Boletín de Geología

Ammonites Leonhardianus Karsten, 1858 from the Upper Cretaceous deposits in Venezuela

Resumen Dentro de la colección de invertebrados fósiles del Museo de Historia Natural de Berlín (Alemania) se encuentra Ammonites Leonhardianus una nueva especie introducida por Karsten en 1858. Este taxón, Paralenticeras leonhardianus (Karsten, 1858) proviene de Barbacoas (municipio Morán, estado Lara - Venezuela) de una sucesión calcárea del Coniaciano que aparece al occidente de El Tocuyo. De la colección de P. leonhardianus (Karsten, 1858) se propone el lectotipo y tres paralectotipos, se describen, miden e ilustran 26 ejemplares de los que allí se hallan.

Abstract From an invertebrate fossils collection at the Museum of Natural History in Berlin (Germany) is possible to find Ammonites Leonhardianus that was introduced as new species by Karsten in 1858. This taxon, Paralenticeras leonhardianus (Karsten, 1858) was collected at the Barbacoas Village (Morán municipality, Lara state - Venezuela) from a Coniacian calcareous succession to the west of El Tocuyo. To the collection of P. leonhardianus is proposed a lectotype and three paralectotypes. Here 26 specimens are described, measured and illustrated.

Structural changes caused by dips in lateral ramps of fold and thrust belts

Abstract Transverse zones are tectonic structures parallel or oblique to the shortening direction. Lateral ramps are inherited tectonic structures and are comprised in a transverse zone. During shortening transverse zones are usually confused with simple strike-slip faults. We evaluated 36 analogue models under brittle conditions using two frontal ramps connected by a lateral ramp at different inclinations (30°, 45°, and 60°) to identify lateral ramps characteristics in the fold and thrust belts. The experiments were conducted in a subduction-type sandbox, using dry sand and a rigid block, representing a brittle crust and the backstop. During shortening, faults and folds related grow parallel to frontal ramps. Significative plunges correlate with the inclination of the lateral ramp. The oblique faults dipped along the direction opposite to the lateral ramp, while the normal faults parallel to the lateral ramp only occurred when linked to lateral ramps with high inclinations. The inclination of the lateral ramp controls the plunge and rotation of the folds and thrust structures. Regardless of the lateral ramp inclinations, in map view, the main characteristics used to identify lateral ramps are i) disrupted structures along the strike in the lateral ramp area and ii) oblique faults related to frontal ramp structures.

Resumen Las zonas transversales son estructuras tectónicas paralelas u oblicuas a la dirección de acortamiento. Las rampas laterales son estructuras tectónicas heredadas y son comprendidas en una zona transversal. Durante el acortamiento las zonas transversales son usualmente confundidas con un sistema de fallas de rumbo. En este trabajo se implementaron 36 modelos análogos en condiciones de comportamiento frágil usando dos rampas frontales conectadas a través de una rampa lateral, estas rampas poseen diferentes inclinaciones (30º, 45º y 60º), con el fin de identificar las características de las rampas laterales en cinturones plegados y cabalgados. Los experimentos fueron ejecutados usando una mesa de modelamiento tipo subducción con arena seca y un bloque de madera, los cuales representan una corteza frágil y un bloque rígido, respectivamente. Las fallas y pliegues principales crecen paralelos a las rampas frontales. El cabeceo de estas estructuras se correlaciona a la inclinación de la rampa lateral. Las fallas oblicuas buzan en la dirección opuesta a la inclinación de la rampa lateral, mientras que las fallas normales paralelas a la rampa lateral solo ocurrieron en el modelo de alta inclinación. La inclinación de las rampas laterales controla el cabeceo y la rotación de los pliegues y los cabalgamientos. Independientemente de la inclinación de las rampas laterales, en vista de mapa, las principales características usadas para identificar rampas laterales son i) interrupción de las estructuras a lo largo del rumbo en el área de la rampa lateral, y ii) fallas oblicuas relacionadas a las estructuras de las rampas frontales.

Columnar jointing structures in lavas from the Nevado del Ruiz Volcanic Complex (Colombia): Facies, dimensions and geometry

Resumen Asociados al Complejo Volcánico Nevado del Ruiz (CVNR) se encuentran varios flujos de lavas con estructuras de disyunción columnar formadas por el régimen físico de enfriamiento. Estos son de interés tanto para el campo de la volcanología como del geoturismo, especialmente para el Geoparque Volcán del Ruiz aspirante a reconocimiento UNESCO, dado que, no solo brindan información sobre los mecanismos de flujo y enfriamiento de las lavas, que a su vez tienen implicaciones en la permeabilidad aprovechable por los fluidos hidrotermales, sino que también hacen parte de los principales atractivos geoturísticos a nivel mundial. En este trabajo se caracterizan las facies de disyunción presentes en cuatro afloramientos ubicados en el flanco noreste del CVNR sobre la vía Manizales - Murillo. De cada afloramiento se realiza una descripción tanto de la morfología del emplazamiento, con base en la fotointerpretación y las observaciones de campo, como de los patrones poligonales, y se determinan las dimensiones de las columnas y sus rasgos menores identificables. Además, se caracterizan macroscópica y microscópicamente las muestras tomadas en cada afloramiento y se establecen sus características texturales y mineralógicas. Como resultado se confirma la composición predominantemente andesítica con presencia de fenocristales euhedrales de plagioclasas (andesina y oligoclasa) de hasta 4 mm y se determina que las columnas tienen dimensiones de 1,3 m de ancho y 3 m de alto en promedio, con estrías separadas por 12,6 cm en promedio aproximadamente y formas poligonales predominantemente de cuatro lados. A partir de los rasgos y características observados, se concluye que estas lavas tuvieron un proceso de enfriamiento rápido y complejo en el que se requirió una alta cantidad de energía, incluyendo disipación de calor y energía deformacional, y que además han sido afectadas por procesos meteorizantes y erosivos intensos.

Abstract Associated with the Nevado del Ruiz Volcanic Complex (NRVC), there are several lava flows with columnar jointing structures that were formed by the physical cooling regime. These joints, of interest to the volcanology and geoturism, specially for the Volcán del Ruiz Geopark, candidate to UNESCO recognition, not only because they have significance to the understanding of flow and cooling mechanisms which in turn have implications on the permeability to geothermal fluids, but also because they are attractive structures for geoturism around the world. In this work, the jointing facies in lavas from four sites along the road between Manizales and Murillo on the northeastern flank of NRVC are characterized. From each outcrop a description is presented in terms of the morphology, using aerial photographs and field observations, and by documenting the dimensions and geometries of joints and their identifiable minor structures. Also, the macroscopic and microscopic characteristics of rock samples from each site allowed the textural features and modal mineralogy to be established. The andesite composition of all samples is confirmed, with euhedral plagioclase (andesine and oligoclase) crystals of up to 4 mm in size. It was also determined that the columns have average dimensions of 1.3 m width, 3 m high, with striae separated by an average of 12.6 cm, and polygonal shapes with predominantly four sides. From these observed features it is concluded that these lavas underwent a relatively quick but nonetheless complex cooling process that involved a large amount of energy, including heat dissipation and deformational energy, and also that many primary features in the emplacements have most likely been affected by intense weathering and erosion.

Visual and quantitative methodology to identify zones of interest within source rock reservoirs

Resumen Alrededor de 16500 resultados de análisis de laboratorio de petrofísica básica y especial, geoquímica, petrografía orgánica, difracción de rayos X, petrografía y SEM han sido obtenidos a partir de muestras de roca (core, sidewall core y ripios), provenientes de formaciones colombianas en etapa de exploración y delimitación como Yacimientos de Roca Generadora (YRG). Contar con gran cantidad de información hace necesaria la implementación de metodologías eficientes para evaluar e identificar zonas potencialmente productoras. Existen diversos enfoques que plantean diferentes flujos de trabajo; algunos enfoques se concentran en aspectos composicionales, así como otros dan prioridad a las características geoquímicas, otros en cambio se basan en el concepto de unidades de flujo, otros se centran en la definición de litofacies, o electrofacies, mientras que otros integran diferentes tipos de parámetros. La metodología aquí presentada posee un enfoque integrador. Esta metodología parte de una recopilación de criterios mineralógicos, petrofísicos, geoquímicos y geomecánicos encontrados en la literatura y aplicables a YRG; se incluyen criterios propuestos por los autores teniendo en cuenta el comportamiento observado en las formaciones colombianas. Estos criterios, expresados a manera de cut-offs, son el soporte de las dos herramientas de interpretación que proporciona esta metodología: (1) un indicador visual equivalente a un mapa de calidad que permite distinguir las mejores zonas a través de una escala de color; (2) dos subindicadores heurísticos (índice de calidad (QI) y suma máxima (SumMax)) los cuales generan una valoración cuantitativa que depende de la calidad y del grado de importancia de cada parámetro, el cual es ajustado por medio de factores de ponderación. Como resultado, se desarrolló una metodología que incorpora criterios de evaluación provenientes de diferentes disciplinas implicadas en la evaluación de YRG, los cuales son ponderados de acuerdo con su importancia y considerados simultáneamente para la determinación de intervalos potencialmente productores.

Abstract Around 16500 results from laboratory analysis of routine and special core analysis, geochemistry, organic petrography, X-ray diffraction, optical petrology, SEM and geomechanics have been obtained from rock samples (core, sidewall core and cuttings) of Colombian formations on exploratory and delimitation stage as Source Rock Reservoirs (SRRs). Having a large amount of information makes necessary to adopt efficient methodologies to evaluate and identify potentially producing areas. There are various approaches that propose different workflows; some of these flows take the compositional aspect as the central axis of work, while others are based on the concept of flow units; some others focus their work on lithofacies, or electrofacies, while others give priority to geochemical characteristics or the integration of different types of parameters. The methodology proposed here has an integrative approach. This methodology starts from a collection of mineralogical, petrophysical, geochemical and geomechanical criteria found in the literature, aimed at SRRs; additionally, other criteria have been proposed by the authors taking into account the behavior observed in Colombian formations. These criteria, presented as cut-offs, are the support of the two interpretation tools provided by this methodology: (1) a visual indicator equivalent to a quality map allowing the best areas to be distinguished by means of a color scale; (2) two heuristic sub-indicators (quality index (QI) and maximum sum (SumMax)) which generate a quantitative assessment depending on the quality and degree of importance of each parameter, which is adjusted by means of weighting factors. As a result, a methodology was developed integrating evaluation criteria from different disciplines involved in the evaluation of SRRs. These criteria are weighted according to their importance and considered simultaneously in the determination of potentially producing intervals.

Mapping of indirect indices of hydrocarbon manifestations in the Gulf of Guacanayabo, Cuba

Resumen La necesidad de disponer de reservas gaso-petrolíferas es imperiosa en el mundo contemporáneo y en el caso de Cuba la situación se acentúa debido a factores externos. Por esta razón numerosas investigaciones son realizadas en el territorio nacional para localizar estructuras favorables donde puedan encontrase acumulaciones de hidrocarburos. El objetivo de esta investigación ha sido estudiar los sedimentos marinos del Golfo de Guacanayabo (Cuba Oriental), los indicios de hidrocarburos en los fondos marinos y el establecimiento de las áreas de mayor interés. Para este estudio se ha combinado la batimetría y la sísmica de reflexión de alta resolución para realizar la cartografía de estructuras anómalas clasificadas como posibles pockmarks y volcanes de lodo (“mud volcanoes”), morfologías generadas por emisiones naturales de hidrocarburos en los fondos marinos. Asimismo, se ha establecido la relación entre emanaciones gaseosas y presencia de gas en los sedimentos del fondo marino y las estructuras profundas y someras en la región. Finalmente, se han establecido las áreas con mayores potenciales a partir de la integración de todos los resultados disponibles. Este estudio permite asegurar las potencialidades del Golfo de Guacanayabo para estudios posteriores en relación con la presencia de hidrocarburos en el subsuelo.

Abstract The need to have gas and oil reserves is imperative in the contemporary world and in the case of Cuba the situation is accentuated due to external factors. For this reason, numerous investigations are carried out in the national territory to locate favorable structures where accumulations of hydrocarbons can be found. The objective of this research has been to study the marine sediments of the Gulf of Guacanayabo (Eastern Cuba), the indications of hydrocarbons in the seabed and the establishment of the areas of greatest interest. For this study, the combined use of bathymetry and high-resolution reflection seismic was used to map anomalous structures classified as possible pockmarks and mud volcanoes, morphologies generated by natural hydrocarbon emissions in the seabed. Likewise, the relationship between gaseous emanations and the presence of gas in the sediments of the seabed and the deep and shallow structures in the region has been established. Finally, the areas with the greatest potential have been established from the integration of all the available results. This study allows to ensure the potentialities of the Gulf of Guacanayabo for subsequent studies in relation to the presence of hydrocarbons in the subsoil.

Geochemistry and petrographic analysis of Los Cuervos and Molino formations, Cesar Sub-Basin (Colombia): Implications in the petroleum system evolution

Abstract A geochemical characterization of Los Cuervos and Molino formations in the Cesar Sub-Basin was carried out using core samples obtained from the ANH-La Loma-1 Well. A total of 113 Rock-Eval pyrolysis analysis, total organic carbon (TOC), total sulphur content (TS) analysis, 13 vitrinite reflectance analysis (%Ro) and 30 thin-section petrographic analysis were performed. Based on these new data, it was possible to classify the quality of organic matter and the current thermal maturation of Los Cuervos and Molino formations. Additionally, a petrographic characterization of 30 samples allowed the correlation of the lithology with the geochemical results. Also, one-dimensional geochemical modelling was implemented in order to contribute to the knowledge of the evolution of the oil system in the Cesar Sub-Basin. The spatial distribution of the formations used in the modelling was obtained from 2 seismic lines two-way time. The results obtained indicate that Los Cuervos Formation presents TOC values from 0.29 to 66.55%, TS values from 0.02 to 11.29%, their organic matter consisted of type III kerogen which is consistent with an immature thermal maturation stage. In contrast, the Molino Formation presents TOC values from 0.23 to 2.28%, TS values from 0.001 to 1.39%, their organic matter consisted of type II/III kerogen this suggests an early entry to the oil window with a maximum pyrolysis temperature (Tmax) value of 442°C. The geochemical modelling tunes better with measured data from palaeo-geothermometers (%Ro and Tmax). The geochemical modelling shows that, between 60 - 40 million years ago (mya), the Cretaceous formations entered in the oil generation window and it is expected that, between 40 - 30 mya, the Lagunitas, Aguas Blancas, and La Luna formations will be at their peak of hydrocarbon generation.

Resumen Las muestras de núcleo obtenidas del Pozo ANH-La Loma-1 localizado en la Subcuenca Cesar permitieron la caracterización geoquímica de las formaciones Los Cuervos y Molino. Se realizaron un total de 113 análisis de pirólisis Rock-Eval, de carbono orgánico total (COT) y de contenido de azufre total (TS), 13 análisis de reflectancia de vitrinita (%Ro) y 30 análisis petrográficos de secciones delgadas. Basados en estos nuevos datos se pudo establecer la calidad de la materia orgánica y la condición actual de la maduración termal de las formaciones. Adicionalmente, la caracterización petrográfica de 30 muestras permitió la correlación de la litología con los resultados geoquímicos. También, se realizó un modelamiento geoquímico 1D con la finalidad de aportar en el conocimiento de la evolución del sistema petrolífero de la Subcuenca Cesar. La distribución espacial de las formaciones usada en el modelamiento fue obtenida de 2 líneas sísmicas 2D en tiempo. Los resultados obtenidos indican que la Formación Los Cuervos presenta valores de COT de 0,29-66,55%, valores de TS de 0,02-11,29%, su materia orgánica es de kerógeno tipo III el cual es consistente con un estado de madurez termal inmaduro. En contraste, la Formación Molino presenta valores de COT de 0,23-2,28%, valores de TS de 0,001-1,39%, su materia orgánica es de kerógeno tipo II/III, esto sugiere una temprana entrada en ventana de generación con un valor de Tmáx de 442°C. El modelo geoquímico calibra bien con los datos medidos de paleo-geotermómetros (%Ro y Tmáx) y muestra que entre 60 - 40 Ma las formaciones Cretácicas entraron en ventana de generación de hidrocarburos y se espera que entre 40-30 Ma las formaciones Lagunitas, Aguas Blancas y La Luna se encuentren en su pico de generación de hidrocarburos.

Geochemistry and mineralogy of the La Pava mine, Muzo-Quípama: implications for emerald exploration in Colombia

Resumen La mina La Pava es parte del distrito esmeraldífero de Muzo-Quípama, Colombia; allí la presencia de esmeraldas se asocia con pelitas de la Formación Muzo. La mineralización es controlada espacialmente por el Anticlinal de La Pava -un pliegue por propagación de falla- y se restringe a zonas que han experimentado intensa alteración hidrotermal (albitización y carbonatización). Los principales rasgos observados en las venas productivas son las asociaciones paragenéticas de albita-xenotimo-fluorapatito y calcita-dolomita, los cuales van acompañados de anomalías geoquímicas positivas de Y, P, Mn y Mg. Adicionalmente, se presentan anomalías negativas de Li-Cs-Be-Ti que representan indicadores consistentes de la lixiviación de estos elementos en las rocas y su posterior concentración en venas y brechas hidrotermales. Se concluye que en La Pava existen parámetros estructurales, estratigráficos, mineralógicos y geoquímicos que permiten identificar bloques potenciales para hospedar mineralizaciones de esmeraldas.

Abstract The La Pava mine is located in the Muzo-Quípama district, Colombia; there, the emeralds are hosted by pelites from the Muzo Formation. The mineralization is spatially associated with the La Pava Anticline -a fault- propagation fold- and restricted to strongly altered zones (albitized and carbonatized). The main features displayed by the fertile veins are the mineral assemblages that include albite-xenotime-fluorapatite and calcite- dolomite, and their corresponding positive geochemical anomalies: Y, P, Mn, and Mg. Moreover, there is a consistent negative anomaly of Li-Cs-Be-Ti, which means these elements were effectively leached from the host rocks and subsequently concentrated as infill products in the hydrothermal veins. As a concluding remark, we identified a sort of parameters, regarding structures, stratigraphy, mineralogy, and geochemistry, that can be useful in defining exploration targets for emerald deposits.

3D Seismic stratigraphy applied to lithology estimation in a deltaic system

Abstract Seismic stratigraphy becomes a useful tool when it comes to 3D lithology distribution, since it gives the interpreter insights of the facies most likely to be present in a certain sedimentary environment. On the other hand, it is also the main input information while modeling petrophysical properties like water saturation, effective porosity and permeability, which are critical in the process of evaluation of a hydrocarbon reservoir. In this context, techniques such as seismic inversion allows the geoscientists to get 3D models of P-impedance, S-impedance and density, which are used as the main input to estimate the reservoir petrophysical properties just mentioned and additionally useful parameters used as a lithology indicator. This paper proposes a workflow to achieve the goal of integrating seismic stratigraphy, seismic inversion and attributes to get a lithology 3D model. Now, to get a suitable correlation between the facies interpreted using well logs and core data with the elastic properties, rock physic templates (RPT’s) were made where proper elastic modulus was carefully chosen to define probability distribution functions (PDF’s) for each facies defined in the correlation wells. On the other hand, based on a set of stratigraphic surfaces created on a different study, 3D models of P-impedance, S-impedance and density were obtained from seismic inversion so that the RPT’s could be built. For this specific instance, only a set of the elastic properties and seismic attributes offered a suitable correlation with the facies defined in the calibration wells. Moreover, the probability distribution functions (PDF’s) already generated allowed the distribution in 3D and the definition of the ranges in which each facies previously stated varies for the elastic modulus estimated.

Resumen La estratigrafía sísmica es una herramienta útil a la hora de generar modelos 3D de litología, ya que provee al intérprete conocimiento de las facies más probables a existir en un ambiente sedimentario dado. Por otro lado, la estratigrafía sísmica es también uno de los datos de entrada principales durante el modelado petrofísico de propiedades como la saturación de agua, porosidad efectiva y permeabilidad, las cuales son críticas en el proceso de evaluación de un yacimiento de hidrocarburos. En este orden de ideas, técnicas tales como la inversión sísmica permiten a los geocientíficos obtener modelos 3D de impedancia acústica, impedancia de corte y densidad, los cuales son usados como dato de entrada para estimar las propiedades petrofísicas del yacimiento mencionadas y adicionalmente como indicadores de litología. Este artículo propone un flujo de trabajo para lograr integrar la estratigrafía sísmica, inversión y atributos sísmicos para obtener como resultado un modelo 3D de litología. Ahora, para obtener una correlación apropiada entre las facies interpretadas usando registros de pozo e información de núcleos con las propiedades elásticas, correlaciones de física de rocas (RPT’s) fueron implementadas obteniendo como resultado la selección de los módulos elásticos apropiados para definir funciones de distribución de probabilidad (PDF’s) para cada una de las facies definidas en los pozos de correlación. Por otra parte, basado en un grupo de superficies estratigráficas creadas en otro estudio, modelos 3D de impedancia acústica, impedancia de corte y densidad fueron creados a partir de inversión sísmica de tal modo que los RPT’s se pudieran construir. Para este ejemplo en particular, únicamente un grupo de propiedades elásticas y atributos sísmicos presentaron una correlación apropiada con las facies definidas en los pozos de correlación. Adicionalmente, las funciones de distribución de probabilidad (PDF’s) ya definidas permitieron la distribución en 3D y la definición de los rangos en los cuales cada una de las facies anteriormente definidas varían para los módulos elásticos.

Complementary analysis between instrumental and macrosismic parameters: earthquake may 24, 2008 in Quetame, Colombia

Resumen El terremoto ocurrido el 24 de mayo de 2008 en el municipio de Quetame (Colombia), es un evento reciente detectado por la Red Sismológica Nacional de Colombia (RSNC) y la Red Sismológica Mundial, que reportaron parámetros como: epicentro, profundidad, magnitud, momento sísmico escalar y mecanismo focal, entre otros. Basado en los daños y efectos causados, INGEOMINAS (Servicio Geológico Colombiano) evaluó el campo macrosísmico elaborando el mapa de intensidades con datos en diversas poblaciones de los departamentos de Cundinamarca, Tolima y Meta, principalmente. Tomando como base esta información macrosísmica, en el presente trabajo se aplican algunos métodos de análisis macrosísmico para obtener los correspondientes parámetros focales. Los resultados muestran fuertes correlaciones o similitudes entre los parámetros instrumentales y macrosísmicos. Instrumentalmente se reportó: Epicentro 4,4°N y 73,81°O; 5,9 Mw, 5,9 Ms, 5,6 mb, 5,7 M ; h=14,7 km, M =7,95*1024 dinas-cm. Mientras que macrosísmicamente se obtuvo: Epicentro 4,34°N y 73,86°O; 5,94 Mw, 5,5 Ms, 5,6±0,2 mb, 5,63 M ; h =12,1 km, h =2,23 km; E=4,57*1020 ergios, M =9,14*1024 dinas-cm; también se determinaron los parámetros de las dimensiones del foco sísmico y la deformación sismotectónica expresada por el flujo sísmico de la masa rocosa. Los procedimientos aplicados muestran el carácter de complementariedad entre los datos instrumentales y macrosísmicos.

Abstract The earthquake of May 24th, 2008, occurred in the municipality of Quetame (Colombia), is a recent event detected by the RSNC and the World Seismological Network, which reported their seismological parameters: epicenter, depth, magnitude, scalar seismic moment and focal mechanism, among others. Based on the damages and effects caused, INGEOMINAS (Colombian Geological Survey) evaluated the macroseismic field, preparing the map of intensities with data in various populations of the departments of Cundinamarca, Tolima and Meta, mainly. Based on this macroseismic information, in this work some macroseismic analysis methods are applied to obtain the corresponding focal parameters. The results show strong correlations or similarities between instrumental and macroseismic parameters. Instrumentally reported: Epicenter 4.4°N and 73.81°W; h=14.7 km, 5.9 Mw, 5.9 Ms, 5.6 mb, 5.7 M ; M =7.95*1024 dynes-cm. While macroseismically it was obtained:Epicenter 4.34°N and 73.86°W; 5.94 Mw, 5.5 Ms, 5.6±0.2 mb, 5.63 M ; h =12.1 km, h =2.23 km; E=4.57*1020 erg, M =9.14*1024 dynes-cm; the parameters of the dimensions of the seismic focus and the seismotectonic deformation expressed by the seismic flow of the rock mass were also determined. The applied procedures show the character of complementarity between instrumental and macroseismic data.

Evaluation of the use of remote sensors for the identification of oil seeps in offshore areas of Uruguay

Resumen El uso de Sensores Remotos para la captura de datos de la superficie terrestre y marina constituye un área de investigación muy activa en los últimos 20 años. Una de las posibles aplicaciones es la detección de hidrocarburos en cuerpos de agua, bien sea con fines ambientales o para la prospección de posibles yacimientos petrolíferos. Desde el punto de vista geológico, en el margen continental uruguayo se localizan tres cuencas sedimentarias: Punta del Este, Pelotas y Oriental del Plata, las cuales presentan posibilidades de contener acumulaciones de hidrocarburos. En este trabajo se propone la utilización de la teledetección para la identificación de manchas de crudo u oil seeps en áreas marinas. Se evalúan las distintas técnicas de percepción remota para la detección de oil seeps. Mediante una revisión del estado del arte, se establece que los sensores activos satelitales de radar de apertura sintética (SAR), presentan mejor desempeño en la detección de crudo que los pasivos. Posteriormente, se define una metodología sencilla y replicable que comprende el preprocesamiento y procesamiento de las imágenes SAR junto a la implementación de un algoritmo de detección de crudo que ha sido ampliamente probado y de fácil implementación, como lo es el de Brekke y Solberg de 2005. Luego de validar la metodología en áreas piloto del Canal de Santa Bárbara y el Río de la Plata se procede a aplicarla en el área de estudio, de 20.101 km2, en el offshore uruguayo, obteniéndose 2 detecciones que suman 18,7 ha, aunque con bajo nivel de confianza debido a que las polarizaciones disponibles (HH-HV) no son las óptimas para la detección. De los resultados obtenidos se concluye que la metodología empleada es viable para detectar oil seeps en grandes superficies de cuerpos de agua con costos relativamente bajos.

Abstract The use of Remote Sensors to capture data from the land and sea surface is a very active research area. One of the possible applications is the detection of hydrocarbons in bodies of water, either for environmental purposes or for the prospecting of possible oil fields. In this sense, from the geological point of view, three sedimentary basins are located on the Uruguayan continental margin: Punta del Este, Pelotas and Oriental del Plata, in which evidence of hydro-carbon accumulations has been identified. This paper proposes the use of remote sensing for the identification of oil spots or oil seeps in marine areas. The different remote sensing techniques for the detection of oil seeps are evaluated. Through a review of the state of the art, it is established that active Synthetic Aperture Radar (SAR) sensors present better performance in detecting crude oil than passive ones. Subsequently, a simple and replicable methodology is defined that includes the pre-processing and processing of SAR images together with the implementation of a crude oil detection algorithm that has been widely tested and easy to implement, as is Brekke and Solberg’s 2005. After validating the methodology in pilot areas of the Santa Barbara Canal and the Río de la Plata, it is applied in the study area, of 20,101 km2, in the Uruguayan offshore, obtaining 2 detections totaling 18.7 ha, although with low level of confidence because the available polarizations (HH-HV) are not optimal for detection. From the results obtained, it is concluded that the methodology used is viable to detect oil seeps in large areas of water bodies with relatively low costs.