Petrotectonic characteristics, geochemistry, and U-Pb geochronology of Jurassic plutons in the Upper Magdalena Valley-Colombia: Implications on the evolution of magmatic arcs in the NW Andes

Rodríguez, Gabriel; Arango, María Isabel; Zapata, Gilberto; Bermúdez, José Gilberto

doi:10.1016/j.jsames.2017.10.012

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“…El basamento Neo-proterozoico, en la Margen Andina, fue cubierto por secuencias sedimentarias marinas e, intruido por plutones formados por la subducción de la placa oceánica del paleo-Pacífico durante el Carbonífero (Leal-Mejía, 2011;Rodríguez et al, 2019a), y el Pérmico (Rodríguez et al, 2019a) (Figura 1). Posterior al magmatismo Pérmico, secuencias locales continentales y marinas (formaciones Luisa, Payandé y Los Indios) se depositaron durante el Triásico sobre el basamento metamórfico y los plutones Pérmicos, seguido por el desarrollo de un nuevo arco en la margen continental durante el Jurásico Temprano y Medio, que duró activo (Rodríguez et al, 2018(Rodríguez et al, , 2020…”

Section: Marco Geológicounclassified

“…El colapso del arco Jurásico ocurrió durante el Jurásico Superior con la colisión del Terreno Tahamí contra la margen occidental de Gondwana (Blanco-Quintero et al, 2014;Rodríguez et al, 2017b;Rodríguez et al, 2020), formando un nuevo orógeno de edad Jurásico Superior constituido por anfibolitas, neises, esquistos verdes y negros, y cuarcitas, del cual hacen parte el Complejo Cajamarca, los Neises y Anfibolitas de Tierradentro y el Complejo La Cocha-Río Téllez (Blanco-Quintero et al, 2014;Zapata-García et al, 2017;Rodríguez et al, 2017bRodríguez et al, , 2018Rodríguez et al, , 2019aRodríguez et al, , 2020. El nuevo orógeno Jurásico fue amalgamado a la margen occidental de Suramérica contra el orogéno Putumayo (Terreno Chibcha) y contra el arco Jurásico Temprano-Medio.…”

Section: Marco Geológicounclassified

“…Se realizaron análisis geoquímicos de roca total en el laboratorio del SGC en Bogotá a 48 rocas de la SNSM y se compilaron 145 análisis adicionales del VSM, SSL, SNSM y AG (Zuluaga et al, 2009;González et al, 2015aGonzález et al, , 2015bGonzález et al, , 2015cQuandt et al, 2018;Rodríguez et al, 2018). Los óxidos mayores se determinaron aplicando fluorescencia de rayos X en un espectrómetro AXIOS Mineral analítico, que incluye elementos traza como V, Mo, Nb, Ta, W, Zr y Hf.…”

Section: Litogeoquímicaunclassified

“…214 y 184 Ma. El segundo arco, objeto del presente estudio lo llamamos Arco Mocoa-Santa Marta (AMSM), se desarrolló a lo largo de la margen noroccidental de Suramérica, presenta migración composicional y variaciones en edad en sentido oeste-este (Rodríguez et al, 2018(Rodríguez et al, , 2020, inició con rocas metaluminosas y con el tiempo evolucionó para formar rocas peraluminosas graníticas, está emplazado en basamento Neo-proterozoico, y fue dispersado en segmentos que hoy se encuentran en el Valle Superior del Magdalena (VSM), la Serranía de San Lucas (SSL), la Sierra Nevada de Santa Marta (SNSM) y la Alta Guajira (AG). La cristalización de los plutones de este arco duró ∼30 Ma, entre ca.…”

Section: Introductionunclassified

“…En este trabajo se integra la información de los plutones y los segmentos dispersados que conforman el AMSM, se mejora el conocimiento sobre la edad y la evolución del plutonismo durante el Jurásico Temprano a Medio, se discuten las variaciones composicionales (petrográfica y química) en sentido norte-sur y esteoeste al interior del arco; se correlacionan los cambios composicionales con la edad U-Pb LA-ICP-MS en circón de los pulsos magmáticos; se precisan los límites del basamento Neo-proterozoico (Terreno Chibcha -margen occidental de Gondwana) dentro del cual están emplazados los plutones; se mejora el modelo del magmatismo y se discuten las diferencias con modelos previos propuestos por investigadores como: Jaramillo y Escovar (1980), McCourt et al (1984, Toussaint (1995), Meschede y Frisch (1998), Bayona et al (2006Bayona et al ( , 2010, Bustamante et al (2010Bustamante et al ( , 2016, Leal-Mejía (2011), Van der Lelij et al (2016), Spikings et al (2015), Rodríguez et al (2015aRodríguez et al ( , 2018Rodríguez et al ( , 2020, Villagómez et al (2015), Zapata et al (2016), Zuluaga et al (2017), Zuluaga y López (2019) y Leal-Mejía et al (2019).…”

Section: Introductionunclassified

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Estudio probabilístico de métodos avanzados de análisis de curva de declinación para la estimación de reservas de petróleo durante el régimen de flujo transitorio

Alarcón¹,

Villafuerte²,

Sabrera³

et al. 2020

Rev. fuentes reventón enrg.

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Los reservorios del Noroeste Peruano han producido por más de un siglo principalmente areniscas silicoclásticas, de baja permeabilidad, a través de yacimientos en compartimentos o sub-bloques generados por un alto fallamiento. El mecanismo característico de impulsión es depletación por gas en solución y los pozos comúnmente son producidos con un sistema de levantamiento artificial por bombeo mecánico o gas lift; el factor de recobro promedio alcanzado en estos yacimientos está entre 8% y 15%. En los últimos años se ha observado un gran avance en las técnicas de estimación de reservas a través de análisis de curvas de declinación (DCA) en yacimientos no convencionales de muy baja permeabilidad.Estas técnicas también pueden ser utilizadas en reservorios convencionales apretados, aquellos típicamente encontrados en la Cuenca Talara de Perú, en los cuales la aplicación de la técnica tradicional de DCA suele sobreestimar los pronósticos de producción y el cálculo de reservas. Alternativamente, se ha propuesto evaluar los modelos de Declinación Estrecha Extendida (SEDM), Ley de Potencia, Duong y Declinación Exponencial Extendida, en los reservorios de esta cuenca (Duong, A. N., 2010). Durante el proceso de evaluación, se utilizó la información de 30 pozos productores de diferentes reservorios apretados de la Cuenca Talara: Manta, Mesa, Mogollón y Pariñas Inferior. Se probaron los citados métodos de análisis de declinación con la historia de producción de los primeros 6, 12 y 24 meses; cabe señalar que, de acuerdo a la observación realizada y debido a la baja productividad de estos reservorios, se determinó que su flujo aún se encontraba en estado transitorio durante el periodo de análisis. Los pronósticos se compararon con datos reales de producción y los modelos de declinación se clasificaron por orden de prioridad de acuerdo a la certeza de su grado de ajuste. Se eligió la técnica más idónea para generar, a través de un enfoque probabilístico, utilizando la simulación Monte Carlo, un conjunto de curvas tipo para la cuenca Talara; de esta manera, se obtuvieron los percentiles P90, P50 y P10. Los rangos de permeabilidad en los reservorios de los casos evaluados varían entre 0.01 y 1 mD. Se ha observado que la aplicación del modelo DCA de ARPs en pozos con poca historia de producción de reservorios de baja permeabilidad, resulta impreciso en las predicciones de estimados de reservas. Por otro lado, los nuevos métodos de DCA son más conservadores en sus pronósticos y, por ende, más precisos en este caso debido a que permiten incorporar información en estado transitorio. La aplicación de este nuevo enfoque ayudará a obtener pronósticos confiables en la evaluación de futuras estrategias de desarrollo y a predecir con mayor certeza la producción de futuros trabajos de workover y nuevos pozos de desarrollo.

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Section: Marco Geológicounclassified

Section: Litogeoquímicaunclassified

Section: Introductionunclassified

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Estudio probabilístico de métodos avanzados de análisis de curva de declinación para la estimación de reservas de petróleo durante el régimen de flujo transitorio

Alarcón¹,

Villafuerte²,

Sabrera³

et al. 2020

Rev. fuentes reventón enrg.

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Fracture evaluation of the plutonic basement in the Upper Magdalena Basin: Implications for the development of naturally fractured reservoirs in the Northern Andes

Rodríguez‐Cuevas,

Cardona,

Monsalve

et al. 2024

Geological Journal

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Plutonic rocks typically have negligible matrix porosity and permeability. However, fractures and mineral alterations create storage space and flow pathways that turn plutonic rocks into fluid reservoirs. Despite significant hydrocarbon discoveries, naturally fractured reservoirs in plutonic rocks have been poorly studied. In most Colombian basins, the crystalline basement has undergone multiple deformational events and is thrust over the Cretaceous to Cenozoic source and reservoir rocks of the conventional petroleum system. This structural configuration is ideal for the migration of oil into a fractured basement. A multiscale fracture analysis, including field, petrographical and petrophysical techniques was conducted on the Permian and Jurassic plutonic basement of Upper Magdalena Basin in order to understand the controls on brittle deformation, the development of fracture networks and their potential to form hydrocarbon reservoirs. The results indicate that protolith textures and structures, including magmatic and mylonitic foliation, favours fracturing. Dykes exhibit higher fracture density (7–48 fractures/m), porosity (mean = 0.4%) and permeability (mean = 125,818.75 mD) than the host rock (2–25 fractures/m; 0.23%; 12,066.09 mD). Intersection zones from regional faults, are characterized by the highest fracture and lineament intensity. Our results suggest that dyke swarms and interacting damage zones can significantly enhance the reservoir quality of plutonic rocks by providing storage in fractures and fluid pathways to the host rock.

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Latest Triassic to Early Cretaceous tectonics of the Northern Andes: Geochronology, geochemistry, isotopic tracing, and thermochronology

Spikings

Cochrane²,

Vallejo

et al. 2019

Andean Tectonics

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Petrotectonic characteristics, geochemistry, and U-Pb geochronology of Jurassic plutons in the Upper Magdalena Valley-Colombia: Implications on the evolution of magmatic arcs in the NW Andes

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Estudio probabilístico de métodos avanzados de análisis de curva de declinación para la estimación de reservas de petróleo durante el régimen de flujo transitorio

Estudio probabilístico de métodos avanzados de análisis de curva de declinación para la estimación de reservas de petróleo durante el régimen de flujo transitorio

Fracture evaluation of the plutonic basement in the Upper Magdalena Basin: Implications for the development of naturally fractured reservoirs in the Northern Andes

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