Revista Geo No 8

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

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Conferencias técnicasenero - Junio de 2010

la Placa o.C. Wheeler

ArmAzÓn tectÓnico y sedimentAciÓn de las cuencas del Eoceno superior en Colombia, paleo relieve ancestral de la configuración actual e implicaciones en los sistemas petrolíferos.

Agosto 2010

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jUNTA DIRECTIVA ACGGP 2010PresidenteIván Olaya

[email protected]

Vicepresidente Técnico Mauricio Alberto [email protected]

Vicepresidente Administrativo Francisco Almario

[email protected]

TesoreroGonzalo López

[email protected]

Secretaria Ángela Navarrete

[email protected]

EDITORA Yohaney Gómez

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DIRECTORA ADMINISTRATIVA Cristina Martínez [email protected]

DISEñO Y PRODUCCIóN

IDEkO LTDA.Calle 85 No. 22 - 73

PBX: 482 95 95

DIAGRAMACIóNGina Acosta

FOTOGRAFíABigstockphotos

CORRECCIóN DE ESTILOEnrique Castañeda R.

IMPRESIóNIntergráficas S.A.


Calle 72 No. 5 - 83 oficina 902 Tels. 2558777 / 2558966

Fax. 3454361 [email protected]

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Como es tradicional en nuestra Asociación, el pasado mes de marzo la asamblea de asociados escogió la nueva Junta Direc-tiva, la cual coordinará por un año los diferentes programas en beneficio de los afiliados.

Esta nueva junta quedó compuesta de la siguiente forma:• Presidente: Iván Darío Olaya López (Pacific Rubiales Energy)• Vicepresidente Técnico: Mauricio Alberto Silva Romero (Talismán)• Vicepresidente Administrativo: Francisco Almario (Inforpetrol) • Editora: Yohaney Lucía Gómez Galarza (Pacific Rubiales Energy)• Tesorero: Gonzalo López Yate (C&C Energy)• Secretaria: Ángela Teresa Navarrete Rodríguez (Pacific Rubiales Energy)

La nueva junta quiere agradecer a todos los asociados por haber deposita-do su confianza en sus miembros y está comprometida en llevarles más benefi-cios en este inicio de boom petrolero que estamos viviendo. ¿Pero cuáles son las evidencias de que estamos iniciando una bonanza petrolera?1. La larga lista de compañías habilitadas para la próxima Ronda Colombia 2010,

en la cual sobresalen empresas nuevas, como Apache y OGC, entre otras.2. La revisión al alza de los pronósticos de producción diaria de hidrocarburos

de un buen número de compañías en el país, entre ellas Ecopetrol y Pacific Rubiales, que hacen suponer que es fácil romper en el corto plazo el récord

¿estamos viviendoun `boom´ petrolero?

Por Iván Darío olaya lóPez

PresIDente aCGGP 2010-2011

como es tradición en nuestra Asociación, el pasado mes de marzo,la asamblea de asociados escogió la nueva Junta directiva.

Presentación de la nuevaJunta directivaperiodo 2010-2011

conferencias técnicasprimer semestre de 2010

La Placa o.c. Wheeler, el máximo galardón de la AcGGP, fue concedido a Luis ernesto Ardila y Luis carlos carvajal.

histórico colombiano de 830.000 bopd alcanzado en 1999.

3. El giro de las asociaciones interna-cionales, como AAPG y SEG, hacia líderes colombianos en las directi-vas suramericanas de sus capítulos.

Es un compromiso de la nueva Junta Directiva traducir las conse-cuencias de este boom en benefi-cios para nuestros asociados. Dentro de la preparación para la demanda de empleo que se avecina se in-cluyen la actualización técnica de nuestros profesionales y estudiantes más vinculados con la industria. Entre otras, estas serán las directrices para esta nueva junta.

Cordial saludo.

Armazón tectónico y sedimentación de las cuencas del eoceno superior

reconocimiento a ex presidentade la Junta de la AcGGP


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Presentaciónde la nueva Junta directiva periodo 2010-2011

Mauricio es geólogo de la Universidad Nacional de Colombia, graduado en el año 1987. En el 2000 obtuvo su maestría en gerencia de yacimientos de la Universidad de Heriot-Watt, en Escocia. Inició su carrera en la industria petrolera en 1987, vinculán-dose al Instituto Colombiano del Petróleo, en la División de Exploración evaluando las Cuencas de Cesar-Ranchería, Llanos y Pa-tía. En 1991 se vinculó a la empresa Lasmo Oil, donde ejerció su actividad profesional principalmente en la parte Norte del Valle Superior del Magdalena. En 1998 Mauricio fue trasladado al Reino Unido, y allí trabajó en la evaluación regional en la zona del Margen Atlántico. En 2002 se desplazó a México, en donde estuvo trabajando con la compañía Schlumberger en el Centro de Generación de Localizaciones de la empresa estatal Pemex. En 2004 se vincu-

ló con la empresa Repsol USA, en la cual adelantó trabajos de desarrollo de yaci-mientos de gas de baja permeabilidad (tight gas) en los campos de Pemex en la Cuenca de Burgos (México). En 2007 labo-ró en Talisman Energy en Canadá, traba-jando con el grupo de activos internacio-nales en el Norte de Suramérica. En 2010 es trasladado a la oficina de Colombia y está a cargo de la exploración de los bloques que tiene la compañía en el Piedemonte Llanero.

Entre los intereses técnicos de Mauricio se destaca la interpretación sísmica en cin-turones plegados y los estudios integrales de yacimientos. En 1995 fue galardona-do por la ACGGP con el premio Jesús A. Bueno por su presentación técnica Tram-pa subthrust en el flanco occidental de la Cordillera Oriental de Colombia.

Mauricio Alberto silva romero Vicepresidente Técnico

Iván es geólogo graduado de la UIS en 1988; especialista en geofísica de explora-ción de Colorado School of Mines en 1989 y Master in Science de Colorado School of Mines.

Trabajó en el área de exploración del Instituto Colombiano del Petróleo-Ecopetrol durante 17 años; después estuvo tres años con Hocol en el área de nuevos negocios y actualmente es gerente de Geofísica del área de nuevos negocios de la compañía Pacific Rubiales Energy.

Ha sido profesor de diversas cátedras de las facultades de geología de las universi-dades Industrial de Santander, EAFIT, Nacio-nal de Bogotá y diplomado en geología del petróleo de la Fundación para la Geología del Petróleo.

Ha desempeñado diversos cargos den-tro de la ACGGP, como tesorero en el año 2009, editor en el 2008 y ha integrado los comités organizadores del X Simposio Boli-variano de Cuencas Subandinas y el III Co-lombia Oil & Gas Conference.

Geóloga egresada de la Uni-versidad Nacional, sede Bogo-tá, en el año 2002 y de la Maes-tría en geología en el año 2006. Se desempeñó como geóloga de exploración y operaciones con Sipetrol S.A.–Colombia y actualmente trabaja para la Pacific Rubiales Energy como intérprete sísmico en las áreas de exploración y nuevos nego-cios, analizando información de diversas cuencas colombianas y del extranjero.

Yohaney lucía Gómez Galarza Editora

Yohaney es geóloga de la Universidad Nacio-nal e ingeniera de petróleos de la Universidad de América y cuenta con 16 años de experiencia en la industria petrolera. Se ha desempeñado como geóloga de desarrollo y geóloga de exploración en compañías como Petrobras, Ecopetrol y Hocol, con experiencia en las cuencas de Los Llanos Orientales, Putumayo, Valle Superior y Medio del Magdalena y como docente universitaria para la carrera de inge-niería de petróleos en la Universidad de América. Ha ejercido su profesión de Ingeniera de Petróleos en Petrobras en el área de perforación, en Hocol en el equipo de yacimientos del campo San Francisco y en Ecopetrol en el grupo de subsuelo de la antigua vicepresidencia de operaciones asociadas. Desde hace dos años se encuentra vinculada como Geó-loga de yacimientos del equipo de geociencias de Pacific Rubiales Energy.

Gonzalo lópez YateTesorero

Gonzalo es geólogo egresado de la Universidad Na-cional de Colombia en 1986, con especialización en eva-luación y desarrollo de proyectos de la facultad de eco-nomía de la Universidad del Rosario, certificado como PMP (Project Management Professional) del PMI. Trabajó durante 22 años en Ecopetrol en el área de exploración y actualmente se desempeña como geofísico de explo-ración en la compañía C&C Energy.

Durante su permanencia en Ecopetrol trabajó en la mayoría de cuencas del país principalmente en las de los Llanos Orientales, Putumayo y Valle Superior del Magda-lena en la cual participó directamente en los recientes hallazgos como intérprete sísmico de los descubrimientos Tenax, Tempranillo, Arrayán y Quriyana. A raíz de la inter-nacionalización de Ecopetrol desde el 2007 hasta finales del 2009 se desempeñó como geofísico en la gerencia de exploración internacional, donde estuvo encarga-do de los activos exploratorios de la empresa en Perú, así como la evaluación de las nuevas oportunidades en este país.

Desde el punto de vista académico, durante 2006 y primer semestre de 2007 se desempeñó como profesor de cátedra en el departamento de geociencias de la Universidad Nacional de Colombia en el área de Inter-pretación geológica de datos sísmicos.

Francisco Almario Vicepresidente Administrativo

Ángela Navarrete rodríguez Secretaria

iván Darío olaya lópez Presidente

Ingeniero de Petróleos egre-sado de la Universidad de Améri-ca, de Bogotá, en 1990. Durante su trayectoria profesional con más de 20 años ha estado vin-culado a compañías del sector petrolero, tales como Servicios Geofísicos Latinoamericanos –SGL entre 1991 y 1994; Brandt Epi en la que ocupó el cargo de in-geniero de campo en Colombia, Venezuela, Ecuador y Perú entre 1994 y 1997; es socio fundador de Inforpetrol S.A. en 1994, don-de se desempeña actualmente como subgerente.

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo Agosto 2010

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La deformación y los rasgos tectónicos asociados al movimiento de las placas Suramericana, Nasca y Caribe muestran claramen-te que no corresponden a un margen clásico de tipo conver-gente, esto se evidencia más en dirección de SW a NE, lo que permite plantear que este margen es de tipo transpresivo y está

enmarcado en un contexto de subducción oblicua al sur de la falla de Garrapatas y de obducción para la parte norte de Colombia (figura. 1).

La acreción oblicua del arco de islas (Cordillera Occidental) como un terreno aloctono en el Eoceno inferior generó el levantamiento y col-matación de la cuenca cretácica en Colombia, que se inició con el le-vantamiento de grandes bloques (Cordillera Central, Cordillera Oriental, Perijá, Sierra Nevada de Santa Marta y parte del escudo de Guyana), cuyo resultado es la paleotopografía del Eoceno inferior (ver figura 2) y la erosión de parte de los sedimentos preexistentes (Ardila & Díaz 2009).

El levantamiento de estos bloques y la subsidencia generada por transpresión formó seis cuencas (1-Cauca, 2-Valle del Magdalena, 3-Cor-dillera Oriental, 4-Llanos, 5-Caribe y 6-Cesar Ranchería (ver figura 2), las cuales se registran en los depósitos del Eoceno superior que suprayacen la discordancia generada por esta actividad tectónica. Estas cuencas estuvieron separadas por zonas emergidas que funcionaron como áreas de aporte.

En un marco regional se puede considerar como una cuenca de in-versión con ambientes continentales, que se desarrolló desde un fren-te de arco volcánico Fore Arc (cuenca del Cauca); un retroarco Back Arc (cuencas Valle del Magdalena y Cordillera Oriental ), y el antepaís Fore Land Basin Llanos 4. La parte norte de Colombia con ambientes marinos se desarrolló en un ámbito tectónico de stakin duplex trans-presional (que conforma hoy día la cuenca de San Jacinto) y entre la Sierra Nevada de Santa Marta y la Serranía del Perijá la cuenca del Cesar Ranchería.

Las cuencas del Cauca y de San Jacinto se localizan al W de la su-tura de Romeral, por lo tanto se desarrollaron sobre basamento ma-rino; la del Cauca se desarrolló como un valle de incisión alargado y

PORT

AD

AArmazón tectónico y sedimentación de las cuencas del eoceno superior en Colombia, paleo relieve ancestral de la configuración actual e implicaciones en los sistemas petrolíferos.

Leonardo díaz Poveda. [email protected]

Ariana Ltda.

en un marco regional se puede considerar como una cuenca de inversión con ambientes continentales, que se desarrolló desde un frente de arco volcánico Fore Arc (cuenca del cauca)

Figura 1modelo de placas en el norte de sur América modificado de Díaz & Ramos 2009.

Figura 2Paleotopografía de las cuencas del

eoceno superior y sus depocentros.

estrecho; la de San Jacinto en ambientes costeros. Las otras cuencas al E de esta sutura evolucionaron sobre basamento continental, como valles de incisión, debido al inicio del levantamiento de las cordilleras Central y Oriental; las cuencas desarrolladas en el Eoceno superior (figura 2) presentaron una geometría asimétrica, principalmente en los bloques yacentes a las fallas de inversión de la Cordillera Oriental, que generó un efecto de carga importante, el cual se registra en un mayor espesor de las secuencias depositadas hacia los piedemontes de la Cordillera Oriental, sobre la que se desarrolló una cuenca intra-montana simétrica (ver figura 3).

El levantamiento se dató con resultados de Afta, dando 36 ma en promedio; la variación en sen-tido NS (42-36 ma), siendo más an-tiguos los levantamientos del S (42 ma) que los del N (36 ma) y la va-riación en sentido EW (32-26 ma), siendo más antiguos los del W (32 ma) que los del E (30 ma). Esto se debe a la diferencia en tiempo de los efectos de las acreciones de los terrenos tectónicos adosados a esta parte de Suramérica, como se ve en la figura 4.

La evolución de las cuencas durante este periodo está enmar-cada dentro de un contexto de inversión tectónica a lo largo de frentes de falla (convergencia W y E) que son coetáneos con la de-positación. Esto se evidencia por la presencia de discordancias de crecimiento en los bloques yacen-tes de los frentes principales de fallas activas en el momento de la depositación de la unidad corres-pondiente. En la figura 5 se sintetiza la evolución entre el Paleoceno y el Eoceno superior.

Las interpretaciones y recons-trucciones de la cuenca del Eoce-no superior presentan variaciones en el tiempo desde Forero (1974), Cooper et al (1995) y Sarmiento (2001), los cuales coinciden en que se trata de una sola cuenca con dos áreas de aporte, al W la cor-dillera Central y al E el escudo de Guyana. Estos autores presentan una cuenca con una extensión de 400 km, sin restauración por acor-tamiento, entre los dos flancos de la cuenca y con ámbitos de de-pósitos de continentales fluviales y con el eje de la cuenca con di-rección SW-NE, que va al sur en el Valle del Magdalena, Bogotá, Yo-pal hacia el norte casi paralelo a la falla del borde llanero. Pindel et al (1998) ya plantean que la cuenca para el Eoceno superior presenta una serie de altos importantes en los macizos de Quetame y Santan-der separando dos subcuencas pero que se intercomunican entre

Figura 3 Geometría de las cuencas del eoceno superior.


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sí. Ellos no separan las diferentes provincias estructurales y plantean que la inversión de la cuenca fue parcial y luego es peneplanizada, lo que da como resultado una sola cuenca hasta finales del Mioceno.

En Gómez et al (2005) se plan-tea para una reconstrucción entre el Valle Medio del Magdalena, Bo-gotá y Villavicencio con una serie de zonas emergidas separando la cuenca en tres sectores, y lo ex-plica con un modelo de topogra-fía relativa, en el que ya muestra cómo el sector de la Cordillera Oriental se ve como una estruc-tura levantada. En Cediel et al (2003), en el mapa del Paleoceno se muestran unas áreas ligeramen-te emergidas separando parte de la Cuenca de los Llanos y de Bogotá; para el Eoceno muestran levantados los macizos de Queta-me y Santander, los anticlinales de Los Cobardes y Arcabuco, lo que separa el Valle Medio del Mag-dalena del altiplano cundiboya-cense y la parte sur de los Llanos Orientales del altiplano cundibo-yacense. En los anteriores trabajos se plantea que estos levantamien-tos se deben a un primer evento de cabalgamientos producto de un rápido movimiento de la pla-ca de Farallones en la margen W, pero no separa la historia de las cuencas pues interconectan estas áreas entre si y en el Oligoceno vuelven a dejar una sola cuenca.

Para la presente interpretación se plantea que en el Eoceno inferior ya se independizan las seis cuencas, las cuales presentan una evolución inde-pendiente; esto con base en el levantamiento de 25 columnas, medidas de paleocorrientes, análisis de Afta, cartografía de facies, correlaciones de las unidades que registran el Eoceno superior, modelos de enterramien-to y una serie de mapas de facies.

Las principales características de las cuencas son:Estas presentan una orientación SW-NE y están separadas entre sí por

áreas emergidas y tuvieron un cabeceo hacia el NE, lo que controló la progradación regional de las facies. Este cabeceo se debe a que la inver-sión ocurrió primero en el sur; las facies presentan una granodecresencia regional, siendo más gruesas al W respecto a las del E entre las cuencas y también en sentido SW a NE dentro de las cuencas.

La composición litológica de las unidades que registran el Eoce-no superior en Colombia está de-terminada por las condiciones composicionales y de paleo relie-ve del área de aporte. Los depó-sitos del Eoceno superior registran la evolución de discordancias pro-gresivas desarrolladas en un ámbi-to estructural transpresivo.

Otro punto importante es que ya al considerarlas como cuencas independientes con fuerte control tectónico se pueden entender más fácilmente las variaciones de las unidades suprayacentes a la discordancia del Eoceno inferior.

La cuenca Cordillera Oriental, limitada al W por la falla del Mag-dalena y al E por la falla del borde llanero, al sur y al norte el límite es la Cordillera de Mérida y dentro de esta cuenca se desarrollan frentes menores de inversión, entre los que evoluciona como una cuen-ca intramontana, la cual tiene dos áreas de aporte que solo denu-dan la parte de la secuencia del Paleoceno. El registro estratigráfi-co son las arenas de las formacio-nes Cacho y Picacho, facies de cuarzoarenitas gruesas; Cacho al SW, conformada por arenas con-glomeráticas, en secuencias gra-nodecrecientes incompletas; en el sector NE la Formación Picacho, conformada por secuencias gra-nodecrecientes completas en una relación de 60 por ciento a 40 por ciento, depositadas en llanuras flu-viales restringidas. Estas tienen un depocentro paralelo a las estruc-turas mayores NE.

La cuenca de los Llanos Orien-tales, limitada al W en la parte sur por la Cordillera Oriental y la parte norte por la Cordillera de Mérida, al E por el Escudo de Guyana; el sistema de fallas que levantan la Cordillera Oriental, convergencia E; el área de aporte al W fue la Cordillera Oriental, generando dos efectos importantes. Primero un efecto de carga sobre este flanco de la cuenca, dando una asime-

Figura 4

edades de levantamientos registrados con

Afta, díaz 2010.

Figura 5

modelo de evolución de las cuencas del eoceno.

Figura 6 Mapas paleogeográficos de los tres miembros

de la secuencia del eoceno superior.


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tría en su geometría, lo que controló la forma de las discordancias de cre-cimiento. Segundo, controló el crecimiento de las estructuras sintectónicas que limitaron la distribución de facies y al E el área de aporte el Escudo de Guyana, que actuó como una barrera pasiva por distensión generada en un ámbito transpresivo.

La Formación Mirador, facies de cuarzoarenitas gruesas, al SW son are-nitas conglomeráticas en secuencias incompletas, entre tanto que al NE presenta más intercalaciones depositadas en extensas llanuras fluviales.

La cuenca del Valle del Magdalena está limitada al W por el flanco E de la Cordillera Central, separada por una falla convergencia E (Falla Mulatos) y con el flanco W de la Cordillera Oriental al E, desarrollando una estructura de tipo delta, cuya área de aporte al W fue la Cordillera Central y al E la Cordillera Oriental. No es un relieve muy importante pero sí separa las cuencas. Las forma-ciones Chicoral y Hoyón, al norte, son facies de conglomerados oligomícticos. Al SW: Formación Chicoral-Conglomerados, más de 90 por ciento de la secuencia; la Formación Hoyón-Conglomerados, 60 por ciento, y facies clásticas más finas 40 por ciento, depositados en abanicos aluviales, y al norte Formación La Paz-arenas conglomeráticas, depositadas en llanuras fluviales restringidas.

La Cuenca del Cauca limita al E por la falla de Romeral y al W por la falla del Cauca, que levanta el flanco E de la Cordillera Occidental, conformada por las formaciones Amagá y Ferreira, facies de litoarenitas gruesas depositadas en ámbitos fluviales de corta extensión.

La Cuenca de San Jacinto, limitada al Sur por la falla de Romeral y el Alto de San Jorge, se desarrolló como un sistema de depósitos litorales que progradan hacia el norte, que presentan depósitos litorales hasta abisales.

La figura 6 muestra la interpretación del mapa de distribución de facies para la secuencia del Eoceno superior y se graficó para los tres miembros reconocidos en las formaciones estudiadas. De resaltar se plantea que a partir de esta edad, e iniciando en el Eoceno inferior, debido a la acre-ción del arco de islas en el costado W de la cuenca, el cual generó el pa-leo relieve positivo de las cordilleras Occidental, Central, Oriental y del Es-cudo de Guyana, los cuales son los responsables de separar las cuencas sedimentarias del Eoceno superior, esto con base en que ya se pueden ver diferencias en las facies, zonas de aporte y direcciones de paleoco-rrientes, direcciones de acreción y rumbo deposicional de las unidades

que muestran una variación muy marcada en la influencia y levan-tamiento de las áreas de aporte.

El cambio de subsidencia a par-tir del Eoceno superior genera las cuencas debido a la transpresión regional y por los efectos de carga de las Cordilleras Central y Oriental sobre las cuencas del Magdalena y de los Llanos Orientales.

Mapas paleogeográficos de los tres miembros de la secuencia del Eoceno superior. Las unidades que representan el Eoceno superior son los mejores reservorios y los mayo-res productores de petróleo en las cuencas de Llanos Orientales, Pie-demonte Llanero, Catatumbo y Valle del Magdalena. En la Cordi-llera Oriental se han registrado re-zumaderos y en algunos pozos Oil Shows, lo que presenta un poten-cial de exploración. La migración de los hidrocarburos generados principalmente en las unidades del Cretácico superior hacia los reser-vorios del Eoceno superior se apre-cia en la figura 7. La distribución regional de la roca generadora en toda la cuenca permite establecer las rutas de migración hacia las uni-dades del Eoceno superior, como se muestra en la figura 8.

Otro punto importante en la acumulación de hidrocarburos

está en la relación de las unidades infrayacentes a la discordancia del Eoceno, pues esta relación genera nuevos nichos para la migración de hidrocarburos desde el punto que eroda las unidades productoras del Cretácico. Con base en lo anterior también es importante destacar la re-lación existente entre esta discordancia y la presencia de campos pro-ductores de hidrocarburos. Este sector se localiza entre las líneas verde (discordancia entre Eoceno y Precretácico) y la línea fucsia (discordancia angular Eoceno Cretácico medio), figura 9.

Figura 7 rutas de migración desde la roca generadora hacia los

reservorios de las unidades del eoceno superior.

reFerenciAs

Ardila & Díaz 2009 Transpression and its impact on the tectonic hystory the exploration potential of northwestern colombia. X simposio Bolivariano. díaz 2010 evolución sedimentaria y estructural del eoceno superior, cordillera oriental de colombia. tesis de doctorado Universidad de Barcelona. 240p.Díaz, L., y Ramos, B., 2009. Mapa geológico de colombia, sur América. Ariana Limitada, ed especialcediel, F., caceres, c. etayo serna, F. 2003. mapas de distribución de facies sedimentarias y armazón tectónico de colombia del Proterozoico y Fanerozoico - maps of sedimentary facies distribution and tectonic setting of colombia through the Proterozoic and Phanerozoic. 17 mapascooper, m. A., Adisson, F. t., Álvarez, r., coral, m., Graham, r. H., Hayward, A. B., Howe, s., martínez, J., naar, J., Peñas, R., Pulham, A. J., y Taborda, A., 1995, Basin deveolpment and tectonic history of the Llanos Basin, eastern cordillera and middle magdalena Valley, colombia: American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 79, No. 10, p. 1421-1443Forero, O., 1974 Eocene of Northwestern south America. tesis: (m.sc.)- University of Tulsa Descrip. Fis. Doc.: 90 p.Gómez, e., Jordán, t., Allmendinger, r., and Cardozo, N., 2005b. Development of the colombian foreland-basin system as a consequence of diachronous exhumation of the northern Andes. GsA Bulletin; September/October 2005; v. 117; no. 9/10; p. 1272–1292; doi: 10.1130/B25456.1; 17 fi gures; 1 table; Data Repository item 2005148.sarmiento, L. F., 2001, mesozoic rifting and cenozoic Basin inversion History of the eastern cordillera, colombian Andes. ter verkrijging van de graad van doctor aan de Vrije Universiteit Amsterdam, inferences from tectonic modelsVillamil, T. and Pindell, J. L., 1998. mesozoic paleogeographic evolution of northern south America: Foundations for sequence stratigraphy studies in passive margin strata deposited during nonglacial times. Paleogeographic evolution and non-glacial eustasy, northern south America, SEMP. Spec. Publ. 58: 283-318.

derechos de copia reservados.

Figura 9 mapa con campos productores, afloramientos y facies del eoceno superior.

Figura 8 mapa de rutas de migración

de la roca fuente cretácica hacia las unidades del eoceno

superior.


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Passively listening to in-duced fracturing that is related to production or

hydraulic stimulation from a down hole setting h Passively listening to induced fracturing that is related to production or hydraulic stimulation from a down hole setting has be-come widely accepted in the oil and gas business. Comple-tions planning and infill drilling programs continue to benefit from this technology with the ultimate goal of enhancing re-covery whilst reducing overall costs. The mapped Microseis-mic events are driven by local-ized and regional stress direc-tions and pre-existing fracture networks. The Microseismic map influences the subsequent interpreted fracture network. Reservoir performance and hydrocarbon recovery can be optimized by correctly apply-ing the right down hole moni-toring technology to a given specific objective. Here we present three different meth-ods for collecting Microseismic data from a down hole envi-ronment. We demonstrate the variable response of a single reservoir to hydraulic fracture treatment. Standard observa-tion well setup and treatment

conferencias técnicasenero - mayo 2010

enero: Geoquímica de superficie para la exploración de hidrocarburos

Febrero: Technology to Improve Well Hydraulic Fracture Completions, using Micro-Seismic

Se explicará la implementación de dos técnicas complementa-rias de exploración de superficie y los resultados obtenidos.

La técnica de gases absorbidos en el suelo detecta en for-ma directa los hidrocarburos livianos (C1-C4) que llegan a la super-ficie y permite inferir el origen de los gases analizados.

La técnica microbiológica en superficie permite detectar en forma indirecta la presencia de hidrocarburos livianos (C1–C4) en suelo y mapear su extensión con notable precisión.

En esta presentación se analiza el comportamiento de estas anomalías geoquímicas en superficie en diferentes ambientes geológicos.

La planificación del diseño de muestreo, acorde con los objeti-vos de estudio y la integración cuidadosa de las técnicas conven-cionales, hacen que este método aporte información confiable a la interpretación geológica y geofísica.

Desde el punto de vista estructural ha permitido comprobar que no todas las fallas presentan anomalías geoquímicas en superficie, lo cual

Presentada por: Lic. maría Graciela PrestíaGeo microbial technologies sudamérica.

podría interpretarse como que no todas son vías de migración efectivas. Otra comprobación empírica es que solo las fallas asociadas a acumulaciones de hidrocarburos presentan anomalías geoquímicas de su-perficie significativas.

En zonas con una alta madu-rez exploratoria en lo referente a trampas estructurales, donde se observan variaciones facia-les tanto verticales como latera-les, la utilización de geoquímica de superficie ofrece una buena alternativa en la búsqueda de objetivos exploratorios.

Presentada por: Jim rangelPrincipal Geophysicist Weatherford.Juan GarcíaGeofísico

well deployments are discussed and case histories are shown. We weigh up the benefits and drawbacks of both. With the advanced observation well tool we show better lateral coverage with high variability of formation response. The tool that can be deployed in the treatment well itself shows better accuracy of frac height mea-surements and highly localized changes in frac orientation but with limitation of lateral coverage. Extending the monitoring window to decades requires yet a different approach in terms of permanent monitoring.

The unique Permanent monitoring system that contains no down hole electronics extends the life expectancy of the monitoring array for true permanent applications. The three distinct techniques of observation well deployment, treatment well deployment and permanent deployment are successfully applied and demonstrated with case studies. The data that is collected can be used for planning and optimization in the short, medium and long term. When applied in difficult and unconventional settings, this leads to increased reser-voir performance and reduced overall production cost.


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I n the initial stage of the petroleum value chain, seismic interpreta-tion is often qualitative in nature as is appropriate for exploration screening. As we move ahead to development, more data are

incorporated, and progressively more quantitative seismic analyses are required for predicting elastic properties and, under a proper tie-to-well data, to infer rock and fluid properties to populate models for reservoir characterization, to develop better EOR strategies, and even to rejuvenate mature fields.

Uncertainty and risk are always inherent to quantitative seis-mic analysis. Some major “tollgates” will help to mitigate the techni-cal risk. If the seismic and well-log data are not of sufficient quality, the rock physics models do not support determination of reservoir properties through seismic attributes; or if the wavelet derivation does not confirm the fidelity of the seismic data, further expenditures can be avoided. Even then, if these issues have been overcome, a certain level of uncertainty remains due to the nature of the inverse problem, and the way a seismic model is restricted by the real sub-surface conditions. These produce, on the whole, nonuniqueness of the final predictions which have to be understood, and constrained. In this stage, a degree of freedom has to be granted to include some valuable qualitative information provided by the experience of the geoscientist, reinforced with reality checks.

In practice, a variety of leading-edge technologies are rou-tinely applied to extract seismic attributes, and, under the proper rock physics framework, to recognize patterns and make quantita-tive predictions for prospective intervals, and for reservoir charac-terization and monitoring. As the reservoir heterogeneity becomes more complex, the geologic-economic risk in predicting properties from seismic data also increases. Less deterministic and more mul-

abrIl: Implicaciones en la exploración de hidrocarburos asociadas al contexto tectónico del norte de Suramérica

Esta presentación ilustra la interacción tectónica del Caribe con el norte de Su-

ramérica mediante una serie de perfiles sísmicos, resaltando aspectos de carácter regional y local. En este contexto geo-dinámico se discuten eviden-cias que controlan el entram-pamiento de hidrocarburos en zonas prolíficas del norte de Ve-nezuela, así como también se proveen conceptos de poten-ciales plays exploratorios.

Originalmente el norte de Su-ramérica comprendía un mar-gen pasivo desarrollado entre el Cretácico y el Terciario tem-prano hacia el oeste, el cual fue progresivamente deforma-do por una colisión diacrónica del Caribe con Suramérica. Esta colisión muestra evidencias des-de el Paleoceno en el oeste de Venezuela a tiempos más re-cientes en el norte de Trinidad, como producto de los movi-mientos relativos entre estas dos placas, configurándose una megasutura denominada oró-geno flotante, donde se distin-guen efectos de comparmen-talización de la deformación; identificándose a lo largo de su eje sistemas de rumbo deslizan-te, dominios transtensionales y transpresionales sobrepuestos de edades diferentes.

La evolución Terciaria del orógeno de flotación del Cari-be-Suramérica, por su compar-mentalización, en Venezuela se puede dividir en tres dominios mayores. El más occidental evi-dencia cuencas extensionales fósiles flotando sobre el edificio del prisma de acreción que delinea el borde norte del oró-geno. Como vestigios de estas extensiones se observan hoy las

Islas Neerlandesas, mientras que las depresiones resultado de las ex-tensiones lo conforman las cuencas de Bonaire-Falcón-Urumaco. En el borde sur el orógeno es retomado en compresión durante el Neógeno tardío (compresión Andina) y el efecto de estos eventos se expresa por la evolución del cinturón plegado del norte de Falcón, el cual moldea la costa actual y continúa su transporte al norte, cabalgando sobre las cuencas extensionales infrayacentes poco deformadas, creando una cuenca de crecimiento rellenada con sedimentos del Plio-Pleistoceno.

En el tramo central del orógeno las extensiones Eocenas-Oligoce-nas sobrepuestas al prisma de acreción dieron lugar a la cuenca de La Blanquilla, la cual inicia un proceso de inversión tectónica a partir del Mioceno medio. Colapsos transtensionales del Neógeno tardío en la parte apical del orógeno inducen al colapso de la Cordillera de la Costa en el sector de la ensenada de Barcelona y la fosa de Cariaco. Estos colapsos gradualmente deslizan megabloques continentales ha-cia el noreste de estas depresiones, causando efectos contracciona-les en su porción distal en la región de La Blanquilla, contribuyendo así al crecimiento de su prisma de acreción. En el dominio más oriental, similar a los otros dos, se presentan también cuencas extensionales Paleógenas (e.g. subcuenca de Caracolito), con la particularidad que su contracción comienza a finales del Oligoceno. El aspecto que distingue este sector de los otros es el efecto de la migración al este del arco de las Antillas, con lo que se originan eventos de volcanismos, cambios del régimen del flujo de calor, cohabitando con la subduc-ción atlántica, afectando la mayor parte de la cuenca de Carúpano y controlando las condiciones de las acumulaciones de hidrocarburos incluidas en esta.

En cada uno de estos dominios tectónicos se han delineados impor-tantes acumulaciones de hidrocarburos y así tenemos en el dominio occidental, en el área de Falcón, los campos de Cumarebo, Tiguaje y Mamón, mientras que en el área de los hemigrabenes están los campos de La Vela y el descubrimiento reciente de Perla. En el dominio oriental de Venezuela offshore resaltan las acumulaciones posiblemente liga-das al graben de Caracolito, con descubrimientos de hidrocarburos a ambos lados de este graben: al norte el campo de Los Testigos y al sur el complejo Río Caribe-Patao-Mejillones-Dragón. En el dominio central, mucho menos explorado, no se registran hasta el momento considera-bles descubrimientos comerciales a pesar de localizarse en él los menes más antiguos conocidos en América.

Marzo: Quantitative Seismic Analysis and Its role in Improving Reservoir Description and Exploration Results

tidisciplinary approaches are then demanded for data inte-gration from key disciplines, risk assessment, and quantification of uncertainty. In this nonlinear world, applications to seismi-cally estimate quantitative dis-tribution of physical properties, analyze fizz-water zones, and estimate fracture/density orien-tation are integrated through probabilistic approaches and soft computing tools includ-ing Bayesian formalisms, neural networks, and fuzzy reasoning schemes.

It is well understood that risk and uncertainty are inher-ent parts of the oil and gas busi-ness; however, as the decline of the reservoirs increases and the easy petroleum has gone, more investment capital will be riding on the ability of the geo-scientist to objectively quantify physical properties from seis-mic data based on true multi-disciplinary solutions.

Presented by efrain méndez-Hernández Pemex E&P, Poza Rica, México

Por: raúl ysaccis, Phd.compañía schlumberger


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Mayo: Recent developments in the seismic characterization of fractured reservoirs

Por dr. colin sayers compañia schlumberger The state of stress within the earth has

a profound effect on the propaga-tion of seismic and borehole acous-

tic waves, this leads to many important applications of elastic waves for solving problems in petroleum geomechanics. The purpose of this course is to provide an overview of the sensitivity of elastic waves in the earth to the in-situ stress, pore pressure, and anisotropy of the rock fabric resulting from the depositio-nal and stress history of the rock, and to introduce some of the applications of this sensitivity. The course will provide the basis for applying geophysics and rock physics solutions to geomechanical challenges in exploration, drilling, and production. A variety of applications and real data examples will be presen-ted, particular emphasis will be placed on the rock physics basis underlying the use of geophysical data for solving geo-mechanical problems.

JunIo: Unconventional gas shale

Por: dr. roger m. slattGungoll Family chair.

El Doctor Roger M. Slatt es pro-fesor distinguido de geología y geofísica del petróleo en la Uni-versidad de Oklahoma, ocupan-do actualmente la posición Gun-goll Family Chair.

Entre los años 2000 y 2007 se desempeñó como director de la Escuela Geología y Geofísica de la Universidad de Oklahoma y ocupó las posiciones Gun-goll Family Chair (2006-2007) y Eberly Family Chair (2000-2006) como profesor distinguido. Pre-viamente ocupó la Jefatura del Departamento de Geología e Ingeniería Geológica en Colora-do School of Mines y fue direc-tor del Rocky Mountain Region Petroleum Technology Transfer Council (1995-2000). Ha publica-do más de 100 artículos técnicos y realizado numerosas presenta-ciones en geología del petróleo,

geología de yacimientos, sísmica y estratigrafía de secuencias, sistemas depositacionales de ambientes turbidíticos y marinos someros, geología del Pleistoceno-Cuaternario y exploración geoquímica.

En su carrera profesional ha recibido múltiples reconocimien-tos, entre los que se destacan los siguientes galardones: AAPG Distinguished Service Award (1996), Esso Australia Distinguished Lecturer in Petroleum Geology (1999), AAPG Distinguished Lec-turer (2001-02), SPE Distinguished Lecturer (2002-03), AAPG Ho-norary Membership (2003) y AAPG Grover Murray Distinguished Educator (2006).

Compañía Geofísica Latinoamericana S.A.

Es la compañía lídEr En adquisición dE datos sísmicos 2d / 3d, convEncional

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TOS GeoPhysICs unDer stress:

GeoMeChanICal aPPlICatIons oF seIsMIC anD borehole aCoustIC waves

instructor biography

Colin Sayers is a Scientific Advisor in the Schlumberger Data & Con-sulting Services Geomechanics Group in Houston, USA, providing consultancy in geophysics, rock physics, drilling and reservoir geo-

mechanics, and the characterization of fractured reservoirs. He entered the oil industry to join Shell’s Exploration and Production Laboratory in Ri-jswijk, The Netherlands in 1986, and moved to Schlumberger in 1991.

His technical interests include geophysics, rock physics, drilling and re-servoir geomechanics, pore pressure prediction, wellbore stability analy-sis, analysis of production-induced reservoir stress changes, subsidence, fault reactivation, 3D mechanical earth modeling, sanding, fractured re-servoir evaluation, borehole/seismic integration, stress-dependent acous-tics, advanced sonic logging, AVAZ, and fluid flow in fractured reservoirs.

He is a member of the AGU, EAGE, SEG, and SPE, a member of the Research Committee of the SEG, and a member of the editorial board of The Leading Edge and the International Journal of Rock Mechanics and Mining Science. He has a B.A. in Physics from the University of Lancaster, U. K., a D.I.C. in Mathematical Physics and a Ph.D. in Physics from Imperial College, London, U. K. He has published numerous papers and holds se-veral patents in the areas covered by this course.

Curso De exPloraCIón GeoquíMICa De Petróleo y Gas

El jueves 28 de enero 2010 se realizó el curso corto sobre exploración en superficie,

basado en los dictados por Diet-mar ‘Deet’ Schumacher, llamados Geochemical Exploration for Oil and Gas: Strategies for Success y Surface Exploration for Oil and Gas.

El curso corto fue titulado Explo-ración geoquímica de petróleo y gas: estrategias exitosas, y fue una invitación de la compañía Geo Mi-crobial Technologies Sudamérica.

Profesor: Lic. Graciela PrestiaLugar: oficinas Asociación Co-

lombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo, calle 72 No. 5-83.

taller De MerrICk, 9 y 10 De Marzo

L a organización de este taller fue realizada por la ACGGP y Merrick & Co.Principles of Remote Sensing and Hyperspectral Mapping:

Geologic and Hydrocarbon Exploration ApplicationsDictado en dos sesiones de cuatro horas cada una.

CONTENIDO DEL TALLER:WORkshOp sEssION 1Introduction to Remote Sensing and Hyperspectral Mapping•Electromagnetic Spectrum: • Spectral Characteristics of Earth Surface Features:• Introduction to Remote Sensing Satellites and Airborne Sensors • Hyperspectral and LIDAR Data Characteristics: • LIDAR: Elevation Image, DTM, DEM• Photointerpretation vs. Remote Sensing and Digital Image Pro-cessing Techniques• Introduction to Data Fusion• Question and Answer Period

Workshop session 2Processing of Generating Remote Sensing-based Hydrocarbon Exploration Products•Objectives of using Remote Sensing for Petroleum Exploration• Remote Sensing and Digital Image Processing Techniques

dictado por: doctor colin sayerseste curso, de un día de duración, fue dictado el 13 de mayo de 2010 en la ciudad de Bogotá.


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El pasado 21 de junio nuestro residente Iván Olaya estuvo reunido con Mr. John Lorens, presidente de AAPG; Carol Mc Gowen, AAPG Manager; Alfredo Guzmán , AAPG Vice Pre-

sident of Regions; Miguel Ramírez, Latin American Region President-Elect AAPG; Enrique Velásquez Pre-sidente de AAPG Region Latinoamérica, y Víctor Ra-mírez tesorero de AAPG Region Latinoamérica. Tam-bién contamos con la presencia de representantes de los capítulos estudiantiles de la Universidad Nacio-nal, de la Universidad Industrial de Santander y EAFIT.

Los representantes de la AAPG se reunieron con los officers de AAPG Región Latinoamérica y con los delegados de la Junta Directiva de la ACGGP. Conocieron las facilidades de Bogotá, se reunieron con el Ministro de Minas, el director de ANH y el pre-sidente de Ecopetrol. También asistieron al evento de Cartagena de ANH y WPC con el propósito de entrevistarse con algunos directivos locales de la industria. Luego de estas reuniones, la AAPG expre-só el interés de organizar un evento internacional en conjunto con la ACGGP.

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Por la calidad de las charlas ofrecidas a nuestra comunidad la Junta Directiva de la

ACGGP 2009-2010 le otorgó el premio de la Placa Jesús A. Bueno como Mejor Charla ACGGP 2009-2010 al doctor Eduardo López (Ecopetrol), por su tema ‘Evolución de cuencas de antearco al SW de Colombia y N del Ecuador (margen pacífico) durante los últimos 30 MA, reflejo de la in-teracción mantle wedge-sub-ducting plate’.

Además se les concedieron menciones es-peciales al doctor Felipe Audemard (Schlum-berger) por ‘Algunas observaciones acerca de las márgenes continentales del nor-oeste de Suramérica’ y al doctor Carlos García Royo

(Iberia-Cepsa) por su tema ‘GEA desde Atmos’. Felicitamos a estos colegas, que sin duda apor-tan a la generación de ideas y al mejoramien-to continuo de nuestra industria. La premiación será realizada en nuestra siguiente charla.

PreMIo Jesús a. bueno la aaPG en ColoMbIa

rePresentaCIon De la aCGGP en el evento De la eaGe

Asistentes al evento de premiación.

Durante los dias del 13 al 17 de junio de 2010, Francisco Almario y Yohaney Gó-mez, atendieron en represnetacion de la ACGGP el evento de 72nd EAGE Confe-

rence & Exhibition incorporating SPE EUROPEC 2010.La ACGGP fue invitada al evento Barcelona ‘10

President’s Evening , que se llevó a cabo en el Restau-rant Mellow, (Barcelona). En dicha cena, el Presidente de la EAGE Mahmoud Abdulbaqi, dio sus palabras de bienvenida a todas las asociaciones participantes del Evento y presentó su junta directiva.

Durante el evento de la EAGE se presentaron al Presidente y a la junta directiva, las actividades técni-cas y sociales que está llevando a cabo la ACGGP .

Para dar cierre al evento, la Junta Directiva de la EAGE, Marcel van Loon, Publications & Commu-

nications Manager y Anton van Gerwen, Executive director; invitó a las Asociaciones de Latinoamerica como fueron la Asociación de Brasil y Co-lombia, para participarnos el proyecto que tiene la EAGE de realizar un evento internacional junto con la ACGGP en el año 2012 en la ciudad de Cartagena.


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PREM

IO La Placa o.c.

WheelerLuis Ernesto Ardila y Luis Carlos Carvajal. La elección recae en estos ilustres Colegas, dados sus méritos Profesionales, Técnicos y Académicos y su influencia en el desarrollo de la Industria Petrolera en Colombia.

el máximo galardón que otorga la Asociación colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo (AcGGP), constituido en 1980, este año fue concedido a Luis ernesto Ardila y Luis carlos carvajal, ilustres colegas, por los méritos profesionales, técnicos y académicos y su influencia en el desarrollo de la industria petrolera nacional.

luIs Carlos CarvaJal

Luis Ernesto Ardila es geólogo de la Universidad Nacional, sede Bogotá, con estudios de maestría en Austin, Texas, y en Sheffield, Inglaterra. Su vinculación con la academia incluye el cargo de profesor en su escuela entre 1970 y 1974, dictando cursos de geo-logía del petróleo y geomorfología. Ha sido también profesor de geología para ingenieros de petróleo en la Universidad de América; de geología para inge-niería en la Universidad Santo Tomás y de geología general en la Universidad Jorge Tadeo Lozano. En el transcurso de su carrera ha dictado numerosos cur-sos en el tema de exploración petrolera y su trayec-toria profesional le ha permitido promover inversión económica en la exploración en Colombia, siendo responsable de la presencia de empresas como Burlington, Maxus, San Jorge y Diamond Shamrock, ante las cuales ha sido un permanente promotor del uso del talento geocientífico colombiano.

Igualmente, ha impulsado activamente la llegada e implementación de nuevas tecnologías de exploración, incluyendo micromagnetometría, magneto-telúrica y geo-microbiología. En diferentes oportunidades ha sido asesor de evaluación de portafolio para empresas como Ecopetrol, BP y Hocol, y por su amplia experiencia internacional ha participado en el descubrimiento de importantes reservas de hidrocarburos en diversas cuencas del mundo. A nivel local se destaca su labor como vicepresidente de Maxus Energy, que condujo a descubrimientos como Volcanera, en el piedemonte llanero, y Arjona, en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena.

PerFIl De los PreMIaDos

Luis Carlos Carvajal es geólogo de la Universidad Nacional, sede Bogotá, con estudios de posgrado en el IFP de París y el CRP de Pau, Francia. Su vinculación con la academia incluye el cargo de profesor catedrático en geofísica, con publicacio-nes sobre gravimetría y geofísica aplicada a exploración en las universidades Nacio-nal y Jorge Tadeo Lozano. En el transcurso de su trayectoria profesional de más de 37 años se cuenta su aporte para resolver el problema geofísico de la imagen sísmi-ca en la denominada Zona de Sombra de Falla, tema que ha publicado en diversas oportunidades. Su carrera incluye nume-rosas asignaciones nacionales e interna-cionales con las empresas ELF Aquitaine y Perenco, con notorios éxitos exploratorios, incluyendo su participación en el descu-brimiento de más de 30 campos con cer-ca de 300 MBP en reservas probadas.

luIs ernesto arDIla

Foto : rr epe eum haria volorec aborectem acest vellorepudit


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NOTIC

IAS

ACG

GP

El pasado 14 de abril falleció Gustavo Del-gado Bohórquez, quien de sus 46 años de vida le dedicó 22 a trabajar con Ecope-

trol, donde se desempeñaba como geólogo de la Superintendencia de Operación Explo-ratoria. Fue un hombre dedicado a su familia y a su profesión, apasionado por su trabajo y consagrado a la empresa.

Recuerdo de Gustavo el día de su graduación de geólogo en 1987.

La ACGGP está planeando la pu-blicación de un volumen especial de la Expresión geofísica de los ya-

cimientos colombianos. Este proyecto será posible si los miembros activos de la Asociación comparten sus expe-riencias y lecciones aprendidas en el entendimiento de los yacimientos y el objetivo es cubrir todas las cuencas se-dimentarias del país, incluyendo datos sísmicos y de pozos.

Geophysical Expression of Colom-bian Reservoirs

Invitamos a las personas interesadas en ha-cer parte de la ACGGP a registrarse, solici-tando el formato de inscripción directamen-

te en las oficinas de la Asociación, en la calle 72 No. 5-83, oficina 902, teléfono 255 8777.

Para los actuales asociados, y pensan-do en facilitarles el pago de su cuota anual 2010, les informamos que puede realizar-se en efectivo, cheque o tarjeta de crédi-to (Visa, Master Card o American Express). Para quienes lo soliciten podemos enviar a nuestro mensajero a recoger el dinero en la fecha y lugar que estimen conveniente o, si lo desean, pueden realizar directamente su pago mediante consignación, solicitando la información bancaria a nuestro correo elec-trónico: [email protected]

aDIós a un CoMPañero

PublICaCIón

reConoCIMIento a ex PresIDenta De la Junta De la aCGGP

aFIlIaCIón y renovaCIón De MeMbresía aCGGP

El pasado mes de mayo nuestra ex presiden-ta Ana Elvia Suárez fue elegida como una de las 600 mujeres exitosas del país en la re-

vista La Nota EconómicaElla es geóloga de la UIS, con especialización

en evaluación y desarrollo de proyectos de la Universidad del Rosario. Está vinculada a Paci-fic Rubiales Energy desde hace cinco años y se desempeña como gerente corporativa de acti-vos exploratorios.

Ana fue presidenta de la Junta de la ACGGP en el año 2008.

¡Felicitaciones por la gran labor que viene ejerciendo en el gremio de la geología!


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Petróleo

Dólar

NO

TICIA

S ínDICes eConóMICos el barrIl De la oPeP se DePreCIa 1,2 Por CIento, hasta los 69,63 Dólares

Julio 5 de 2010 • Fuente: eFe

El crudo de referencia de la OPEP acumuló hasta el viernes 16 de julio su cuarta deprecia-ción consecutiva y marcó un precio de 69,63 dólares por barril, 1,2 por ciento menos que en la sesión anterior, según informó hoy el grupo energético en Viena.

Esa nueva caída sitúa el precio del ‘oro ne-gro’ de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) en su valor más bajo desde el pasado 8 de junio.

La publicación de datos negativos sobre el desempleo en Estados Unidos e informaciones sobre la bajada de pedidos en las fábricas en ese país enfriaron el viernes también las cotiza-ciones de los crudos de referencia en Estados Unidos, Texas y Europa, Brent, que cedieron 1,1 por ciento y 0,95 por ciento, respectivamente.

Precio mínimo $

Precio máximo $

Promedio 2.000

1.980

1.960

1.940

1.920

1.900

1.880

1.860

0 1 2 3 4 5 6 7 8

valor mínimo

valor máximo

valor mínimo

valor máximo

Promedio

Promedio

3.000

2.800

2.600

2.400

2.200

20M

10M

Cantidad

2010

2010 Feb Mar Abr May Jun Jul

Feb Mar Abr May Jun Jul

enero

febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Julio

78,00

76,00

74,00

72,00

70,00

68,00

66,00

64,0000-ene 01-ene 02-ene 03-ene 04-ene 05-ene 06-ene

Enero

Febrero

Marzo

Mayo

Abril


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bP ContInúa Prueba en Pozo DañaDo

El primer ministro británico de-fendió el martes a BP antes de reunirse con el presidente de Es-tados Unidos, Barack Obama, en momentos en que el gigante de la energía busca vender activos para pagar el costo del inmenso derra-me del Golfo de México.

Exactamente tres meses des-pués de la explosión que hundió una plataforma y mató a 11 ope-rarios antes de desatar el peor de-sastre ecológico de la historia de Estados Unidos, BP anunció que vendería activos en Vietnam y Pa-kistán. Los ingresos por esas ventas, estimados en 1.700 millones de dó-lares, serán destinados a financiar la limpieza y los costos legales cau-sados por la marea negra.

BP dijo el lunes que hasta el mo-mento había gastado unos 3.950 millones de dólares en el derrame y que contemplaba otros 10.000 millones para el año próximo. La empresa acordó, bajo una inten-sa presión de las autoridades es-tadounidenses, crear una cuenta custodia de 20.000 millones de dólares, que será administrada en forma independiente, para pagar los gastos de los reclamos ligados al incidente.

Washington repite frecuente-mente que no hay un límite estipu-lado para la responsabilidad que le cabe a la compañía.

El derrame que fluía al océano desde el pozo dañado fue contro-lado la semana pasada tras haber vertido 60.000 barriles de petróleo cada 24 horas durante 90 días. Las acciones de BP operaban estables en Londres y Nueva York después del anuncio de la venta de activos.

Hay analistas que sostienen que los inversionistas siguen pre-ocupados pese a que reaccio-naron positivamente cuando el

gobierno dijo que una nueva filtración hallada a tres kilóme-tros del pozo Macondo no tenía vinculación con el derrame y no había sido ocasionada por la prueba de presión que estaba realizando BP.

“Hay tantas cosas que no se saben; el problema con la acción es que los inversionistas están es-peculando con base en muy poca información”, dijo Mark Coffelt, de Texas Capital Value Funds. “Es una acción difícil de conservar porque es muy odiada en este momento (...) lo cual pro-bablemente indique que es una buena compra”, añadió.

La prueba de presión sobre el pozo, que fue extendida por 24

horas, continuará hasta el mar-tes por la tarde y luego será re-valuada para una posible nueva ampliación. Los científicos están analizando otras opciones. Esto podría involucrar la inyección de barro pesado y tal vez cemento dentro del pozo, muy similar al procedimiento llamado top kill, que falló en mayo.

La población y los legislado-res estadounidenses están furio-sos con BP por el derrame, que ocasionó un desastre medioam-biental y económico en cinco estados del país, afectó el índi-ce de aprobación de Obama y complicó las relaciones con los británicos, tradicionalmente muy estrechas.

bP venDe aCtIvos Por 7.000 MIllones De Dólares Para PaGar Costo Del DerraMe

Por tom Bergin y matt spetalnickJulio 20 de 2010 • Fuente: reuters

Julio 20 de 2010Por tom Bergin y matt spetalnick

Fuente: reuters

La energética británica BP, bajo extre-ma presión por el peor derrame de crudo en la historia de Estados Unidos, acordó la venta de activos a la estadounidense Apa-che por 7.000 millones de dólares, que ayu-darán a financiar el costo del desastre.

Apache comprará activos de BP en Norteamérica y Egipto y parte del pago se realizará con un depósito en efectivo por 5.000 millones de dólares el 30 de julio.

Apache informó que con la compra agregará reservas probadas por 385 millo-nes de barriles equivalentes de petróleo.


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en ronDa 2010 Ganaron bloques 32 CoMPañías

En total fueron 32 empresas las que se quedaron con los 95 bloques petroleros que fueron asignados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) el pasado martes en la Ronda Colombia 2010, llevada a cabo en Cartagena.

Aunque en la convocatoria se ofrecían 228 áreas, el director de la entidad, Armando Zamora, señaló que el “resultado se ubicó en el rango alto de las ex-pectativas y superó la meta que nos habíamos pro-puesto originalmente”. La zona más apetecida fue la de los Llanos Orientales.

Iv ColoMbIa oIl & Gas InvestMent ConFerenCe / wPC reGIonal MeetInG latIn aMerICa

El ‘IV Colombia Oil & Gas Investment Conference / WPC Regional Meeting Latin America’ buscó afianzar el interés de los inversionistas en el país, consolidar el excelente am-biente de negocios, presentar y discutir nuevas oportunida-des y promover la inversión en el sector de hidrocarburos nacional. Contó con la participación y presencia de las au-toridades minero-energéticas, tanto a nivel nacional como internacional; presidentes de compañías petroleras, quie-nes narrarán su experiencia en Colombia, y expertos que analizaron y debatieron la situación actual y futura de la industria, así como la dinámica internacional que afecta el entorno regional.

Julio 26 de 2010Fuente: www.colombiaoilandgas2010.com

Julio 26 de 2010Fuente: diario La república

el presidente de la república, Álvaro Uribe Vélez, dejó en manos de su sucesor las decisiones sobre la venta de isagen y un nuevo porcentaje de ecopetrol, entre otras privatizaciones pendientes. Incluso los recursos de la generadora, que serían unos 3,5 billones de pesos, ya están contados en el presupuesto de 2011.

sin embargo no es claro que el nuevo gobierno tome la decisión inmediata de avanzar en estos procesos privatizadores. Juan carlos echeverry, asesor de Juan manuel santos, ha dicho que no se quiere vender isagen por razones fiscales y que no hay premura en este tema. Lo mismo aseguró respecto a ecopetrol, pues considera que en este momento no se ha contemplado la decisión final de salir de 10 por ciento de las acciones.

desde el punto de vista de los analistas económicos del país la cuestión no es tanto qué se va a privatizar en el próximo gobierno, si isagen, ecopetrol o las empresas eléctricas que faltan, sino para qué se usarán los recursos provenientes de estas ventas.

isagen y ecopetrolsiguen en lista

Julio 20 de 2010

Francy elena chagüendo


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Paute en ACGGPSuS ofertaS de empleo

BeneficiosA través de nuestro boletín ustedes pueden llegar a los 659 afiliados con que cuenta actualmente nuestra Asociación, además de aquellos profesionales y estudiantes vinculados directamente a la práctica de la geo-logía, geofísica o ciencias de la tierra que reciben la información por nuestros afiliados. La ACGGP se reserva el derecho de aceptar únicamente anuncios con ofertas de trabajo relacionados con nuestro medio y su costo es por edición del Boletín, el cual se publica cada cuatro meses. Comunicarse con la ACGGP para determinar el mes de publicación.

Para las compañías vinculadas con la ACGGP a través de un plan corporativo de patrocinio el clasificado no tiene costo si este es menor a 1/6 de página (8 cm de alto X 9,5 cm de ancho). Para un aviso de mayor dimensión el costo es de 1.000.000 de pesos por 1/6 de página adicional.

Para las otras compañías el costo por palabra es de 3.500 pesos (anuncio de 100 palabras = 350.000 pe-sos) o por 1/6 de página (8 cm de alto X 9,5 cm de ancho) = 1.000.000 de pesos.

Revista Geo No 8

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