Sedimentologia de Camisea

GEOLOGIA DE HIDROCARBUROS

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ÍNDICE INTRODUCCION .................................................. ......................................................................................................... ............................................................................ ..................... 3 RESUMEN........................................................................................................................................ ........................................................................................................................................ 4 OBJETIVOS ................................................. ...................................................................................................... ..................................................................................... ................................ 5 CAPITULO I ............................................................................................................... ...................................................................................................................................... ....................... 6 1.1. GENERALIDADES ...................................................................................................... .................................................................................................................. ............ 6 1.2. UBICACIÓN Y EXTENCIÓN ...................................................................................... .................................................................................................... .............. 6 1.3. CLIMA Y VEGETACION................................................. ...................................................................................................... ......................................................... .... 7 CAPITULO II .............................................................................................................. ..................................................................................................................................... ....................... 8 CUENCAS SUBANDINAS DEL PERU............................................. PERU.............................................................................................. ................................................. 8 2.1. GENERALIDADES ...................................................................................................... .................................................................................................................. ............ 8 2.2. EVOLUCION GEODINAMICA................................................ ................................................................................................. ................................................. 8 2.2.1. TECTÓNICA ANTE-ANDINA ................................................... ........................................................................................... ........................................ 9 2.2.2. TECTÓNICA COMPRESIVA ANDINA Y FORMACIÓN DE LA CUENCA DE ANTEPAÍS MAZÓNICA .................................................. ......................................................................................................... .......................................................................... ...................10 2.3. LÍMITES Y ESTILOS ESTRUCTURALES .................................................... .................................................................................. .............................. 12 2.3.1. CUENCA MADRE DE DIOS ..................................................... ........................................................................................... ...................................... 13 2.3.2. CUENCA UCAYALI................................................. ...................................................................................................... ....................................................... .. 14 2.3.3. CUENCA HUALLAGA .............................................................. .................................................................................................... ...................................... 14 2.3.4. CUENCA SANTIAGO ..................................................... .................................................................................................... ............................................... 15 2.3.5. CUENCA MARAÑÓN..................................................... .................................................................................................... ............................................... 15 2.3.6. ALTOS ESTRUCTURALES ........................................................ .............................................................................................. ...................................... 16 2.4. ESTRATIGRAFIA GENERALIZADA .......................................................... ........................................................................................ .............................. 19 CAPITULO III ............................................................................................................. .................................................................................................................................. ..................... 21 CUENCA DEL UCAYALI.............................................. ..................................................................................................... ................................................................. .......... 21 3.1. PRECÁMBRICO ................................................................................................................. ................................................................................................................... .. 21 3.2. PALEOZOICO ...................................................................................................................... ...................................................................................................................... 21 3.2.1. PALEOZOICO INFERIOR ........................................................................................... ............................................................................................... .... 21 FORMACIÓN CONTAYA ........................................................................... ......................................................................................................... .............................. 21 GRUPO CABANILLAS ............................................ ................................................................................................... ................................................................. .......... 21 3.2.2. PALEOZOICO SUPERIOR .................................................................................... .............................................................................................. .......... 22 GRUPO AMBO ......................................................................................... ....................................................................................................................... .............................. 22 GRUPO TARMA ..................................................................................................................... ..................................................................................................................... 22 GRUPO COPACABANA ................................................. ........................................................................................................ ......................................................... .. 23 FORMACIÓN ENE .................................................................................................................. .................................................................................................................. 23 GRUPO MITU .............................................. ..................................................................................................... .......................................................................... ................... 24 3.3. MESOZOICO ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... 24 3.3.1. TRIÁSICO-JURÁSICO .................................................................................................... .................................................................................................... 25 GRUPO PUCARA ............................................................................................... .................................................................................................................... ..................... 25 FORMACIÓN SARAYAQUILLO ................................................ ............................................................................................... ............................................... 25 3.3.2. CRETÁCICO INFERIOR-SUPERIOR ................................................................................ ................................................................................ 26 FORMACIÓN CUSHABATAY.................................................... ................................................................................................... ............................................... 26 FORMACIÓN RAYA/ESPERANZA ........................................................................................... 26 FORMACIÓN AGUA CALIENTE .............................................................................................. .............................................................................................. 27 FORMACIÓN CHONTA ................................................. ........................................................................................................ ......................................................... .. 27 FORMACIÓN VIVIAN ............................................................................................................. ............................................................................................................. 27 FORMACIÓN CACHIYACU............................................... .................................................................................................... ....................................................... .. 28 FORMACIÓN HUCHPAYACU ............................................... 28


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FORMACIÓN YAHUARANGO ............................................................................ ................................................................................................. ..................... 28 FORMACIÓN POZO .............................................. ..................................................................................................... ................................................................. .......... 29 FORMACIÓN CHAMBIRA ........................................................ ....................................................................................................... ............................................... 29 FORMACIÓN IPURURO .................................................. ....................................................................................................... ....................................................... .. 29 CAPITULO IV ........................................................................... .............................................................................................................................. ....................................................... .... 30 PARÁMETROS TÉRMICOS EN LA CUENCA............................................................................... CUENCA................................................................................. .. 30 4.1. GENERALIDADES ...................................................................................................... ................................................................................................................ .......... 30 4.2. PARÁMETROS TÉRMICOS .................................................................................................. .................................................................................................. 30 4.2.1. TEMPERATURA (BHT) .................................................. ................................................................................................. ............................................... 30 4.2.2. GRADIENTE GEOTERMICA .................................................... .......................................................................................... ...................................... 31 4.2.3. CONDUCTIVIDAD TERMICA .................................................. ........................................................................................ ...................................... 33 CAPITULO V ............................................................................ ............................................................................................................................... ....................................................... .... 34 LOS SISTEMAS PETROLEROS ..................................................................................................... ..................................................................................................... 34 5.1. GENERALIDADES ...................................................................................................... ................................................................................................................ .......... 34 5.2. METODOLOGÍA ................................................................................................................ .................................................................................................................. .. 37 5.2.1. MAPAS DE MADUREZ TERMAL (%Ro).................................................... (%Ro)......................................................................... ..................... 37 5.2.2. MAPAS DE POTENCIALES PETROLEROS (WT % TOC) ................................................ .................................................. .. 44 5.2.3. PRESENCIA DE HIDROCARBUROS EN POZOS POZO S Y OIL SEEP ............................................ ............................................ 49 5.3. IDENTIFICACION DE LOS SISTEMAS PETROLEROS SUBANDINOS....................................... 50 5.3.1. SISTEMAS PETROLEROS EN LA CUENCA UCAYALI ...................................................... 50 CAPITULO VI ........................................................................... .............................................................................................................................. ....................................................... .... 56 6.1. MODELADO EN LA CUENCA UCAYALI ........................................................... ................................................................................ ..................... 56 6.1.1. SECTOR SUR DE LA CUENCA UCAYALI ........................................................................ 56 CAPITULO VII .......................................................................... ............................................................................................................................. ....................................................... .... 58 EL GAS DE CAMISEA ................................................. ........................................................................................................ ................................................................. .......... 58 7. 1. GEOLOGIA, ECONOMIA Y USOS .................................................. ........................................................................................ ...................................... 58 7. 2. 2 . UBICACIÓN DEL YACIMIENTO CAMISEA ........................................................................... ........................................................................... 58 7.3. ANTECEDENTES DEL PROYECTO CAMISEA ........................................................................ 58 7. 4. GEOLOGIA ........................................................................................... ......................................................................................................................... .............................. 59 7. 5. YACIMIENTO CASHIRIARI .................................................................................................. .................................................................................................. 59 7.6. YACIMIENTO SAN MARTIN ................................................................................................ ................................................................................................ 59 7.7. GÉNESIS DEL GAS DE CAMISEA .................................................... .......................................................................................... ...................................... 60 7. 8. 8 . COMPONENTES DEL GAS DE CAMISEA ........................................................................... ............................................................................. .. 60 7.8.1 Explotación: ................................................ ....................................................................................................... ................................................................. .......... 60 7.8.2. Transporte: ................................................................................................................. ................................................................................................................. 60 7.8.3. Distribución:...................................... Distribución:........................................................................................... .......................................................................... ..................... 61 7. 9. ASPECTOS ECONÓMICOS DEL GAS DE CAMISEA ............................................................ .............................................................. .. 61 7. 9. 1. Inversión: .................................................................................................................. .................................................................................................................. 61 7. 9. 9 . 2. Impactos económicos del proyecto Camisea: .......................................................... 61 7. 10. 10 . ASPECTOS AMBIENTALES DEL GAS DE CAMISEA .......................................................... ............................................................ .. 62 CONCLUSIONES............................................................................................................................. ............................................................................................................................. 64 BIBLIOGRAFIA ..................................................... .......................................................................................................... .......................................................................... ..................... 65


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INTRODUCCION El presente trabajo describe los principales caracteres geológicos que enmarcan el área de la cuenca del Ucayali donde se encuentra el proyecto CAMISEA, los mismos que resultan de especial interés en la exploración de Hidrocarburos. En ese sentido, el conocimiento pleno de los caracteres litológicos, estratigráfico, geología estructural, temperatura termal, migración y entrampamiento de Hidrocarburos, secuencia sedimentaria. Para una adecuada caracterización, el presente trabajo describe la Cuenca del Ucayali principalmente y otras cuencas aledañas para dar una explicación de las migraciones de los hidrocarburos, también tratan de las características del área de estudio y establece las relaciones litológicas. El desarrollo de esta sección se basa en la información publicada por el Instituto Geológico, Minero y Metalúrgico del Perú-INGEMMET, en su boletín “Geología de los Cuadrángulos de Sepahua, Miaría, Unión, Quirigueti, Camisea y Río Cashpajali”, publicado a escala 1:100,000 principalmente. La información de la

cuenca del Ucayali es muy importante ya que CAMISEA se encuentra parte de ésta, entendiendo el comportamiento de la cuenca entenderemos también la geología de hidrocarburos de CAMISEA y finalmente se hablara de la parte económico de este proyecto.

Los alumnos


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RESUMEN El trabajo tiene por objetivo principal, la obtención de información de los sistemas petroleros de Camisea que se encuentra en la cuenca subandina de Ucayali sin dejar de lado las otras cuencas tales como Madre de Dios, Huallaga, Santiago y Marañón que es un sistema. Este trabajo va permitir los tiempos de generación y la expulsión de hidrocarburos, para ello es necesario conocer la estratigrafía, los parámetros térmicos y análisis de los sistemas petroleros en las cuencas en especial la del Ucayali. Las cuencas subandinas mencionadas corresponden al antepaís amazónico, estas se encuentran comprendidas entre los Andes Centrales y los escudos Brasileño y Guyanés, se encuentra enmarcada por dos importantes rasgos geodinámicos: la “Tectónica ante-andina” y la “Tectónica compresiva andina y formación de la cuenca de antepaís amazónica”. Esta cuenca de antepaís se manifestó

mediante una tectónica de compresión, que se inicio a partir del Cretácico y se prolongo hasta el Holoceno. Las cuencas de antepaís presentan una geometría que esta dividida en cuatro zonas: zona de corrimiento, zona profunda, zona de levantamiento y detrás del levantamiento. Las cuencas Madre de Dios, Ucayali, Huallaga, Santiago y Marañón, presentan secuencias sedimentarias (estratigrafía), cuyas edades se distribuyen desde el Paleozoico hasta el Cenozoico. La sedimentación, la conductividad de la roca y la posición del basamento (altos y bajos) son factores que van a controlar los parámetros térmicos (flujo de calor, conductividad, gradiente geotérmica y temperatura) de las cuencas subandinas. Las cuencas subandinas distribuyen a los sistemas petroleros desde el paleozoico superior hasta el paleógeno. Las cuencas Madre de Dios y Ucayali, tienen a las rocas de los grupos Cabanillas, Tarma/Copacabana

y de

la Formación

Ene,

como

Ambo,

principales generadoras de

hidrocarburos. En la cuenca Ucayali, hacia el sector sur, la expulsión de hidrocarburos se inicia para el Grupo Cabanillas a parir del Mioceno Superior, en el Grupo Ambo la expulsión se inicia en una primera etapas entre el Triásico-Jurásico y en una segunda etapa a partir del Cretácico superior, para el Grupo Tarma/Copacabana se inicia a partir del Mioceno inferior; en el sector norte de la cuenca Ucayali, la expulsión de hidrocarburos para el Grupo Cabanillas se inicia entre el Jurásico y el Cretácico, para la secuencia Cabanillas/Ambo se inicio a partir del Mioceno inferior (18 Ma), y el Grupo Tarma/Copacabana comenzó a expulsar en una primera etapa en el Cretácico inferior y en una segunda etapa a partir del Mioceno superior y finalmente se describirá el proyecto de CAMISEA, desde el punto de vista económico y sus etapas.


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OBJETIVOS



Encontrar una relación entre los altos estructurales de la cuenca de Ucayali – Camisea



Conocer el funcionamiento de los sistemas petroleros mediante el modelado de cuenca a partir de pozos distribuidos en las zonas.



Establecer las relaciones entre los tiempos de expulsión de Hidrocarburos y formación de trampas.



Establecer las formaciones que entrampa a los hidrocarburos en Camisea.


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CAPITULO I 1.1. GENERALIDADES El modelado de los sistemas petroleros, está circunscrito a las cuencas subandinas peruanas (Marañón, Santiago, Huallaga, Ucayali y Madre de Dios), y se basa en la integración de información geológica.

1.2. UBICACIÓN Y EXTENCIÓN Las cuencas subandinas se encuentran comprendidas frente al sector NE de los Andes Centrales, (Fig. 1). La cuenca Marañón se ubica en el departamento de Iquitos, la cuenca Santiago en el Dpto. de Amazonas, la cuenca Huallaga en el Dpto. de San Martín, la cuenca Ucayali en los departamentos de Ucayali y Cuzco, y la cuenca Madre de Dios en los departamentos de Madre de Dios y Puno.

Pag. 1. Ubicación de las cuencas subandinas en algunos departamentos del Perú (limitado en azul); extraído y modificado de la


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1.3. CLIMA Y VEGETACION El clima de la región amazónica es típico de selva tropical; calida, húmeda y lluviosa, con temperaturas que son generalmente altas que superan los 35º C, las medias anuales superiores a los 25º C y las mínimas entre 11-18º C. Las precipitaciones anuales no es constante durante el año, pero generalmente es de 1750 mm en el llano amazónico, incrementándose hacia la zona subandina llegando a tener una precipitación de 2500 mm. La vegetación es muy densa y se encuentra cubriendo gran parte de la amazonía (Fig. 2).

Fig. 2. Imagen satelital (extraída del Google Hearth) mostrando una densa vegetación cerca del Boquerón del Padre Abad (departamento de Ucayali, alrededores de la carretera Tingo Maria- Aguaytia).


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CAPITULO II CUENCAS SUBANDINAS DEL PERU 2.1. GENERALIDADES Las cuencas subandinas peruanas se han formado a partir de la tectónica estructural, y están divididos en dos sectores bien marcados: al norte las cuencas Marañón, Santiago y Huallaga se encuentran deformados por una tectónica de basamento; al sur las cuencas Ucayali y Madre de Dios, han sido deformadas por una tectónica de cobertura e importantes sistemas de corrimientos. Actualmente las cuencas subandinas presentan un relleno sedimentario constituido por areniscas, lutitas, limolitas y calizas, que abarcan edades que van desde el Paleozoico (Ordovícico) a Cenozoico (Neógeno), registrando una evolución tectónicosedimentario donde predominan etapas sucesivas de tectónica extensiva y compresiva.En el contexto general peruano, las cuencas subandinas corres ponden al “antepais” amazónico. La actual cuenca de antepais amazónica se emplaza sobre la margen oriental de los Andes, su estructuración se inició durante el Cretácico Superior en medio marino. A partir del Mioceno Superior, el levantamiento de los Andes se acelero y comenzó a desarrollarse un sistema de drenaje E-W en toda la región amazónica, afectando el funcionamiento de la cuenca antepais y desligándose de los Andes septentrionales y meridionales. Es en este periodo que empieza a formarse la zona subandina actual y las sub-cuencas asociadas.

2.2. EVOLUCION GEODINAMICA La evolución de las cuencas subandinas peruanas está comprendida al Norte por la terminación sur de los Andes Septentrionales y los Andes Centrales (ambos limitados por la deflexión de Huancabamba) que se extendiende hasta el Sur de Perú (cerca de la deflexión de Abancay). Los Andes centrales se encuentran constituidos por dos cordilleras: la Cordillera Occidental y la Cordillera Oriental. La Cordillera de los Andes se desarrolla a lo largo del continente sudamericano (Fig. 3), y corresponde a uno de los sistemas montañosos más importantes del mundo. Está enmarcada por dos rasgos importantes de la geodinámica, la Tectónica anteandina y la Tectónica compresiva andina y formación de la cuenca de antepaís amazónica.


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Fig. 3. Los Andes Centrales (izquierda) y extensión de la cordillera de los Andes a lo largo del continente (derecha).

2.2.1. TECTÓNICA ANTE-ANDINA Dentro de este intervalo tuvieron lugar numerosos fenómenos tectónicos que se iniciaron a partir del Paleozoico inferior. Durante el Cámbrico inferior y Ordovícico inferior, el borde occidental de América del sur correspondía a un margen pasivo, la expansión máxima de facies marinas en el continente sudamericano se dio probablemente durante el Tremadociano - Darriwiliano, disminuyendo la influencia marina durante el Ordovícico medio. En el Ordovícico superior se retomo el carácter expansivo hasta el Silúrico. Durante el Ordovícico y parte del Silúrico, comprendía una cuenca intracratónica de tipo Rift situadas entre dos áreas cratónicas estables, que correspondían al escudo Brasileño y el Macizo de Arequipa. En el Devónico superior y Carbonífero inferior se estableció una cuenca de antepaís en gran parte del margen occidental de la Cordillera de los Andes Centrales, esto debido a la actividad tectónica y magmática situada a nivel de la margen

activa

de

Gondwana.

La

orogenia

Herciniana desarrollada en el borde occidental sudamericano, fue seguida por el emplazamiento de un importante rift Permo-Triásico, asociado al inicio de la


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fragmentación de la Pangea y desmantelamiento de la cadena herciniana. Este rift continuó hasta el Jurásico siendo acompañado por el establecimiento de depósitos marinos someros y magmáticos. A partir del Jurásico superior, se estableció una zona de subducción sobre el margen occidental de América del Norte y América del Sur acompañada de un magmatismo de arco. Al este del arco volcánico, se desarrollo una cuenca extensiva de tipo tras-arco o back-arc, mientras que al Oeste secuencias sedimentarias (volcano-clásticas) que se interpretan como depósitos de ante-arco o fore-arc.

2.2.2. TECTÓNICA COMPRESIVA ANDINA Y FORMACIÓN DE LA CUENCA DE ANTEPAÍS MAZÓNICA La tectónica andina propiamente dicha, es decir la tectónica en compresión se manifestó a partir del Cretácic. El establecimiento de la tectónica compresiva andina, se debe a los cambios de velocidad y de dirección de convergencia de las placas subductadas bajo la placa sudamericana, y por la abertura del Atlántico sur. Estos eventos se caracterizan por largos periodos de inestabilidad tectónica y episodios cortos de quietud, desde el Albiano-Cenomaniano (dominio andino) y Turoniano (dominio subandino). La compresión se desarrolla de manera continua hasta el Holoceno. Esta deformación se desarrollo con diferentes intensidades y con un probable control de la paleogeografía pre-cretácica.

2.2.2.1. GEOMETRÍA DE LAS CUENCAS DE ANTEPAÍS Las cuencas de antepaís se desarrollan sobre una litosfera continental, están ligadas a cadenas de subducción o a cadenas de colisión. Una cuenca de antepaís se desarrolla entre un frente de una cadena de montañas y un cratón estable que se encuentra sometida a una flexión de la litosfera. Se diferencian dentro de una cuenca de antepaís cuatro zonas de deposito: wedge-top, foredeep, forebulge y back-bulge depozones (Fig. 4).


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Fig. 4. Esquema morfo-estructural de las zonas de depósitos en una cuenca de antepaís (DeCelles & Giles, 1996)

Zona de depósito en acuñamiento ó corrimientos (wedge-top).- Es donde la deformación se amortigua, es decir es la margen activa de la cuenca de antepaís en que se desarrollan estructuras, corrimientos (conocidos como faja plegada y corrida donde se producen los cabalgamientos y duplex) y cuencas transportadas (piggyback basin). En dominio continental, presenta depósitos gruesos (conos aluviales y sistemas fluviales), y en dominio submarino sedimentos más finos carbonatados interferidos con depósitos gravitatorios o turbidíticos (sedimentación catastrófica). Zona de depósito en profundidad (foredeep).- Corresponde a una cuenca subsidente situada entre el wedge-top y el forebulge, y forma un prisma sedimentario que se adelgaza en dirección al cratón. Es la zona que recibe mayor acumulación de sedimentos que provienen de la erosión en la cadena de montañas. En esta zona, se desarrollan los ambientes fluviales, aluviales en medio sub-aéreo, y de complejos fluvio-deltaicos superpuestos de los conjuntos turbiditicos en ambiente marino. Zona de depósito en el abombamiento (forebulge).- Situada sobre el bombeo periférico debido a la flexura de la placa, esta zona positiva difícil de identificar se encuentra sometida a erosiones. Zona de depósito atrás del abombamiento (back-bulge).- Se desarrolla entre el forebulge y el cratón estable y se caracteriza por presentar sedimentos finos de dominio continental y/o marino poco profundo (plataforma carbonatada). Pueden existir aportes sedimentarios más gruesos provenientes de la erosión del forebulge.


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2.2.2.2. DISTRIBUCIÓN DE LAS CUENCAS SUBANDINAS Las cuencas subandinas del Perú se encuentran distribuidas de sur a norte. Para el presente se ba a mencionar cinco cuencas subandinas: Marañón, Santiago, Huallaga, Madre de Dios y la cuenca Ucayali donde se encuentra el yacimiento de hidrocarburo más importante del país que es CAMISEA. Estas subcuencas se encuentran ubicadas en el sector oeste de la Cordillera de los Andes Centrales (Fig.5). En el Mioceno medio, las cuencas subandinas peruanas formaban parte de una sola cuenca amazónica que se encontraba sometida a incursiones marinas como el mar de Pebas. Hace aproximadamente 10 Ma, se iniciaron los corrimientos y los movimientos de levantamiento y subsidencia que propiciaron la formación de las cuencas subandinas actualmente definidas.

Fig. 5. Configuración de los Andes Centrales, de la cuenca amazónica y de las cuencas subandinas peruanas (imagen satelital SRTM con resolución 90m) (Baby et al., 2005).

2.3. LÍMITES Y ESTILOS ESTRUCTURALES Los limites y estilos estructurales que presentan las cuencas subandinas (Fig.6) están controladas por los diferentes eventos tectónicos ocurridos durante los últimos millones de años. Actualmente, las cuencas subandinas son áreas de estudio importante, lo que ha permitido realizar una relación entre ellas, esto debido a las características estructurales y/o sedimentarias que presentan, implicando la reagrupación de estas.


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Fig. 6. Límites estructurales de las cuencas Subandinas y altos estructurales.

2.3.1. CUENCA MADRE DE DIOS Es otra de las principales cuencas de antepaís. Se encuentra ubicada al SE de la cuenca Ucayali. La cuenca Madre de Dios está limitada por principales componentes tectónicos como la zona subandina ubicada al S-SW. Al Este, se prolonga hacia el escudo brasileño, al W-NW con el arco de Fitzcarrald y la cuenca Ucayali, en dirección SE la cuenca Madre de Dios se prolonga hasta el Norte de Bolivia donde se le conoce como la cuenca Beni.


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2.3.2. CUENCA UCAYALI La cuenca Ucayali es una de las típicas cuencas subandinas foreland o antepaís, situada entre las cuencas Madre de Dios, Ene, Pachitea, Huallaga y Marañón, entre los 7º y 12º de latitud sur y los 71º y 76º de longitud oeste. Está separada hacia el oeste de la cuenca Pachitea por el alto de Shira (Fig. 7) con orientación estructural de dirección NW-SE. Hacia el este, la cuenca Ucayali se extiende en la llanura amazónica hasta el divisor Moa, mientras que hacia el NE se encuentra limitada por el Arco de Contaya que la separa de la cuenca Marañón, al W-NW por la zona subandina, y al S-SE por el Arco de Fitzcarrald con dirección estructural E-W.

Fig. 7. Ubicación de las secciones estructurales LL’ en Madre de Dios y MM’ de la cuenca Ucayali.

2.3.3. CUENCA HUALLAGA Esta cuenca se encuentra desarrollada entre los 5.5º y 9º de latitud sur y los 76º y 78º de longitud Oeste dentro de la zona subandina o zona de wedge top depozone. Está limita al Oeste por la cordillera Oriental, al norte por la cuenca Santiago, al Sur por la zona interna subandina de la cuenca Pachitea, al NE por el alto de Cushabatay y el arco


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(Chazuta) que cabalga hacia el Este la subcuenca Marañón. Este sobrecurrimiento se

encuentra

deformado

probablemente por grabens del Pérmico-Jurásico, y

presentan un nivel de despegue en las evaporítas de la parte superior del grupo Pucara (Triásico-Jurásico inferior) y/o la base de la formación Sarayaquillo (Jurásico Superior). Los sedimentos Mioceno-Pleistoceno pueden alcanzar un espesor superior a 5000 m.

2.3.4. CUENCA SANTIAGO Esta cuenca tiene una orientación N-NE/S-SW perteneciente a los Andes Septentrionales que ha sido estructurada por importantes fallas y se encuentra enmarcada dentro de la zona subandina, situada entre los 3º y 5º de latitud sur y 77º y 78º de longitud oeste. La Cordillera de Campanquiz es la que actualmente limita y/o divide a las cuencas Santiago y Marañón. Al Oeste, la cuenca Santiago está limitada por la Cordillera Oriental peruana, al Norte esta cuenca se cierra estructuralmente con el domo de Cutucú (Sur de Ecuador) y en la zona de la deflexión de Huancabamba la cuenca toma una dirección estructural NW-SE. La Cuenca Santiago está estructurada por inversiones tectónicas de semi-grabens de edad Permo-Triásica a Jurásica que se encuentran basculados hacia el oeste formando estructuras en flor transpresivas. Estas inversiones tectónicas se da en tres etapas: Cretácico inferior, Eoceno superior y Neógeno superior. Las primeras inversiones tectónicas empiezan a partir de la fase peruana (Cretácico Superior) durante la sedimentación de la formación Chonta. Los semigrabens y estructuras en flor tienen características muy parecidas a las estructuras de la cuenca Oriente del Ecuador.

2.3.5. CUENCA MARAÑÓN Esta cuenca corresponde a una cuenca flexural subsidente (foredeep depozone) del sistema de antepais andino del NW amazónico. Esta cuenca se encuentra situada entre 2º y 7º de latitud sur y los 73º y 77º de longitud oeste. Tiene una orientación estructural NNW-SSE en el sector norte, y al sur presenta una orientación NW-SE. Se encuentra limitada al norte con la cuenca Oriente del Ecuador, al oeste por la zona subandina (cuencas Santiago y Huallaga), al NE por el arco de Iquitos, al SW por el alto de Cushabatay-Contaya, y al sur por el arco de Contaya, el cual la separa de la cuenca Ucayali.


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tardío y del Triásico temprano, responsable de una erosión alternada de la sección paleozoica. La subsidencia del Cretácico superior y del Cenozoico está controlada por la carga tectónica producida por los sistemas de corrimientos de la Cordillera Oriental y de la zona subandina. La parte interna de la cuenca se encuentra deformada por inversiones tectónicas de fallas extensivas Paleozoicas y Mesozoicas, esas inversiones se iniciaron durante el Cretácico superior en una etapa compresiva llamada “fase peruana”, que luego fueron reactivadas durante el Neógeno. En dirección Este, los

sedimentos cenozoicos se acuñan (Fig. 8) sobre el arco de Iquitos (zona del Forebulge). Los estudios sedimentológicos del Mioceno-Plioceno que afloran en la zona del arco de Iquitos muestran que su levantamiento controlo la sedimentación de la cuenca Marañón a partir del Mioceno superior.

2.3.6. ALTOS ESTRUCTURALES Las estructuras que se muestran en las cuencas están notablemente relacionadas entre si, debido a los elementos tectónicos que presentan: como el arco de Contaya, el arco de Fitzcarrald, el arco de Iquitos, las montañas del Shira (alto de Shira), y el alto de Cushabatay (arco de Cushabatay).

2.3.6.1. ARCO DE FITZCARRALD El arco de Fitzcarrald es una mega-estructura en el sur de Perú y se extiende hacia el Oeste de Brasil, divide a las cuencas Ucayali y Madre de Dios. Hacia el SE también engloba al Arco de Manu (forbulge) y al Alto de Paititi (Fig.13), estos paleoaltos son de escala más local y pertenecen a un sistema de corrimientos de una cuenca de antepaís Paleozoica, asociada a la tectónica Eoherciniana, finales del Devónico e inicios del Carbonífero, originando las principales deformaciones (Fig. 16). La entrada en subducción de la dorsal oceánica de Nazca se inicia durante el Mioceno superior en la costa norte del Perú hace 11.2 Ma y el levantamiento del arco de Fitzcarrald es consecuencia directa de la subducción de la dorsal de Nazca que afecto a la cuenca amazónica a partir de 4 Ma.


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y i t i t i a P e d o . t l a ) 6 l a 0 0 2 o , d a n e d i a j n e e t T n e o c d o e d t n a e i c f m i l d a o u t c m ( a , u d n l a a r M r a e c d z t i o F c r a e l d e o c r A . 6 1 . g i F


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2.3.6.2. ARCO DE IQUITOS El Arco de Iquitos corresponde a un alto de basamento, situado en la amazonia oriental. Los datos morfo-estructurales y geofísicos muestran que el Arco de Iquitos es el actual forebulge del NE de la cuenca antepais amazónica (cuenca Marañón). Estudios en sedimentos del Mioceno-Plioceno, que afloran en el arco, muestran que su levantamiento controlo la sedimentación a partir del Mioceno superior. Esta elevación está relacionada al aumento de la actividad tectónica dentro de los Andes. La emersión del forebulge indujo a un retroceso del mar Pebas causando cambios ambientales importantes en la cuenca amazónica (Fig. 9). A finales del Mioceno tardío hasta el Plioceno, ha inducido a la deposición de los depósitos fluviales como las arenas blancas depositados en el backbulge depozona (zona de deposito). Desde hace aprox. 6 Ma, el forebulge es cortado y atravesado por los ríos actuales, y se sigue levantando como muestran los depósitos de las terrazas del Holoceno 2005).

Fig. 9. Sistema de cuenca foreland amazónico nor-occidental durante el Mioceno tardío, se observa que el forebulge de Iquitos aflora y actúa como una pequeña isla (Extraído de Roddaz et al., 2005).

2.3.6.3. ARCO DE CONTAYA Se encuentra en el sector Norte de la cuenca Ucayali y Sur de la cuenca Marañón dividiéndola de Ucayali (ver Fig. 6). Esta estructura tiene una orientación NW-SE, se encuentra ligada a una inversión de antiguas fallas normales del Pérmico-Triásico y Paleozoicas, con procesos que se iniciaron durante el Cretácico Superior.


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2.3.6.4. ALTO DE CUSHABATAY (MONTAÑAS DE CUSHABATAY) Es una de las estructuras predominantes que exponen a las rocas Jurásicas en superficie y que limitan a la cuenca Ucayali en el sector NW (ver Fig. 6). Este alto es un semigraben que contiene a los sedimentos del Grupo Pucara y del Grupo Mitu que se desarrollaron en forma simultanea, con una tendencia NW-SE de los horst y graben observados en la cuenca Marañón en respuesta al evento extencional del periodo Pérmico-Triásico. El graben de Cushabatay fue encontrado con un espesor grueso del Grupo Mitu cubierto del Grupo Pucara, Sarayaquillo y sedimentos Cretácicos que luego fueron invertidos

durante

el

Cretácico

Superior.

Interpretaciones de secciones sísmicas de reflexión muestran adelgazamiento y discordancias progresivas de series cretácicas hacia los flancos de las montañas de Cushabatay.

2.3.6.5. ALTO DE SHIRA (MONTAÑAS DEL SHIRA) Es uno de los mas prominentes elementos tectónico de la parte central de la cuenca Ucayali, se extiende al Sur hasta la cordillera de Vilcabamba y al Norte hasta la confluencia de los ríos Ucayali y Pachitea. Las montañas del Shira divide la parte sur de la cuenca Ucayali en dos cuencas (cuencas Pachitea y Ucayali). Hacia el oeste, se encuentran la zona de Oxapampa/Ene, la faja plegada y corrida (fold t hrust belt) y la subcuenca Pachitea. Con una similar magnitud e historia geológica que el arco de Contaya, está controlado por una tendencia de fallas de orientación N-NW/S-SE. En este alto se encuentran aflorando sedimentos Paleozoicos y Cretácicos, su estructuración se inicia probablemente a partir del Paleozoico Superior.

2.3.6.6. MOA DIVISOR Se encuentra en el sector Oeste de la cuenca Ucayali, tiene una orientación NW-SE, corresponde a una estructura asociada a una tectónica de inversión de semi-graben de edad Paleozoica.

2.4. ESTRATIGRAFIA GENERALIZADA

La estratigrafía generalizada es un compendio de estudios realizados por diferentes empresas


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Hermoza, 2004; Navarro, 2005; Vara, 2003; Ibáñez, 2001; Parsep, 2002; OXY, 2003; Petrobrás, 2003; PanEnergy Exploration, 2000; Perupetro, 2005; QMC, 1998; Anadarko 1999).

Fig. 10. Estratigrafía generalizada de las cuencas subandinas, mostrando una discordancia erosional en el Cretacico inferior.

En las cuencas subandinas se distribuyen unidades sedimentarias que muestran una variación estratigráfica desde el sector sur de la cuenca Madre de Dios, hasta el sector norte de la cuenca Marañón (Fig. 10). La estratigrafía esta distribuida dentro de las siguientes eras: 

Precámbrico



Paleozoico



Mesozoico



Cenozoico


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CAPITULO III CUENCA DEL UCAYALI 3.1. PRECÁMBRICO Está caracterizado principalmente por el basamento, constituido por rocas ígneas y metamórficas. Fue encontrado por algunos pozos en las cuencas Marañon y Ucayali.

3.2. PALEOZOICO Está representado por dos ciclos sedimentarios: el Paleozoico Inferior (Ordovícico- Devónico) y Superior (Carbonífero-Pérmico). Se encuentran distribuidos los Grupos y Formaciones estratigráficas en orden cronológico descendente.

3.2.1. PALEOZOICO INFERIOR FORMACIÓN CONTAYA En Ucayali, aflora cerca al arco de Contaya donde está constituida por cuarcitas masivas (edad desconocida), seguidas de lutitas argilíticas cuya sedimentación es principalmente marino y datado por Graptolites del Darriwilliano, y fue reconocida en los pozos Pisqui 1, Coninca 1-2 y Cashiboya 1-A con una litología muy parecida a la de Marañón. Está ausente en el sur de la cuenca Ucayali en los pozos Sepa, La Colpa y Platanal. También se encuentra aflorando en las montañas del Shira, constituida de lutitas intercaladas con areniscas verde, y una secuencia de series volcánicas con 795m de espesor.

GRUPO CABANILLAS Corresponde a sedimentos depositados durante el periodo Devónico (Fameniano-Emsiano). Se encuentra constituido litológicamente por lutitas negras, limolitas y areniscas en las cuencas Ucayali y Madre de Dios es infratidal litoral a deltaico. Infrayace al Grupo Ambo. En la Cuenca Ucayali, se encuentra pobremente representado en la parte central y norte. En el área de Pachitea, aflora cerca del rió Nevati, donde se observó solamente la parte superior de este grupo. En la zona del Pongo de Mainique, presenta un espesor de 1500m constituido de argilitas gris oscuro y silts. Algunos pozos (Sepa, Mashansha, San Martín) atravesaron


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este Grupo. Hacia el N, NE, SE y E de la cuenca Ucayali, se encuentra ausente debido a que se bisela en dirección a las zonas del Arco de Contaya, Moa Divisor y arco de Fitzcarrald. Al sur del pozo Runuya, mediante sísmica se determino que el Devónico aumenta de espesor.

3.2.2. PALEOZOICO SUPERIOR GRUPO AMBO Corresponde a sedimentos depositados durante el periodo del Carbonífero inferior (Mississipiano). Mediante análisis palinológicos del Grupo Ambo en pozos y afloramientos, se le asigna a una edad del Mississipiano y Tournesiano. En la cuenca Ucayali, el Grupo Ambo fue atravesado por algunos pozos (Sepa, Mashansha, La Colpa, etc.), los afloramientos de esta formación han sido determinados en la parte meridional del Shira en la zona que corresponde al río Unini-Tsipani con series sedimentarias que empiezan por limos y lutitas negras, seguidas de areniscas de grano medio a fino con algunos niveles de areniscas masivas, también aflora en el pongo de Mainique, donde esta constituido por intercalaciones de bancos decimetricos de areniscas y bancos centimetricos de argilitas, el ambiente sedimentario es infratidal que oscila a deltaico. En la cuenca Pachitea también se encuentra aflorando al nivel del río Nevati en el flanco oeste del Shira (Montoya & Berrospi, 1990). En la Cuenca Ene, este grupo aflora en el río Tambo con un espesor aproximado de 1150 m (Mégard, 1978).

GRUPO TARMA Definido por Dumbar y Newell (1946) en la localidad del mismo nombre, corresponde a sedimentos del Carbonífero Superior, depositados durante el Pensilvaniano (Bashkiriano – Gzheliano). En la cuenca Ucayali, el Grupo Tarma fue encontrado por los pozos Runuya, Agua Caliente, Maquia, Platanal y La Colpa, como una secuencia de plataforma carbonatada; otros

pozos

también

alcanzaron

a

este

Grupo, regionalmente se

encuentra constituido por secuencias de calizas micríticas y oolíticas, calizas dolomíticas intercaladas con lutitas grises de plataforma carbonatada. En los campos de Agua Caliente, el Grupo Tarma se encuentra reposando en discordancia sobre las rocas Devónicas, y esta constituido de lutitas negras y hacia la base una secuencia de areniscas (Velarde et al.,


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1978). En la parte central de la cuenca Ucayali, en el pozo Runuya 1X se aprecia una delgada secuencia de lutitas grises con intercalaciones de calizas silíceas las cuales descansan sobre areniscas verdes. Los afloramientos del Grupo Tarma en el pongo de Mainique, corresponde a una alternancia de calizas y lutitas negras, calizas que a veces se hacen dolomíticas de estratificación masiva, tienen fuerte olor a HC. En la Cuenca Pachitea se evidencia en el río Nevati, y esta constituido por 178 m de areniscas verdes con matriz de argilitas. Este Grupo también presenta argilitas carbonosas. En la base de las secuencias del Grupo Tarma presenta depósitos de dunas eólicas, y en la parte superior con una secuencia carbonatadas.

GRUPO COPACABANA Este Grupo fue asignado al Pérmico inferior y fue descrita por Newell (1953). Análisis Bioestratigraficos determinaron una edad Asseliano –Sakmariano (SPT, 1993).

Está

constituido principalmente por rocas carbonatadas, calizas localmente dolomíticas e intercalaciones de calizas con lutitas, de ambiente netamente marino de plataforma carbonatada de aguas someras, de similares características al Grupo Tarma. En la cuenca Ucayali, se encuentra aflorando en la zona del Shira, en las márgenes del río Nevati presento en la parte inferior por calizas, hacia la parte intermedia tiene lutitas negras a grises y calizas micríticas, la parte superior constituida de calizas grises micríticas; fue alcanzado por algunos pozos (Huaya, Runuya, Platanal, La Colpa, Sepa, etc.), y en la región SW las líneas sísmicas muestran un biselamiento sedimentario. En la zona del pongo de Mainique, este Grupo yace en concordancia sobre el Grupo Tarma y esta compuesta de intercalaciones de calizas y algunos niveles de argilitas (Gil et al., 1999).

FORMACIÓN ENE Esta secuencia estratigráfica pertenece al Pérmico inferior, también es atribuido al Pérmico Superior (Hermoza, 2004). Análisis palinológicos

determinaron una edad Artinskiano-

Kunguriano (Martin & Paredes, 1977, Robertson Research, 1990). Al sur de la cuenca Ucayali, la Formación Ene fue alcanzada por los pozos Platanal, Sepa, Mipaya, San Martín, Segakiato, Armihuari y Cashiriari, presentando sedimentos de ambiente litorales y continentales. En el Pongo de Mainique, está constituida por areniscas, argilitas y pocos


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un afloramiento litológico muy similar a la Formación Ene donde la base representa un importante nivel de despegue. Estudios detallados en secciones sísmicas (convenio IRDPerupetro) mostraron que esta formación se bisela hacia el sector este de la cuenca Pachitea y desparece en el alto de Shira (Gil, 1997). Al Sur de la cuenca Ene, en el Pongo de Paquitzapango, está compuesta a la base por sedimentos finos de argilitas, hacia la parte media esta formación presenta areniscas cuarcíticas compactas con estratificación entrecruzada, hacia la parte superior lutitas negras ricas en materia orgánica con bancos de calizas, finalizando con dolomitas y niveles de cherts (Leight & Rejas, 1996). La Formación Ene tiene un ambiente sedimentario sub-tidal de baja energía lagunar (Gil, 2002).

GRUPO MITU Este Grupo se depositó en el periodo Pérmico-Triásico (Kummel, 1948), y está constituido por unidades sedimentarias y volcánicas (McLaughlin, 1924; Newell et al., 1953). En la cuenca Pachitea, se encuentra aflorando al sur y en la cordillera de San Matías, donde está caracterizado por conglomerados fluviales rojizos con clastos de rocas volcánicas y cuarcitas con intercalaciones de limos rojizos y areniscas (Gil, 2002). Este Grupo fue atravesado parcialmente por el pozo Oxapampa 1X, con 330 m de espesor. Mediante sísmica se observa que esta formación se bisela hacia el este en dirección al alto de Shira. En el sector norte de la cuenca Ucayali, existe un pequeño espesor de conglomerados con gneis y guijarros de granito reportados en el pozo Huaya 3X, que por el momento han sido asignados a este grupo (Parsep, 2002). En la cuenca Ene, al NW y SE de Satipo, esta esta formación se encuentra descansando en discordancia sobre rocas sedimentarías y volcánicas del Paleozoico inferior, alcanzando un espesor de 1000 m (Gil, 2002). No se ha reportado la presencia de este Grupo en la cuenca Madre de Dios.

3.3. MESOZOICO Estas secuencias están representadas por dos periodos importantes: el Triásico-Jurásico y el Cretácico Inferior-Superior.


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3.3.1. TRIÁSICO-JURÁSICO GRUPO PUCARA Este grupo pertenece al Triásico Superior - Jurásico inferior, definido por Mclaughlin (1924). A nivel del Perú esta considerado entre el Hettangiano-Aaleniano (Weatermann et al., 1980), en Marañón la base de este Grupo puede llegar hasta el Noriano y en el centro del Perú entre el Noriano y ladiniano. En el sector subandino de la cuenca Ucayali, el Grupo Pucara se encuentra aflorando en la zona del Boquerón del Padre Abad (R. Bolañoz; A. Rejas, 1983) y hacia los alrededores de Tingo Maria, donde se encuentra constituido co nstituido de calizas bituminosas grises y negras con intercalaciones delgadas de lutitas, estas secuencias no están del todo completas (Gil, 2002). En dirección Oeste de la cuenca Pachitea, presenta facies calcáreas mientras que al Este se observan dolomías y delgados niveles calcáreos y evaporítas (Gil, 2002); este Grupo fue alcanzado por los pozos San Alejandro 1X, Agua Caliente 1X y el Huaya 3X (Parsep, 2002; Pan Energy, 2000). En la cuenca Pachitea, este grupo fue descrito en el pozo Oxapampa 07-1, con una potencia de 1900 m y está constituido de calizas, dolomías, evaporítas (anhidrita y halita), silts rojos y areniscas (Gil, 2002; Elf, 1996). Se encuentra aflorando en la localidad de de Puente Paucartambo (Gil, 2002), donde presenta Evaporítas y carbonatos asociados a basaltos (Mégard, 1979).

FORMACIÓN SARAYAQUILLO Se depositó durante la regresión del Jurásico Superior (Kummel, 1948; Zuñiga, 1976; Mégard, 1979; Pardo, 1982), con depósitos de capas rojas continentales. En la cuenca Pachitea, se encuentra aflorando en la localidad de Puente Paucartambo, y está compuesta a la base de capas rojas finas continentales, seguidas de intercalaciones de limos rojos, areniscas argiliticas gruesas, y conglomerados gruesos, mostrando una secuencia grano creciente (Jaillard, 1996). En la cuenca Ucayali, esta formación fue asignada de edad Oxfordiano-Kimmeridgiano (SPT, 1993). La Formación Sarayaquillo se encuentra aflorando claramente en la zona del Boquerón del Padre Abad (R. Bolaños y A. Rejas,1983), y la sección tipo se encuentra en los cerros de Cushabatay y está caracterizada por areniscas rojas con laminaciones entrecruzadas, conglomerados y argilitas rojas que hacen un espesor de 2000m (Kummel, 1948).


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3.3.2. CRETÁCICO INFERIOR-SUPERIOR FORMACIÓN CUSHABATAY Fue definida por Kummel (1946). Por posición estratigráfica y correlación es de edad Aptiano-Albiano (Pardo y Zuñiga, 1973; Kummel, 1946). Se encuentra separada del Jurasico por una discordancia regional (Gil, 2002). En la cuenca Ucayali, esta formación esta presente únicamente al Oeste y Norte de Shira, fue alcanzada por algunos pozos en el norte de la cuenca (Pisqui, San Alejandro, entre otros). En la cuenca Pachitea aflora en la cordillera de San Matías y descansa sobre los conglomerados de el Grupo Mitu (Gil, 2002). En la cuenca Ene alcanza un máximo espesor de 200 a 400m (Parsep, 2002). En la zona Puente Paucartambo (limite subandino de la cordillera Oriental), la Formación Cushabtay descansa sobre la Formación Formación Sarayaquillo, esta constituido a la base por areniscas claras bien clasificadas y lutitas grises, luego pasan a areniscas argilíticas y lutitas negras carbonosas, en la segunda secuencia se encuentran areniscas argiliticas y conglomerados de ambiente fluvial, y la tercera secuencia está formada por intercalaciones de areniscas y argilitas rojas de ambientes marino litoral (Gil, 2002; Jaillard, 1996).

FORMACIÓN RAYA/ESPERANZA Definida por Kummel (1948), es conocida también como Formación Esperanza de edad Albiano (Kummel, 1948; Brenner, 1968; Lammons, 1970). En el río Huallaga, amonites recolectados dieron una edad del Albiano Medio-Inferior (Pardo & Zuñiga, 1976). Se encuentra descansando sobre la Formación Cushabatay e infrayaciendo a la Formación Agua Caliente. En la cuenca Ucayali, fue registrada por la mayor parte de los pozos (Gil, 2002); la formación disminuye de espesor en zonas comprendidas por los pozos Agua Caliente, Maquia, Cashiboya y Pisqui (Velarde et al., 1978). Al Oeste de la cuenca Pachitea, se encuentra aflorando en la zona de Puente Paucartambo, donde esta constituida de areniscas amarillas, margas grises terminando con una secuencia margo-calcáreas (Gil, 2002); también se observa una segunda secuencia formada por areniscas finas blancas sobreyacidas por calizas de plataforma poco profunda atribuida a la Formación Raya (Kummel, 1946).


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FORMACIÓN AGUA CALIENTE Designada por Kummel, (1948) del albiano superior en los cerros de Contamana. En el río Huallaga, el limite superior de esta formación corresponde a la edad del Cenomaniano Superior y del Turoniano inferior en el Pongo de Tiriaco y río Cushabatay (Gil, 2002). En la zona del Pongo de Mainique, los pozos Oxapampa 7-1 y Cashiboya, el tope ha sido datado del Turoniano-Coniaciano (Müller, 1982). En la cuenca Ucayali, se observa unas areniscas de ambiente litoral a fluvial (pozo Runuya), al igual que la Formación Raya, esta formación se adelgaza hacia los pozos Pisqui, Maquia, Agua Caliente y Runuya (Gil, 2002). Al sur de la cuenca Pachitea (Puente Paucartambo), esta constituida por capas rojas finas de diferentes tonalidades, tiene intercalaciones calcáreas hacia la base e intercalaciones de areniscas hacia el tope (Jaillard, 1996). En la cuenca Madre de Dios, fue alcanzada por los pozos Candamo, Pariamanu, Río Cariyacu, Los Amigos y Puerto primo (Perupetro, 2002).

FORMACIÓN CHONTA Fue definida por Moran y Fife (1933) y considerada de edad Turoniano-Santoniano por Müller & Aliaga (1981). Según Pardo & Zuñiga (1976), tiene fósiles del AlbianoSantoniano. Según Jaillard (1995) en Marañón, el Chonta inferior es atribuido al Cenomaniano y Chonta superior al Coniaciano-Santoniano, mientras que Chonta medio es atribuido al Turoniano (Gil, 2002). En la cuenca Pachitea en el pozo Oxapampa 7-1, esta formación es considerada de edad Turoniano-Coniaciano (Müller, 1982). En la cuenca Ucayali, esta formación fue alcanzada por todos los pozos, en la zona de Shira es caracterizada por lutitas intercaladas con calizas y dolomías, a la base y tope limitada por limos rojizo-verdoso (Velarde et al., 1978). En la zona de Puente Paucartambo, aflora una secuencia sedimentaria de calizas que alcanza un espesor de 125m.

FORMACIÓN VIVIAN Fue definida por Kummel (1948), y asignada por bioestratigrafía al CampanianoMaastrictiano inferior (Müller & Aliaga, 1981). La sección tipo aflora en la localidad de Contamana en la quebrada de Vivian, donde Moran & Fife (1933) la describieron como “areniscas azúcar”. Esta formación fue encontrada por la mayoría de pozos en las cuencas.

En la cuenca Pachitea (Puente Paucartambo), se observa una secuencia de areniscas claras


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masivas de ambiente marino litoral con intercalaciones de lutitas negras en la base, hacia la parte media está constituida mayormente por lutitas marinas negras, la parte superior parece corresponder a la base de la transgresión de la Formación Cachiyacu (Jaillard,1996).

FORMACIÓN CACHIYACU Fue definida en el norte de la cuenca Ucayali por Kummel (1948) y es considerada del Maastrichtiano superior (Müller & Aliaga, 1981). En la cuenca Ucayali en la zona de Contamana, esta formación se encuentra constituida de lutitas oscuras, limos margosos, y limos con fósiles de ambiente somero con un espesor de 150 m (Kummel, 1948), en los pozos esta formación se encuentra muy reducida y en algunos casos desparece (Gil, 2002). En la cuenca Pachitea, las secuencias tienen las mismas características de Contamana, con 30m de espesor que sobreyacen a la Formación Vivian (Singewald, 1928). En la cuenca (Puente Paucartambo), presentan argilitas marinas negras con pequeños bancos de caliza y/o areniscas finas negras, con un espesor de 100 a 150 metros que representa una transgresión a finales del cretácico (Gil, 2002).

FORMACIÓN HUCHPAYACU Aflora en la zona de Contamana, y fue designada por Kummel (1948) de edad Maastrichtiano. La Formación Huchpayacu parece estar en continuidad con la Formación Cachiyacu, y a veces descansa sobre la Formación Vivian sin presencia de erosión (Gil, 2002). En la cuenca Ucayali y Pachitea, es asignada al Paleoceno inferior (Seminario & Guizado, 1976). Se encuentra aflorando en la zona de Puente Paucartambo en la carretera Purus y en la zona de Contamana respectivamente. Presenta limos rojos o verdes (100-150 metros) y localmente presenta niveles ricos en cuarzos eólicos (Jaillard, 199 6).

3.4. CENOZOICO FORMACIÓN YAHUARANGO Esta formación fue definida por Kummel (1946), la edad es del Paleoceno (Valdivia, 1974; Williams, 1949; Gutiérrez, 1982), se encuentra aflorando en la localidad de Contamana y Santa Clara. En la cuenca Ucayali, los pozos encontraron a esta formación entre las formaciones Casa Blanca y Chambira (Gil, 2002). Está constituida de intercalaciones de


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argilitas rojas con escasos niveles de areniscas de ambiente netamente continental (Gil, 2002).

FORMACIÓN POZO Fue denominada por Williams (1949), y descrita en la región de Santiago cerca de los ríos Santiago y Marañón (Williams, 1949), la edad de esta formación es asignada al Eoceno – Oligoceno Medio (Robersont Research, 1990; Labogeo, 1996); tiene ambiente de depósitos fluvio-estuarinos y marino poco profundo (Kummel, 1948; Williams, 1949; Seminario y Guizado, 1976; Robertson Research, 1990). En la sedimentarias

equivalentes

de

la

Formación

cuenca

Ucayali,

las

series

Pozo corresponden a las series de la

Formación Yahuarango (Gil, 2002), y han sido identificadas en el subsuelo, al norte de la cuenca en el pozo Huaya 3X. En la cuenca Pachitea, la Formación Pozo se encuentra aflorando en la localidad de Puente Paucartambo, en la quebrada de sal donde está constituida por areniscas masivas con espesor entre 80-100m. Esta formación en su parte basal tiene entre 30 y 40 metros de areniscas claras masivas y areniscas gruesas a conglomeradicas de ambiente fluvial a marino, en la parte media se encuentra formada por lutitas y areniscas de grano fino a media, de tonalidades blancas, bien clasificadas, de grano estrato-creciente de ambiente de plataforma clástica marina poco profunda, y la parte superior esta compuesta de areniscas masivas claras (Gil, 2002).

FORMACIÓN CHAMBIRA Descrita por Kummel (1948) en su localidad tipo (río Cushabatay), es asignada a una edad del Mioceno (Seminario & Guizado, 1976; Gutierrez, 1982) y Oligoceno superior – Mioceno medio (Marocco, 1993). Su ambiente es de depósitos fluvial meandriforme (Kummel, 1948; Williams, 1949; Sánchez & Herrera, 1998; Diaz et al., 1998). En Ucayali, Ingemmet describió como una secuencia de lodolitas y limolitas rojizas en la zona de Aguaytia (Boletín Nº 80 serie A, 1980).

FORMACIÓN IPURURO En la cuenca Ucayali, no se ha diferenciado esta formación, pero unidades litológicas están caracterizadas por depósitos de las formaciones Chambira, Ipururo y Ucayali (Kummel, 1948).


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CAPITULO IV PARÁMETROS TÉRMICOS EN LA CUENCA 4.1. GENERALIDADES Generalmente, se entiende como flujo térmico a la facultad de un cuerpo para trasmitir el calor y que puede ser endotérmico, exotérmico y térmico, en nuestro caso el cuerpo viene a ser la cuenca sedimentaria, donde se encuentra distribuida una determinada litología y tiene como base al basamento cristalino. La propagación del calor se origina desde una zona caliente (mayor temperatura) hacia una zona más fría (menor temperatura) por conducción a traves del material rocoso. En general tanto la temperatura (ºC), gradiente geotérmica (ºC/km), conductividad térmica (W/mK) y Heat Flow (W/m2) se encuentran bastante relacionados entre si, ya que estos parámetros en conjunto varían durante la sedimentación.

4.2. PARÁMETROS TÉRMICOS Los parámetros térmicos que intervienen en una cuenca sedimentaria son: 

Temperatura



Gradiente Geotérmica



Conductividad



Flujo de calor (Heat Flow)

Estos parámetros han sido definidos y calibrados a partir de los datos obtenidos en pozos.

4.2.1. TEMPERATURA (BHT) La temperatura es la energía de calor que se mide en los pozos perforados en las cuencas subandinas. Los valores determinados se calculan en grados Fahrenheit o grados Celsius, y puede ser determinada mediante varias lecturas, estas se obtienen de un sensor que registra la temperatura del flujo de lodo que sale del fondo del pozo durante la perforación. Estos valores de temperaturas necesitan ser corregidas, debido al tiempo que demora en salir la muestra desde el fondo del pozo hasta la superficie, además del tiempo de circulación que se realiza en el momento en que se detiene la perforación, luego se continúa


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perforando. Prof. m 734.26 2326.54 3573.51 4103.22

Temp. BHT °C 58.9 87.8 112.8 121.1

Tiempo 3.8 h 12 h 4.9 h 12 h

(corrección ) Temp. BHT °C 82.35 105.57 135.39 138.87

Ejemplo que muestra profundidades, temperatura y tiempo para el cálculo del BHT real en el pozo San Alejandro 1X.

Con estos datos registrados se procede a la corrección del BHT real de los pozos que han sido seleccionados.

4.2.2. GRADIENTE GEOTERMICA La gradiente geotérmica es la variación de la temperatura desde el interior de la tierra (núcleo y manto) que se trasmite paulatinamente hasta la superficie (corteza terrestre). Este gradiente puede variar de un punto a otro en la superficie de la tierra, presentando por lo general un valor medio de 0.02 a 0.04 ºC/m debido a las diferentes características geológicas que se presentan en determinados lugares. Por lo general la temperatura es mayor en capas mas profundas y disminuye hacia la superficie, es decir presenta un gradiente geotérmico que por cada 33m de profundidad aumenta en 1º C de temperatura, y esto solamente en los primeros 70 km aproximadamente.

Calculo aproximado de la gradiente geotérmica en el pozo Mashansha 1X con un gradiente de 26.4 ºC/km.

Posteriormente el mapa de isovalores térmicos (gradientes geotérmicas), donde se puede observar las zonas calientes y las zonas frías (Fig. 11). Las zonas que se encuentran en


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color azul pertenecen a las zonas mas frías, variando hasta un color rojo el cual muestra las zonas mas calientes. Estas áreas calientes se encuentran aproximadamente sobre los altos estructurales principales como Fitzcarrald, Contaya e Iquitos, y muestra una relación directa entre los altos estructurales (altos de basamento) y las temperaturas de superficie.

Fig. 11. Mapa de gradientes Geotérmicas calculados a partir de las temperaturas corregidas (BHT).


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4.2.3. CONDUCTIVIDAD TERMICA La conductividad térmica es la capacidad que tiene un material para conducir el calor, cada material posee diferentes valores, en las rocas y sedimentos se encuentran determinadas por su mineralogía, porosidad y temperatura (Deming, 1994). Roca

Unidad W/mK

Carbón

0.25 - 1

Halita / Cuarcita

5-7

Lutitas

1.5

Areniscas

3 - 4.5

Carbonatos

2-3

Tabla 2. Conductividad Térmica de las rocas, con un error aproximado que se estima entre 30 y 40 %, (Deming, 1994).

Mapa regional mostrando la variación del flujo de calor a profundidad actual (Bottom Heat Flow actual) calculado con el programa Genex.


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Imagen 3D mostrando la profundidad actual en la base del Cretácico, los levantamientos producidos por el basamento (arcos) y por los corrimientos (zona de faja plegada).

CAPITULO V LOS SISTEMAS PETROLEROS 5.1. GENERALIDADES Los sistemas petroleros son todos los elementos y procesos necesarios (Fig. 12) para la generación, acumulación de hidrocarburos y la existencias de yacimientos (Magoon, 1994). Los elementos necesarios para que exista un sistema petrolero son los siguientes: 

Roca Generadora



Roca Reservorio



Roca Sello



Roca de Sobrecarga

Los sistemas petroleros tienen dos procesos: 1. Formación de Trampas 2. Generación, Expulsión, Migración y Acumulación de HC


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Estos elementos y procesos en conjunto deben encontrarse en el tiempo y espacio, para que la materia orgánica presente en la roca generadora pueda ser transformada en una acumulación de hidrocarburos (petróleo/gas).

Fig. 12. Elementos y procesos en los sistemas petroleros (Extraído de Magoon & Dow, 1994).

Para que el sistema petrolero funcione, deben existir todos los elementos y procesos ya mencionados. Para determinar con mayor exactitud estos sistemas, se realizan análisis geoquímicos en las rocas generadoras, determinación de porosidad y permeabilidad para las rocas reservorios,

y

un

análisis

de

carácter

litológico

y

de comportamiento (plasticidad,

permeabilidad, espesor et.) para las rocas sellos. La reflectancia de vitrinita (%Ro) es un parámetro físico que describe el nivel de madurez termal alcanzado por la roca sedimentaria. Esta madurez indica el grado de transformación de la materia orgánica presente en la roca en hidrocarburos. La Vitrinita es un maceral (restos de plantas o animales distinguibles al microscopio) que se origina de plantas terrestres. Para la medida de reflectancia de vitrinita, el kerogeno es separado de la roca y colocado en el microscopio en un slide sumergido en petróleo. Lo que se mide es el porcentaje de luz reflejada en las partículas de vitrinita contenidas en el kerogeno. La reflectancia de vitrinita es directamente proporcional al grado de alteración termal de la roca y su valor no se reduce con la disminución de la temperatura (por levantamientos tectónicos y disminución de la profundidad); es por eso que el Ro es usado para determinar la máxima temperatura a la cual se encontraba la roca (Tabla 4). Nivel de madurez termal

Ro (%)

Tmax( °C )

Inmadura

0.2-0.6

<435

de madurez temprana

0.6-0.65

435-445

de madurez pico

0.65-0.9

445-450

de madurez tardía

0.9-1.35

450-470

1.35

>470

Madura

Post - madura

Tabla 4. Niveles de madurez termal de la materia orgánica para generar hidrocarburos (Petters et al., 1994).


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Es por medio del de Pirolisis que se determina el tipo de Kerogeno, partiendo de los valores de HI (Índice de Hidrógeno) y el OI (índice de oxígeno) obtenidos (Peters et al., 1994). El Kerogeno es un material insoluble formado por la descomposición de la materia orgánica asimilada por los sedimentos (Fig. 13). Mediante análisis físico-químico esta se c lasifica en cuatro grandes grupos:

Kerogeno tipo I.- Esta es generado principalmente en ambientes lacustre y en algunos casos ambientes marinos. Proviene de materia orgánica algácea, planctónica o de otro tipo. Tiene alta relación H/C (1.5 o mas) y baja O/C (menos de 0.1), es decir tienen un alto contenido de hidrógeno y bajo de oxígeno. Tiene un alto potencial de generación de hidrocarburos; alto potencial petrolífero, pero también puede generar gas. Este tipo de kerogeno no es muy abundante y es responsable de solo el 2.7% de reservas de gas y petróleo en el mundo (Klemme HD & Ulmishek GF, 1991). Kerogeno tipo II.- Generado habitualmente en medios reductores existentes en los ambientes marinos de profundidad moderada. Proviene principalmente de materia o rgánica formada por restos de fitoplancton, zooplancton y microorganismos. Tiene alta relación H/C y Bajo O/C. Tiene alto potencial generador de hidrocarburos pero más bajo que el de tipo I. El azufre se asocia con este tipo de kerogeno, ya sea como pirita y azufre libre o estructuras orgánicas de petróleo (Vandenbroucke M., 2003). Kerogeno tipo III.- Materia orgánica que deriva esencialmente de plantas continentales y restos vegetales, depositadas en ambientes marinos y no marinos someros a profundos. Tiene abajo contenido de hidrógeno y mayor contenido oxígeno, es decir tiene baja relación H/C (menos de 1.0) y alto O/C (0.2 a 0.3). Este tipo es el menos favorable como generador de petróleo pero puede ser fuente de gas si tiene un enterramiento suficientemente profundo. Kerogeno tipo IV.- Es el que se genera habitualmente a partir de sedimentos más antiguos redepositados después de la erosión. Antes de la sedimentación, pudo haber sufrido alteraciones por procesos de meteorización subaérea, combustión u oxidación biológica en pantanos o suelos. Este tipo de kerogeno esta compuesto por materia orgánica residual con alto contenido de carbono y ausencia de hidrógeno. Es considerado una forma de “carbono muerto”, sin potencial para generar hidrocarburos (Tissot BP, 1984).

En general los kerogenos tipos I/II producen petróleo, mientras que los de tipo III producen gas. Las mezclas de los kerogenos tipos II/III, son mas comunes en facies arcillosas


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marinas.Las areniscas son las rocas reservorios principales en cualquier sistema petrolero, pero las rocas carbonatadas también pueden ser buenos reservorios en algunos casos. En las cuencas subandinas las principales rocas reservorios lo conforman las areniscas del Paleozoico y Cretácico, estos reservorios se clasifican mediante la porosidad y permeabilidad que presentan (Tabla 5). Porosidad Descartable

Porcentaje (%) 0 - 5%

Milidarcy (mD)

Pobre

5 - 10%

Regular

10 - 15%

1 - 10 md

Buena

15 - 20%

10 - 100 md

Muy Buena

20 - 25%

100 - 1000md

Tabla 5. Clasificación de Porosidad y Permeabilidad (Levorsen, 1973).

5.2. METODOLOGÍA Para la identificación de los sistemas petroleros, se ha construido mapas de isovalores de datos geoquímicos se tiene en cuenta los rangos de porosidad y permeabilidad para poder clasificar a las rocas reservorios (calidad del reservorio), además para la identificación de los sellos y la carga sedimentaria se usa la estratigrafía de pozos donde muestra algunas zonas con carga sedimentaria variable y algunas formaciones con su respectiva roca sello, ya que estas se extienden local y regionalmente en las cuencas. Los mapas de madurez termal están hechos a partir de los datos de reflectancia de vitrinita (%Ro) de rocas generadoras (lutitas, calizas, dolomías). También se ha representado un mapa de afloramientos de petróleo (oil seeps), pozos que presentaron petróleo no comercial, trazas de gas, fluorescencia, muestras de afloramientos con bitumen sólido y algunos pozos que se encuentran en producción de hidrocarburos. Así mismo, se construyó mapas de potencial petrolero (Wt % TOC) donde se representa algunas zonas de las cuencas que tienen alto o bajo potencial. Todos estos valores representados sobre mapas, han sido tomados de muestras analizadas de pozos y afloramientos.

5.2.1. MAPAS DE MADUREZ TERMAL (%Ro) Los mapas de isovalores de madurez termal que se muestran están basados en los datos de Reflectancia de Vitrinita (%Ro), que han sido extraídos aproximadamente de los niveles intermedios de roca generadora en la secuencia estratigráfica analizada en pozos de las


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cuencas subandinas peruanas; estas secuencias se encuentran en los Grupos Cabanillas, Ambo, Tarma/Copacabana, Pucara, y Formaciones Ene, Raya, Chonta, Cachiyacu y Pozo respectivamente. Estos valores de %Ro van a indicar el nivel de madurez alcanzado de la roca para generar hidrocarburos en una determinada zona o región de las cuencas.

5.2.1.1. MADUREZ TERMAL DEL GRUPO CABANILLAS El mapa de isovalores de madurez termal del Grupo Cabanillas (Fig. 14) muestra que se encuentra cerca de la zona de faja plegada, en las cuencas Madre de Dios y Ucayali, y al SE de la cuenca Marañón. Esta disposición refleja el biselamiento (Gil, 2002) que presenta este grupo hacia el sector oriental de las cuencas. La cantidad de datos que se distribuyen en las cuencas es muy restringida. La madurez se encuentra en un nivel pico a tardío en la zona NE de la cuenca Madre de Dios y S-NW de Ucayali, y en un nivel tardío a post-maduro en la zona de faja plegada y corrida de las cuencas Madre de Dios y Ucayali (pongo de Coñec y Camisea), y en la zona oriental de la cuenca Marañón, cerca al arco de Contaya.

Fig. 14. Madurez termal (%Ro) del Grupo Cabanillas (Devónico), mostrando un nivel de Madurez que oscila desde el nivel pico hasta post-madura.

5.2.1.2. MADUREZ TERMAL DEL GRUPO AMBO El Grupo Ambo presenta una cantidad de datos % Ro un poco mas restringida que la de Cabanillas, con solo 13 datos de reflectancia de vitrinita entre muestras de


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pozos y afloramientos. Su distribución se limita únicamente a las cuencas Madre de Dios y parte sur de la cuenca Ucayali (Fig. 15). Hacia la zona sur de la cuenca Ucayali, se observa que la madurez se encuentra variando desde una madurez pico en la zona de Camisea, hasta una madurez tardía en la estructura del pozo Runuya 1X.

Fig. 15. Madurez (%Ro) del Grupo Ambo desde un nivel inmaduro en Madre de Dios hasta un nivel de madurez tardía en el sur de Ucayali.

5.2.1.3. MADUREZ TERMAL DEL GRUPO TARMA/COPACABANA Para el Grupo Tarma/Copacabana, el mapa de isovalores presenta una cantidad de datos muy restringidos de reflectancia de vitrinita (%Ro) con solo 9 valores de pozos, distribuidos en las cuencas Madre de Dios, Ucayali y parte de Marañon. En la figura 16, en la parte central y sur de la cuenca Ucayali presenta un nivel de madurez pico (zona de Camisea) a madurez tardía (pozo Runuya1X).


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Fig. 16. Madurez termal (%Ro) del Grupo Tarma/Copacabana.

5.2.1.4. MADUREZ TERMAL DE LA FORMACIÓN ENE Los datos de madurez termal de la Formación Ene se encuentran conformados por una cantidad de datos muy restringidos, constituidos con muestras de afloramientos y pozos, siendo en total 10 valores de % Ro registrados. Estos datos estan presentes en la zona sur de la cuenca Ucayali y parte NW de la cuenca Madre de Dios. Los valores de %Ro en esta formación muestran un nivel de madurez tardía en la parte mas profunda de la cuenca Ucayali, hacia el sector E de las montañas del Shira en el pozo Sanuya 3X (Fig. 17).

Fig. 17. Madurez termal (%Ro) de la Formación Ene.


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5.2.1.5. MADUREZ TERMAL DEL GRUPO PUCARA Los datos de madurez termal del Grupo Pucara (Fig. 18) se encuentran distribuidos solo en el sector NW de la cuenca Ucayali y parte de la cuenca Huallaga. Solo se ha registrado una muestra de afloramiento (Core Lab 1992); recientes estudios demostraron

mediante información sísmica (Navarro, 2004). Los valores

de

reflectancia de vitrinita (%Ro) usados en este mapa son mayormente de afloramientos y en un pozo (San Alejandro 1X), siendo en total 10 datos. Los valores más representativos en el sector W de la cuenca Ucayali cerca de la zona del Boquerón del Padre Abad y de los pozos San Alejandro 1X y Chio 1X, muestran que se encuentra en un nivel de madurez temprana hasta un nivel post madura.

Fig. 18. Madurez termal (%Ro) del Grupo Pucara.

5.2.1.6. MADUREZ TERMAL DE LA FORMACIÓN RAYA La figura 19, muestra que la variación de la madurez termal de la Formación Raya se encuentra distribuida únicamente en las cuencas Ucayali norte, Santiago y Marañón, con 26 valores de reflectancia de vitrinita (% Ro) que pertenecen a muestras de pozos

y afloramientos. En el sector norte de la cuenca Ucayali, el mapa de

isovalores muestra que esta parte de la cuenca se encuentra desde una etapa inmadura hasta una etapa de madurez pico.


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5.2.1.7. MADUREZ TERMAL DE LA FORMACIÓN CHONTA La Formación Chonta es la que presenta mayor cantidad de datos de reflectancia de vitrinita, en total 73 valores de % Ro entre muestras de afloramientos y pozos, distribuidas en las cuencas Madre de Dios, Ucayali, Santiago y Marañón. En la Figura 19, el sector N y NW de Ucayali se encuentra en un nivel de madurez temprana a madurez pico, principalmente cerca de la zona de faja plegada.

Fig. 19. Variación de la madurez termal en la F ormación raya, mostrando algunas zonas con madurez pico y otras inmaduras.

5.2.1.8. MADUREZ TERMAL DE LA FORMACIÓN CACHIYACU El mapa de madurez termal de esta formación (Fig. 20) representa una cantidad total de 20 datos de reflectancia de vitrinita (% Ro) distribuidos principalmente en algunas partes de las cuencas Ucayali, Santiago y Marañón respectivamente. En el sector norte de la cuenca Ucayali, se observa que la madurez se encuentra variando desde una etapa inmadura hasta una etapa temprana.


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Fig. 20. Madurez termal (%Ro) de la Formación Chonta.

Fig.21. Madurez termal (%Ro) en la Formación Cachiyacu, con restricciones en una parte de la cuenca Marañón .


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5.2.1.9. MADUREZ TERMAL DE LA FORMACIÓN POZO En el sector sur de la cuenca Ucayali y en la cuenca Madre de Dios, esta formación es el equivalente de las formaciones Yahuarango y Huayabamba respectivamente (Gil, 2002).

5.2.2. MAPAS DE POTENCIALES PETROLEROS (WT % TOC) Los mapas de isolvalores realizados con datos geoquímicos de Wt %TOC en las rocas generadoras muestran zonas con potencial petrolero en las cuencas subandinas. Estos datos de Wt % TOC han sido analizados en muestras de pozos y afloramientos, de los cuales se han tomado solo los valores más representativos y se muestran en cada uno de los mapas.

5.2.2.1. POTENCIAL PETROLERO GRUPO CABANILLAS En el sector N de la cuenca Madre de Dios y S de la cuenca Ucayali tiene un potencial de medio a bueno, en el sector NW de la cuenca Ucayali muestra que el potencial esta en el rango de medio a muy bueno (Fig. 22).

Fig. 22. Potencial petrolero entre medio a muy bueno del Grupo Cabanillas.


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5.2.2.2. POTENCIAL PETROLERO GRUPO AMBO En la figura 23, se observa en el sector norte de Madre de Dios y sur de Ucayali que el Grupo Ambo presenta un potencial petrolero de medio a muy bueno, y en el límite sur de Ucayali en el sector de camisea presenta un potencial petrolero excelente.

Fig. 23. Muestra un excelente potencial petrolero del Grupo Ambo cerca del pozo Cashiriari 1 (zona de Camisea).

5.2.2.3. POTENCIAL PETROLERO GRUPO TARMA/COPACABANA En la figura 23, se observa la distribución del potencial petrolero en la zona norte de la cuenca Madre de Dios, en la zona sur de la cuenca Ucayali un potencial petrolero en un rango de pobre a medio. Solo se observaron dos valores altos de Wt % TOC, uno en el sector de camisea en el pozo Cashiriari 1 con 1.99 y el otro en el pozo Tamanco con 2.18, presentando un potencial de bueno a muy bueno.

5.2.2.4. POTENCIAL PETROLERO FORMACIÓN ENE La Formación Ene en el sector sur de la cuenca Ucayali y con solo una muestra de afloramiento en el sector norte de la cuenca Madre de Dios, este tiene un potencial petrolero de bueno a muy bueno (Fig.23).


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5.2.2.5. POTENCIAL PETROLERO GRUPO PUCARA Este grupo presenta en el sector NW de la cuenca Ucayali, parte de las cuencas Santiago y Huallaga (Fig. 24). La distribución del potencial es de medio a bueno y en algunos casos llega hasta excelente (Santiago y sur de Huallaga).

Fig. 24. Mapa de wt % TOC del Grupo Tarma/Copacabana mostrando un potencial petrolero de pobre a medio, con dos únicos valores altos.


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Fig. 25. Potencial Petrolero Formación Ene, mostrando un rango de bueno a muy bueno.

Fig. 26. Potencial petrolero del Grupo Pucara en parte de las cuencas: Ucayali, Huallaga y Santiago.


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5.2.2.6. POTENCIAL PETROLERO FORMACIÓN RAYA En la figura 26, la Formación Raya muestra una distribución del potencial petrolero de medio a muy bueno en una parte de la cuenca Santiago; en Huallaga, se muestra un potencial pobre a medio; en Ucayali se pueden encontrar valores con potencial petrolero desde pobre hasta muy bueno.

5.2.2.7. POTENCIAL PETROLERO FORMACIÓN CHONTA En la figura 26, se observa que los datos registrados de la Formación Chonta en la en la cuenca Ucayali, la mayoría tiene un potencial petrolero pobre, solo algunas zonas de Ucayali y cerca de Madre de Dios presenta un potencial medio a bueno.

Fig. 26. Potencial petrolero de la Formación Raya.


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5.2.2.8. POTENCIAL PETROLERO FORMACIÓN CACHIYACU En la figura 27, en Ucayali el sector norte de la cuenca tiene un potencial pobre a medio.

5.2.3. PRESENCIA DE HIDROCARBUROS EN POZOS Y OIL SEEP La cantidad de información existente que ha sido reportada en los pozos donde se han encontrado petróleo y trazas y/o muestras de petróleo y gas (pozos en producción y pozos no comerciales) y en los oil seeps no es muy abundante, pero es un buen guía en la exploración de hidrocarburos. Asimismo se han registrado muestras de afloramientos con presencia de bitumen. En la figura 28, se aprecia la distribución de oil seeps y zonas con presencia de hidrocarburos.

Fig. 28. Oil seep, muestras con bitumen y presencia de HC en pozos.


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5.3. IDENTIFICACION DE LOS SISTEMAS PETROLEROS SUBANDINOS Los sistemas petroleros se han identificado en las cuencas subandinas mediante estudios en las formaciones de interés petrolero, como los análisis de reflectancia de vitrinita (%Ro) y de carbono orgánico total (Wt %TOC) realizados en las rocas generadoras. También, el calculo de la porosidad y la permeabilidad en las rocas reservorios, la determinación de los sellos y cobertura sedimentaría para la generación de hidrocarburos permiten determinar los sistemas petroleros posibles.

5.3.1. SISTEMAS PETROLEROS EN LA CUENCA UCAYALI Los reportes de hidrocarburos en esta cuenca son numerosos, y han sido realizados mediante estudios de investigación por diferentes empresas e instituciones. Muchas de ellas definen a secuencias con buen potencial de roca madre como las Formaciones Contaya (en etapa sobremadura), Cabanillas, Ambo, Ene y Pucara. Se encontraron muestras de petróleo no comercial en algunos de los pozos: en el pozo Mashansha 1X en el green sandstone (Tarma) y las areniscas de Agua Caliente; en Sepa 1X en el Tarma; en Maquia 12 en las areniscas de Vivian; en Agua Caliente 32 en la Formación Raya y en La Colpa 1X en las formaciones Agua Caliente y Tarma. En Panguana 1X, se recuperó gas y petróleo (C1-C4) del Green Sandstone (Tarma), y muestras de petróleo en las formaciones Cabanillas, Ambo y Chonta; en Shahuinto 1X, se encontraron muestras de petróleo pobre en las areniscas de las formaciones Ambo y Tarma (Green Sandstone). En el pozo Cachiyacu 1X, se observo en las areniscas de la Formación Vivian trazas de fluorescencia, en Chio 1X trazas de fluorescencia y gas C1-C3 en las bases de las formaciones Raya y Cushabatay. San Alejandro 1X dio muestras de gas C1- C5 en Tarma/Copacabana (secuencia carbonatada), Pucara, Sarayaquillo y Cushabatay; en la Formación Raya, se observo fluorescencia de petróleo y las mejores muestras de gas C1- C5. En Insaya 1X, se observo débiles fluorescencias en la Formación Cushabatay. En el pozo Agua Caliente 1X, se observo trazas de petróleo y buenos puntos de fluorescencia. El pozo San Martin 1X presenta buenas muestras de gas distribuidas desde la Formación Casa Blanca hasta la Formación Ene. En el pozo Cashiriari 1X, en las formaciones Chonta, Agua Caliente, Lower Nia (Capas Rojas) y Ene se observaron buenas muestras de gas, en Tarma/Copacabana ligeras muestras de gas. En Pagoreni 1X, las formaciones Casa Blanca, Cachiyacu y Vivian mostraron ligeras muestras de gas; buenas muestras de gas en Chonta y Agua Caliente, y en Ene solo muestras de gas. En el pozo San Alejandro, se encontraron ligeras muestras de gas en las formaciones Chonta, Raya, Cushabatay, Sarayaquillo, Pucara y Copacabana. En Rashaya sur 1X, existen muestras de gas en las formaciones Raya y Cushabatay. También se observo oil seeps cerca a las montañas del Shira (PARSEP, 2002).


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5.3.1.1. ROCAS GENERADORAS Las rocas generadoras principales (roca madre) se encuentran desde el Devónico hasta el Triásico/Jurásico, y han sido determinadas mediante numerosos estudios basados en análisis de madurez termal de reflectancia de vitrinita (%Ro) y carbono orgánico total (Wt %TOC). El Kerogeno de la roca madre en el Grupo Cabanillas es de tipo II/III y IV, en el Grupo Ambo tipo III y II/III, en el Grupo Tarma/Copacabana tipo II/III, en la Formación Ene tipo II y II/III, en el Grupo Pucara tipo III (cuenca Huallaga), en la Formación Raya tipo II/III, la Formación Chonta tipo III y II/III, en la Formación Cachiyacu tipo III (Core Lab, 1996). En la tabla, se muestran los rangos de valores geoquímicos y la clasificación respectiva de las rocas generadoras en la subcuenca Ucayali.

Tabla Clasificación de las rocas generadoras en la cuenca Ucayali.


Continuación tabla 10.

Continuación tabla 10.

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De acuerdo a la clasificación mostrada en la tabla 10, se proponen a las siguientes rocas generadoras: 

Lutitas Cabanillas



Lutitas Ambo



Calizas y lutitas Tarma/Copacabana



Lutitas Ene



Calizas y lutitas Pucara



Lutitas Raya



Lutitas Chonta

5.3.1.2. ROCAS RESERVORIO Las rocas reservorios se distribuyen desde el Carbonífero inferior (Mississipiano) hasta el Cretácico. En la tabla 11, se muestran los rangos de porosidad, permeabilidad y clasificación de las areniscas en la cuenca Ucayali.

Tabla 11. Clasificación de los principales reservorios en la cuenca Ucayali.


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Continuación tabla 11. Las rocas reservorios que se han probado en la cuenca Ucayali son: 

Areniscas Green sandstone ( Grupo Tarma)



Areniscas Ene



Areniscas Cushabatay



Areniscas Agua Caliente



Areniscas Vivian



Areniscas Cachiyacu/Huchpayacu



Areniscas Casa Blanca

5.3.1.3. ROCA SELLO Las rocas sello principales se encuentran distribuidas desde el Carbonífero (Pensilvaniano) hasta el Terciario, y están representadas por las lutitas, calizas, lodolitas y arcillas de las diferentes formaciones y grupos, en la cuenca Ucayali, reconociéndose los siguientes sellos: 

Luitas y calizas Tarma/Copacabana



Lutitas Ene



Calizas, lutitas y Evaporítas Grupo Pucara




Lutitas Raya



Lutitas y calizas Chonta



Lutitas Cachiyacu



Lutitas, Arcillas y Lodolitas Huchpayacu



Arcillas y lodolitas Terciarias

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5.3.1.4. SOBRECARGA SEDIMENTARIA El espesor que presenta la cobertura sedimentaria en las rocas generadoras se encuentran distribuidas de manera irregular, por ejemplo en el pozo Sepa 1X (ubicado en el arco de Fitzcarrald) tiene un espesor terciario de apenas 40 m, mientras que en la zona del pozo Runuya 1X (este de la montaña del Shira) presenta un espesor de aprox. 2000 m, sin considerar a las rocas cretácicas (Fig. 28).

Fig. 28. Ubicación de pozos Runuya 1X y Sepa 1X.


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CAPITULO VI 6.1. MODELADO EN LA CUENCA UCAYALI En la cuenca Ucayali se han modelado 16 pozos distribuidos en el sector norte y sur. En la zona sur de la cuenca, al SE de las montañas del Shira, se encuentran los pozos Cashiriari 1, San Martín 1X, Sepa 1X, Mashansha 1X, La Colpa 1X, Runuya 1X y Sanuya 3X. Dos de estos pozos (Runuya 1X y Sanuya 3X) se encuentran en la zona más profunda de la cuenca y el resto se distribuye en el arco de Fitzcarrald. En la zona norte de Ucayali, en el sector NW de la montaña del Shira, se encuentran los pozos San Alejandro 1X, Chio 1X, Aguaytia 1, Rashaya 1X, Pisqui 1X, y al NE del Shira, cerca al arco de Contaya se encuentran los pozos Cashiboya 29X, Cashiboya 1A y Huaya 3X. La estratigrafía y geoquímica utilizadas en los pozos está referenciada de informes técnicos e investigaciones realizadas por OXY (2003). En algunos casos, los pozos no llegaron a alcanzar a las rocas generadoras, por lo que fue necesario completarlos mediante una correlación estratigráfica con pozos cercanos, en otros casos se uso sección sísmica para el calculo aproximado de los espesores.

6.1.1. SECTOR SUR DE LA CUENCA UCAYALI Los pozos modelados en esta zona (Fig. 29) son 7, de los cuales se muestran solo 5 pozos que representan a la zona sur de la cuenca. Los pozos San Martin 1X y Cashiriari 1X se encuentran cerca a la zona de faja plegada y corrida. En el modelado de estos pozos, se obtuvieron similares resultados, esto posiblemente debido a que se encuentran en estructuras anticlinales cercanos. Es en este sentido que se presenta solo el modelado del pozo Cashiriari1X, que es el más representativo en la zona de camisea.


Fig. 29. Ubicación de los pozos modelados en la zona sur de la cuenca Ucayali.

Fig. 29. Sección estructural (extraído de Gil, 2001), mostrando el sector del pongo de Mainique y las estructuras de Cashiriari 1X y San Martin 1X.

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CAPITULO VII EL GAS DE CAMISEA 7. 1. GEOLOGIA, ECONOMIA Y USOS El gas de Camisea se encuentra ubicado en la Convención Cusco, su geología se desarrolló en una cuenca de 3000 m de clásticos, desde el Ordovísico al Terciario, conformando los Yacimientos de Cashiriari y San Martín, con rocas, reservorios en Vivian, Chonta, Nia y otros; siendo sus componentes la explotación, transporte y distribución de gas.

7. 2. UBICACIÓN DEL YACIMIENTO CAMISEA El yacimiento se ubica en la selva amazónica, al sur del Perú, distrito de Echarate, provincia de La Convención, región Cusco, a más de 400 km al Sur Este de la ciudad de Lima. El Lote 88 (en el cual se basa el proyecto Camisea base) incluye los yacimientos San Martín y Cashiriari; actuamente, la extracción de gas natural y líquidos de gas natural se realiza sólo del yacimiento San Martín. Entre el 2008 y 2009, el Consorcio Camisea iniciaría la extracción de líquidos del yacimiento Cashiriari y del Lote 56.

7.3. ANTECEDENTES DEL PROYECTO CAMISEA 

Julio 1981: Se suscribió Contrato de Operaciones Petrolíferas por los Lotes 38 y 42 con la Cia. SHELL.



1983 - 1987: Como resultado de la perforación de 5 pozos exploratorios, la Cia. SHELL descubre los Yacimientos de Gas de Camisea.



Agosto 1988: Se da por concluida la negociación de un Contrato con la Cia. SHELL, sin llegarse a un acuerdo.



Marzo 1994: Se firma Convenio para Evaluación y Desarrollo de los Yacimientos de Camisea entre SHELL y PERUPETRO.



Mayo 1996: Se completó la negociación y se suscribió el Contrato de Explotación de los Yacimientos de Camisea entre el consorcio SHELL/MOBIL y PERUPETRO.



Julio 1998: El consorcio Shell/Mobil comunica su decisión de no continuar con el Segundo Periodo del Contrato, por consiguiente el Contrato queda resuelto.



Con fecha 2 de Junio 2004: Se inició el llenado del Gasoducto Camisea a Lima, quedando dicha fecha como la de inicio de la Extracción Comercial en el Contrato de Explotación de los


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yacimientos. 

Abril 2004: Se concluyeron los trabajos de pruebas hidráulicas de los ductos de gas y líquidos.

7. 4. GEOLOGIA La Cuenca Ucayali en el área de Camisea, esta limitada al Oeste por la Cordillera de los Andes, al Norte por el arco de Contaya y Cushabatay, al Sur por el arco de Fitzcarrald y al Este por el basamento Precambreano. El relleno de esta cuenca comprende aproximadamente 3000 metros de clásticos continentales del Cenozoico cubriendo secuencias del Ordoviciano hasta sedimentos del Cretáceo. Los reservorios de la Cuenca Ucayali son secuencias clásticas de edad Cretácea y Pérmica. Se cuenta con dos yacimientos denominados Cashiriari y San Martín. (Carrillo 2000)

7. 5. YACIMIENTO CASHIRIARI El yacimiento Cashiriari es un anticlinal orientado en la dirección Este - Oeste y con medidas en superficie de 30 km por 5 km. El cierre de la estructura lo proporciona una combinación de relieve estructural y falla sellante. Los reservorios van del Vivian hasta el Noi y Ene.



EL RESERVORIO VIVIAN: Está compuesto de lodolitas y principalmente arenas estuarinas transgresivas con influencia fluvial.



CHONTA/NIA/NOI/ENE: El Chonta está formado por areniscas marinas y fluviales y hacia arriba son estuarinas, intercalado con lodolitas.



NIA/NOI/ENE: El Nia es similar al Chonta, pero; tiene canales arenosos y conglomerádicos. El Noi es una cuarcita altamente fracturada y también tiene areniscas eólicas. El Ene es la base de la secuencia formada por areniscas y al tope lodolitas en contacto con el Grupo Copacabana.

7.6. YACIMIENTO SAN MARTIN El anticlinal de San Martín mide en superficie 10 x 4 km. El cierre de la estructura en el Este, Oeste y Sur es por relieve estructural, mientras que por el norte es por una falla de sobreescurrimiento. Los reservorios Chonta, Nia, Noi y Ene son similares que Cashiriari.


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7.7. GÉNESIS DEL GAS DE CAMISEA La Formación Ene es importante por la presencia de lutitas negras ricas en materia orgánica, lo que lo convierte en una roca madre prospectiva. Las características geoquímicas de estas lutitas indican una tendencia a generar petróleo o gas, tratándose de materia orgánica enriquecida y con alto contenido de COT de 2% a 3% y kerógeno del Tipo I y II (Carlotto et al., 2000). Según los isótopos y el diagrama Pristano/Fitano contra Diasterano/Esterano de carbono, estos indican que fueron dos de las rocas madre que originaron los hidrocarburos en el área de Camisea, en el campo San Martín con

rocas madre de edad pérmica a carbonífera y los condensados de Cashiari, sólo son correlacionales con rocas madres del carbonífero (Chalco 2002).

7. 8. COMPONENTES DEL GAS DE CAMISEA El proyecto está compuesto por tres componentes:

7.8.1 Explotación: El contrato del módulo de explotación es por 40 años, ha sido cedido al Consorcio liderado por

Pluspetrol Perú. El módulo de explotación comprende dos áreas geográficas, el área del Upstream que abarca todas las operaciones a realizarse en el Lote 88, y el área del Downstream, que abarca la Planta de Fraccionamiento de Líquidos en la zona de Pisco. Dentro del Lote 88 se llevan a cabo una serie de actividades de explotación, construcción y operación, que han sido agrupadas en cuatro sub proyectos: Relevamiento sísmico 3D, perforación de pozos en las plataformas San Martín 1 y 3, Cashiriari 1 y 3, líneas de conducción de gas dentro del Lote 88 (Flow lines), planta de gas de Malvinas. En cuanto a la

Planta de Fraccionamiento de Líquidos en la Playa Lobería, Pisco incluye una unidad de fraccionamiento para producir propano, butano y una unidad de destilación primaria de producción de nafta, diesel y combustible para motores de reacción (JP-5).

7.8.2. Transporte: El transporte de gas natural y de los líquidos de gas (Camisea-Lima) fue dado en concesión al consorcio liderado por TGP en diciembre del 2000, habiéndose construido un ducto para Gas Natural de 714 km de longitud, que va desde la Planta Criógenica en Malvinas (Camisea) hasta el “City Gate” en Lurín -Lima y un ducto para los Líquidos del Gas Natural de 540 km de


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longitud, que va desde la Planta de Gas de Malvinas (Camisea) hasta la planta de fraccionamiento y terminal en Pisco. La ruta de los ductos, seleccionada por TGP, empieza en Camisea, en el departamento de Cusco, y cruza los departamentos de Ayacucho, Huancavelica, Ica y Lima. El perfil de elevación para los ductos llega a su punto más alto, a los 4.800 m.s.n.m. en la Cordillera de los Andes. Estas obras han tenido algunas roturas recientes, indica que todo se debe a la falta de un buen estudio geológico para el tendido de las tuberías.

7.8.3. Distribución: El Proyecto de Distribución contempla la construcción del Sistema de Distribución de Gas Natural en Lima y Callao, a cargo de Tractebel y otro a nivel nacional. El Sistema de Distribución en Lima comprende una red de tuberías para transporte del gas desde el “City Gate” ubicado en Lurín hasta la Estación Terminal ubicada en Ventanilla. Tractebel

construyó un gasoducto principal de 60 km (alta presión) que suministrará gas a industrias y estaciones de generación en los alrededores de Lima.

7. 9. ASPECTOS ECONÓMICOS DEL GAS DE CAMISEA 7. 9. 1. Inversión: Según Apoyo Consultoría (2007), la inversión total del proyecto Camisea en la etapa de construcción (2004-2006) superó los US$ 1600 millones. Esta inversión considera lo ejecutado por: El Consorcio Camisea (liderado por Pluspetrol) en la fase de explotación (desarrollo del lote 88, cons trucción de la planta de separación en Malvinas y de fraccionamiento en Pisco). TGP en la fase de trans porte (construcción del gasoducto y poliducto). Cálidad en la

fase de distribución (tendido de redes en Lima). Actualmente el Consorcio Camisea viene invirtiendo en el desarrollo del Lote 56 y del yacimiento Cashiriari del Lote 88, y en la ampliación de las instalaciones en Malvinas y en Pisco.

7. 9. 2. Impactos económicos del proyecto Camisea: Se estima que el valor presente del impacto del Proyecto Camisea sobre el PBI habría superado los US$ 4000 millones durante el período 2000-2006, y que sobrepasaría los US$


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11000 millones en el largo plazo (2007-2033). A estos beneficios se suma el ahorro de los consumidores de gas natural y de energía eléctrica; y los efectos en las cuentas fiscales y en la balanza comercial de hidrocarburos. Entre las principales cifras del impacto de este proyecto en el período 2000-2033 se tiene las siguientes:



El valor presente del ahorro que obtendrían los consumidores del gas natural de Camisea (en dólares del 2007) sobrepasa los US$ 1500 millones, mientras que los usuarios de energía eléctrica ahorrarían alrededor de US$ 6600 millones a través de las menores tarifas respecto del escenario sin proyecto Camisea.



El proyecto Camisea incrementaría anualmente el PBI en 0,8% en promedio; el valor presente de este impacto (en dólares del 2007) sería cercano a los US$ 15400 millones.



El valor presente estimado del efecto sobre las cuentas fiscales (en dólares del 2007) sería de una mayor recaudación de cerca de US$ 4500 millones.

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Las transferencias de canon gasífero para los gobiernos del Cusco serían más de US$ 300

millones

anuales

en

promedio

(2004-2033),

los

que

equivalen

aproximadamente a un valor presente neto de US$ 2500 millones (en dólares del 2007). 

Debido a la sustitución de importaciones e incremento de las exportaciones del Consorcio Camisea, el déficit de la balanza comercial de hidrocarburos podría reducirse en cerca de US$ 8400 millones anuales (2004-2033).

7. 10. ASPECTOS AMBIENTALES DEL GAS DE CAMISEA Hoy en día el gas natural es la mejor elección de energía ambiental limpia. El uso progresivo del gas natural puede evitar muchas preocupaciones a nivel mundial, tales como el efecto invernadero que está produciendo el calentamiento global y cambio climático en el planeta tierra, la lluvia ácida y las diversas emisiones. La composición química simple y natural hace que el gas natural sea un combustible inherentemente limpio, eficiente y barato, tiene menos emisiones que el carbón o el petróleo, que no se queman del todo y sus contaminantes son llevadas a la atmósfera. Por el

contrario, la combustión del gas natural prácticamente no tiene emisiones at mosféricas de dióxido, y muchas menos emisiones de monóxido de carbón, hidrocarburos reactivos, óxidos de nitrógeno y


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dióxido de carbono, comparado con la combustión de otros combustibles fósiles. Además, el gas natural tiene un precio de mercado menor al de cualquier otro combustible fósil, es segu ro, reduce los costos de mantenimiento, por ejemplo en el parque automotor se reduce entre el 20% y 30%, aumenta la eficiencia en el proceso de generación de energía, reduce los costos de operación, es de fácil conexión a través de tuberías, no requiere de almacenamientos costosos, tiene aplicación universal en todo tipo de maquinarias y vehículos donde es necesaria la energía. Si bien es cierto que hubieron varios derrames producto de la rotura de tuberías, que han creado problemas ecológicos locales debido a diversas fallas, principalmente en los estudios geológicos para el tendido de las tuberías, ya sea por el corto tiempo para el estudio de lo mismos o aspectos de gestión administrativos que no le han dado el debido peso a los aspectos geológicos que debieron ser tomados en cuenta para evitar estos hechos lamentables que crean problemas en las comunidades

nativas de nuestro país, generando desconfianza en nuevos proyectos. Esperamos la ética y responsabilidad social de las empresas y del Estado, para que puedan subsanar los errores y evitar futuras contaminaciones y conflictos sociales innecesarios. Finalmente creemos que si bien es cierto que el gas mejora nuestra economía, aunque ésta aún no es percibida por la población nacional, pero quizás los costos ambientales que ahorran el Perú y el mundo con el uso del gas natural son mayores; por lo que es necesario valorarlos. Asimismo, debe racionalizarse su explotación y propender a la creación de la industria petroquímica para darle valor agregado a esta riqueza natural que alberga nuestro país.


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CONCLUSIONES

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El tiempo de expulsión de hidrocarburos en la cuenca de Ucayali, tienen buena relación con el periodo de formación de trampas estructurales en cada una de las otras cuencas.

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Las gradientes geotérmicas y los flujos de calor actual, nos muestran la relación directa con los altos y bajos estructurales (posición del basamento) presentes en las cuencas subandinas.

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El proyecto camisea se encuentra en las formaciones de vivian, Chonta y ene.


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BIBLIOGRAFIA Anzulovich, F., Cabanillas, L., Jofré O., Reinante S., Sciamanna S., 2004, Cuenca: Ucayali/Madre de Dios, Informe Final Lote T.E.A. 80, 70 p. Gil, W., 2002. Evolución lateral de la deformación de un frente orogénico: ejemplo de las cuencas subandinas, Sociedad geológica del Perú. Bañes C. 2001: Estudio Geológico y Económico de las cuencas Petroliferas Marañón y Ucayali. Tesis de grado, Universidad Nacional Mayor de San Marcos. 2005. Referencias extraídas en Internet: http://www.cimec.org.ar/ojs/index.php/mc/article/viewFile/786/741 http://iga.igg.cnr.it/documenti/geo/Geothermal%20Energy.es.pdf http://iga.igg.cnr.it/documenti/geo/Geothermal%20Energy.it.pdf http://geology.utah.gov/emp/geothermal/pdf/terrestrialhf.pdf http://www.searchanddiscovery.net/documents/beaumont02/index.htm http://web.usal.es/~gabi/APUNTES/TEMA8.PDF.

Sedimentologia de Camisea

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