUMEN La Formación Loma Gorda se extiende a lo largo de la cuenca del Valle Superior del Magdalena y se ha caracterizado por ser una de las principales rocas generadoras de hidrocarburo de este sistema petrolífero. Por esta razón se aplicaron diferentes técnicas analíticas y descriptivas como microtermometría de inclusiones fluidas y difracción de Rayos X (DRX) a muestras recolectadas en la sección estratigráfica aflorante en la Quebrada Bambucá, al norte del municipio de Aipe, Huila. Esto con el fin de caracterizar las rocas de la Formación Loma Gorda para interpretar los eventos y procesos térmicos que originaron el fluido, y determinar su potencial como yacimiento no convencional. A partir de la integración de los resultados obtenidos, se logro identificar condiciones térmicas mínimas de entrampamiento de inclusiones fluidas de 91ºC a 117ºC en 2 eventos de cristalización de calcita, lo que sugiere que en el momento del entrampamiento de estas inclusiones se habían generado crudos pesados a medianos. Sin embargo, los análisis de epifluorescencia sugieren hidrocarburos con una gravedad API de 30-35º, correspondientes a aceites medianos y ligeros, lo cual sugiere que hubo un posterior enterramiento al entrampamiento para que el aceite pudiera alcanzar estas características, datos que se corroboran con la presencia de minerales como Illita y Esmectita. Se identificaron dos eventos de generación de hidrocarburo y un evento de migración. El primero se encuentra asociado a la disolución y la diagénesis de la materia orgánica. El segundo evento de generación se ve registrado por la abundancia de las inclusiones fluidas en rocas carbonatadas producto de una cristalización tardía, lo cual es proporcional a la presencia de hidrocarburo en esa etapa, mucho mayor a la ocurrencia de hidrocarburo en la cristalización temprana de la roca. Y el evento de migración asociado a la ausencia de inclusiones fluidas con hidrocarburo en algunos foraminíferos y vetillas de calcita. Palabras claves: Catodoluminiscencia, Difracción de rayos X (DRX), Epifluorescencia de luz UV, Formación Loma Gorda, Inclusiones Fluidas, Microtermometría, Valle Superior del Magdalena, Yacimiento no convencional. Maria Elena Montaño Quintero, 2015 ABSTRACT Loma Gorda Formation is part of the petroleum system of the Upper Magdalena Valley Basin, and it has been characterized as one of the main source rocks. Therefore different analytical and descriptive analysis as fluid inclusions microthermometry and X-Ray diffraction were performed to rock samples collected in the outcropping stratigraphic section in the Bambucá creek, north of the town of Aipe, Huila. Those analysis were performed in order to characterize Loma Gorda Formation and to interpret thermal events and processes of fluid formation, and then determine its potential as unconventional reservoir. The results of the analysis allow identify minimal thermal entrapment conditions between 91ºC and 117ºC in two different events of calcite crystallization, suggesting medium to heavy oil formation at the same time of the entrapment time. However, epifluorescence analysis indicate the formation of hydrocarbons with API gravity between 30º-35º, corresponding to light to medium oils, suggesting a post burial process after the entrapment so the oil could reach those features, the DRX support this with the identification of illite and smectite minerals. Finally, two different events of hydrocarbons generation and one migration event were identified. The first generation event is associated with the dissolution and diagenesis of the organic matter. The second one is supported by the abundance of the fluid inclusions in carbonate rocks product of a late crystallization process, proportional to the hydrocarbon accumulation at this stage. The migration event is associated to the absence of fluids inclusions with hydrocarbon in some forams and calcite veins. Key words: Cathodoluminescence, Fluid inclusions, Loma Gorda Formation, Microthermometry, Unconventional reservoirs, Upper Magdalena Valley, UV fluorescence, X-Ray Diffraction (XRD). INTRODUCCIÓN La Cuenca del Valle Superior del Magdalena esta ubicada en la zona mas alta del Río Magdalena entre la Cordillera Oriental y la Cordillera Central en la región andina colombiana. Desde hace poco más de cincuenta años ha sido una de las cuencas productoras más importantes de hidrocarburos en Colombia, con una producción promedio de 88.000 BPD (barriles de petróleo por día) en 36 campos productores, donde predominan los crudos medianos con gravedades API de 20-30º. La Formación Loma Gorda es una de las rocas generadoras mas importantes en el sistema petrolífero del Valle Superior del Magdalena y su estudio el objeto del presente proyecto de investigación. 2 Maria Elena Montaño Quintero, 2015 Las rocas generadoras son el elemento mas importante en cualquier sistema petrolífero, son rocas con grandes cantidades de materia orgánica susceptibles a transformarse en hidrocarburos bajo unas condiciones de presión y temperatura determinada. El factor temperatura determina en que momento se generan los hidrocarburos a medida que las rocas van enterrándose en la cuenca. A 60ºC se encuentra la ventana de generación de hidrocarburos, y comienza la formación de crudos pesados ricos en nitrógeno, azufre y oxigeno (N-S-O), a medida que prosigue la etapa de enterramiento y aumenta la temperatura el hidrocarburo se va haciendo cada vez más ligero, hasta alcanzar los 100ºC donde comienza la formación de gases con hidrocarburos líquidos mezclados, y finalmente a unos 175ºC finaliza la generación de hidrocarburos y se cierra la ventana de generación. Sin embargo, apenas una tercera parte de esta materia orgánica alcanza a transformarse en hidrocarburos, y de esta fracción, apenas un 1% del hidrocarburo generado alcanza a migrar a zonas de acumulación o rocas reservorio, mientras el resto de los hidrocarburos quedan retenidos en el medio poroso de la misma roca generadora. La demanda de recursos energéticos en los últimos años ha crecido de forma exponencial, lo que ha ido agotando las reservas de recursos hidrocarburíferos convencionales y han generado preocupación en los países industriales por las limitadas proyecciones realizadas por expertos. Por esto el sector energético se ha visto impulsado a buscar alternativas y nuevos métodos de exploración y explotación de los recursos, apareciendo en este plano los yacimientos no convencionales como una opción para aumentar la producción de hidrocarburos. Los yacimientos no convencionales son aquellos en los que el hidrocarburo se extrae de la misma roca que lo genera, convirtiendo a la roca generado en reservorio a la vez, modificando los sistemas petrolíferos tal y como se conocen hoy. La característica de estos 3 Maria Elena Montaño Quintero, 2015 yacimientos es que contienen hidrocarburos en condiciones geológicas que no permiten la migración del fluido y por lo tanto no pueden explotarse con los métodos convencionales. El objetivo es encontrar vías o canales de comunicación que permitan que el hidrocarburo pueda fluir a través de la roca y pueda extraerse, por lo tanto es de vital importancia tener conocimiento del las características del hidrocarburo que este presente en la roca para una futura explotación del yacimiento, en este contexto, las inclusiones fluidas que quedan atrapadas en las rocas son una gran fuente de información para alcanzar este objetivo. Una inclusión fluida es una imperfección remanente dentro de un cristal, portadora de líquidos, gases y fundidos a partir de los cuales el cristal se forma, registrando información de las condiciones de entrampamiento, sin alterarse ni fraccionarse con el tiempo, y atrapando fluidos que no se degradan, devolatilizan ni se contaminan durante o después del entrampamiento. Sin embargo existen varios tipos de inclusiones y es importante diferenciarlas e identificarlas, se pueden clasificar según su origen, las fases presentes en la inclusión, o el tipo de fluido que contiene. Cada tipo de inclusión documenta diferente información y en conjunto se puede determinar ambientes de formación, origen de los fluidos, grado de maduración, procesos de formación, migración y entrampamiento. Así, en una roca generadora como la Formación Loma Gorda, un estudio de las inclusiones fluidas a partir de técnicas descriptivas y analíticas podrían aumentar el conocimiento como roca generadora y su potencial como yacimiento no convencional. LOCALIZACIÓN La zona en la que se realizo el proyecto de investigación esta ubicada sobre la Cuenca del Valle Superior del Magdalena, en un tramo de la Quebrada Bambucá, al norte del 4 Maria Elena Montaño Quintero, 2015 municipio de Aipe, Huila, en cercanías de la Vereda San Diego (Figura 1). Esta zona corresponde a la plancha del IGAC 302, escala 1:25.000. Figura 1. Mapa de localización de la Quebrada Bambucá, Huila, Valle Superior del Magdalena. Tomado de Patarroyo (2011). MARCO GEOLÓGICO La Cuenca del Valle Superior del Magdalena es una cuenca de intramontaña localizada en una depresión geomorfológica en la zona mas alta del Río Magdalena y con una ext’¡ensión aproximada de 26.000 Km2. Esta limitada principalmente por rocas pre-cretácicas, al este por las de la Cordillera Oriental y al oeste la Cordillera Central. Al norte se encuentra limitado por el cinturón plegado de Girardot y el Sistema de Fallas Bituima y la Salina, y al sur por el Sistema de Fallas de Algeciras-Garzón. 5 Maria Elena Montaño Quintero, 2015 En la Quebrada Bambucá, cerca al municipio de Aipe, Huila se expone una secuencia importante de rocas pertenecientes a la Formación Loma Gorda de aproximadamente de 245 m, y se caracteriza por estar constituido por micritas, biomicritas y lodolitas calcáreas, con conreciones calcáreas, de tonalidades negras a grises por la gran cantidad de materia orgánica presente. El primero en proponer el nombre de Formación Loma Gorda fue De porta (1965) debido al cerro Loma Gorda ubicado en Piedras, Tolima. Su sección tipo se encuentra en la Tabla, Piedras. Presenta limites normales en su parte basal con la Formación Hondita y en la Parte Superior con la Formación Lidita inferior del Grupo Oliní. En 1976, Barrero & Vega utilizan este termino para una secuencia estratigráfica en una zona ubicada al norte del Valle superior del Magdalena, y Patarroyo (1993) hace algunas correcciones a la nomenclatura original de De Porta(1965). Caracterizada por depósitos marinos principalmente calcáreos ricos en materia orgánica. De acuerdo con dataciones de Guerrero et al., (2000) se ubica en un rango de edad que va desde Turoniano hasta Coniaciano. Burgl (1961) y Mojica y Macía (1982), aceptan un rango de edad que va desde el Albiano medio hasta el Coniaciano. METODOLOGIA El presente proyecto de investigación se desarrollo en 4 etapas de trabajo, realizadas de la siguiente manera: 1. Trabajo de oficina preliminar Revisión y recopilación de artículos de la Formación Loma Gorda, Yacimientos no convencionales, exploración de recursos naturales en la Cuenca del Valle Superior del Magdalena, y las diferentes técnicas analíticas a realizar. 2. Trabajo de campo 6 Maria Elena Montaño Quintero, 2015 2.1. Salida de campo y muestreo: Se realizo una única salida de campo a la zona de estudio, con el objetivo de realizar un muestreo sobre la sección estratigráfica de la Formación Loma Gorda, aflorante en la Quebrada Bambucá. Como resultado se obtuvieron siete muestras de roca, correspondientes a diferentes secciones de dicha unidad sedimentaria de techo a base. 3. Trabajo de laboratorio 3.1. Preparación de muestras: A partir de cada una de las muestras de roca se obtuvieron su correspondiente sección delgada pulida y una sección doblemente pulida para realizar análisis de petrografía, catodoluminiscencia, epifluorescencia UV y microtermometría; y se separo una pequeña porción de la muestra para realizar difracción de rayos X. 3.2. Petrografía convencional: El análisis de petrografía convencional consiste en la identificación microscópica de los minerales presentes en una sección delgada de roca por las características cualitativas (textura, tamaño, color, clivaje) que presentan ante la interacción con los polarizadores y la luz transmitida de un microscopio. Este análisis petrográfico se realizó en el laboratorio de microscopía óptica de GMAS S.A.S., con un microscopio de luz transmitida ZEISS AXIO Scope A1, con el objetivo de caracterizar textural y litológicamente los distintos miembros de la Formación Loma Gorda. La clasificación textural se realizó con base en Dunham (1.962), la clasificación composicional y textural de rocas carbonatadas en Folk (1.974), para las rocas 7 Maria Elena Montaño Quintero, 2015 terrígenas en Folk (1.980), y para las rocas mixtas, con material terrígeno y carbonatado, en Mount (1.985). 3.3. Petrografía de inclusiones fluidas: El análisis de petrografía de inclusiones fluidas consiste en la localización y caracterización de las inclusiones fluidas presentes en una sección doblemente pulida de roca bajo luz transmitida y luz UV, a partir de la identificación OFIA’s (Oil Fluid Inclusions Assembledge – Asociaciones de inclusiones fluidas de hidrocarburos), la posición relativa con respecto al cristal huésped, abundancia y distribución. A partir de esto determinar el origen de las inclusiones fluidas y poder relacionarlas temporalmente con los diferentes eventos diagenéticos. El análisis de petrografía de inclusiones fluidas se realizó en el laboratorio de microscopia y microtermometría del departamento de geociencias de la Universidad Nacional de Colombia, con un microscopio petrográfico ZEISS AXIO HBO 100 con un objetivo máximo de 100X. Esto con el objetivo de identificar y caracterizar las inclusiones fluidas, su origen y poder relacionarlas temporalmente con los diferentes eventos diageneticos. 3.4. Epifluorescencia con luz UV El análisis de microscopía de epifluorescencia con luz UV es una herramienta no destructiva, consiste en combinar el uso de la luz transmitida y la luz UV para diferenciar el tipo de inclusiones fluidas que se encuentran en la roca, a partir de la luminiscencia que emite el hidrocarburo liquido bajo la radiación ultravioleta, que varia dependiendo de la composición y la densidad del petróleo atrapado en la inclusión (Munz 2001). Los hidrocarburos son un 8 Maria Elena Montaño Quintero, 2015 complejo mixto de moléculas con un amplio rango de composiciones, y solo algunas de estas moléculas son fluorescentes. La fluorescencia es una propiedad de ciertos compuestos, en el caso del petróleo se debe a la presencia de una amplia variedad de compuestos aromáticos policíclicos, y también con influencia de la presencia de nitrógeno, azufre y compuestos que contienen oxigéno (Burrus 1981; Bertrans et al. 1985). Estas moléculas no se encuentran presentes en hidrocarburos gaseosos por lo que el condensado de gas no presenta luminiscencia ante la luz UV o lo hace muy debilmente y las inclusiones acuosas con hidrocarburos gaseosos, no emiten fluorescencia visible. El análisis de epifluorescencia con luz UV se realizó en en el laboratorio de microscopia y microtermometría del departamento de geociencias de la Universidad Nacional de Colombia, con un microscopio petrográfico ZEISS AXIO Scope A1 con una lámpara de fluorescencia de mercurio de alta presión HBO 100 equipada con un filtro UV de 460 nm. Esto con el objetivo de diferenciar las inclusiones fluidas con soluciones acuosas de las que contienen hidrocarburo, e incluso en el segundo caso, diferenciando el tipo de hidrocarburo. Además con este método puede calcularse un rango de la gravedad API de los hidrocarburos presentes en las inclusiones (Goldstein & Reynolds 1994). 3.5. Catodoluminiscencia: El análisis de catodoluminiscencia consiste en el bombardeo de electrones sobre una superficie de una sección delgada pulida de roca, a partir del cual ciertos minerales emiten radiación visible a diferentes intensidades, ya sea por 9 Maria Elena Montaño Quintero, 2015 la presencia de tierras raras o elementos de transición en los espacios intersticiales, por defectos en las redes cristalinas (Van den Kerkhof & Hein, 2.001), o por la composición química de algunos minerales (Haberman et al. 1.999). El análisis de catodoluminiscencia se realizó en el laboratorio de caracterización litológica del departamento de geociencias de la Universidad Nacional de Colombia, con un microscopio LEICA DM-2500P con una platina adaptada sellada al vacío, para estimular la transición en los niveles de energía de los electrones, con el objetivo de identificar minerales, texturas y a partir de esto determinar los diferentes procesos diagenéticos tanto de los carbonatos como de los sedimentos siliciclásticos. 3.6. Microtermometría: La microtermometría de inclusiones fluidas con hidrocarburos es una técnica que consiste en la medición de cambios de fases de las inclusiones durante aumentos y disminuciones de temperatura. A un microscopio de luz transmitida se le adapta una platina de calentamiento que nos permite disminuir la temperatura hasta -190ºC (punto de fusión Nitrógeno empleado como refrigerante para bajas las temperaturas) hasta aproximadamente 600ºC. Basado en el principio de que estas inclusiones, contienen líquidos, gases y materiales fundidos a partir de los cuales el cristal huésped creció (Sorby, 1858). Las inclusiones bifásicas (liquido/Vapor) se forman por diferencia en la contracción termal del liquido y gas atrapados. Al calentar las inclusiones fluidas hasta hacer desaparecer la burbuja (Th, temperatura de homogenización) vamos a encontrar las condiciones originales de entrampamiento de estas inclusiones. La 10 Maria Elena Montaño Quintero, 2015 temperatura de homogenización nos indicara la temperatura mínima del hidrocarburo en el momento de entramparse en la inclusión. El análisis de microtermometría se realizó en el laboratorio de microscopia y microtermometría del departamento de geociencias de la Universidad Nacional de Colombia, con un microscopio petrográfico ZEISS AXIO HBO 100 con una adaptación de platina térmica y un control de temperatura LINKAM TMS94, con calentamiento por electricidad y enfriamiento con nitrógeno líquido. Esto con el objetivo de determinar condiciones de temperatura y presión original. 3.7. Difracción de rayos X: (Consiste en, donde se realizo, objetivo del análisis) La difracción de rayos X consiste en incidir un rayo X en una muestra cristalina sólida sobre un portamuestras, este rayo es difractado por los electrones que rodean los atomos de los cristales, conteniendo información sobre el tipo de átomos y la posición espacial de estos, generando un patrón de difracción único para cada mineral (Moore & Reynolds 1971). El análisis de difracción de rayos X se realizó en el laboratorio de rayox X de GMAS S.A.S., con un difractómetro Brucker D8 Advance – Serie 1, con el objetivo de identificar y cuantificar los minerales presentes en cada una de las muestras de roca. Además se pueden realizar 4. Trabajo de oficina final 4.1. Compilación de información: Después de realizar los diferentes estudios se procedió a integrar los resultados obtenidos y a relacionarlos con el fin de caracterizar los distintos miembros de la Formación Loma Gorda y determinar su posible potencial como yacimiento de hidrocarburos no convencionales. 11 Maria Elena Montaño Quintero, 2015 4.2. Generación de informe final En última instancia se organizo toda la información y se redactaron los ## capítulos que componen el informe final, con las tablas, figuras y anexos que este contiene. RESULTADOS 1. Petrografía convencional Se presenta una tabla con la clasificación de las muestras realizada a partir del análisis petrográfico convencional (Tabla 1). Se destaca la presencia de dos tipos de rocas sedimentarias, de facies calcáreas (aloquímicas) y de facies detríticas. Todas son rocas de granulometría fina, una matriz de lodos calcáreos, laminación plano paralela, gran cantidad de materia orgánica, presencia de vetillas de calcita, y cristales de glauconita, apatito, micas, circones, pirita y cuarzo. Se anexa una tabla mas completa con la clasificación y las observaciones realizadas en cada una de las muestras. Silicificación en la zona intermedia de la sección muestreada, reecristalización parcial y total de la matriz de lodo calcáreo, foraminíferos, y vetillas de la calcita a sílice microcristalina. Tabla 1: Clasificación petrográfica de secciones delgadas pulidas. CLASIFICACIÓN PETROGRÁFICA DE MUESTRAS DE ROCA Clasificación No. Muestra Código muestra Folk (1.974) Dunham (1.962) Folk (1.980) Composicional Textural Rocas terrígenas Cuarzo-arenita lodosa 1 MSG-05 de grano muy fino Cuarzo arenita de 2 MSG-06 grano muy fino 3 MSG-07 Biomicrita Wackestone 4 MSG-08 Biomicrita Wackestone-Packestone 5 MSG-08A Biomicrita Wackestone 6 MSG-09 Biomicrita Packstone 7 MSG-10 Biomicrita Packstone 12 Maria Elena Montaño Quintero, 2015 2. Petrografía de inclusiones fluidas El análisis petrográfico de inclusiones fluidas arrojo la presencia de inclusiones fluidas en vetillas y foraminíferos de calcita, de tipo bifásicas (liquido/vapor) primarias y secundarias, con presencia de OFIA’s homogéneas (Figura 2). 20 μm Figura 2: a) Inclusiones fluidas de Hidrocarburo bifásicas en foraminífero con luz transmitida; b) Inclusiones fluidas de Hidrocarburo bifásicas en foraminífero con luz UV; c) Inclusiones fluidas de Hidrocarburo en vetilla de calcita; y d) Foraminífero con presencia de asociación de inclusiones fluidas de hidrocarburo (OFIA’s). Un limitante de este tipo de técnica es el tamaño de las inclusiones. El tamaño ideal para realizar microtermometría es mayor a 15 μm, mientras las inclusiones de este estudio no superaban los 11 μm. Las inclusiones fluidas acuosas portadoras del fluido original formador del cristal hospedante presentan tamaños aproximados de 15 a 20 µm. Algunas de las inclusiones fluidas con hidrocarburo muestran tonalidades rojo-marrón y la característica mas importante, la capacidad fluorescente del hidrocarburo liquido presente, parámetro con el cual se realizo la diferenciación entre estas inclusiones y las inclusiones acuosas. En las secciones MSG-05 y MSG-06, las cuales de clasificaron como cuarzoarenitas de grano fino, no se encontraron inclusiones fluidas con hidrocarburo. 3. Epifluorescencia con luz UV Con el análisis de epifluorescencia se pudo observar mucha luminiscencia en las muestras, tanto por las inclusiones fluidas con hidrocarburos como en la matriz y en 13 Maria Elena Montaño Quintero, 2015 las vetillas que cortaban la sección, pues se encontraron impregnadas de hidrocarburos (Figura 3), al igual que algunos foraminíferos y vetillas de sílice rellenos de hidrocarburo “libre” . Con un filtro de 460 nm, bajo la luz ultravioleta las tonalidades observadas son variaciones de verdes en algunos casos. 20 μm 20 μm Figura 3: a) Inclusión fluida de Hidrocarburo en vetilla de calcita con luz UV; b) Inclusión fluida de Hidrocarburo en vetilla de calcita con luz transmitida; c) Inclusiones fluidas de Hidrocarburo en foraminífero con luz UV; y d) Inclusiones fluidas de Hidrocarburo en foraminífero con luz transmitida. 4. Catodoluminiscencia El análisis de catodoluminiscencia permitió identificar 3 eventos diagenéticos importantes en la Formación Loma Gorda gracias a la identificación de diferentes composiciones mineralógicas. El primero de estos es la cristalización de calcita en los foraminíferos y un correspondiente vetilleo producto de inyección de un fluido sobresaturado en carbonatos en el momento de diagénesis de la roca observada por la respuesta luminiscente de tonalidades naranjas (S. Boggs and D. Krinsley 2006). Posterior a la diagénesis (inyección inicial) una segunda inyección de fluido saturado en carbonatos genera un vetilleo y cristalización de los bordes de algunos foraminíferos, lo cual se evidencia en las diferentes tonalidades de naranja-amarillo que presentan las vetillas y los foraminiferos. El ultimo evento identificado, es el reemplazamiento de la calcita a sílice microcristalina, que se observa por una leve luminiscencia azul violácea-celeste (S. Boggs and D. Krinsley 2006).. En las zonas 14 Maria Elena Montaño Quintero, 2015 de reecristalización parcial se observas las tonalidades azules acompañadas de colores naranjas propios de la calcita. 200 μm 200 μm Figura 4: a) Imagen en Catodoluminiscencia de vetilla de calcita con 2 eventos de cristalización: b) Imagen en XPL de vetilla de calcita con 2 eventos de cristalización. 5. Microtermometría Se presenta una tabla con 12 mediciones de temperaturas de homogenización que se realizaron en inclusiones fluidas de hidrocarburo. Tabla 2: Resultados de microtermometría de cinco de las siete secciones de roca. No. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Sección Chip Mineral huesped MSG-08-A 1 Calcita MSG-08-A 4 Calcita MSG-08-A 5 Calcita MSG-09 4 Calcita MSG-09 4 Calcita MSG-10 3 Calcita MSG-08-A 2 Calcita MSG-08-A 2 Calcita MSG-07 3 Calcita MSG-07 5 Calcita MSG-09 2 Calcita MSG-08 4 Calcita Resultados M icrotermometría Localización Tipo Tamaño (µm) Vetilla Primaria 5 Formaminifero Secundaria 4 Formaminifero Primaria 10 Formaminifero Concha Primaria 8 Foraminifero Camara Primaria 11 Formaminifero Secundaria 3 Formaminifero Concha Primaria 6 Foraminifero Camara Primaria 7 Formaminifero Secundaria 3 Vetilla Secundaria 4 Vetilla Primaria 9 Formaminifero Primaria 6 Fases Th (ºC) Relación L/V L/V 93 60/40 L/V 114 60/40 L/V 117 70/30 L/V 91 70/30 L/V 89 60/40 L/V 167 80/20 L/V 123 70/30 L/V 74 60/40 L/V 88 60/40 L/V 137 80/20 L/V 78 60/40 L/V 81 70/30 6. Difracción de rayos X Se presenta el resultado de la cuantificación de minerales presentes en las siete muestras de roca a partir de DRX (Tabla 3). Se destaca el alto contenido de cuarzo hacia el tope y un aumento significativo de calcita hacia la base, mas la presencia de caolinita a lo largo de casi toda la secuencia. 15 Maria Elena Montaño Quintero, 2015 Tabla 3: Cuantificación mineralógica de muestras. Muestra MSG-05 MSG-06 MSG-07 MSG-08 MSG-08A MSG-09 MSG-10 Cuarzo 62,9 70,0 48,6 87,8 78,6 55,7 3,1 CUANTIFICACIÓN MINERALÓGICA Microclina Plagioclasa Calcita Caolinita 5,8 5,5 10,1 5,0 17,5 47,0 4,4 12,2 14,5 6,9 40,2 4,1 84,6 12,3 Illita 14,0 Tr Tr Tr - Esmectita 1,7 7,5 Tr - ANALISIS DE RESULTADOS La caracterización petrográfica y los resultados de difracción de rayos X permitieron obtener datos de la mineralogía y las relaciones texturales de las muestras de roca, resultados que sugieren un ambiente de formación marino en un margen pasivo, con una fauna principalmente plantónica, localizado encima del nivel de compensación de los carbonatos, con altas tasas de acumulación de materia orgánica y productividad primaria. Aspectos que pueden relacionarse también con un fondo marino con características anóxicas, correspondientes a ambientes ideales para la formación de rocas generadoras de hidrocarburos como la Formación Loma Gorda. Sin embargo, hacia el tope de la formación (de acuerdo a las muestras estudiadas), la presencia de arena de tamaño muy fino a lodo sugieren una etapa de regresión del nivel del mar para el período final de la deposición de la formación. Estas características en conjunto convierten las rocas de la Formación Loma Gorda en una roca huésped perfecta para el estudio de inclusiones fluidas. El análisis de petrografía de inclusiones fluidas permitió localizar inclusiones en foraminíferos y vetillas de calcita a lo largo del intervalo de las muestras, que por sus características morfológicas y su ubicación espacial se diferenciaron y clasificaron, y junto con los resultados de los análisis de catodoluminiscencia permitieron elaborar una 16 Maria Elena Montaño Quintero, 2015 secuencia paragenética relacionando eventos diagenéticos en la roca y la ocurrencia de hidrocarburo (Tabla 4). Tabla 4: Secuencia paragénetica de las muestras de la Formación Loma Gorda. Secuencia paragenética Evento Temprano Tardio Pulso de generación de Hidrocarburo -----Cristalización de foraminiferos a calcita -----Pulso de generación de Hidrocarburo -----2 inyección de fluido saturado en carbonato al sistema. -----Calcificación de Foraminiferos y vetilleo en la roca. Proceso de silicificación. Lodo calcareo, foraminiferos y vetillas -----de calcita remplazados a cuarzo microcristalino. Migración del hidrocarburo -----3 inyección de fluido saturado en carbonato al sistema. Calcificación de Foraminiferos y vetilleo en la roca. ------ Se pueden interpretar dos pulsos de generación de hidrocarburos, un pulso de generación temprano, y un segundo pulso a causa de la inyección de carbonatos al sistema, caracterizada por recristalización en los bordes y las conchas de los foraminíferos, facilitando el entrampamiento de inclusiones fluidas de hidrocarburo, siendo estas más frecuentes, en comparación con las inclusiones presentes por el pulso inicial en las cámaras de los foraminíferos. El primer evento de generación es asociado con la disolución y la diagénesis de la materia orgánica presente en los sedimentos que dieron origen a las rocas de la Formación Loma Gorda, mientras que la abundancia de las inclusiones producto de la segunda inyección de carbonatos es proporcional a la presencia de hidrocarburo en esa etapa tardía, mucho mayor a la ocurrencia de hidrocarburo en la cristalización temprana de calcita en la roca. Esto sugiere un mayor aporte de hidrocarburo por parte del segundo pulso de generación que del primero, permitiendo el entrampamiento del fluido en las fracturas mineralizadas de carbonato. El análisis de microtermometría arrojo temperaturas mínimas de entrampamiento de 91ºC para el primer evento de cristalización, y de 117ºC para el segundo evento de cristalización 17 Maria Elena Montaño Quintero, 2015 de carbonatos, lo que sugiere que en el momento del entrampamiento de estas inclusiones se habían generado hidrocarburos crudos pesados a medianos. Sin embargo, los análisis de epifluorescencia con luz UV con filtro de 460 nm sugieren hidrocarburos con una gravedad API de 30-35º, correspondientes a aceites medianos y ligeros, lo cual sugiere que hubo un posterior enterramiento al entrampamiento para que el aceite pudiera alcanzar estas características. El análisis de difracción de rayos X, corroboró los datos obtenidos con la petrografía y adicionalmente permitió identificar la presencia de cuarzo microcristalino, illita y esmectita en las muestras de roca, productos de la silicificación durante la diagénesis de la roca. En estas zonas silicificadas no se observo la presencia de inclusiones fluidas con hidrocarburo, no necesariamente por la ausencia de fluido durante la silicificación sino porque el tamaño de los cristales es inferior al necesario para observar si hay o no fluidos entrampados. Sin embargo si se encontró “hidrocarburo libre” en las vetillas recristalizadas con cuarzo microcristalino y foraminíferos impregnados de petróleo (Figura 5). 200 μm 200 μm Figura 5: a)Vetilla de calcita parcialmente silicificada en luz transmitida; b) Vetilla de calcita parcialmente silicificada vista en Catodoluminiscencia; c) Vetilla de calcita y foraminífero parcialmente silicificados y con hidrocarburo “libre” en luz transmitida; y d) Vetilla de calcita y foraminífero parcialmente silicificados y con hidrocarburo “libre” en luz UV. Los foraminíferos y las vetillas de calcitas presentan características óptimas para el entrampamiento de fluidos, aunque en algunas de estas no se encontraron inclusiones, lo que sugiere la posible existencia de un evento de migración de hidrocarburo en la roca, y posterior a este, una última inyección de fluido saturado en carbonato que produjo la 18 Maria Elena Montaño Quintero, 2015 calcificación de foraminíferos y la cristalización de fracturas en la roca, dejando las vetillas de calcita sin inclusiones fluidas con hidrocarburo. Las relaciones aproximadas de líquido/vapor en las inclusiones fluidas con hidrocarburo analizadas, sugieren que la roca huésped la porción de hidrocarburo líquido es mucho mayor que la de hidrocarburo gaseoso, confirmando que la roca no llego a alcanzar profundidades de enterramiento necesarias para transformar todo el hidrocarburo liquido a gaseoso y sobrepasar la ventana de generación de hidrocarburos líquidos. CONCLUSIONES La Formación Loma Gorda es una secuencia de biomicritas de texturas Wackestone y Packstone, y cuarzo-arenitas, ambas de granulometría fina, con una matriz de lodo calcáreo, laminación plano-paralela y gran cantidad de materia orgánica. Características que sugieren un ambiente de formación marino en un margen pasivo, con una fauna principalmente plantónica, localizado encima del nivel de compensación de los carbonatos, con altas tasas de acumulación de materia orgánica y productividad primaria. A lo largo de esta secuencia hay presencia de hidrocarburos impregnados, con gravedades API de 30-35º, correspondientes a crudos medianos a ligeros. Las temperaturas de homogenización obtenidas en las inclusiones fluidas con hidrocarburo corresponden a diferentes datos de entrampamiento asociados a diferentes eventos diagenéticos, que van desde 74ºC, 78ºc y 91ºC, indicando que en el momento de entrampamiento de estas inclusiones la roca se encontraba en la ventana de generación de hidrocarburos pesados-medianos, que con un proceso de enterramiento posterior alcanzaron las características actuales de los aceites medianos-ligeros presentes en la Formación Loma Gorda. 19 Maria Elena Montaño Quintero, 2015 Se identificaron 2 pulsos de generación de hidrocarburos, relacionados a la abundancia de inclusiones fluidas con hidrocarburo en foraminíferos y fracturas mineralizadas de calcita, y un evento de migración que tuvo lugar antes de la ultima inyección de carbonatos al sistema. Las resultados obtenidos de la caracterización de la Formación Loma Gorda, la califican como un prospecto potencial para yacimiento no convencional de hidrocarburos del tipo Shale Oil. Las características del ambiente de formación es óptimo para la formación de rocas generadoras de hidrocarburos, las temperaturas de entrampamiento se encuentran dentro del rango de la ventana de generación de hidrocarburos con aceites medianos-ligeros, y las cantidades de material silíceo son significativas otorgándole características frágiles a la roca, lo podrían representar una ventaja en una futura extracción de estos hidrocarburos con técnicas como fracturamiento hidráulicos. El estudio de las inclusiones fluidas con hidrocarburos ha tenido un rápido avance en los últimos 20 años, y aunque existen importantes publicaciones científicas, es un campo bastante amplio y hace falta mucho por investigar. Por esto se presenta como una necesidad la realización de estudios, por la variedad de aplicaciones en la evaluación de recursos y prospección de sistemas petrolíferos. AGRADECIMIENTOS A la Universidad Nacional de Colombia por permitirme hacer parte de ella y formarme de manera íntegra,; al Departamento de Geociencias, su planta docente y administrativa por todos los conocimientos brindados en especial al profesor M.Sc Juan Carlos Molano por darme la oportunidad de trabajar con el y guiarme en esta investigación; al profesor PhD. 20 Maria Elena Montaño Quintero, 2015 José María Jaramillo por su confianza y respaldo en esta investigación, a todo el equipo de Gmas Consultores SAS por la colaboración prestada; a Leonardo Santa Cruz y al Laboratorio de caracterización litológica de la Universidad Nacional de Colombia. Finalmente agradecer a mi familia, mis padres, mis hermanas por ser un apoyo incondicional; a mis amigos y compañeros. Juan David Bello, Natasha Morales, Cristian Hilarion, Sebastian Arguello, Sergio Herrera, David Valentin, Gracias. REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS BOGGS Jr S. & KRINSLEY D. (2006): Application of Cathodoluminescence Imaging to the Study of Sedimentary Rocks. -164 p., Cambridge University Press, New York, United States of America. BURRUS, R. C. (1981): Hydrocarbon Fluid Inclusions in Studies of Sedimentary Diagénesis. –Short Course in Fluid Inclusions: Applications of Petrology. – p. 138 – 156, Mineralogical Association of Canada, Canada. BURRUS, R. C. (1991): Practical aspects of fluorescence microscopy of petroleum fluid inclusion. – Short Course in Luminescence Microscopy Spectroscopy: Qualitative and Quantitative Applications. – p. 1 -7, Society for Sedimentary Geology, USA. FOLK, R. L. (1980): Petrology of Sedimentary Rocks. – 190 p., Hemphill, Texas GOLDSTEIN R. H., REYNOLDS T. J. (1994): Systematics of fluid inclusions in diagenetic minerals. -198 p., SEPM (Society for Sedimentary Geology), Tulsa, Oklahoma, United States of America. GOLDSTEIN, R. H. (2001): Fluid inclusions in sedimentary and diagenetic systems. P. 159-193. Lithos 55 (2001) IAIN S., ALAN A., DAN M. (2003) Fluid Inclusions. Analysis and Intepretation. Chapter 4 – 81p., Series Editor Robert Raeside. Vancouver. MUNZ I.A. (2001): Petroleum inclusions in sedimentary basin: systematics, analitycal methods and aplications. Lithos 55, 195-212. 21 Maria Elena Montaño Quintero, 2015 ANEXOS 22 Maria Elena Montaño Quintero, 2015 Figura 1. Mapa de localización de la Quebrada Bambucá, Huila, Valle Superior del Magdalena. 23 Listado de muestras - Salida de Campo 24 de marzo de 2015 Localización: Quebrada Bambuca, Vereda San Diego, Aipe, Huila, Valle Superior del Magdalena. No. Coordenadas Muestra Este (X) Norte (y) Formación muestreada Observaciones Precisión 1 MSG - 05 860.630 859.879 +/- 3m Formación Loma Gorda Segmento Superior 2 MSG - 06 860.621 859.872 +/- 10m Formación Loma Gorda Segmento Superior 3 MSG - 07 860.593 859.861 +/- 5m Formación Loma Gorda 4 MSG - 08 860.572 859.856 +/- 12m Formación Loma Gorda 5 MSG - 08- A 860.572 859.856 +/- 12m Formación Loma Gorda 6 MSG - 09 860.536 859.853 +/- 4m Formación Loma Gorda Segmento Superior Segmento Medio, lidita Segmento Medio, lidita Segmento Inferior 7 MSG - 10 860.410 859.850 +/- 8m Formación Loma Gorda Segmento Inferior Tercera Tercera Maria Elena Montaño Quintero, 2015 Tabla clasificación petrográfica de las muestras Clasificación No. Muestra FOLK (1974) Textural Composicional DUNHAM (1962) MOUNT (1985) FOLK (1980) Textural Rocas mixtas Rocas terrigenas Observaciones petrografia á Cuarzo-arenita de grano muy fino a limolita gruesa. á Matriz lodo terrigeno. 1 MSG - 05 Arenita micrítica Cuarzo-arenita ligeramente á Laminacion plano-paralela, lodosa de grano muy fino á muscovita, á Glauconita, á Venas de oxidos. á Cuarzo-arenita de grano muy fino. 2 Cuarzo-arenita Arenita micrítica muy fino MSG - 06 de grano á Cemento calcareo en algunas zonas. á Vetillas de cuarzo. á Circones. á Biomicrita de formaminiferos Wakestone. 3 MSG - 07 Biomicrita esparcida Biomicrita Wakestone á Matriz lodo calcareo. á Foraminiferos planctónicos y bentónicos. á Vetillas de calcita. á Intercalaciones de Biomicrita silicificada y lodolitas calcareas. á Matriz silice microcristalina. 4 MSG - 08 Biomicrita esparcida Biomicrita WakestonePackstone á Foraminiferos y vetillas de calcita y silice microcristalina. á Piritas euhedrales de gran tamaño (>150µ). á Laminacion plano-paralela. á Biomicrita de formaminiferos Wakestone. 5 MSG - 08- A Biomicrita esparcida Biomicrita Wakestone á Foraminiferos bentónicos, á Laminación plano paralela con cambios en la matriz de lodo calcareo a arcillosa. á Vetillas de calcita. á Biomicrita de formaminiferos Packstone. á Matriz lodo calcareo. 6 MSG - 09 Biomicrita empaquetada Biomicrita Packstone á Foraminiferos planctónicos y bentónicos. á Laminacion plano paralela. á Fragmentos fosfaticos. á Biomicrita de formaminiferos Packstone. 7 MSG - 10 Biomicrita empaquetada Biomicrita Packstone á Matriz lodo calcareo. á Foraminiferos planctónicos á Vetillas de calcita. 25 Maria Elena Montaño Quintero, 2015 Figura. 2 Secuencia estratigráfica cuenca del Valle Superior del Magdalena. Tomado de la ANH, Colombian Sedimentary Basins: Nomenclature, Boundaries and Petroleum Geology, a New Proposal 26 Figura 3. Columna Valle Superior del Magdalena, tomada de Agencia Nacional de Hidrocarburos, Open Round Colombia 2010. Rangos del espectro de fluorescencia con luz UV para observación visual Fluorescencia Fluorescencia amarilla Fluorescencia verde Fluorescencia azul Rango gravedad API 25 - 30°API 30 - 35°API 40 - 45°API Tabla 3. clasificación Rangos del espectro de fluorescencia con luz UV para observación visual. (Goldstein R. H., Reynolds T. J. 1994) Figura 7. Difractograma de la muestra en polvo MSG-05 Figura 8. Difractograma de la muestra orientada MSG-05; Qz: Cuarzo; K: Caolinita; I: Illita; Sm: Esmectita. Orientado, Glicolado, Calcinado Figura 9. Difractograma de la muestra en polvo MSG-06 Figura 10. Difractograma de la muestra orientada MSG-06; Qz: Cuarzo; K: Caolinita; I: Illita; Sm: Esmectita. Orientado, Glicolado, Calcinado Figura 11. Difractograma de la muestra en polvo MSG-07 Figura 12. Difractograma de la muestra orientada MSG-07; Qz: Cuarzo; K: Caolinita; Ca: Calcita. Orientado, Glicolado, Calcinado Figura 13. Difractograma de la muestra en polvo MSG-08 Figura 14. Difractograma de la muestra orientada MSG-08; Qz: Cuarzo; Ca: Calcita. Orientado, Glicolado, Calcinado Figura 15. Difractograma de la muestra en polvo MSG-08A Figura 16. Difractograma de la muestra orientada MSG-08A; Qz: Cuarzo; Ca: Calcita; K: Caolinita; I: Illita; Sm: Esmectita. Orientado, Glicolado, Calcinado Figura 17. Difractograma de la muestra en polvo MSG-09 Figura 18. Difractograma de la muestra orientada MSG-09; Qz: Cuarzo; Ca: Calcita; K: Caolinita; I: Illita. Orientado, Glicolado, Calcinado Figura 19. Difractograma de la muestra en polvo MSG-10 Figura 20. Difractograma de la muestra orientada MSG-10; Qz: Cuarzo; Ca: Calcita; K: Caolinita; I: Illita; I/Sm: Interestratificado Illita/Esmectita. Orientado, Glicolado, Calcinado
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