Caracterización petrofísica como potencial reservorio de las sucesiones siliciclásticas paleógenas del pozo ANH-TIERRALTA-2-X-P en la Cuenca Sinú-San Jacinto, caribe colombiano

Abstract

Una evaluación petrofísica se llevó a cabo para los niveles siliciclásticos del pozo ANH-TIERRALTA-2-X-P en la Cuenca de Sinú-San Jacinto, Noroeste de Colombia. El pozo se dividió en cinco unidades informales que contienen diez ciclos estratigráficos basándose en la litología y la respuesta del registro de gamma ray. La primera desde la superficie hasta 1100 ft (Formación El Carmen, Oligoceno), la segunda (1100 ft - 3100 ft) compuesta de biomicritas (Formación Tolúviejo, Eoceno). La Unidad 3 corresponde a areniscas cuarzosas y litoarenitas interestratificadas con lutitas (de 2000 ft de espesor); la Unidad 4 corresponde a areniscas conglomeráticas (5530 ft – 6620 ft); la Unidad 5 (6620 ft hasta 6770 ft) contiene calizas grises; estas tres últimas, se correlacionan con la Formación San Cayetano, Paleoceno. La unidad basal (6770 ft hasta 8711 ft) contiene lutitas de color gris oscuro, y se correlaciona con la Formación Cansona, del Cretácico superior. Petrográficamente, se analizaron 26 secciones delgadas del Ciclo 8 (Unidad 3). La diagénesis temprana está representada por compactación, caolinitización de feldespatos alcalinos y sericitización de plagioclasas, y la diagénesis de enterramiento por neoformación de cemento de poros de calcita. Los ciclos siliciclásticos basales (4, 5 y 6 en la Unidad 4) son los más prospectivos para la acumulación de hidrocarburos, mientras que el Ciclo 7 (en la Unidad 3), correspondería a la roca sello del posible sistema petrolífero. El volumen de shale se calculó a partir de los registros de gamma ray y densidad-neutrón. Los cálculos de porosidad hechos a partir del registro de densidad (entre 8 y 15%) son los más próximos a los valores calculados en el laboratorio a partir de los plugs recuperados (5%). La saturación de agua se estimó utilizando la porosidad calculada y el registro de resistividad profunda, reportándose un valor promedio de 95% en los potenciales reservorios analizados