Oil geochemistry of the putumayo basim

• Autores: Juan Carlos Ramón
• Localización: CT&F - Ciencia, tecnología y futuro, ISSN-e 0122-5383, Vol. 1, Nº. 2, 1996, págs. 25-34
• Idioma: inglés
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• Resumen
  • español

    La caracterización detallada de la composición de crudos en la cuenca del Putumayo, Colombia, evidencia una fuerte segregación vertical en las familias de aceites. Los crudos en yacimientos del Cretáceo Inferior (Fm. Caballos y arena "U" de la Fm. Villeta) provienen de una materia orgánica mixta (terrestre y marina) depositada en el ambiente "óxico" de plataforma somera. Los hidrocarburos en yacimientos del Cretáceo Superior (arenas "T" y "N" de la Fm. Villeta) y del Terciario Inferior provienen de materia orgánica algal depositada en un ambiente marino reductor, rico en carbonatos. La litología, condiciones ambientales y tipo de materia orgánica interpretada a partir de biomarcadores en los crudos, está asociada a cambios en las facies orgánicas de las rocas fuente del Cretáceo. Las marcadas diferencias en composición entre crudos en diversos yacimientos, aún en un mismo pozo, evidencian la presencia de al menos dos sistemas petrolíferos independientes. Las rocas fuertes basales cargaron los yacimientos aledaños mientras que las rocas fuertes en los niveles superiores del Cretáceo cargaron los yacimientos del Cretáceo Superior y del Terciario Inferior. La migración de crudos desde las áreas con roca fuerte maduras ha sido esencialmente a lo largo de las unidades arenosas adyacentes y la migración vertical ha sido muy limitada. Los parámetros indicadores de madurez de los crudos indican que éstos fueron generados en la zona de madurez temprana de la ventana de generación.

  • English

    Biomarker fingerprinting of 20 crude oils from Putumayo Basin, Colombia, shows a vertical segregation of oil families. The Lower Cretaceous reservoirs (Caballos and "U" Villeta sands) contain oils that come from a mixture of marine and terrestrial organic matter, deposited in a marginal, "oxic" marine setting. The Upper Cretaceous ("T" and "N" sands) and Tertiary reservoirs contain oils with marine algal input deposited in a reducing, carbonate-rich environment. Lithology, environmental conditions and organic matter type of source rocks as predicted from oil biomarker differences correspond to organic composition of two Cretaceous source rocks. Vertical heterogeneity in the oils, even those from single wells, suggests the presence of two isolated petroleum systems. Hydrocarbons from Lower Cretaceous source rocks charged Lower Cretaceous reservoirs whereas oils from Upper Cretaceous source rocks charged Upper Cretaceous and Tertiary reservoirs. Oil migration from mature source rocks into multiple reservoirs has been stratigraphically updip along the "regional" sandstone units and vertical migration through faults has been limited. Biomarker maturity parameters indicate that all oils were generated from early thermal maturity oil window.