FORMACIONES EXISTENTES Y CAMPOS EXPLOTADOS EN BOLIVIA 1. INTRODUCCIÓN Este trabajo se enfoca en el conocimiento amplio sobre las formaciones geologías productoras de petróleo y gas en nuestro país. Existen varias zonas petrolíferas en el territorio, teniendo como la más sobresaliente el subandino sur, es en esta zona donde se encuentran los Mega Campos y muchos otros que aportan a la producción de hidrocarburos, el conocimiento de varias características de estas zonas, nos ayuda a familiarizarnos con el ámbito petrolero de nuestro país. Además que en el presente trabajo se profundiza en el conocimiento de varios campos existentes en el territorio, teniendo así el conocimiento de cuantos campos se encuentran en producción y de cuantos pozos se encuentran en abandono o proceso de abandono, abandono, además que se brinda la información geológica generalizada y del tipo de hidrocarburo producido de cada campo
2. OBJETIVOS
Ampliar el conocimiento sobre los campos y formaciones existentes en Bolivia.
Conocer el potencial hidrocarburifero de nuestro País.
3. MARCO TEORICO FORMACIONES EXISTENTES EN BOLIVIA Una forma de conocer las formaciones más sobresalientes para el área hidrocarburifera es observando las columnas estratigráficas de varias zonas productoras de Bolivia. Primeramente tenemos al Subandino:
Las formaciones más importantes que tenemos en el subandino son: 1
Formación Huamampampa: Es el principal reservorio de Gas en el Subandino. Posee Areniscas con porosidad del 2-3%, que poseen la característica de ser altamente fracturadas. Posee buzamientos altos los cuales afectan la estabilidad del pozo.
Formación Los Monos: Es la Roca Madre y Sello en la Zona Subandina, se encuentra conformada por limolitas y lutitas con finas capas de areniscas, esta formación se encuentra afectada por plegamientos y fallas. También posee altos buzamientos.
Formación Icla: Está conformada por areniscas arcillosas intercaladas por lutitas, que en un principio no fueron consideradas como productoras de gas. La estructura de Icla muestra conformidad con Huamampampa. Fue encontrada por el SAL-10, sin embargo este nivel no fue probado en este pozo, por lo cual sus reservas eran consideradas como probables.
Formación Santa Rosa: Al igual que las formaciones Huamampampa e Icla, los reservorios de la formación Santa Rosa se ubican en el bloque bajo (con respecto a la falla San Antonio) de la estructura del anticlinal San Alberto, cerrando al este por una falla longitudinal, mientras que al norte, sur y oeste cierra por buzamiento. El pozo SAL-10 descubrió este reservorio, estando su tope en – 3751.1 m.
Posteriormente en el presente documento se explicara demás formaciones también importantes para el área hidrocarburifera, con forme conozcamos los campos existentes en nuestro País.
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CAMPOS GASIFEROS DE BOLIVIA
(Fuente: ANH)
CAMPOS PETROLIFEROS DE BOLIVIA
(Fuente: ANH)
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EMPRESAS Y CAMPOS GASÍFEROS Y PETROLIFEROS EMPRESA PETROBRAS-BOLIVIA SA
REPSOL YPF E&P BOLIVIA BG BOLIVIA CORPORACION SUCURSAL BOLIVIA PETROBRAS ENERGY SA
VINTAGE PETROL
PLUSPETROL BOLIVIA CORPORATION SA
NOMBRE DEL CAMPO 1. Sábalo 2. San Alberto 1. Margarita 2.Itatiqui 3.Cambeiti 4.Paloma 1. La Vertiente 2. Los Suris 3. Palo Marcado 1. Colpa 2. Caranda 1. Porvenir 2. Chaco Sur 3. Naranjillos 4. Ñupuco 1. Madrejones 2.Tacobo 3.Toro 4. Tajibo 5.Bermejo
EMPRESA
CHACO SA
ANDINA SA
TOTAL SA
NOMBRE DEL CAMPO 1. Vuelta Grande 2. Bulo Bulo 3. Carrasco 4. Carrasco FW 5. Los Cusís 6. Kanata 7. Kanata Norte 8. Kanata FW 9. San Roque 1. Rio Grande 2. Sirari 3. Víbora 4. Yapacani 5. La Peña 6. Los Sauces 7. Camirí 8. Arroyo Negro 9. Cascabel 1. Itau 2. Incahuasi (Fuente:MHE)
Se ha agrupado localmente, en base a algunas consideraciones y modificaciones realizadas a la clasificación internacionalmente aceptada de los años 90, a los Campos San Alberto, Sábalo, Margarita e Itau, como Campos Grandes, ya
que poseen una reserva original
recuperable de más de 3 TCF de gas.
(MHE, 2011)
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CAMPO SAN ALBERTO: Las operaciones en el Bloque San Alberto se iniciaron a partir del 22 de abril de 1996, se encuentra ubicado en la Provincia Gran Chaco del departamento de Tarija, se encuentra en la Zona Tradicionalmente Petrolera de Bolivia. El campo San Alberto es un pliegue anticlinal alargado con rumbo predominante NorteSur, es afectada por la falla de San Antonio que corta el flanco occidental sin afectar a los reservorios someros y profundos del campo.
(MHE,2011)
El principal nivel productor del campo, es el reservorio Huamampampa. La producción proveniente de Huamampampa representa aproximadamente el 75% de la producción total de gas del campo.
CAMPO SABALO (Bloque San Antonio): Se descubrió este campo en 1998, el bloque San Antonio se encuentra morfológicamente en el Subandino Sur. Está situado en la área tradicional de exploración y explotación de petróleo y gas, tiene una extensión original de 13.78 parcelas, equivalentes a 34450 Has. La secuencia estratigráfica presente en el Subandino Sur de Bolivia, incluye rocas de edad Silúrica hasta el Sistema Terciario Superior. El reservorio es calificado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) en el año 2012 como el más grande del país desde que en enero incrementó su volumen de gas procesado de 15 MMmcd a 17 MMmcd. 5
CAMPO MARGARITA (Bloque Caipipendi): La estructura Margarita, en su concepción simple, corresponde a un anticlinal cerrado por cuatro lados, configurando flancos y cierres de muy bajo ángulo. Este campo produce Gas-Condensado, se encuentra
ubicado en la parte sur de la faja plegada conocida como la Zona
Subandina Sur y abarca parte de los departamentos de Chuquisaca y Tarija en territorio boliviano. El área de Margarita forma parte de la extensa cuenca Subandina que se desarrolla entre la Cordillera Oriental de los Andes y el Escudo Brasileño, que origino una columna estratigráfica que se extiende desde el Paleozoico Inferior al Terciario Superior. Los pozos exploratorios perforados en el Campo Margarita atraviesan la base del Cretácico, continuando en los sedimentos del Triásico, PermoTriásico, Pérmico, Carbonífero y concluyen en rocas del Sistema Devónico, donde se encuentran los múltiples reservorios arenosos de alta productividad de gas y condensado. El objetivo de estos pozos, fue atravesar y ensayar producción en los reservorios arenosos de las formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa del Sistema Devónico Inferior, se identificaron tres secciones en la Fm. Huamampampa: una superior netamente arenosa, la media, que es predominantemente limolítica con delgados niveles arenosos y la inferior que consiste en intercalaciones de areniscas y limolitas.
CAMPO ITAU: Este campo está clasificado como campo Grande y produce GasCondensado. Los niveles reservorio en el campo Itaú pertenecen a las Fms. Huamampampa, Icla y Santa Rosa, todas de edad Devónica. De acuerdo al comportamiento de la presión medida en los tres pozos perforados se concluye que los reservorios de Itaú y San Alberto están interconectados.
CAMPO INCAHUASI (Bloque Ipati): TOTAL E&P, nueva operadora del área realizó trabajos exploratorios que condujeron a la perforación del pozo Incahuasi-X1, que aunque resulto improductivo, fue aprovechado para la apertura de una ventana en la cañería que permitió direccionar el nuevo agujero y realizar una perforación dirigida, que culminó exitosamente con el descubrimiento de gas en los reservorios de la Fm. Huamampampa.
CAMPOS MEDIANOS Y PEQUEÑOS
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CAMPO RIO GRANDE: Es un campo importante por su situación estratégica y por su volúmenes de producción de gas y condensado. Es el lugar donde convergen todos los ductos, siendo el centro de distribución del gas para la exportación. Este Campo se caracteriza por ser productor de gas- condensado de 63º API de las formaciones Petaca, Yantata, areniscas Bolívar y La Peña del Sistema Carbonífero. En años recientes han entrado en producción los reservorios de la Formación Iquiri, con importantes volúmenes de gas y condensado. Es un campo que produce de múltiples niveles arenosos de la secuencia estratigráfica. Actualmente en el campo Rio Grande, se perforan pozos exploratorios de extensión y direccionales para producir gas y condensado de los reservorios de la Formación Iquiri. En total se perforaron 80 pozos, con 19 productores, 2 inyectores de gas, 11 abandonados y los restantes cerrados por diferentes causas.
CAMPO MONTEAGUDO: El campo Monteagudo está ubicado en la provincia Hernando Siles del Departamento de Chuquisaca, morfoestructuralmente forma parte de la Faja Subandina Sur, en la clasificación de zonas petroleras de Bolivia se sitúa en la Zona Tradicional, en el extremo Norte de la serranía del Ingre. Desde su descubrimiento en marzo de 1967, se perforaron 57 pozos de desarrollo con una profundidad promedio de 1800 metros, 9 resultaron secos y 33 abandonados y/o por su baja producción 2 inyectores de agua y 13 en producción, de los cuales, solo 4 pozos producen por flujo natural y el restante mediante gas lift. Los reservorios productores de hidrocarburos son los siguientes:
(MHE, 2011)
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CAMPO CAMBETI: Este campo se encuentra en una etapa madura de producción y de acuerdo a los cálculos sus reservas remanentes son muy bajas. Es un yacimiento marginal debido a que la producción de hidrocarburos de sus reservorios en explotación se encuentran en permanente producción y no existe incremento de reservas de otros reservorios u otras áreas del campo.
CAMPO
ITATIQUI: Se encuentra ubicado en la provincia Cordillera del
Departamento de Santa Cruz y en el extremo sur de la serranía de Charagua. En el año 2000, después de efectuarse la adquisición de sísmica 2D se realizó la perforación del pozo Itatiqui-X1 para investigar la presencia de hidrocarburos en areniscas de las formaciones Tupambi e Iquiri. Este pozo descubrió petróleo en areniscas de la formación Tupambi.
CAMPO BERMEJO: El campo Bermejo es una
estructura anticlinal que se
encuentra ubicada en el triángulo Sur del país en el límite Meridional con la Republica Argentina. Su producción inicial fue del Sistema Carbónico de la formación Tarija y algunos pozos de la parte superior de la Formación Tupambi. En décadas pasadas en esta estructura se descubrió gas-condensado en reservorios profundos de la formación Huamampampa. Con respecto a los reservorios de la formación Tarija, su producción es bastante baja pero permanece constante especialmente en el pozo BJO-X2, que viene a resultar un hecho histórico. En el campo Bermejo hay un total de 41 pozos perforados, 5 de los cuales son productores.
CAMPO TORO: El campo está situado al Norte de Bermejo, fue explorado mediante el método de prospección superficial. Es una culminación afectada por fallas de poco rechazo, se vincula con el campo Bermejo y Barredero con sillas estructurales. En 1960 con 20 pozos activos se alcanzó la máxima producción de 847 BPD.
CAMPO HUAYCO: Es el campo más Occidental dentro de la zona petrolera de Bolivia, su estructura anticlinal fue delineada por trabajos de mapeo superficial. 8
YPFB durante la década del 70 realizó nuevos estudios, integrando y reinterpretando toda la información de superficie y la obtenida por los pozos exploratorios de Río Salado, con el fin de reinterpretar la estructura de Huayco.
CAMPO GUAIRUY: Este Campo es productor de petróleo de 51º API y gas natural, tiene 21 pozos perforados, su producción proviene de la formación Iquiri del sistema Devónico Superior. Es considerado como un campo marginal; en síntesis, este campo no presenta modificaciones significativas desde 1997 a la fecha. La secuencia estratigráfica del subsuelo del anticlinal Guairuy, inicia en rocas de la Formación Tupambi e inmediatamente subyacen sedimentitas de la formación Iquiri, en esta última se encuentran los reservorios productores de petróleo. La estructura de Guairuy es un pliegue anticlinal fallado y alargado en dirección Norte-Sur, constituye una culminación somera que para los niveles productores de petróleo de la formación Iquiri se encuentra sin alteraciones tectónicas. Este campo consta de 22 pozos, de los cuales solo 4 se encuentran en producción.
CAMPO CAMIRI: El Campo fue definido mediante trabajos de la fase de prospección de superficie (mapeo superficial). Sus pozos no pasan de los 2000 metros de profundidad final y son categorizados como someros. Su producción acumulada sobrepasa ligeramente los 50 millones de barriles de petróleo que provienen de varios niveles arenosos desarrollados dentro la formación Iquiri del Sistema Devónico. La trampa está constituida por un anticlinal alargado en dirección Norte-Sud afectado por fallas longitudinales inversas; en el subsuelo del campo Camiri se tiene un excelente control de valores estructurales aportados por la perforación de 165 pozos que definieron las fallas que afectan la estructura y la geometría de la arenisca Sararenda, principal reservorio productor de petróleo en los campos Camiri y Guairuy. Su desarrollo incluyó la perforación de 165 pozos, de los cuales actualmente 23 son productores, 74 abandonados y el resto cerrados por diversas causas. El campo consiste de 15 reservorios, los más destacables son las areniscas Sararenda Bloque Alto y Bajo y el Primer Grupo.
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CAMPO LA VERTIENTE: La trampa del campo La Vertiente es una estructura anticlinal de orientación N-S, con su flanco Oriental afectado por la falla La Vertiente. En la lámina colgante de esta fractura se encuentran los reservorios productores de petróleo.
CAMPO LOS SURIS: La estructura Los Suris se encuentra aproximadamente a 8 Km al sur-sureste de la principal culminación del Escondido y desarrollado como una estructura independiente formando buenos cierres al norte y sur. El campo Los Suris se descubrió en 1981 e inició su producción el año 1999, de los reservorios de la formación Chorro A, B, y C, el reservorio principal de este campo está compuesto por un paquete de arenas (Chorro Productivo) de edad carbonífera y como reservorios adicionales están los canales arenosos de la Formación San Telmo.
CAMPO PALO MARCADO: La estructura Palo Marcado se origina por el mecanismo de pliegues por flexión de fallas; en el borde Este de la estructura se despliegan superposiciones que cortan la culminación y el flanco Oriental.
CAMPO TAIGUATI: Se encuentra ubicado en el departamento de Tarija a 26.1 kilómetros de la población de Villamontes, situado a 15 kilómetros al noroeste de la planta La Vertiente. Fue descubierto en 1981 con el pozo TGT-X1, el campo ha estado en producción desde 1989, con producción de gas y condensado de los reservorios Cangapi y San Telmo. Regionalmente, la estructura se encuentra en la zona del Piedemonte chaqueño, es un anticlinal asimétrico con cierres definidos. Actualmente el campo está cerrado, sus reservorios están agotados y las reservas son marginales.
CAMPO ÑUPUCO: Está ubicado en la Provincia Gran Chaco del departamento de Tarija; es productor de gas y condensado habiendo producido desde su descubrimiento 50.86 BCFs de gas y 869.087 Bls de condensado hasta el 30 de abril del 2006. Geológicamente la estructura anticlinal de Ñupuco forma parte del lineamiento estructural que incluyen en el Norte las anomalías estructurales de Sipuati, Simbolar, Carandaiti y Mandeyapecua. YPFB comienza en el año 1975 la 10
actividad exploratoria en el área Ñupuco con estudios e interpretaciones geofísicas. Los reservorios de este campo se caracterizan por ser de gas y condensado y son los siguientes: Cangapi Superior, San Telmo y Escarpment Superior.
CAMPO PORVENIR: El Campo Porvenir se halla situado en la Provincia Luís Calvo del departamento de Chuquisaca. Actualmente el campo se encuentra agotado y todos sus pozos cerrados. La empresa Vintage solo utiliza la planta de este campo para recepcionar la producción de sus otros campos circundantes. Fue productor de gas y condensado habiendo producido desde su descubrimiento 164.96 BCFs de gas y 14.077.750 Bbls de condensado hasta el 30 de abril del 2006.
CAMPO CHACO SUR: Se encuentra en la Provincia Gran Chaco del departamento de Tarija, es productor de gas y condensado con una producción acumulada desde su descubrimiento de 19.36 BCFs de gas y 170.717 Bls de condensado hasta el 30 de abril del 2006.
CAMPO MAREJONES: Se ubica en el sur de Bolivia sobre el límite fronterizo con la República Argentina, En el tren anticlinal regional hacia el sur, en Argentina, se desarrollan los campos de gas condensado de los campos Durán e Ipaguazú y MADREJONES es compartido entre la República de Argentina y Bolivia. Pluspetrol comenzó a explorar el bloque en 1997, registrando al año siguiente 257 km2. Desde entonces se han perforado tres pozos con objetivo en reservorios de las formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa, habiéndose descubierto gas y condensado.
CAMPO TACOBO: Se ubica en el ambiente tectónico de Pie de Monte. La empresa Pluspetrol, luego de la adquisición de la sísmica tipo 3D, en el año 2001, perforo el pozo exploratorio profundo, TACOBO-X1001, (TCB-X1001) que resulto descubridor de gas de los reservorios de la Formación Huamampampa, a una profundidad de 5250 metros. Mediante pruebas de formación conclusivas se midió una importante producción de gas de 1.15 MMm3/d gas o 41 MMp3g/d.
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CAMPO TAJIBO: La estructura de Tajibo, es un anticlinal con cierre en cuatro sentidos originado por la propagación de una falla y vinculado a una rampa oblicua. Los reservorios del campo Tajibo, están en la formación Petaca del Terciario Bajo. Litológicamente son areniscas depositadas en un ambiente fluvial efímero entrelazado.
CAMPO VUELTA GRANDE: El Campo Vuelta Grande se encuentra ubicado en la provincia Luis Calvo del Departamento de Chuquisaca. Fue descubierto por YPFB, con la perforación del pozo VGR-X1, permitiendo conocer la existencia de hidrocarburos en cantidades comerciales en las Formación Cangapi y Grupo Tacuru a una profundidad de 2.300m y 2.080m, respectivamente. La producción se inició en junio del 1983. La unidad estratigráfica más joven es el reservorio de la Formación Yecua del Sistema Terciario, esta formación consiste de una serie de delgadas areniscas lenticulares. Reservorios de las formaciones Yecua, Tapecuá y Cangapi, son productores en el campo Vuelta Grande. Actualmente el campo cuenta con 30 pozos en producción (39 líneas), todos productores del reservorio Tapecua.
CAMPO CARRASCO: Se encuentra en la provincia Carrasco del departamento de Cochabamba siendo productor de gas-condensado. La estratigrafía atravesada por los diferentes pozos de desarrollo del campo, corresponde a rocas del grupo Chaco: formaciones Yecua y Petaca del Terciario, Yantata e Ichoa del Cretácico, más Limoncito y Roboré del Devónico.
CAMPO SIRARI: Se caracteriza por ser un yacimiento productor de gas condensado de 72º API.
La trampa estructural es un pliegue anticlinal con
hundimientos definidos. La zona central es cortado por una falla transversal, que divide la estructura en dos bloques ambos con producción de gas-condensado.
CAMPO VIBORA: El Campo Víbora está ubicado a 201 Km. al noroeste de Santa Cruz, dentro del Bloque Boomerang II, se caracteriza por ser un yacimiento productor de gas-condensado de 68º API. En esta área se cuenta con pozos perforados para una racional explotación. Es un campo que se encuentra en la fase 12
de producción. . En total se perforaron 33 pozos de los cuales, al 30-Abr-2006, 16 son productores por surgencia natural, 2 abandonados y 4 inyectores de gas. Se reinyecta gas a los reservorios Yantata y Sara.
CAMPO PALOMA: El campo Paloma se encuentra ubicado a 175 km al Nor Oeste de la ciudad de Santa Cruz. Es uno de los campos más importantes del área no sólo por su producción sino también por las reservas tanto de gas como de líquidos. Hasta la fecha se han perforado 22 pozos en total, y tienen el detalle siguiente: 15 son productores activos, 2 son inyectores activos de gas (2 en Yantata) y 5 están inactivos. De los 15 pozos activos, existen 2 pozos horizontales perforados que producen gas condensado del reservorio Yantata. Se perforaron 22 pozos en total, de los cuales, 15 son productores activos, 2 son inyectores activos de gas en Yantata (inyectan prácticamente el mismo volumen de gas que se extrae del reservorio, con el fin de mejorar la recuperación de líquidos y ayudar a mantener la presión del reservorio) y 5 están inactivos. De los 15 pozos activos, 2 son pozos horizontales que producen gas y condensado del reservorio Yantata.
4. CONCLUSIONES En el presente trabajo se profundizo más en los conocimientos de los campos existentes en Bolivia, no se mencionó todos los campos existentes, únicamente los más sobresalientes con características que nos ayudara a profundizar nuestro enfoque en el tema. Se pudo notar la cantidad de exploración realizada en el territorio, los avances en cada campo, como también se pudo apreciar que varios campos ya están en etapa de abandono, y muchos otros en declinación de su producción. En el presente documento destaca la formación Huamampampa como un buen reservorio de hidrocarburos, pues los Mega Campos comparten esta formación. Además se puede resaltar que la información empleada para redactar este documento es de años atrás, pues esos son documentos más recientes para conocimiento público.
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