La Formación Carbonera, ubicada en la Cuenca de los Llanos Orientales de Colombia, presenta una marcada heterogeneidad petrofísica, con permeabilidades que varían entre 0.05 y 20 Darcy y porosidades entre 13 % y 33 %. Esta variabilidad, influenciada por la localización de los pozos y la presencia de un acuífero activo de fondo, plantea importantes retos para la caracterización estática del yacimiento. Para modelar con precisión el volumen de arcillas, la porosidad y la permeabilidad, se aplicó una metodología integrada que combinó registros convencionales y especiales, análisis de núcleos (RCAL y DRX), modelos analíticos, correlaciones estadísticas y la clasificación en unidades de flujo hidráulicas (HFU). Esta integración permite una evaluación sistemática de los modelos petrofísicos tradicionales y aborda sus limitaciones en yacimientos altamente heterogéneos. Los resultados muestran que el modelo de Stieber fue el más confiable para la estimación del volumen de arcillas al compararse con los datos mineralógicos, mientras que el modelo de porosidad basado en densidad presentó la mejor concordancia con las mediciones de laboratorio (RCAL). Las correlaciones de permeabilidad de Morris y Biggs y Timur resultaron inadecuadas, al subestimar los valores en este ambiente heterogéneo; en contraste, las correlaciones estadísticas basadas en HFU lograron un mejor ajuste, reduciendo la incertidumbre y capturando de manera más efectiva la variabilidad del sistema poroso. En comparación con los enfoques empíricos convencionales, el flujo de trabajo propuesto mejora la coherencia física de la estimación de la permeabilidad y su representación espacial. Las simulaciones geoestadísticas con variogramas esféricos y exponenciales reprodujeron la continuidad lateral y vertical de la porosidad y la permeabilidad, reflejando la anisotropía característica del ambiente sedimentario. Este flujo de trabajo integrado mejora significativamente la confiabilidad de los modelos estáticos, al representar de forma más realista la heterogeneidad y la capacidad de flujo del yacimiento. Los resultados constituyen no solo insumos robustos para las simulaciones dinámicas, sino también una base valiosa para optimizar las estrategias de recobro mejorado y la planificación del desarrollo del campo en la Formación Carbonera y en otros yacimientos con similar complejidad geológica.
El aumento en la demanda sobre metales considerados críticos por numerosos países, tales como el galio (Ga), germanio (Ge) e indio (In), para el desarrollo de nuevas tecnologías, ha generado el resurgimiento del interés sobre los yacimientos de zinc (Zn) y plomo (Pb) que corresponden a la mayor fuente de estos metales encontrados en depósitos Mississippi Valley Type (MVT), cuyo principal mineral alojante es la esfalerita. Las unidades cretácicas de la Cordillera Oriental de Colombia se presentan como el escenario propicio para la formación de estos depósitos, ya que cuentan con las características geológicas que favorecen su formación y coinciden cronológicamente con los eventos principales que dieron lugar a la mayoría de los depósitos MVT conocidos alrededor del mundo. La ocurrencia mineral de esfalerita ubicada sobre la vereda Caldas, en el municipio de Chiquinquirá, Boyacá, se sometió a una caracterización petrográfica y mineralógica con el fin de determinar la relación de dichos elementos críticos con este tipo de mineralizaciones. Se encontraron concentraciones destacables de Ga, Ge e In, alojadas en medio de estos sulfuros, los cuales se emplazan en medio de estas unidades cretácicas compuestas principalmente por rocas sedimentarias clásticas y localmente calcáreas. El origen de estos fluidos mineralizantes se da principalmente por la migración de aguas connatas ricas en metales lixiviados de rocas meteorizadas que son posteriormente sometidas a ambientes reductores que generan la precipitación de sulfuros como esfalerita y calcopirita. Los resultados obtenidos permiten atestiguar la potencialidad de este escenario geológico para albergar este tipo de elementos económicos de interés, lo cual se podría convertir en un indicador geológico que expanda la exploración de estos metales a una escala más regional.
La inversión geofísica es un proceso matemático utilizado para inferir características del subsuelo a partir de modelos que representan sus propiedades físicas, según datos medidos o parámetros físicos. Uno de los retos de la inversión geofísica es generar modelos que se ajusten a los datos obtenidos. Para resolverlo, se han desarrollado diversas metodologías, como el esquema de Gauss-Newton. Estas metodologías requieren la selección óptima del parámetro de regularización, pero no proporcionan una función o clase predefinida para dicha selección. En consecuencia, este estudio propone un novedoso algoritmo de optimización, basado en el principio de discrepancia, para estimar el parámetro de regularización utilizando un conjunto de datos sintéticos y reales de tomografía de resistividad eléctrica. De acuerdo con los resultados, se obtuvieron valores ideales de tolerancia para cada conjunto de datos, y se demostró la eficacia y las ventajas computacionales del algoritmo propuesto. Además, el algoritmo mostró una mejor definición de las estructuras de interés que otros algoritmos reportados en la literatura científica.
Las limitadas reservas petrolíferas de Colombia hacen imperativo potencializar cuencas productivas como la del Valle Superior del Magdalena. En la industria del petróleo, la temperatura de los fluidos es un parámetro clave para entender la madurez del sistema. Este estudio se enfoca en las rocas madre carbonatadas de las formaciones Hondita (Albiano medio-Turoniano inferior-medio) y Loma Gorda (Turoniano superior-Coniaciano) en el sector de Yaguará, Huila, caracterizando su historia térmica mediante microtermometría de inclusiones fluidas. Se encontraron diferencias claras entre ambas unidades: la Formación Hondita presenta un rango de temperaturas de homogenización (105,5-146,3 °C) y salinidades (promedio 23,1 %) que abarca una ventana de generación desde petróleo pesado a liviano. En contraste, la Formación Loma Gorda registra temperaturas consistentemente más altas (130,5-150,1 °C) y salinidades ligeramente menores (promedio 21,3 %), por lo que se sitúa en una ventana de madurez térmica superior que va desde petróleo mediano hasta la generación de gas húmedo y condensado. Estos datos reflejan que ambas unidades registran una fase diagenética tardía, caracterizada por la circulación de salmueras calientes durante el soterramiento profundo, pero con una inversión térmica debido al sistema de pliegues y cabalgamientos de la cuenca.
Los modelos geológicos 3D son una representación de la geología del subsuelo, generados a partir de la integración de información de múltiples fuentes de datos. Estos modelos juegan un papel crucial en la identificación de áreas con potenciales recursos geológicos. La calidad de los modelos depende de la disponibilidad de datos y los algoritmos de interpolación empleados. Sin embargo, los algoritmos a menudo tienen dificultades al representar con exactitud las propiedades del subsuelo. Además, el geomodelamiento 3D es comúnmente realizado en software comercial, lo cual limita el desarrollo de la investigación en este campo. Este artículo propone un flujo de trabajo que usa una librería de código abierto basada en Python e implementa el método de interpolación de campos potenciales, para resolver estos problemas. Este flujo de trabajo mejora el sentido geológico y promueve la interoperabilidad. Además, permite evaluar la incertidumbre del modelado y garantiza un rendimiento eficiente, incluso en escenarios de escasez de datos. El flujo de trabajo fue testeado en un área de estudio en la cuenca de los Llanos. Se realizaron experimentos para evaluar su exactitud, robustez e interoperabilidad. Los resultados demostraron que el método de interpolación de campos potenciales proporciona una representación con mayor exactitud y sentido geológico comparado con otros algoritmos de interpolación. Con respecto a la robustez, demostró una eficiencia hasta con un 90 % de escasez de datos. Finalmente, se demostró la interoperabilidad del modelo a través de su integración en software de modelamiento geofísico. Los experimentos mostraron que el flujo de trabajo propuesto proporciona un enfoque geológicamente significativo, permite su interoperabilidad con distintos algoritmos de modelamiento y facilita el análisis de incertidumbre. Este marco de trabajo es validado al comparar los resultados con los de software comerciales, lo cual demuestra que se pueden obtener resultados equivalentes usando únicamente herramientas de código abierto, por lo que se reducen costos y se fomenta el desarrollo de la investigación.
