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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.
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
Maria Elena Montaño Quintero, 2015
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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.
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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
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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
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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.
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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
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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
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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
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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
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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
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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.
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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.
Folk (1.974) Dunham (1.962) Folk (1.980)
Composicional Textural Rocas terrígenas
1 MSG-05Cuarzo-arenita lodosa
de grano muy fino
2 MSG-06Cuarzo arenita de
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
Clasificación
No. Muestra Código muestra
CLASIFICACIÓN PETROGRÁFICA DE MUESTRAS DE ROCA
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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).
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 cuarzo-
arenitas 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
20μm
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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.
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
20μm20μm
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de reecristalización parcial se observas las tonalidades azules acompañadas de
colores naranjas propios de la calcita.
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.
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.
200μm 200μm
No. Sección Chip Mineral huesped Localización Tipo Tamaño (µm) Fases Th (ºC) Relación L/V
1 MSG-08-A 1 Calcita Vetilla Primaria 5 L/V 93 60/40
2 MSG-08-A 4 Calcita Formaminifero Secundaria 4 L/V 114 60/40
3 MSG-08-A 5 Calcita Formaminifero Primaria 10 L/V 117 70/30
4 MSG-09 4 Calcita Formaminifero Concha Primaria 8 L/V 91 70/30
5 MSG-09 4 Calcita Foraminifero Camara Primaria 11 L/V 89 60/40
6 MSG-10 3 Calcita Formaminifero Secundaria 3 L/V 167 80/20
7 MSG-08-A 2 Calcita Formaminifero Concha Primaria 6 L/V 123 70/30
8 MSG-08-A 2 Calcita Foraminifero Camara Primaria 7 L/V 74 60/40
9 MSG-07 3 Calcita Formaminifero Secundaria 3 L/V 88 60/40
10 MSG-07 5 Calcita Vetilla Secundaria 4 L/V 137 80/20
11 MSG-09 2 Calcita Vetilla Primaria 9 L/V 78 60/40
12 MSG-08 4 Calcita Formaminifero Primaria 6 L/V 81 70/30
Resultados Microtermometría
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Tabla 3: Cuantificación mineralógica de muestras.
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
Muestra Cuarzo Microclina Plagioclasa Calcita Caolinita Illita Esmectita
MSG-05 62,9 5,8 5,5 - 10,1 14,0 1,7
MSG-06 70,0 5,0 - - 17,5 Tr 7,5
MSG-07 48,6 - - 47,0 4,4 - -
MSG-08 87,8 - - 12,2 - - -
MSG-08A 78,6 - - 14,5 6,9 Tr Tr
MSG-09 55,7 - - 40,2 4,1 Tr -
MSG-10 3,1 - - 84,6 12,3 - -
CUANTIFICACIÓN MINERALÓGICA
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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.
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
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.
Secuencia paragenética
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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).
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
200μm200μm
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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.
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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.
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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.
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systems. P. 159-193. Lithos 55 (2001)
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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.
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ANEXOS
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Figura 1. Mapa de localización de la Quebrada Bambucá, Huila, Valle Superior del
Magdalena.
Este(X) Norte(y) Precisión
1 MSG-05 860.630 859.879 +/-3m FormaciónLomaGorda SegmentoSuperior
2 MSG-06 860.621 859.872 +/-10m FormaciónLomaGorda SegmentoSuperior
3 MSG-07 860.593 859.861 +/-5m FormaciónLomaGorda SegmentoSuperior
4 MSG-08 860.572 859.856 +/-12m FormaciónLomaGordaSegmento Medio, Tercera
lidita
5 MSG-08-A 860.572 859.856 +/-12m FormaciónLomaGordaSegmento Medio, Tercera
lidita
6 MSG-09 860.536 859.853 +/-4m FormaciónLomaGorda SegmentoInferior
7 MSG-10 860.410 859.850 +/-8m FormaciónLomaGorda SegmentoInferior
Listadodemuestras-SalidadeCampo24demarzode2015
Localización:QuebradaBambuca,VeredaSanDiego,Aipe,Huila,ValleSuperiordelMagdalena.
No. MuestraCoordenadas
Formaciónmuestreada Observaciones
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DUNHAM(1962) MOUNT(1985) FOLK(1980)
Textural Composicional Textural Rocasmixtas Rocasterrigenas
á Cuarzo-arenitadegranomuyfinoalimolitagruesa.
á Matrizlodoterrigeno.
á Laminacionplano-paralela,
á muscovita,
á Glauconita,
á Venasdeoxidos.
á Cuarzo-arenitadegranomuyfino.
á Cementocalcareoenalgunaszonas.
á Vetillasdecuarzo.
á Circones.
á BiomicritadeformaminiferosWakestone.
á Matrizlodocalcareo.
á Foraminiferosplanctónicosybentónicos.
á Vetillasdecalcita.
á IntercalacionesdeBiomicritasilicificadaylodolitascalcareas.
á Matrizsilicemicrocristalina.
á Foraminiferosyvetillasdecalcitaysilicemicrocristalina.
á Piritaseuhedralesdegrantamaño(>150µ).
á Laminacionplano-paralela.
á BiomicritadeformaminiferosWakestone.
á Foraminiferosbentónicos,
á Laminaciónplanoparalelaconcambiosenlamatrizdelodocalcareoaarcillosa.
á Vetillasdecalcita.
á BiomicritadeformaminiferosPackstone.
á Matrizlodocalcareo.
á Foraminiferosplanctónicosybentónicos.
á Laminacionplanoparalela.
á Fragmentosfosfaticos.
á BiomicritadeformaminiferosPackstone.
á Matrizlodocalcareo.
á Foraminiferosplanctónicos
á Vetillasdecalcita.
7 MSG-10Biomicrita
empaquetadaBiomicrita Packstone
6 MSG-09Biomicrita
empaquetadaBiomicrita Packstone
5 MSG-08-ABiomicrita
esparcidaBiomicrita Wakestone
4 MSG-08Biomicrita
esparcidaBiomicrita
Wakestone-
Packstone
3 MSG-07Biomicrita
esparcidaBiomicrita Wakestone
Cuarzo-arenita ligeramente
lodosadegranomuyfino
2 MSG-06 ArenitamicríticaCuarzo-arenita de grano
muyfino
1 MSG-05 Arenitamicrítica
Tablaclasificaciónpetrográficadelasmuestras
No. Muestra
Clasificación
ObservacionespetrografiaFOLK(1974)
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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
Figura 3. Columna Valle Superior del Magdalena, tomada de Agencia Nacional de
Hidrocarburos, Open Round Colombia 2010.
Tabla 3. clasificación Rangos del espectro de fluorescencia con luz UV para observación
visual. (Goldstein R. H., Reynolds T. J. 1994)
Fluorescencia Fluorescencia amarilla Fluorescencia verde Fluorescencia azul
Rangos del espectro de fluorescencia con luz UV para observación visual
Rango gravedad API 25 - 30°API 30 - 35°API 40 - 45°API
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
