UNIVERSIDAD NACIONAL DE CAJAMARCA FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA ACADÉMICO PROFESIONAL DE INGENIERÍA GEOLÓGICA
GEOLOGÍA DE LOS HIDROCARBUROS CUENCA PACHITEA
Alumnos MENDOZA SALDAÑA, Gian Frederich
SÁNCHEZ GUTIERREZ, Yerson SÁNCHEZ LLANOS, Alexis Junior
SILVA LEÓN, Kevin
DOCENTE: Ing. MORALES CÉSPEDES, Wilver
Cajamarca, julio del 2018
INDICE RESUMEN .................................................. ............................................................................ .................................................... .................................. ........ 2 INTRODUCCIÓN ................................................ .......................................................................... .................................................... .......................... 3 OBJETIVOS: ................................................... ............................................................................. .................................................... .............................. .... 4 UBICACIÓN: ................................................... ............................................................................. .................................................... .............................. .... 4 GEOMORFOLOGÍA: ................................................ ......................................................................... ............................................... ...................... 5 MARCO TEÓRICO: ................................. .......................................................... ................................................... ....................................... ............. 6 CONTEXTO GEOLÓGICO:................. GEOLÓGICO:.......................................... .................................................. ........................................... .................. 9 ESTRATIGRAFÍA:......................................................................... ................................................................................................. ........................ 12 HISTORIA TERMAL MODELAMIENTO DE CUENCA....................................... ....................................... 14 TÉCNICAS UTILIZADAS PARA LA EVALUACIÓN DE PARÁMETROS DE MATERIA ORGÁNICA ................................................... ............................................................................ .................................... ........... 14 ÍNDICE DE HIDROGENO (HI) ................................................... ........................................................................... ........................ 16 Datos ELF-PETROPERÚ................................................... ............................................................................ ................................ ....... 17 Potencial de cada una u na de las formaciones for maciones analizadas....................................... analizadas....................................... 19 MODELIZACIÓN.................................................................... ............................................................................................. ............................ ... 21 Sistema petrolero de la sub-cuenca sub -cuenca Pachitea Pa chitea ................................................ ....................................................... ....... 26 Elementos: ................................................... ............................................................................. .................................................... ............................ .. 26 ROCAS SELLOS: ................................................. .......................................................................... ............................................. .................... 28 CONCLUCIONES .................................................... ............................................................................. ............................................. .................... 30 BIBLIOGRAFIA ................................................... ............................................................................. .................................................. ........................ 31
1
RESUMEN La subcuenca de Pachitea pertenece a la cuenca Ucayali (noroeste) la cual es considerada actualmente una
de
las
cuencas
con
mayor
potencial
hidrocarburífero en el Perú . La secuencia estratigráfica actual presenta un apilamiento de series sedimentarias pre-cretácicas distintas en la zona norte de la zona sur de la cuenca Ucayali. Con el aporte de la nueva información sísmica, se ha podido reconocer incongruencias en los modelos estratigráficos actuales y también evidencias que que ameritan la elaboración de un nuevo modelo estratigráfico y
tectónico para así poder obtener resultados fehacientes de
Yacimientos de Hidrocarburos. La Cuenca Ucayali Norte se encuentra entre los 08° y 11° de latitud sur y los 74° y 76° de longitud oeste abarcando a la sub-cuenca Pachitea, en los departamentos de Pasco, Huánuco y Ucayali. Para el estudio considerado
presenta una
dimensión de 250 km2, localizado entre el frente de montañas de la Cordillera Oriental y el sub-andino amazónico del centro del Perú.
2
INTRODUCCIÓN
Uno de los principales problemas en la exploración de hidrocarburos es el entendimiento del calendario (timing) de generación/migración/entrampamiento de hidrocarburos. Teniendo en cuenta que evolución de los sistemas petroleros está controlada directamente por la evolución geodinámica de las cuencas de ante país subandinas. En tal sentido es importante comprender primeramente como se formaron y estructuraron dichas cuencas a través del tiempo.
En la Sub-cuenca del Pachitea actualmente se tiene poca información de pozos y una muy limitada información de sondeos sísmico, es por ello que en el presente trabajo pretende sintetizar la información obtenida de artículos científicos y tesis realizadas en dicha zona para tener asi un mejor entendimiento de esta zona potencialmente hidrocarburífera.
3
OBJETIVOS: Comprender el potencial hidrocarburifero de la subcuenca del Pachitea.
Dar a conocer la técnica para la evaluación de parámetros de la materia orgánica en la subcuenca del Pachitea.
UBICACIÓN: La Sub Cuenca Pachitea forma parte de la cuenca Ucayali, se ubica entre los departamentos de Pasco y Huánuco con una extensión m ayor a 14 000 km2. Integra una red hidrográfica entre los ríos Palcazú y Pichis que colinda con tres reservas naturales. El acceso a esta cuenca es por vía fluvial y terrestre. Desde el punto de vista tectónico, presenta una evolución que está ligada a la zona sub andina. Esta sub cuenca y parte de la cuenca de Ucayali están involucradas dentro de un corredor estructural que evoluciono de norte a sur, lo cual se registra en el neógeno con el levantamiento de altos estructurales como: al este montañas del Shira y al oeste la Cordillera de San Matías. Se desarrollaron estructuras como Semi-grabens invertidos y corrimientos con despegue en niveles de evaporitas jurásicas. (TORRES 2007) La cuenta Pachitea se encuentra clasificada como subcuenca y esta perteneces a la macro cuenca del Ucayali, la cual se divide en dos subcuencas, al oeste la subcuenca Pachitea y al este la subcuenca Ucayali Sur (Figura No 1). La Cuenca de Pachitea se ubica al oeste de la cuenca del Ucayali. Esta división ha sido dada como resultado del emplazamiento del Alto del Shira. En este contexto, la subcuenca Pachitea, como parte de una cuenca mayor, presenta límites establecidos. Hacia el oeste limita con la cordillera oriental y hacia el este con el Alto del Shira, hacia el norte la cuenca se une con la cuenca Ucayali y tiene como límite norte las montañas de Cushabatay (Arco de Contaya). Su prolongación SE viene a corresponder a la cuenca Ene (Figura No 1). (Christian Hurtado 2015)
4
Fig ura N° 1. IZQUIERDA: Muestra la distribución de la cuenca Ucayali y sus límites, el
recuadro marca el área de estudio (subcuenca) FUENTE (Christian Hurtado 2015). DERECHA: Mapa geográfico donde se muestra la subcuenca Pachitea como parte de las cuencas sub andinas y sus límites, el recuadro azul corresponde al área de estudio.
GEOMORFOLOGÍA: Torres 2007, en su tesis de grado menciona que “las geo formas que predominan
en la Sub Cuenca Pachitea son producto de factores tectónicos y climáticos que controlan el crecimiento de relieves y la erosión”
5
FIGURA N° 2: DEM donde se aprecian las geo formas de la Sub Cuenca Pachitea. Se
puede notar los ríos principales que bordean la cuenca, la cordillera de San Matías como estructura sobresaliente en el centro de la cuenca, y los flancos limites como son el Alto del Shira al este y la cordillera oriental hacia el oeste. (TORRES 2007)
MARCO TEÓRICO: La Cuenca de Ante-País Amazónica: Es una acumulación de sedimentos provenientes de un orógeno y depositados sobre una región adyacente relativamente poco deformada por la tectónica (Antepaís). Estas cuencas sedimentarias se forman en escalas de tiempo de entre millones y cientos de millones de años debido al peso del orógenos sobre la litosfera. La región de antepaís se hunde isostáticamente y genera el espacio necesario para atrapar los sedimentos aportados principalmente por ríos desde el orógeno. Una de las características de estas cuencas es que se forman paralelamente a las fronteras de las placas convergentes. Estas pueden desarrollarse sobr e una litosfera continental en subducción y/o sobre una litosfera en “back arc” cabalgada por el frente
orogénico antitético a la subducción. Como se muestra en la fig ura 03. (TORRES 2007)
6
Fig ura N° 03: sistema de cuencas de ante país, ubicación de estas cuencas en
una zona de convergencia. Fuente (según Catuneau et al., 1977 en Torres, 2007) A nivel regional la cuenca de ante país amazónica en el Perú se distribuye de norte a sur, entre los 0° N y los 16° S como se observa en la fig ura N° 04, y está íntimamente ligada a la cordillera de los Andes, que está en subducción y que se extiende sobre más de 9000 km sobre el borde oeste del continente sudamericano. La sub-cuenca de Pachitea es parte de este gran sistema de cuencas de ante país, que a su vez se integra a la cuenca de Ucayali.
7
Figura N° 04: mapa morfo-estructural de los Andes Centrales y ubicación de las cuencas sub-andinas. 8
CONTEXTO GEOLÓGICO: La Subcuenca Pachitea presentan una serie sedimentaria que comprende rocas que van desde el pre-Cámbrico hasta el Cuaternario (Figura N° 5). Estas rocas han sido reconocidas, interpretadas y documentadas en afloramientos, así como en subsuelo, a través de sísmica y pozos. Para el Ordovícico, los únicos afloramientos conocidos están situados a nivel del Arco de Contaya. En el subsuelo, el Ordovícico (Fm. Contaya) ha sido perforado por el pozo Agua Caliente 1X. Es conformado por lulitas gris oscuro intercaladas con areniscas blancas y grises, compactas y de pobre porosidad. El Silúrico no es reconocido en subsuelo en esta parte de la cuenca. Niveles de argilitas muy carbonosas y cuarcitas grises del Devónico llamadas formación Cabanillas sobreyacen en discordancia a la formación Contaya. (PARSEP 2002) La serie sedimentaria del Carbonífero comprende a los grupos Ambo (Mississipiano) y Tarma (Pensilvaniano). A nivel de la subcuenca Pachitea, en el río Nevati (flanco occidental del Shira), se describen intercalaciones de argilitas negras a grises con areniscas y silts carbonosos de edad tournaisiana que corre sponden al grupo Ambo. Sobre yaciendo a estas capas, se encuentra 178 m de areniscas verdes de grano fino a medio, cuya matriz de argilitas es rica en cloritas, y que correspon den al grupo Tarma. (Petrolífera 2009) El Pérmico corresponde a las series sedimentarias del Copacabana, el grupo Copacabana comprende calizas en la base, seguidas de lutitas grises a negras y calizas micriticas, y finaliza con calizas grises micriticas (Montoya y Berrospi, 1990). En el Lote 107, en la cordillera San Matías, Allcca (2007) interpreta a las rocas pre cretácicas aflorando como unidades permo-triásicas, las cuales documenta en su tesis como grupo Mitu y grupo Ene. Estas unidades antiguamente fueron reconocidas por Ingemmet (1997) y PanEnergy (1998-1999) como parte de la formación Sarayaquillo (Jurásico superior). Posteriormente, Petrolífera (2009), a partir de levantamientos geológicos a lo largo de la cordillera de San Matías, diferencia tentativamente las formaciones Noi, Shinai y LowerNia (equivalente a la
9
estratigrafía de Camisea), junto con el grupo Mitú. Toda esta se rie se encuentra bajo la superficie de erosión de la base de la serie cretácica. Dentro del Mesozoico, la serie triásico-jurásica está conformada por la formación Sarayaquillo y el grupo Pucará, reportados en afloramientos y pozos PanEnergy (1998-1999) a nivel de la cordillera oriental y de la zona subandina. El Cretácico es representado por las formaciones Cushabatay, Raya, Agua Caliente, Chonta, Vivian y Cachiyacu. Estas secuencias han sido registradas por la mayoría de pozos exploratorios en la cuenca Ucayali y Pachitea. En los pozos Oxapampa 7-1, Oxapampa 19-1, Oxapampa 17C-1, Chio 1-X, San Alejandro 1-X y Agua Caliente 31-D, se preserva esta secuencia cretácica (Parsep, 2002). Hacia el este, la secuencia cretácica aflora en el flanco occidental del San Matías. En la sísmica, sigue hasta los contrafuertes occidentales del Shira. El Eoceno-Neógeno está constituido por las formaciones Pozo, Chambira, Ipururo y Ucayali, y puede sobrepasar los 3000 m de espesor. El registro de la información que se tiene actualmente representa campañas de geología de campo realizadas por diferentes compañías e instituciones, 900 kilómetros de sísmica 2D y 50 pozos perforados a lo largo de la cuenca Ucayali. Según Torres (2007) Dentro del área se han identificado los siguientes problemas: La incertidumbre correlativa de unidades pre-cretácicas en la cuenca Ucayali debido a la escasa presencia de información bioestratigrafíca de estas unidades. La falta de un modelo estructural regional basado en la construcción de secciones estructurales balanceadas. La falta de un modelo secuencial de la deformación del sistema de corrimientos; La falta de un buen estudio de “timing” de generación, migración y entrampamiento de hidrocarburos.
10
Figura N° 5. Mapa geológico del área modificado de INGEMMET junto con la sección estratigráfica de la cuenca Ucayali (TORRES 2007) 11
ESTRATIGRAFÍA: Los datos de campo, publicaciones sobre la cuenca Pachitea, interpretaciones de pozo y la interpretación de las líneas sísmicas llevan a proponer a Torres, (2007) importantes modificaciones a la estratigrafía de la región. Fig ura N° 06. 1. Presencia de la formación ENE: conformada por lutitas en su base, seguidas de bancos eólicos y finalmente de facies de calizas finas y lutitas. Al tope de los corrimientos de san Matías y por debajo de los conglomerados tradicionalmente atribuidos a la Formación Sarayaquillo de edad jurásico superior, en la cual afloran cuarcitas masivas con estratificación entrecruzada que sobreyace a un importante nivel de despegue en la quebrada del Río Gavilán (Gil, 1997). Siendo estos de semjeantes características a los de Camisea: Noi Shina. En consecuencia esta serie litológica constituiría la base del sistema de corrimiento de San Matías (formación tradicionalmente considerada ausente en esta zona). 2. Sobreyaciendo al corrimiento de San Matias, una importante serie de conglomerados 9000-10000m atribuidos tradicionalmente al jurásico fueron la causa de diferentes confuciones (Gil, 2001). Sin embargo Torres, (2007) se baza en datos de campo, análisis de secciones sísmicas e interpretación de pozos, propone como permo-triásico debido a su correspondencia con la sísmica como también con el pozo de Oxapanmapa 7-1 siendo este el que confirma su presencia. 3. En discordancia erosional se distinguio el paso de la serie de conglomerados Mitu a la formación Cushabatay. 4. Presencia de un corrimiento de gran extencion, que afecta a secuencias cretácico superior. Terciarias caracterizadas por niveles de litutas negras deformandas a nivel del rio Cacazú y el anticlinal de Iscozacin como también en la presencia de una muestra Permica.
12
Figura N° 07: diagrama Litoestratigrafico de la región de la Cuenca Pachitea, desde la cordillera oriental hasa el “Foredeep” amazónico, compilado a partir de los trabajos.
13
HISTORIA TERMAL MODELAMIENTO DE CUENCA Para la comprensión de los diferentes parámetros geoquímicos que se utilizan para modelar una cuenca y sus sistemas petrolíferos es necesario conocer diversos conceptos que se derivan de la industria del petróleo. Lo s parámetros considerados son los potencialmente generadores de las rocas y son determinados a través de análisis geoquímicos de las muestras de lutitas, las cuales so hacen en pruebas de núcleos (en el caso de pozos) y de muestras de afloramiento (en el caso de muestras de campo). (TORRES 2007) El objetivo principal de estas pruebas es determinar si las muestras son ricas en materia organica y si son capaces de generar hidrocarburos. En general cuanto mayor es la concentración de materia orgánica, mayor será su potencial de generación.
TÉCNICAS UTILIZADAS PARA LA EVALUACIÓN DE PARÁMETROS DE MATERIA ORGÁNICA TOC: muestra la cantidad de materia organica que contiene una muestra y puede3 analizarse a partir de la combustión o pirolisis de pequeñas cantidades, y se registra en porcentajes de peso teniendo rangos establecidos para su análisis e interpretación como se muestra en la tabla 1.
Tabla 1. TOC: La tabla de la derecha muestra el contenido orgánico de la roca generadora. El valor
de corte mínimo para las lutitas se considera normalmente un contenido orgánico total (TOC) de 0.5%. En el otro extremo, algunos geo c ientíficos sostienen que es posible tener d emasiada materia orgánica. El exceso de kerógeno puede rellenar los espacios porosos que de lo contrario podrían ser rellenados por hidrocarburos (Schlumberger); en la segunda tabla se observan los valores de TOC en función del potencial petrolero de la materia orgánica (Peters et al.,1994)
14
T max: es la temperatura del horno en el ensayo de Rock Eval Pirolisis en el momento de máxima generación de hidrocarburos. En el cual una muestra es sometida a calentamiento a diversas temperaturas en un horno cerrado con la finalidad de simular en el laboratorio la expulsión de hidrocarburos y evaluar el potencial de generación de hidrocarburos en la muestra (Lewan, 1994).
Reflectancia de la vitrinita (Ro): es otra herramienta de diagnostico para evaluar la maduración. Componente clave del Kerógeno, con el incremento de la temperatura la vitrinita experimenta reacciones de aromatización irreversible y compleja, lo que se traduce en un incremento de la Reflectancia (Peters KE et Cassas 1994). Debido a este cambio en la Reflectancia de la vitrinita (Ro) que se utiliza para determinar la máxima temperatura a la cual se encontraba la roca; y su valor no se reduce con la disminución de temperatura.
Tabla N°2: muestra los niveles de madures termal de la materia organica, relación
entre la vitrinita (Ro) y el Tmax. Tomado de (PETERS KE 1986) Por lo tanto los valores de maduración altos (Ro>1.5%) generalmente indican la presencia de gas predominante seco; los valores de maduración intermedios (1.1%
Tabla N° 3: valores de la potencialidad de petróleo según los rangos que manejan las empresas operadoras.
15
ÍNDICE DE HIDROGENO (HI) es un valor obtenido en el ensayo de pirolisis, sus unidades son mg HC/TOC ya que mide la cantidad de HC generada en el ensayo en relación a la cantidad de carbón orgánico (g TOC). El HI se utiliza para evaluar el potencial del keroseno.
Tabla N° 4: muestra el carácter de los hidrocarburos expulsados y su relación con los parámetros III, OI, y tipo de kerógeno (PETERS KE 1986)
Datos termales: Torres (2007), analiza Los datos termales los cuales considera base para la calibración en la sub-cuenca Pachitea, para lo cual utiliza dos tipos de fuentes: datos termales de campo (IRD 2006) también datos termales recuperados de la compañía ELF y PETROPERÚ, de los cuales se registran un total de 5 muestras de los primeros y de los últimos un total de 20 datos dentro de los cuales son del pozo Oxapampa 17-1 y diferentes muestras de campo con datación y evaluación geoquímica. -
Datos IDR 2006
En esta campaña realizaron análisis geoquímicos de 5 muestras que comprenden las formaciones Ene hasta la formación Vivian-Cachiyacu, de las cuales se realizaron análisis de TOC (tabla N° 5) de cuatro de ellas y análisis de Reflectancia de vitrinita del total de las muestras (tabla N°6).
Tabla N° 5: la tabla muestra los análisis de TOC de cuatro muestras de campo de IRD 2006
(TORRES 2007) 16
Los resultados en la tabla N° 5 son de carácter heterogéneamente bajo con rangos de TOC de 0.14%-0.45%. por este motivo no se realizó pirolisis rock eval. Microscópicamente las muestras están dominadas por kerógeno amorfo de mala calidad. La madures térmica de las muestras PAC070, 58b y 55 es de fase temprana media de generación.
Tabla N° 6: muestra los análisis de Reflectancia de vitrinitas de los mismos datos de campo IRD 2006 de la tabla anterior (TORRES 2007)
Datos ELF-PETROPERÚ Estos datos fueron obtenidos de la base de datos de PETROPERÚ, los cuales se resumen en las tablas N° 7 y N° 8
17
Tabla N° 7: análisis de muestras del pozo Oxapampa 7-1x (PETROPERÚ, 1996)
Tabla N° 8 analisis de muestras del pozo Oxapampa 7-1 con la única muestra con Ro.
18
Los datos geoquímicos del pozo Oxapampa 7-1 analizados por Petroperú de las tablas 7 y 8 muestran cuatro pruebas cretácicas con valores muy bajos en carbón orgánico y con bajo rendimiento, las cuales se caracterizan como kerógeno tipo IV. Ningún contenido de petróleo o gas se ha identificado en los estratos; el Kerogeno en dos pruebas consta primordialmente de lípidos no diferenciados con cantidades menores de fragmentos terrígenos pequeños, el kerógeno encontrado es característico de depósitos marinos de oxidación.
Potencial de cada una de las formaciones analizadas Formación Cabanillas: En la sub-cuenca Pachitea solo aflora en Nevati y presenta niveles de TOC de 0.6-1.71% y 0.75 de Ro, lo cual indica buena calidad de kerógeno maduro, con potencial de generación de petróleo.
Formación Ambo: Aflora en Nevati y presenta niveles de TOC de 0.7 a 1.06% y 0.6% de Ro, los cuales muestran calidad de kerógeno maduro con potencial de de generación de petróleo inmaduro.
Formación Tarma: presenta niveles de TOC de 0.2-0.75% y 0.45 de Ro, siendo la calidad del kerógeno muy pobre a madura y con potencial de generación de petróleo inmaduro.
Formación Ene: presenta facies de lutitas negras y calizas finas rojas, con valor de TOC: 0.45wt%, este valor es bajo y está en fase inmadura, sin embargo otro muestreo realizado por IRD 1995 en lutitas de la misma formación pero e sta vez en el piso de la formación muestran resultados con valores de TOC: 2.49wt% Ro:+-1.5 siendo así potencial generador de petróleo-gas y una madures termal post madura.
Formación Cushabatay: Con la información proveniente del pozo Oxapampa 7-1 muestra valores muy pobres de TOC y valores de Tmax de 436°C
Formación Raya (Esperanza): Con la información proveniente del pozo Oxapampa 7-1 de un total de 12 muestras analizadas con TOC y dos muestras de Tmax, se obtuvieron resultados muy pobres en el análisis de TOC y valores de Tmax:438,467. 19
Formación Agua Caliente: Con la información proveniente del pozo Oxapampa 71 presenta valores muy pobres de TOC: 0.17 con resultados de madures dudosa de 0.49Ro vasados en una medida de Reflectancia. Como se muestra en la tabla N° 8.
Formación Chonta: conformada por cuarcitas blancas duras y lutitas negras deformadas Con valores de TOC: 0.14% y Ro de 0.9 muestran un potencial muy pobre.
Formación Cachiyacu: con el análisis de tres muestras de este afloramiento evaluadas por IRD 2006, estas presentan valores muy pobres de TOC
20
MODELIZACIÓN
21
22
23
24
25
Sistema petrolero de la sub-cuenca Pachitea
Elementos: Roca madre: Las caracteristicas de las rocas generadoras son poco conocidas debido a que todas las unidades potenciales no son alcanzadas en las perforaciones de los 5 pozos de la cuenca
-
Paleozoico
en el sub andino el paleozoico presenta buenas propiedades como roca generadora. Los analisis indican que las mejores unidades estratigraficas como roca madre son Las lutitas de la Formacion Ene, ademas de las formaciones Cabanillas y Ambo, las cuales presentan niveles ricos de materia organica. -
Jurazico
El Grupo Pucara presente en el norte de la sub cuenca es rico en materia organica, obteniendose resultados con potencial de petroleo medio y una madures termal de post-madura, sin embargo de este a oeste el Grupo pucara desaoarece y al noret es dificil de localizar pues no se tiene un seguimiento de control sobre las
26
estructuras sedimentarias y se interpreta solamente a travez de reflectores de secciones sismicas. -
CRETÁCICO
Para el cretacico se tiene dos formaciones la Formacion Chonta y la Formacion Cashiyacu, con niveles relativamente bajos de materia organica; la Formacion Cashiyacu presenta algunos niveles de roca generadora, pero al igual que la Formacion Chonta son pobres y por ende no participarian del sistema petrolero principal.
Rocas reservorio: Hasta la fecha no se tienen analisis de rocas reservorios en los afloramientos de San Matias. Pero a nivel de afloramientos se puede dar algunos alcanzes de porosidad visual de los mismos, de los cuales por correlacion con la parte norte y sur se puede inferir ciertas sismilitudes. -
Formacion Tarma:cuenta con una columna de areniscas verdes con estructuras tipo cros Beddid de grano medio presentando un espesor de 178m, aunque no se encuentra aflorando en San Matias presenta una probable roca reservorio que todavia no a sido analizada en detalle
-
Formacion Ene, Ene eolico: suprayace a las lutitas Ene, conformada por areniscas de grano fino a medio y tiene una porosidad visual regular a media. Por otro lado estas areniscas presentan niveles de materia organica de co lor negro los cuales despues de anlisis Geoquimicos confirman la presencia de hidrocarburos
-
Formacion Cushabatay: presenta buenas caracteristicas para ser roca reservorio , conformada por niveles de areniscas finas, visualmente presenta porosidad baja a media con una potencia de 640m. se considera un reservorio de buena calidad debido a su formacion.
27
ROCAS SELLOS: -
Para el primer sistema Pucara-Cushabatay el sello estaría dado por la formaciones Raya (lutitas rojas con calizas finas) y Chonta (calizas grises e intercalaciones de lutitas y algunas facies arenosas.
-
Para el sistema Lutitas Ene-Ene eólico los sellos serian el tope de la Formación Ene (calizas rojas sobreyacientes al eólico Ene.
-
Para el sistema Cabanillas, Ambo-Tarma el sello del sistema estaría conformado por las calizas y facies finas de la Formacion Copacabana que sobreyace a la Formacion Tarma y presenta un gran paquete de formación sedimentario con un espesor de 3160m.
28
Diagrama estratigrafico de las secuencias sedimentarias mostrando la relacion con los sitemas petroliferos de la cuenca.
29
CONCLUCIONES
La cuenca Pachitea presenta una evolución tectónica ligada a la evolución subandina y está involucrada dentro de un corredor estructural que evolucionó de Norte a Sur.
Existe tres sistemas petrolero hipotéticos en la cuenca Pachitea uno Pucará, Cushahuatay, 2. Frutitas N – Eólico N y 3. Cabanillas, Ambo – Tarma, los cuales se distribuyen dentro de la cuenca.
El sistema petrolero Pucará Pushahuatay, tiene como roca madre al Grupo Pucará con tipo de kerógeno tipo II, no llegando a expulsar hidrocarburos, dicho grupo presenta niveles ricos en Materia Orgánica.
Se tiene como rocas reservorio a las formaciones Tarma y Cushahuatay compuestas por areniscas de grano medio, las cuales presentan porosidad baja a media.
30
