En Arauca, Casanare y Vichada, departamentos que conforman la llamada “cuenca de los Llanos Orientales”, las rocas del Cretácico poseen características para almacenar fluidos cómo hidrocarburos, agua e incluso ser reservorios para la inyección y almacenamiento de CO2, una de las claves para la restauración ambiental.
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 de 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 y/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 de tiempo”, expresa Javier 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 el especialista.
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
