Tres reservorios de gas natural son investigados por un equipo de la Facultad de Minas

Hernán Arboleda, Paulina Muñoz, y Sara Villa, egresado y egresadas de Ingeniería Geológica e investigadores del Grupo de Estudios en Geología y Geofísica —EGEO—, están investigando la formación y almacenamiento de gas natural en tres cuencas colombianas mediante un estudio financiado por el Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación —MinCiencias— y la Agencia Nacional de Hidrocarburos —ANH—.

Formación sedimentaria Ciénaga de Oro con niveles de carbón. Cuenca Sinú San Jacinto

Los proyectos incluyen tres zonas del país: la cuenca del Cauca, al suroccidente; la cuenca Sinú-San Jacinto, al norte; y el sector central de la Cordillera Oriental, a la altura del municipio de Soapaga. Cada una tiene pistas sobre el potencial gasífero de Colombia y sobre las condiciones geológicas que favorecen la formación y migración de hidrocarburos.

“En el fondo, lo que buscamos es entender algunos factores geológicos importantes que pueden asociarse a la generación y almacenamiento de gas. Como anomalías en temperatura o el fracturamiento asociado a fallas ”, aclaró Muñoz.

Las cuencas estudiadas por estos jóvenes científicos representan distintos niveles de conocimiento y madurez exploratoria. En la clasificación de la ANH, las cuencas del Sinú y del Cauca-Patía se consideran como emergente  y frontera respectivamente,  con información parcial y un enorme potencial por descubrir. En cambio, la Cordillera Oriental es un territorio más conocido, con abundantes registros y pozos exploratorios previos, pero que plantea nuevos desafíos, especialmente en la búsqueda de hidrocarburos.

“En el oriente del país hay una falla muy importante, la falla de Soapaga que  atraviesa rocas sedimentarias Cretácicas y basamento más antiguo, las rocas Cretácicas son generadoras de hidrocarburos. Nuestro trabajo busca caracterizar el sistema de fracturas asociado a esa falla y determinar en qué momento geológico ocurrió la deformación, porque de eso depende saber si el gas pudo migrar y almacenarse en las rocas adecuadas. Es, en cierta forma, entender si de forma natural se dio fracking”, precisó Villa.

Mientras tanto, en el sur y el norte —las cuencas del Cauca y Sinú — la atención se centra en el comportamiento térmico de las rocas sedimentarias, clave para comprender si las condiciones fueron lo suficientemente calientes para generar gas. En el Cauca, la presencia de plutones —cuerpos de roca ígnea formados por magma que se enfrió lentamente bajo tierra— puede haber alterado la temperatura de los sedimentos circundantes.

“Es como si quisiera calentar la materia orgánica; pensando que La Tierra es algo así como una estufa. Dentro de ella hay materia orgánica, y al calentarla, se libera una grasa: primero se forma querógeno, luego petróleo, y cuando la temperatura aumenta más, se genera gas. El aumento de la temperatura en La Tierra se puede dar por varios factores a veces proviene de cuerpos magmáticos cercanos o configuraciones diferentes en el interior terrestre”, ilustró Villa.

Fracturamiento asociado a la falla Soapaga. Cordillera Central. 

El estudio del calor y su efecto en las rocas se convierte así en un elemento para descifrar la historia térmica de cada cuenca. Una roca fría no habrá producido gas de origen térmico; mientras que una  muy caliente quizá ya lo liberó. Entre esos extremos está el punto ideal, conocido como ventana del gas, que indica las condiciones óptimas de temperatura y presión para su generación.

Las investigaciones combinan trabajo de campo con análisis de laboratorios. Tras las jornadas de recolección de muestras, las rocas pasan por una serie de estudios microscópicos que revelan sus secretos.

Primero se realiza petrografía, que consiste en observar las rocas con microscopios ópticos para identificar sus minerales, texturas o incluso estimar cualitativamente su contenido de materia orgánica. Luego se aplican análisis con microscopía electrónica de barrido —SEM—, técnica que permite observar rocas con aumentos miles de veces mayores, determinando su porosidad, morfología y composición química.

Sin embargo, como columna vertebral de los proyectos esencialmente asociadas al comportamiento termal, se encuentran herramientas para entender la temperatura de las cuencas como la espectroscopía Raman y la termocronología, que brindan información sobre la historia térmica de la rocas, comprender su enterramiento, levantamiento,  y erosión . “El Raman es una técnica poco usada en Colombia para estimar la madurez termal de las rocas, siendo más económica y menos destructiva que las más usadas. Lo que hacemos es incidir un láser sobre puntos específicos de una sección delgada de la roca donde hay materia orgánica. La interacción entre la luz y la muestra produce un espectro con picos característicos, que luego se pueden traducir en temperaturas”, explicó Muñoz.

Tras la obtención de datos de cada cuenca, el equipo quiere estandarizar la metodología Raman para que otros estudios la apliquen en sus exploraciones. Así como entender sistemas de fracturamiento complejos que pueden formar parte de yacimientos no convencionales de hidrocarburos. 

El aporte metodológico de los jóvenes investigadores y el grupo EGEO asociado al Departamento de Procesos y Energía de la Facultad, se relaciona con nuevas maneras de explorar yacimientos en el país. El gas natural es un recurso fundamental en la matriz energética colombiana. “Nuestro propósito es entender zonas puntuales por medio de estas metodologías que permitan luego una visión más regional de otros posibles yacimientos y de la evolución geológica colombiana”, concluyó Villa. 

Al finalizar estas investigaciones se habrá aumentado la base de datos para cuencas productoras de hidrocarburos tanto para las más exploradas como para aquellas que aún requieren más datos.