En Arauca, Casanare y Vichada, departamentos que conforman la llamada “cuenca de los Llanos Orientales”, las rocas del Cretácico poseen características para almacenar fluidos como hidrocarburos, agua e incluso ser reservorios para la inyección y almacenamiento de CO2, una de las claves para la restauración ambiental.
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En dicha zona, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH)
posee un amplio rango de crudo. Por ejemplo, Casanare es uno de los lugares que
más aporta a la producción de petróleo. Según el Informe de la Iniciativa de
Transparencia en la Industria Extractiva (EITI), del Ministerio de Minas y
Energía (Minenergía), en 2020 se produjeron más de 22 millones de barriles; de
estos, el municipio de Tauramena aportó el 70,93 %, un dato relevante si
se tiene en cuenta que el país genera alrededor de 771.008 barriles por día.
Para su trabajo de grado, el geólogo Javier Peña, de la
Universidad Nacional de Colombia (UNAL) Sede Bogotá, tomó información de 70
pozos perforados en Casanare en la década de 1960.
Con ello intentó sentar las bases de un modelo regional que
pueda predecir cuáles serían las mejores condiciones para la exploración de
hidrocarburos de la sucesión cretácica en los Llanos Orientales.
Dentro de su análisis identificó una variación facial
-cambio en las condiciones de sedimentación- de las rocas que conforman lo que
se conoce como Formación Gacheta hacia el nororiente de la Cuenca, lo que a su
vez implica un cambio en las condiciones de reservorio o de sello de esta
unidad. Confirmando así que las mejores condiciones para la exploración de
hidrocarburos se encuentran hacia la zona occidente, Casanare, en donde además,
la sucesión cretácica cuenta con el mayor espesor.
“El hallazgo no se limita a la exploración petrolera, sino
que también puede funcionar como reservorio de dióxido de carbono (CO2).
Esto funciona de manera muy similar al alojamiento de hidrocarburos: si tenemos
una roca reservorio y una roca sello (que evita la migración de estos) funciona
para inyectar CO2 de la atmósfera y contribuir así al
cumplimiento de los objetivos de desarrollo sostenible”, explica el geólogo
Peña.
Sucesión cretácica
Como los Llanos Orientales se consideran como la provincia
petrolífera más grande de Colombia, son ampliamente estudiados; sin embargo, la
mayoría de los campos conocidos se relacionan con trampas estructurales en
yacimientos de areniscas fluviales del periodo Cenozoico (hace unos 65 millones
de años).
El estudio del geólogo Peña es uno de los pocos que se
centra en la sucesión cretácica como campo de análisis. Este periodo comenzó
hace 145 millones de años y terminó hace 66 millones de años.
“Para esa época el territorio de Colombia estaba cubierto por un mar epicontinental, y lo que hoy son los Llanos Orientales eran una parte de la costa. La meteorización y erosión de las superficies emergidas constituyen el sedimento -material sólido que se acumula en depresiones morfológicas- que luego por procesos de diagénesis conforman las rocas que integran la sucesión cretácica en los Llanos, el estudio de las características de estas rocas nos da una pista acerca del arreglo paleogeográfico durante este periodo, expresa el geólogo Peña.
La erosión de las rocas emergidas se convierte en
sedimentos, es decir en material sólido acumulado sobre la superficie
terrestre, y la sucesión cretácica en esta zona es la evidencia de esa
sedimentación que se convierte en roca. La falta de estudios en este periodo
impide conocer el potencial de las formaciones de roca, y justo es ese
precedente el que queremos dar”, señala.
Formaciones de roca poco explorados
La sucesión cretácica en la zona de estudio se conforma por
las rocas reservorios con espesor de entre 20 y 100 m, allí se dan tres
formaciones de base a tope: Une, Gachetá y Guadalupe.
Esta investigación se enmarca dentro un macroproyecto
liderado por el Grupo de Investigación GMAS, en alianza con Neoil Exploratión
SAS y la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo, que contó
con la financiación de MinCiencias y el soporte de la ANH.
Para llevarla a cabo se tomó como muestra 70 pozos donde, a
partir de la información suministrada por la ANH y se reevaluaron los
resultados de las perforaciones.
Posterior a ello, filtró la información por medio de
variables como la calidad de la información y los resultados que tuvieron. “La
información luego se introdujo a un software donde se realizó
la correlación entre los pozos, para luego realizar los mapas con los
resultados”, explica.
Así evidenció que la primera es la Formación Une, que cuenta
con buenas características para alojar fluidos, entre ellos el hidrocarburo.
Posterior a esa se encuentra la Formación Gachetá, con características menos
alentadoras como reservorio.
“En cambio conforma un sello estratigráfico regional
respecto a la Formación Une. Ya que, si esta posee hidrocarburos, implica la no
migración de estos, comportándose como un sello y conformando lo que se conoce
como una trampa, delimitar el área en la que se mantiene esta condición es uno
de los objetivos del proyecto de investigación”, explica el investigador.
La Formación Guadalupe cuenta con características similares
a la Formación Une, respecto a la capacidad de considerarse como excelente
reservorio. Uno de los hallazgos de la investigación fue justamente identificar
la variación facial de la Formación Gacheta: “hacia el suroccidente presenta
mejores condiciones como sello, particularidad que se pierde hacia el
nororiente”.
La investigación contó con la co-dirección de los profesores
Javier Guerrero, del Departamento de Geociencias y el geólogo Chajid Kairuz.
Los resultados se publicaron en la revista Facies del Departamento de
Geociencias y puede ser consultada https://www.researchgate.net/publication/363661289_Revista_FACIES_Volumen_8_-2022
