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Junio, 2011
Potencial de Petróleo de Shale y Gas Asociado a Carbón en Colombia
Avances en la estimación de Hidratos de Gas Metano
Petroleo de Shales
Generalidades y distribución de shales en Colombia
Métodos e Hipótesis
Recursos
Gas asociado a carbón
Generalidades y cuencas carboniferas de Colombia
Métodos e Hipótesis
Recursos
Hidratos de gas metano
Generalidades y datos disponibles
Métodos e Hipótesis
Avances en la estimación
Contenido
Potencial de Petróleo de Shales en Colombia
El término «oil shale» se refiere a cualquier roca sedimentaria que
contiene materiales Bituminosos solidos (kerogeno) y que puede ser
liberado como hidrocarburos líquidos cuando la roca es calentada en un
proceso químico llamado pirolisis.
Oil Shale a Shale Oil
Pirolisis y potencial generador
Presencia de Oil Shale en Colombia
En Colombia la presencia de Oil Shale serestringe principalmente a rocas delMesozoico tardío y Cenozoico:
• Cartografía Geológica (INGEOMINAS, 2007)
• Shales, lodolitas y lodos conmateria orgánica.
• Atlas Geoquímico (ANH, 2010)
• Pruebas de Pirolisis y TOC.
Estimación del Potencial de Shale Oil
Hipótesis
Los espesores de las unidades potenciales de Oil Shale enColombia siguen una distribución lognormal soportada en datosde depósitos alrededor del mundo.
Hipótesis
El área total de control tendrá significancia si el contenido deTOC favorece escenarios comerciales (≥ 4%).
Categorias de Evaluacion de Recursos
ECOCARBON (1995)
Hipótesis
Cada punto de control puede generar áreas de evaluación delrecurso desde Medidas (radio de evaluación de 250 m) hastaHipotéticas (radio de evaluación de 5000 m).
Escenarios de Evaluación del Recurso
Recursos hipotéticos
Recursos indicados
0.6
26.5
0.1
104,019.6
2,184.8
35.0
10.4
1,961.4
86,152.6
2.4
100.6
3,149.3
1.1
31.7
613.0
63.8
4,895.6
306,514.1
117,277.6
6,738.7
270.9
2.5
85.3
2,183.2
16.5
432.5
8,205.0
27.3
991.1
21,186.0
10.7
304.2
5,858.6
34.6
862.95
13,597.9
2.7
39.8
0.1
2.4
118.4
4,644.6
76.4
2,319.4
46,394.5
0.3
56.5
2,490.6
2.0
68.7
1,738.0
724,090.8
21,154.8
557.3
Total (MBO)
P10
P50
P90
Colombia en el Mundo
Potencial de Gas Asociado al Carbón en Colombia
Provincias carbonífera colombianas
Gas Asociado al Carbón - GAC
Schlumberger (2003/2004)
Hipótesis
Hipótesis 1
• Las áreas con potencial de GAC en las cuencas sedimentariasde Colombia están representadas por la cartografía decarbón disponible a la fecha (INGEOMINAS, 2004).
Hipótesis 2
• Valores de espesor, densidad y otras propiedades en todaslas provincias carboníferas son representativas de los valoresesperados en las cuencas sedimentarias donde se ubican.
Metodología
Donde:
G: Gas-in-place inicial (Bcf ).
A: Área (metros cuadrados)
h: Espesor (metros)
ρB: densidad aparente promedio del carbón (gr/cm3)
Gc: Contenido de gas In situ promedio (Scf/ton)
𝑮 =𝑨 ∗ 𝒉 ∗ 𝝆𝑩 ∗ 𝑮𝒄
𝟏 ∗ 𝟏𝟎𝟗
Hipótesis
Hipótesis 3
• El contenido de Gas in situ (Gc) para las áreas con potencialefectivo de GAC por cuenca en Colombia podría serrepresentado por alguno de los siguientes escenarios:
• Escenario 1
El Comportamiento del Gc de las Cuencascarboníferas de Alberta – Canadá
• Escenario 2
El Comportamiento del Gc esperado para las CuencasColombianas (UPTC, 2010).
• Escenario 3
El Comportamiento del Gc obtenido de datos decampo en bocamina (UPTC, 2010).
Producción de metano
(Eddy 1982)
(Stach, 1982)
Distribución datos Gc
Cuencas de Alberta Información Bocamina UPTC
Curvas de tendencia
Valor de Gc Promedio UPTC (2010)
-
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
0 500 1000 1500 2000 2500
Co
nte
nid
o d
e g
as
Gc
(SC
F/t
on
)
Horas
CURVA DE DESORCION SECTOR LA CHAPA - BOYACÁ
99.905
Pies³/ton
(Uptc 2010)
Potencial de GAC en Colombia - I
Potencial de GAC en Colombia - II
Potencial de GAC en Colombia - III
37,102
7,065
349
4
516
96
28
2,949
553
2
181
34
7
724
136
7
721
135
161
17,713
3,296
49
5,145
973
7
753
141
2
252
47
42
4,448
830
2,262
12,041
115
8
852
160
83,397
15,729
781
P10
P50
P90
Total (Bcf)
Colombia en el Mundo
Potencial de Hidratos de gas potencial en Colombia
Avances
Nature (2009)
Hidratos de Gas
Metano atrapado en estructuras de
hielo como producto de la actividad
biologica en medios marinos. Su
entrampamiento se debe a condiciones
de presión y bajas temperaturas.
Metodología para el calculo de volumen de Hidratos de gas
El volumen de gas que puede estar contenido en una acumulación de hidratos de gas depende de cinco parámetros de reservorio:
(1) Área de la ocurrencia de hidratos de gas(2) Espesor del reservorio (3) Porosidad de los sedimentos(4) Grado de saturación de hidratos de gas(5) Rendimiento volumétrico de los hidratos de gas
(Collett, 2002)
Metodología para el calculo de volumen de Hidratos de gas
Tope de la zona de hidratos de gas
Temperatura ºK Presion (Mpa)
272.4 2.76
275.0 3.45
276.9 4.21
278.9 4.9
279.6 5.58
280.7 6.21
281.6 6.9
282.4 7.65
283.3 8.27
284.0 9.03
284.8 10
(3ºC<T<6.5ºC)
Presión y temperatura del FO
(Milkov et al.,2001)
(Dickens et al.,2001)
(r=1030kg/m3)
Metodología para el calculo de volumen de Hidratos de gas
Tope de la zona de hidratos de gas
(Dickens et al.,2001)
Se estimo un Dh para que se cumplieran la condiciones de P y T de la zona de estabilidad de hidratos, ajustado a la ecuación
Esp
eso
r (m
)
Porosidad de los sedimentos
Metodología para el calculo de volumen de Hidratos de gas
Los datos de porosidad efectiva disponibles en los pozos del Caribe Colombiano serán usados para definir el rango de variación de la propiedad en toda la zona donde se realizara el calculo de los recursos de hidratos de gas
Grado de saturación de hidratos de gas
Metodología para el calculo de volumen de Hidratos de gas
Fractil 100 95 75 50 25 5 0
Rendimiento volumétrico de
los hidratos de gas
2 3.2 8 14 20.5 25.7 27
De una revisión de trabajos a nivel mundial se tomo la distribución usada para
el calculo de recursos de hidratos de gas en el Golfo de México (Collett, 1995).
Considerando que abarca el rango de variación considerado para las zonas a
la latitudes similares a las de la zona de estudio.
Al no contar con pozos dentro de la zona donde se interpreto el BSR, se tomaron
datos de bases mundiales
Rendimiento volumétrico de los hidratos de gas
Metodología para el calculo de volumen de Hidratos de gas
Si la estructura del hidrato de gas esta completamente llena con metano, 1m3 de hidratos podría contener 172 m3 de metano a condiciones estándar de presión y temperatura. Investigadores consideran que este escenario no es encontrado en la naturaleza.
Hidratos de gas no son estables si la estructura tiene menos de 70% de gas, produciendo 139m3 de metano.
Fractil 100 95 75 50 25 5 0
Rendimiento volumétrico de
los hidratos de gas
139 140.3 145.3 151.5 167.8 162.8 164
Collett (1995)
Por lo anterior se tomo la distribución usada para el calculo de recursos de
hidratos de gas en el Golfo de México (U.S.G.S.).
Datos disponibles a la fecha
Carga de líneas sísmicas y pozos disponible en la zona del Mar Caribe y Pacifico
824 Líneas sísmicas28 Pozos
N
Información en proceso de repatriación
Quantitative analysis of Miocene to recent forearc basin evolution along the Colombian convergent margin
Mountney & Westbrook,(1997)
Líneas sísmicas RRS Charles Darwin cruise CD40 en 1989.Modificado de Mountney & Westbrook,(1997)
1.- Continuación de la interpretación del BSR en el Pacifico Colombiano. Para continuar la interpretación en la zona norte del Pacifico Colombiano se incorporará la información disponible en el portal Marine Geoscience Data System y de estudios realizados en la zona que colaboren con la interpretación del BSR donde no se tienen líneas sísmicas.
RC0904(Imágenes JPEG de líneas sísmicas)
DANA02RR(Líneas sísmicas e imágenes JPEG de líneas sísmicas)
Información en proceso de repatriación
Interpretación del BSR
774400 974400 1174400
1823000
1623000
N
Tiempo
(s)
Caribe Colombiano
374400
1223000
Tiempo
(s)
N
1023000
823000
574400 774400
Pacifico Colombiano
Interpretación del BSR
Interpretación del fondo oceánico
774400 974400 1174400
1823000
1623000
NCaribe Colombiano
Tiempo
(s)
374400
1223000
N
1023000
823000
574400 774400
Pacifico Colombiano
Tiempo
(s)
Interpretación del fondo oceánico
BSR
C-82-10500
NS
BSR en la Guajira
C-82-3500
BSR
NS
BSR en Sinú-San Jacinto
BPSC-1993-36
NOSE
BSR
BSR al oeste del Golfo de Morrosquillo
SENOBSR
L-1973-13
BSR en la cuenca Choco
BSR
P82-6850s
SENO
BSR en frente a Bahía Malaga
P82-1225s
NOSE
BSR
BSR en Tumaco
774400 974400 1174400
1823000
1623000
N
Profundidad
(m)
Fondo oceánico del Caribe Colombiano
374400
1223000
N
1023000
823000
574400 774400
Profundidad
(m)
Fondo oceánico del Pacífico Colombiano
774400 974400 1174400
1823000
1623000
N
Profundidad
(m)
Profundidad del BSR en el Caribe Colombiano
Pendiente en el calculo de volumen de Hidratos de gas
2.- Revisión de las líneas sísmicas en al NO de la Cuenca Colombia y el Los
Cayos en búsqueda de evidencia del BSR en esa zona. Igualmente se
incorporará la información disponible en el portal Marine Geoscience Data
System y estudios realizados en la zona que colaboren con la interpretación
donde no se tienen líneas sísmicas.
3.- Calculo del volumétrico (área y espesor) de la zona de Hidratos de gas por
cuenca.
4.- Estimación los parámetros para las distribuciones de los valores de porosidad,
saturación de hidratos y de rendimiento volumétrico de los Hidratos de gas.
5.- Estimación de volumen de gas contenido en los Hidratos de gas mediante una
simulación de Montecarlo.
6.- Revisión y análisis de resultados con respecto a las estimación de volumen de
gas en Hidratos de gas realizados anteriormente.
Methane Hydrate Newsletter (Vol 9:4, 2009)
Mallik project
Mallik 2002 Gas Hydrate Production Research Well
Program : 2012 results for the first commercial experiment
CURSO - FORO
HIDRATOS DE METANO: Ciencia, Oportunidades, retos socio-ambientales
Mayo, 2012
ACADEMIA COLOMBINA DE CIENCIAS EXACTAS, FÍSICAS Y NATURALES
The United Nations Environment Programme (UNEP), via its
official collaborating center in Norway, GRID-Arendal, is in the
process of implementing a Global Assessment of Methane
Gas Hydrates.
Curso - Foro
TITULOS MINEROS - INGEOMINAS
SOLICITUDES MINERÍA - INGEOMINAS
SEEP – ATLAS GEOQUÍMICO ANH
SEEP – Otros estudios INGEOMINAS -
UNAL
Arenas asfálticas
