Petroleos Guajira

Copyright 2008, ACGGP.This paper was prepared for presentation at the International Congress Of Conventional and Unconventional Hydrocarbon Resources held in Cartagena, Colombia, February 2008.

This paper was selected for presentation by an ACGGP Technical Committee following review of information contained in an abstract submitted by the author(s).

El área correspondiente al TEA Carioca se localiza en la cuenca Baja Guajira (figura 1) y la evaluación de su prospectividad se conceptualizó en la evaluación del potencial hidrocarburífero de la sección del Terciario Marino, con énfasis en las unidades del Mioceno que se distribuyen sobre la cuenca Baja Guajira y contienen los principales almacenadores en los campos Chuchupa-Ballena-Riohacha. La evaluación integral del sector tuvo en cuenta el sistema transcurrente imperante en la zona y la respuesta a los esfuerzos de las unidades en él involucradas, todo encaminado a la creación de un modelo estructural para el subsuelo de la cuenca que permitan explicar, caracterizar y definir la distribución del basamento y las unidades cretáceas y terciarias que lo suprayacen.

Para la interpretación sísmica se reprocesaron casi 350 Km. de información sísmica 2D, pertenecientes a los programas BP-69, Aruchara-87, Guajira-73 y Guajira-74.

La información obtenida durante la evaluación estructural y estratigráfica del área involucrada en el TEA contó con la asesoría de los Dr. Eduardo ROSSELLO y Robertson HANDFORD, quienes contribuyeron en el desarrollo conceptual de los modelos tanto de tectónica transcurrente de la falla de Oca, como de la estratigrafía secuencial en los mares terciarios y su interacción en la dinámica de sedimentación en la Cuenca Baja Guajira.

GEOLOGÍA REGIONAL

La Guajira está localizada en el sector nororiental de Colombia, y formalmente dividida en dos cuencas, Baja y Alta Guajira. La primera se extiende desde la Falla de Oca (al sur) hasta la Falla de Cuiza (al norte), la segunda abarca el área al norte de la Falla de Cuiza. Morfológicamente presentan grandes diferencias, mientras en la parte baja de la cuenca predominan las colinas de poca altura, suaves y redondeadas alternadas con extensas planicies, en la parte alta la morfología es más abrupta, con la presencia de las Serranías

de Simarúa, Macuira y Jarara, las cuales a su vez separan las depresiones o subcuencas de Portete, Cosinas y Chimare.

Figura 1. Localización Bloque Carioca – Baja Guajira.

La evolución geológica de la Guajira está influenciada por la interacción de las Placas Caribe y Suramérica desde finales del Mesozoico. La región está compuesta en su parte más noroeste por un cinturón metamórfico alóctono, emplazado en el Paleoceno, y en su parte sureste, por rocas del Mesozoico y Cenozoico representativas del autóctono de Suramérica. La sutura que separa estos bloques corresponde regionalmente a las Fallas Ororio – Simarúa. Este esquema estructural de tendencia noreste, se ve enmascarado por la ocurrencia posterior de las Fallas dextrales de Oca y Cuiza, de rumbo oeste – este y la Falla de Huimatirra de rumbo noroeste – sureste y de componente normal al norte. La interacción de estas estructuras es responsable del levantamiento y erosión registrados en la Alta Guajira y de la subsidencia asociada al norte de la Falla de Huimatirra en el graben de Chichibacoa.

Potencial Estratigráfico Sector Carioca (Cuenca Baja Guajira) – Nuevo Enfoque Exploratorio en Colombia.

CLAUDIA ALEXANDRA RUBIO Z. , PAULO CESAR CORREA M. , MARIO ALBERTO SUÁREZ R. , LINA MARÍA RENDÓN C. , LUZ STELLA VARGAS P. , OSCAR MAURICIO MORENO R. , Ecopetrol S.A., Bogotá, Colombia.

TEA Carioca

2 RUBIO, CORREA, SUÁREZ, RENDÓN, VARGAS & MORENO

Durante el Paleoceno se inicia la configuración tectónica de rumbo que actualmente predomina en la cuenca Guajira. Para el Mioceno Temprano, se presenta un importante evento transgresivo durante el cual se depositaron los principales reservorios de la Baja Guajira (probados en Chuchupa y Ballena). Durante el Mioceno Medio – Tardío predominaron condiciones marinas de ambiente profundo, asociadas a un High stand del nivel del mar, acumulándose rocas de buena riqueza orgánica (COT > 1%) con desarrollo local de clásticos probados como reservorio (área Epehin-Aruchara). El levantamiento progresivo mas reciente de la Cuenca, se evidencia por la depositación de sedimentos terrígenos desde Pleistoceno al reciente (Ramírez y otros, 2003).

ESTRATIGRAFÍA

Para la Guajira se han definido varias nomenclaturas estratigráficas, por ejemplo Durhan (1946), Renz (1960), Robertson (1982), Castro et al. (1991); por lo que para la evaluación técnica del área denominada TEA Carioca se empleó la definición cronoestratigráfica establecida por Ramírez & Rubio en el año 2000, basada en la nomenclatura propuesta por Rollins (1965).

En la cuenca Baja Guajira ocurre una sucesión litológica con registro sedimentario en su mayor parte del Terciario con remanentes del Cretácico, dicho registro para el Terciario incluye arenitas cuarzosas, arenitas calcáreas, calizas y shales de ambientes marinos que varían entre plataforma interna y externa, y batial superior depositados sobre el basamento ígneo - metamórfico. En el norte de Colombia se ha planteado la existencia de sub-bloques tectónicos que separan áreas de sedimentación (cuencas) y de aporte (altos), configurados desde el Cretácico Inferior (Ramírez y otros, 2003).

Durante el Jurásico se inicia la deposición de ambiente marino entre los bordes continentales de Suramérica y Norteamérica antes de la existencia de la Placa Caribe, representado en el sector norte, por ejemplo, por el Shale de Cuiza. Para el Cretáceo Inferior se consolidaron espesas plataformas de carbonatos que cubrieron gran parte del noroeste suramericano, hacia el Cretáceo Superior prevalecieron condiciones anóxicas y la extensión de la sedimentación hacia el oeste estuvo limitada por paleoaltos en el borde suramericano (protocordillera Central).

El metamorfismo de bajo grado observado en las rocas Cretácicas de las serranías de la Alta Guajira, reflejan un incremento del régimen compresivo en el Paleoceno Medio, evento que pudo anteceder un cambio significativo en la dirección de desplazamiento de la Placa Caribe.

En el período Eoceno - Oligoceno se inicia la sedimentación en ambientes marinos que dan lugar al registro de carácter detrítico de las formaciones Macarao y Nazareth en la Alta Guajira, así como la Fm. Misoa en Maracaibo;

además de sucesiones calcáreas correlacionables con la Fm Siamaná para la Alta Guajira. Una alta tasa de subsidencia y deposición caracterizó el Mioceno en las Cuencas del norte de Colombia, el Mioceno Inferior se inicia con el desarrollo local de plataformas calcáreas (formaciones Uitpa y Jimol), variando a ambientes más profundos durante el Mioceno Medio a Superior, por lo que se tienen registros con grandes espesores (Fm. Castilletes). En la figura 2, se representa en forma generalizada la estratigrafía de la Cuenca Guajira.

Figura 2. Columna Estratigráfica Generalizada – Cuenca Guajira.

ESTRATIGRAFÍA DE SECUENCIAS. La evaluación estratigráfica permitió definir un modelo deposicional para la cuenca Baja Guajira a partir del Mioceno Inferior temprano con base en estratigrafía de secuencias, mapas de facies sísmicas y secciones cruzadas de registros de pozo con las facies, ciclos, superficies y secuencias.

Partiendo de un modelo estratigráfico general de depositación (figura 3) se identificaron las clinoformas y sus terminaciones, las cuales expresan la existencia de Límites de Secuencias (SB) y Superficies de inundación Máxima (MFS) a partir de las cuales se infiere la dinámica de la cuenca y se predice la existencia de las diversas facies presentes en cada

SPE POTENCIAL ESTRATIGRÁFICO SECTOR CARIOCA – NUEVO ENFOQUE EXPLORATORIO 3

uno de los Sistemas del Modelo Secuencial, tal como lo exhibe la figura 4, es decir:

HST: Highstand System Tract TST: Transgressive System Tract

LST: Lowstand System Tract

Las secuencias definidas en las líneas interpretadas se caracterizaron con su registro litológico y respuesta eléctrica en cada uno de los pozos del área, de éste modo, la figura 5 presenta tanto la expresión sísmica de esas secuencias como una sección interpretada sobre dicha transecta. La tabla 1 presenta el listado de los horizontes sísmicos interpretados con su correspondiente descripción y posición relativa en términos litoestratigráficos.

Figura 3. Modelo estratigráfico generalizado de depositación (Handford, 2007).

Figura 4. Modelo estratigráfico para Secuencias Tipo I (Handford, 2007).

MARCO ESTRUCTURAL

A partir de caracterizaciones regionales y topográficas, se puede concluir que la información de subsuelo es coherente con la de superficie al punto que pueden correlacionarse

Figura 5. Rasgos sísmicos e interpretación de las Secuencias definidas para la Baja Guajira (Handford, 2007).

adecuadamente el mapa geológico disponible con los rasgos geométricos obtenidos de la interpretación sísmica, en la tabla 2 se presenta el listado de los horizontes sísmicos interpretados con su correspondiente descripción y posición relativa en términos litoestratigráficos. Así, se reconoce un funcionamiento transcurrente dextral ornamentado con planos alabeados subordinados de fallas compresionales que remarcan un diseño sigmoidal característico con sectores relativamente transtensionales y transpresionales.

Con respecto a la disposición y arquitectura de las secuencias sedimentarias, se pueden reconocer dos grandes modelos con direcciones de progradación opuestas:

I. Secuencia Cretácico-Paleógeno que se desarrolla progradando hacia el Este, a partir de una línea de paleocosta localizada en los flancos orientales de la Sierra Nevada de Santa Marta.

II. Secuencia Neógena que se desarrolla progradando hacia el Sudoeste, de modo que se dispone mediante discordancia erosiva sobre registros cretácicos en la porción oriental y directamente sobre el basamento hacia el occidente.

Las observaciones tectosedimentarias, tanto a nivel regional como en las líneas sísmicas que cortan al Fallamiento Oca permiten establecer:

I. Un estadio de deformación temprano extensional que contribuyó con la generación de espacios


que fueron colmatándose con la sedimentación cretácica y paleocena. El campo de esfuerzos actuante tuvo una posición de su esfuerzo principal máximo localizado en el cuadrante NE-SW. Por otro lado, durante este estadio, las secuencias depositadas tempranamente sufren las consecuencias de la compactación por sobrecarga que producen ajustes diferenciales de sus litologías en función de sus comportamientos mecánicos, los cuales pueden resultar muy importantes a la hora de evaluarlos como reservorios naturalmente fracturados.

II. Un estadio de deformación tardía compresional aún en funcionamiento que produce la inversión de las estructuras inicialmente extensionales y la erosión de las secuencias cretácicas y paleocenas por su ascenso y consecuente depositación como molazas en los depocentros vecinos.

A partir del sistema tectónico transcurrente dextral que expresa la Falla de Oca, se puede reconocer un particionamiento multiescalar que determina en superficie y subsuelo:

I. Estructuras compresionales continuas y discontinuas dispuestas con rumbos comprendidos dentro del cuadrante ENE-WSW y

II. Estructuras extensionales continuas y discontinuas dispuestas con rumbos NW-SE. Además, a partir de resaltos, pandeos y terminaciones se determinan escenarios subordinados con dilatancias variablemente positivas y negativas.

DEPOCENTRO DE LA GUAJIRA. Se considera al depocentro de La Guajira generado a partir del funcionamiento de los fallamientos Cuiza y Oca que controlaron su relleno a partir de areas de aporte localizadas al norte y sur respectivamente.

Por otro lado, estas geometrías permiten la visualización de la Cuenca La Guajira como un aulacógeno conectado hacia el oeste con el mar abierto que progresivamente fue abriéndose por la traslación y rotación de su porción limitante septentrional constituida por la Alta Guajira y el Plateau de Los Monjes.

Ambos, suman una considerable área de aporte que pudo haber sido la responsable de proporcionar interesantes volúmenes de materiales siliciclásticos provenientes de litologías cristalinas y/o basamentales que enriquecen los niveles potencialmente considerados reservorios intercalados en las secuencias terciarias.

Tabla 1. Horizontes interpretados para la definición de Secuencias – Baja Guajira.

Tabla 2. Horizontes interpretados para la definición de Tectonosecuencias – Baja Guajira.

GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO

Conceptualmente, en la cuenca Guajira han sido planteados tres sistemas petrolíferos: Cretácico (?), Terciario – Jimol/Uitpa (.) y Castilletes (?).

El mapa al tope del basamento (figura 6) permite aprecia estructuras, tanto extensionales (NW-SE) como compresionales (NE-SW) que pueden generar trampas estructurales y/o estratigráficas de la migración de HC desde las cocinas más profundas localizadas hacia el SW del relleno sedimentario de la Cuenca La Guajira que pudieron haber contribuido a la definición de objetivos exploratorios.

ROCA GENERADORA. A nivel regional, rocas del Terciario pre-mioceno (Fm Macarao y/o Siamaná) pueden estar presentes como roca generadora en zonas profundas de la


cuenca, como la Depresión del Tayrona, en el offshore al oeste del Bloque Carioca. En la Baja Guajira y en el Bloque Carioca se tienen rocas con potencial generador en el Mioceno medio a superior, como es el caso del pozo Perico-1, el cual perforó 1520 ft. de tal unidad y cuyo registro en el área supera los 3000 ft. de espesor.

Fm. Macarao del Eoceno y/o Siamaná del Oligoceno. Fm. Castilletes del Mioceno medio a superior.

Figura 6. Mapa isócrono al tope del Basamento – Baja Guajira.

Cantidad de materia orgánica. Los estudios geoquímicos realizados a muestras de la formación Castilletes revelan que las arcillas presentes tienen valores de TOC de 0.8 a 1 %. La sección inferior es desconocida ya que hacia el suroccidente se encuentra mas profunda y no ha sido perforada, pero conceptualmente el Oligoceno y posibles unidades inferiores en el depocentro podrían contener buena cantidad de materia orgánica considerando deposición de las mismas en ambientes de plataforma externa a talud.

Madurez de la materia orgánica. Por los valores de Ro (Ro < de 0.6%) se interpreta que la Fm. Castilletes se encuentra termalmente inmadura.

Con base en el mapa de basamento integrando costa afuera y la parte terrestre (figura 7) se observa un depocentro justamente al occidente del Bloque Carioca. Sin embargo, para evitar el efecto del agua de mar se elaboró un mapa isópaco que muestra las áreas donde se tienen más de 3000 mseg. (aproximadamente 15.000 ft. según modelamiento de Petrobrás, 2006) que seria el mínimo de enterramiento para generación termogénica.

Calidad de la materia orgánica. Teniendo en cuenta el diagrama modificado de Van Krevelen (figura 28) para la Fm. Castilletes, el Kerógeno es de tipo III, siendo mayor su potencial para la generación de gas y en menores proporciones de aceite.

Adicionalmente, y tomando como referencia los campos aledaños de Chuchupa, Ballena y Riohacha, donde la concentración de gas metano (C1) se encuentra por encima de 98% y los valores isotópicos del gas son ligeramente superiores a -50 ‰; se postula que la generación del gas registrado en el área, es principalmente de carácter biogénico; sin descartar la posible contribución de gas de origen termogénico, proveniente posiblemente del depocentro localizado en la depresión de Tayrona, donde estarían involucradas rocas desde el Mioceno medio – superior hasta rocas Cretácicas.

Figura 7. Áreas de Generación y vías de migración propuestas para el Bloque Carioca.

ROCA ALMACENADORA. Se interpreta que las unidades de Mioceno Inferior a Medio (formaciones. Uitpa, Jimol y Castilletes) constituyen los principales objetivos con potencial almacenador en el Bloque Carioca.

Conceptualmente en la parte occidental y en cercanías al Pozo Perico, sísmicamente se ven unidades inferiores que se acuñan hacia el oriente y no han sido perforadas por ningún pozo. Estos paquetes presentan varias reflexiones que podrían indicar sucesión de diferentes facies y posibles almacenadores potenciales.

Fm. Uitpa y Jimol del Mioceno inferior (arenitas calcáreas y/o calizas).

Fm. Castilletes del Mioceno medio a superior (turbiditas o abanicos de pendiente o de fondo).

Presencia y distribución. La presencia de la formación Jimol se ha podido verificar en general en casi toda la cuenca Guajira, con la perforación de la misma en gran parte de los pozos, así mismo mediante la información sísmica existente. No obstante se nota la ausencia de esta unidad hacia el costado oriental, en donde los pozos Los Manantiales-1 y Guaitapa-1


tras perforar parte de la secuencia correspondiente a la formación Castilletes, penetraron rocas de edad cretácica, que ocurren allí como cuñas emplazadas a lo largo de splays de la falla de Oca.

La respuesta electrofacial de las formaciones Uitpa y Jimol, es característica y son marcadas las variaciones en la respuesta de las demás unidades litológicas, siendo típicas las electrofacies aserradas y en forma de embudo para la Formación Uitpa, mientras que la Formación Jimol se identifica por el aumento abrupto en el valor de las curvas que exhiben comportamiento cilíndrico y aserrado. La diferenciación electrofacial de las formaciones Castilletes y Gallinas no es tan perceptible, pero de manera generalizada se interpreta con el aumento en los valores de las resistividades y del gamma ray en ésta última. Igualmente es fácil distinguir la base de la formación Castilletes, ya que los valores para las curvas disminuyen notablemente y éstas tienden a comportarse de manera variada, siendo aserradas, poco aserradas, en forma de cilindro, embudo o campana.

En el área de producción Chuchupa-Ballena-Riohacha, se reportan rocas del Mioceno inferior a medio, con espesores de hasta 200 ft. para las areniscas del campo Chuchupa, y en promedio de 100 pies en las calcarenitas fosilíferas del campo Ballena. Localmente se dan desarrollos clásticos de interés en la Fm. Castilletes, en turbiditas o abanicos como se ha registrado en los pozos Aruchara-1 y Epehin-1.

Desde el punto vista secuencial las secuencias SB1 Y SB3 presentan predictivamente potenciales almacenadores en sistemas de “Lowstands” que no han sido aún explorados en la cuenca (figura 8). Considerando que en general la zona de los pozos Aruchara representa sistemas progradantes de talud y una zona de paso de sedimentos, es alto el potencial de desarrollo de abanicos de talud inferior o abisales en la parte suroccidental del Bloque Carioca. El modelo secuencial y la expresión sísmica de los posibles sistemas de “Lowstand” indican gran potencial de abanicos submarinos que podrían contener bastante arena.

Los sistemas progradantes indican un aporte de sedimentos desde el norte en el Paleógeno, si se retrodeforma la Falla de Cuiza 60 km y desde el noreste considerando el desplazamiento actual. Esta dirección de aporte correlaciona con la presencia de altos de basamento en las serranías de Cocinetas y Macuira, en el norte de la Cuenca.

Un ejercicio conceptual para definir el volumen de cuarzo proveído por rocas del basamento desde altos, indica que la cantidad de arena cuarzosa que podría estar acumulada en los potenciales abanicos observados en la sección sísmica A-87-1140, es del orden de 3.5 x 108 toneladas, lo cual significa que el mínimo espesor necesario a erodar es del orden de 25 m.; por lo tanto se cuenta con un buen potencial almacenador en estos sistemas deposicionales profundos (figura 9).

Figura 8. Secuencias con potencial identificado para el bloque Carioca.

Porosidad y permeabilidad. Se han publicado porosidades entre 19 y 25% para las areniscas presentes en el área Chuchupa-Ballena-Riohacha, así como calcarenitas fosilíferas con porosidades de hasta de 26%.

Los valores de permeabilidad registrados para las unidades productoras en los sectores conocidos registran datos que oscilan entre los 50 y 210 md.

En la tabla 5 se muestran los datos de porosidad y permeabilidad en los campos de producción cercanos al área de interés para las formaciones Uitpa y Jimol, desafortunadamente no se cuenta con valores medidos para la Fm. Castilletes, pero los análisis petrofísicos (figuras 31 y 32) indican que se pueden llegar a tener valores de porosidad entre 12 y 15% (ICP, 2005).

Figura 9. Áreas de aporte de cuarzo – Cuenca Guajira.

TRAMPA. Durante el Paleoceno se registra un primer pulso de deformación y pudo afectar las rocas del Cretácico y pre-cretácico del área. El principal período de deformación, asociado a la deformación de rumbo en la cuenca, ocurrió entre el Paleoceno y el Oligoceno. Los principales rasgos estructurales heredados del Paleoceno fueron cubiertos con sedimentos del Oligoceno y Mioceno inferior, generándose trampas de tipo combinado. El Mioceno inicia con un


importante evento transgresivo, durante el cual se desarrollan localmente plataformas calcáreas (formaciones Uitpa y Jimol), posteriormente se da la variación a ambientes más profundos que propician la depositación de grandes espesores (Fm. Castilletes) de sedimentos clásticos en abanicos de fondo y de talud, identificados con alto potencial como trampas de tipo estratigráfico en el sector del Bloque Carioca.

Con esta evolución es posible la presencia de trampas estructurales antiguas relacionadas a la Falla de Cuiza, desarrollada posiblemente desde el Paleógeno. Sin embargo no hay datos sísmicos detallados para evaluar este concepto actualmente. Contra la Falla de Oca las trampas son muy jóvenes y producidas por la actividad mas reciente de la misma. Allí es importante la presencia de fallas en échelon satélite que pueden representar trampas potenciales, especialmente en la parte occidental de la misma donde no hay sísmica para ver la relación de este borde de la cuenca con la Sierra Nevada de Santa Marta. En a cuenca existen estructuras de bajo relieve relacionadas a fallas satélites de Cuiza y Oca.

A nivel estratigráfico el modelo secuencial y paleogeográfico (figura 10) predice buen potencial de abanicos submarinos (figura 11) que están aún por perforarse en la cuenca y representan el mayor interés exploratorio propuesto con este trabajo.

ROCA SELLO. Tanto el ambiente como el mecanismo de depositación interpretado para la formación Castilletes, así como las características finogranulares de su litología, hacen que ésta unidad desempeñe de manera efectiva el papel de sello regional (ICP; 2005). Su distribución y espesor en pozos como Epehin-1 y Saure-1 (más de 3000 ft de rocas finogranulares) permiten identificar, unido a la interpretación sísmica, su engrosamiento generalizado hacia el suroeste, acuñándose hacia el noreste de la cuenca (cerca a la serranía de Cosinas).

MIGRACIÓN. Se propone que las vías de migración, en general para la cuenca Guajira, se localizan desde áreas que constituyen profundos depocentros, localizados en sectores al oeste del bloque Carioca (figura 7), donde se estarían generando hidrocarburos de rocas terciarias y quizá de la secuencia del cretácico desde Venezuela por el oriente.

Dada la localización de las principales zonas de generación que se proponen en la cuenca (depresión del Tairona y área oriental sobre el Golfo de Venezuela), se considera que las distancia de la migración de hidrocarburos termogénicos puede estar en el rango de 100 a 150 Km. Si el aporte biogénico es tan importante como en Chuchupa, en el área de Carioca ésta fuente está básicamente en contacto con los posibles reservorios.

Figura 10. Modelo Paleogeográfico Baja Guajira

Figura 11. Carácter sísmico de los Basin Floor Fan Tipo II identificados en el Bloque Carioca.

Con base en el mapa de basamento integrado para costa fuera y la parte terrestre (Figura 7) se observa un depocentro justamente al occidente del Bloque Carioca y hoy día las vías de migración conducirían los fluidos hacia Carioca, situación que de manera general sucede desde el Mioceno medio.

SINCRONISMO. Partiendo de la interpretación que los procesos de generación son relativamente tardíos, se asume un sincronismo positivo ante la formación de trampas en el Eoceno-Oligoceno y Mioceno superior. Para un hidrocarburo termogénico se interpreta un origen y migración durante el Mioceno superior a Plioceno, desde depocentros en el offshore. Se interpretan períodos de generación en el Paleoceno, en el Oligoceno superior y en el Mioceno superior.


En un proceso biogénico, la generación y migración del hidrocarburo sería un proceso muy reciente (Plioceno) o aún actual y estaría ocurriendo en cualquier lugar de la cuenca en que las rocas estén expuestas a la acción de las bacterias con temperaturas inferiores a 65º C.

PRESERVACIÓN DE LA ACUMULACIÓN. En el estudio geoquímico de gases (ICP, 2000) fueron evaluados datos adquiridos por ECOPETROL en la Baja Guajira, en vecindades de la traza de la falla de Oca, dentro del bloque Sorpresa y en las proximidades de los pozos Los Manantiales-1, Tinka-1, Aruchara-1, y Ballena (GMT, 2000). En la tabla 6 se presentan las concentraciones de las muestras, siendo concentraciones importantes de hidrocarburos con cadenas hasta de 30 carbonos, indicando claramente que estas emanaciones tienen un origen termogénico.

Los cromatogramas de gases de algunas de las muestras estudiadas presentaron una fracción liviana, por debajo de C15

que indican un buen nivel de preservación del crudo. Estas características pueden considerarse inusuales en una muestra de superficie y podría indicar la existencia de una recarga continua de crudo fresco no biodegradado.

CONCLUSIONES

Se visualiza un potencial de recursos prospectivos en áreas de interés netamente estratigráfico a profundidades entre 9000 y 12000 ft.

Es necesario realizar una adquisición de un programa sísmico que permita reconstruir la paleo llanura abisal para Paleógeno y Mioceno y la consecuente predicción de abanicos de talud y abisales.

Aunque este tipo de conceptos habían sido aplicados con anterioridad, se estableció que se trabajó en un sector donde las trampas tienen un carácter más proximal (Talud).

REFERENCIAS

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