Llanos Orientales


Geoquímica

Hay un amplio rango de crudos en la cuenca, variando de aceite pesado a condensado. No hay una relación directa entre la profundidad del reservorio y la gravedad API. Los aceites de mejor calidad están localizados en el piedemonte (condensado de Cusiana) y en la parte norte de la cuenca (aceite liviano de Caño Limón).

La mayoría de la secuencia estratigráfica es inmadura. Sin embargo en el Piedemonte la secuencia alcanza la ventana de generación de aceite y gas tardíamente produciendo el condensado encontrado en Cusiana. El tipo de kerógeno varía entre II y III, perteneciendo el tipo II al Piedemonte y el tipo III a la zona de antepaís. La mayoría de las muestras tienen menos que el 2% TOC, pero hay unos intervalos con valores más altos. El potencial generador varía entre 0 y 90 mg HC/g Roca, con la mayoría de las rocas bajo 10 mg HC/gRock.

Para gas, el diagrama C2+ vs d13C CH4 (ppm) sugiere que las muestras de gas corresponden a una variedad de procesos como mezclas, madurez termal diferencial y biodegradación. El diagrama C2/C3 vs d13C C2 – d13C C3 sugiere que las muestras de gas analizadas fueron originadas por cracking primario.

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