capitulo ii cuencas subandinas del peru

UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA

FACULTAD DE INGENIERÍA, GEOLÓGICA, MINERA Y

METALÚRGICA

MODELADO DE LOS SISTEMAS PETROLEROS EN LAS CUENCAS

SUBANDINAS DEL PERÚ (CUENCAS: MADRE DE DIOS, UCAYALI,

HUALLAGA, SANTIAGO Y MARAÑÓN)

TESIS

PARA OPTAR EL TÍTULO PROFESIONAL DE:

INGENIERO GEÓLOGO

ISAAC BASILIO MINAYA ENCARNACIÓN

LIMA – PERÚ

2008

DEDICATORIA

Esta tesis esta dedicada en primer lugar, a Dios

por ser la esencia en mi vida.

En segundo lugar a mi familia, de manera

especial a mis Padres: Basilio y Emilia por su apoyo

incondicional en todos los aspectos;

a mi hermana Maribel por su ayuda brindada

todos estos años, asimismo a mi sobrina Sandra

por ser una bendición en mi hogar.

RESUMEN

El trabajo de investigación tiene por objetivo principal, la obtención del título de Ingeniero

Geólogo; para ello se ha desarrollado un tema denominado: “Modelado de los sistemas

petroleros en las cuencas subandinas” (Madre de Dios, Ucayali, Huallaga, Santiago y

Marañón). El modelado es un método que nos va a permitir conocer la erosión, los tiempos

de generación (Hydrocarbons Windows) y la expulsión de hidrocarburos (Expulsión

Windows), para ello es necesario conocer la estratigrafía (porcentaje de litología

aproximada), los parámetros térmicos (flujo de calor, temperatura BHT y la gradiente

geotérmica) y análisis de los sistemas petroleros en las cuencas, que incluyen datos

geoquímicos de carbono total orgánico (Wt % TOC) y reflectancia de vitrinita (%Ro).

Las cuencas subandinas estudiadas 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 (wedge-top), zona

profunda (foredeep), zona de levantamiento (forebulge) y detrás del levantamiento (back-

bulge). 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, Ambo, Tarma/Copacabana y de la Formación Ene, como principales

generadoras de hidrocarburos; las cuencas Huallaga y Santiago, tienen a las rocas del

Grupo Pucara, la formación Chonta y Pozo, como generadoras de hidrocarburos; en la

cuenca Marañón las rocas generadoras están presentes en los Grupos Cabanillas,

Tarma/Copacabana, Pucara y la Formación Chonta. Las rocas reservorios están

representadas ampliamente por rocas del Cretácico (formaciones Cushabatay, Agua

Caliente, Chonta, Vivian, Casa Blanca, y Pozo) y en menor proporción por las areniscas

del Paleozoico Superior (Grupo Tarma, Formación Ene). Las rocas sello (lutitas y arcillas)

se distribuyen ampliamente desde el Devónico hasta el Neógeno superior.

Los modelados realizados en el presente trabajo, han permitido encontrar erosiones

aproximadas en los periodos Cretácico inferior (erosión pre-Cushabatay) y el Neógeno

superior (Mioceno–Plioceno). La erosión del pre-Cushabatay muestra cantidades entre

600-4100 m, desde la zona subandina de la cuenca Madre de Dios hasta el sector Norte de

la cuenca Marañón; la erosión superficial del periodo Mioceno–Plioceno muestra

cantidades entre 50-5000 m, distribuidos en forma similar a la erosión del Cretácico

inferior. Además de las erosiones, los modelados han permitido encontrar tiempos de

expulsión de hidrocarburos (aproximadamente). En la cuenca Madre de Dios, el Grupo

Cabanillas expulso hidrocarburos a parir del Mioceno-Plioceno (5 Ma). En la cuenca

Ucayali, hacia el sector sur, la expulsión de hidrocarburos se inicia para el Grupo

Cabanillas a parir del Mioceno Superior (8 Ma), en el Grupo Ambo la expulsión se inicia

en una primera etapas entre el Triásico-Jurásico (230-170 Ma) y en una segunda etapa a

partir del Cretácico superior (85 Ma), para el Grupo Tarma/Copacabana se inicia a partir

del Mioceno inferior (14 Ma); en el sector norte de la cuenca Ucayali, la expulsión de

hidrocarburos para el Grupo Cabanillas se inicia entre el Jurásico y el Cretácico (180-115

Ma), 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 (120-115 Ma) y en una segunda etapa a partir del Mioceno superior (8 Ma). En la

cuenca Huallaga la expulsión de hidrocarburos se inicia a partir del Mioceno (9-7 Ma) en

las formaciones Chonta y Pozo. En la cuenca Santiago el Grupo Pucara expulso

hidrocarburos entre el Paleoceno (65 Ma) y el Mioceno (12 Ma), y en la Formación Chonta

expulso a partir del Oligoceno (24 Ma). La expulsión de hidrocarburos en la cuenca

Marañón se distribuye en dos sectores; en el sector SE de la cuenca, el Grupo Cabanillas

expulso hidrocarburos entre el Pérmico superior (260 Ma) y el Cretácico inferior (115 Ma),

el Grupo Tarma/Copacabana expulsó en el Cretácico inferior (120-113 Ma); en el sector

central y NW de la cuenca, en el Grupo Pucara la expulsión de hidrocarburos se inicia

entre el Eoceno-Mioceno (40-20 Ma), la Formación Chonta expulso a partir del Mioceno

superior (13-6 Ma). Los tiempos de expulsión de hidrocarburos encontrados en las cuencas

estudiadas, presentan una buena relación con el tiempo de formación de trampas

estructurales, que se distribuyen en el Cretácico superior, Eoceno inferior y Mioceno

Superior.

INDICE

CAPÍTULO I 1

INTRODUCCIÓN 1

1.1. GENERALIDADES 1

1.2. OBJETIVOS DEL ESTUDIO 1

1.3. UBICACIÓN Y EXTENCIÓN 1

1.4. CLIMA Y VEGETACION 2

1.5. ESTUDIOS ANTERIORES 3

1.6. METODOLOGÍA DE TRABAJO 4

1.6.1. Datos de pozos y afloramientos 4

1.6.2. Ubicación de datos de pozos 4

1.6.3. Generación de mapas 4

1.6.4. Clasificación de los sistemas petroleros 5

1.6.5. Modelado 5

1.7. AGRADECIMIENTOS 5

CAPÍTULO II 6

CUENCAS SUBANDINAS DEL PERU 6


2.2. EVOLUCION GEODINAMICA 6

2.2.1. Tectónica ante-andina 7

2.2.2. Tectónica compresiva andina y formación de la cuenca de

antepaís amazónica 8

2.2.2.1. Geometría de la cuenca de antepaís 8

2.2.2.2. Distribución de las cuencas subandinas 10

2.3. LÍMITES Y ESTILOS ESTRUCTURALES 10

2.3.1. Cuenca Madre de Dios 11

2.3.2. Cuenca Ucayali 13

2.3.3. Cuenca Huallaga 15

2.3.4. Cuenca Santiago 17

2.3.5. Cuenca Marañón 18

2.3.6. Altos Estructurales 21

2.3.6.1. Arco de Fitzcarrald 21

2.3.6.2. Arco de Iquitos 23

2.3.6.3. Arco de Contaya 23

2.3.6.4. Alto de Cushabatay (montañas de Cushabatay) 24

2.3.6.5. Alto de Shira (montañas del Shira) 24

2.3.6.6. Moa Divisor 24

2.4. ESTRATIGRAFIA GENERALIZADA 25

2.4.1. Precámbrico 26

2.4.2. Paleozoico 26

2.4.2.1. Paleozoico Inferior 26

2.4.2.2. Paleozoico Superior 27

2.4.3. Mesozoico 31

2.4.3.1. Triásico-Jurásico 31

2.4.3.2. Cretácico Inferior-Superior 33

2.4.4. Cenozoico 39

CAPÍTULO III 44

PARAMETROS TERMICOS EN LAS CUENCAS 44


3.2. PARAMETROS TÉRMICOS 44

3.2.1. Temperatura (BHT) 44

3.2.2. Gradiente Geotermica 46

3.2.3. Conductividad Termica 47

3.2.4. Flujo de Calor (Heat Flow) 48

3.3. VARIACIÓN DEL FLUJO DE CALOR ACTUAL DESDE EL FONDO

DE CUENCA (Bottom Heat Flow) 50

3.4. CONCLUSIONES 53

CAPÍTULO IV 54

LOS SISTEMAS PETROLEROS 54


4.2. METODOLOGÍA 59

4.2.1. Mapas de Madurez Termal (%Ro) 59

4.2.1.1. Madurez termal del Grupo Cabanillas 60

4.2.1.2. Madurez termal del Grupo Ambo 60

4.2.1.3. Madurez termal del Grupo Tarma/Copacabana 61

4.2.1.4. Madurez termal de la Formación Ene 62

4.2.1.5. Madurez termal del Grupo Pucara 63

4.2.1.6. Madurez termal de la Formación Raya 64

4.2.1.7. Madurez termal de la Formación Chonta 64

4.2.1.8. Madurez termal de la Formación Cachiyacu 65

4.2.1.9. Madurez termal de la Formación Pozo 67

4.2.2. Mapas de Potenciales Petroleros (Wt % TOC) 68

4.2.2.1. Potencial petrolero Grupo Cabanillas 68

4.2.2.2. Potencial petrolero Grupo Ambo 68

4.2.2.3. Potencial petrolero Grupo Tarma/Copacabana 69

4.2.2.4. Potencial petrolero Formación Ene 69

4.2.2.5. Potencial petrolero Grupo Pucara 69

4.2.2.6. Potencial petrolero Formación Raya 71

4.2.2.7. Potencial petrolero Formación Chonta 71

4.2.2.8. Potencial petrolero Formación Cachiyacu 72

4.2.2.9. Potencial petrolero Formación Pozo 72

4.2.3. Presencia de Hidrocarburos en Pozos y Oil Seep 74

4.3. IDENTIFICACION DE LOS SISTEMAS PETROLEROS SUBANDINOS 75

4.3.1. Sistemas Petroleros en la cuenca Madre de Dios 76

4.3.1.1. Rocas Generadoras 76

4.3.1.2. Rocas Reservorio 77

4.3.1.3. Roca Sello 78

4.3.1.4. Sobrecarga Sedimentaria 78

4.3.2. Sistemas Petroleros en la cuenca Ucayali 79

4.3.2.1. Rocas Generadora 80




4.3.3. Sistemas Petroleros en la cuenca Huallaga 85


4.3.3.2. Roca Reservorio 87



4.3.4. Sistemas Petroleros de la cuenca Santiago 89





4.3.5. Sistemas Petroleros de la cuenca Marañón 93






CAPÍTULO V 101

MODELADO DE LOS SISTEMAS PETROLEROS 101


5.2. SELECCIÓN DE POZOS 101

5.3. METODOLOGÍA DEL MODELADO 102

5.4. HISTORIA GEODINÁMICA UTILIZADA EN EL MODELADO 104

5.5. RESULTADOS DEL MODELADO 106

5.5.1. Modelado en la cuenca Madre de Dios 106

5.5.1.1. Zona de antepais (foredeep) 108

5.5.1.2. Zona Subandina (wedge top) 110

5.5.2. Modelado en la cuenca Ucayali 113

5.5.2.1. Sector sur de la cuenca Ucayali 114

5.5.2.2. Sector norte de la cuenca Ucayali 122

5.5.3. Modelado en la cuenca Huallaga 132

5.5.3.1. Sector SE de la cuenca Huallaga 133

5.5.4. Modelado en la cuenca Santiago 137

5.5.4.1. Sector sur de la cuenca Santiago 138

5.5.4.2. Sector central de la cuenca Santiago 142

5.5.5. Modelado en la cuenca Marañón 142

5.5.5.1. Sector SE de la cuenca Marañón 145

5.5.5.2. Sector central y NW de la cuenca Marañón 148


CAPÍTULO VI 165

CONCLUSIONES 165

CAPÍTULO VII 166

RECOMENDACIONES 166

REFERENCIAS 167

LISTADO DE IMÁGENES 173

LISTADO DE TABLAS 178

ANEXOS

Modelado de los sistemas petroleros en las cuencas subandinas del Perú (Cuencas: Madre de Dios, Ucayali, Huallaga, Santiago y Marañón)

1

CAPITULO I

INTRODUCCIÓN

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, geoquímica, y térmica, de pozos exploratorios y de afloramientos.

Este estudio fue posible mediante el convenio de investigación entre las instituciones de

Perú y Francia (PERUPETRO-IRD) respectivamente.

1.2. OBJETIVOS DEL ESTUDIO

El objetivo principal en este presente trabajo de investigación, es obtener el titulo

de Ingeniero Geólogo.

Definir los sistemas petroleros probados y probables en las cuencas subandinas

peruanas.

Encontrar una relación entre los altos estructurales (Fitzcarrald, Contaya, Iquitos

etc.), Heat Flow y las cuencas subandinas.

Encontrar las cantidades aproximadas de erosiones en los periodos Neógeno y

Cretácico Inferior mediante el modelado de cuenca, y establecer los factores que las

condicionan.

Conocer el funcionamiento de los sistemas petroleros mediante el modelado de

cuenca a partir de pozos distribuidos en las zonas estudiadas.

Establecer las relaciones entre los tiempos de expulsión de Hidrocarburos y

formación de trampas.

1.3. UBICACIÓN Y EXTENCIÓN

Las cuencas subandinas se encuentran comprendidas frente al sector NE de los Andes

Centrales, ubicadas entre los 0º y 14º latitud Sur y entre 69º y 78º longitud Oeste (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. El área superficial que abarcan las cuencas estudiadas es de

aproximadamente 440699 Km2.


2

Fig. 1. Ubicación de las cuencas subandinas en algunos departamentos del Perú (limitado

en azul); extraído y modificado de la página web del Ministerio de Energía y Minas.

www.minem.gob.pe/ministerio/pub_atlas2001.asp

1.4. 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,

http://www.minem.gob.pe/ministerio/pub_atlas2001.asp


3

incrementándose hacia la zona subandina llegando a tener una precipitación de 2500 mm

(Hermoza, 2004). 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).

1.5. ESTUDIOS ANTERIORES

Numerosas empresas e instituciones han realizado estudios de las cuencas subandinas

peruanas. Las bases sobre el cual se sustenta el presente trabajo, son publicaciones

académicas y material didáctico (libros) e informes técnicos de empresas petroleras

multinacionales, consultores y convenios de investigación como; Petroperu (1981 y 1984),

Perupetro (2002 y 2005), Core Laboratorios (1992, 1996 y 1998), Mobil (1998 y 1999),

Pluspetrol (1997), DGSI (1995-1997), IDES (1988), Simon Petroleum Technology Limited

(1993), Elf (1996), Anadarko (1998), Petrobrás (2003), Occidental petrolera del Perú

(1997-1998 y 2003), Pan Energy Exploration and Production (1999 y 2000), Quintana

Minerals Perú (1998), Parsep (2000 y 2002), Paseh (2004), Repsol-YPF (2001 y 2004),

Ingepet (2005), Idemitsu Oil and Gas (1999 y 2000), Ibáñez (2001), Vara (2003), Navarro

(2005), Gil (1995), Cooperación Técnica Peruano-Alemán (1980-1982), Centro de

investigaciones geológicas de Guayaquil (2006), Hermoza (2004), Tejada (2006) y Espurt


4

(2007), todos ellos fueron obtenidos del banco de datos de PERUPETRO S.A. dentro del

convenio PERUPETRO-IRD.

1.6. METODOLOGÍA DE TRABAJO

1.6.1. Datos de pozos y afloramientos

La primera etapa consistió en la selección de datos necesarios de los pozos que tienen

buena información de temperatura, geoquímica y estratigráfica. La temperatura (BHT)

seleccionada, es corregida mediante el programa Genex 4.0.3 (Beicip-Franlab), esto para la

generación del gradiente geotérmico y determinación del flujo de calor (Heat flor) en las

cuencas. Posteriormente se procedió a revisar y seleccionar de datos geoquímicos de pozos

y afloramientos, como la reflectancia de vitrinita (%Ro), carbono total orgánico

(Wt%TOC) y tipos de kerogeno (I/II/III/IV); estos valores seleccionados se cargaron en el

Software Genex 4.0.3 en cada pozo a modelarse. También se extrajo la información de la

estratigrafía realizada en pozos y afloramientos, y posteriormente se agrego al programa

utilizado, detallando los porcentajes litológicos aproximados y sus intervalos de edades

respectivas de cada formación estratigráfica y eventos principales de erosión (Neógeno y

Cretácico Inferior).

1.6.2. Ubicación de datos de pozos

Esta parte del proceso consistió en geo-referenciar los pozos y mapa satelital (Shuttle

Radar Topography Misión SRTM, NASA), datos geoquímicos y térmicos, los límites

geográficos y estructurales, para luego generar los respectivos mapas.

1.6.3. Generación de mapas

Luego se procedió a realizar mapas (Capítulos III/IV) con esta selección de datos térmicos

y geoquímicos, esto se hizo mediante el programa MapInfo. Se determino mapas con

gradiente geotérmica y mapas de isovalores de Heat Flow obtenidos a partir de

temperaturas calibradas mediante el programa genex 4.0.3. También se realizo un mapa

tridimensional (3D) con profundidades de pozos en la base de la Formación Cushabatay,

en otros casos con base de las formaciones Raya y Agua Caliente. Posteriormente

realizamos mapas de isovalores con datos de reflectancia de vitrinita y carbono total

orgánico para los sistemas petroleros.


5

1.6.4. Clasificación de los sistemas petroleros

En esta etapa (Capitulo IV) se procedió a identificar los sistemas petroleros, es decir las

rocas generadoras, rocas reservorio, rocas sello y sobrecargas sedimentarias aproximadas.

Para las rocas generadoras se uso la clasificación de tablas de madurez termal y potencial

generador de hidrocarburos propuesto por Peters (1994), para la roca reservorio se uso la

clasificación propuesta por Levorsen (1973). La roca sello fue identificada por su presencia

y continuidad en los pozos estudiados a nivel de las cuencas subandinas,

complementandose con información adicional.

1.6.5. Modelado

Para la aplicación del modelado de cuenca, algunos de los pozos no llegaron a alcanzar la

roca generadora que se necesita, por lo que fue necesario hacer una correlación

estratigráfica y calculo de espesores con pozos cercanos. Solo en un caso se utilizo el

cálculo de espesor con sección sísmica. También se hizo la construcción de dos pozos

ficticios (simulados a partir de datos de campo o de sísmica), uno de ellos en la cuenca

Madre de Dios en la zona más profunda (wedge-top), y el otro pozo se modelo en la zona

del Boquerón del Padre Abad. Finalmente en la última etapa del trabajo se procedió a la

obtención de los resultados modelados en el software Genex 4.0.3 con su respectiva

interpretación y discusión.

1.7. AGRADECIMIENTOS

Agradecimientos a la institución encargada de promover la inversión en la exploración y

explotación de hidrocarburos en nuestro país PERUPETRO S. A., a la gerencia de

exploración representada por el Ing. Rolando Bolaños, al grupo funcional de exploración

de PERUPETRO, a IRD (Institut de Recherche pour le Développement), institución

encargada de promover el desarrollo a través de la investigación en el Perú y la empresa

PETROLÍFERA S. A. representada por el Ingeniero Carlos Monges, gerente general en el

Perú; a todos ellos por haberme brindado la oportunidad y las facilidades necesarias para

realizar el presente trabajo.

Agradecer de manera particular al Dr. Patrice Baby, director de la presente investigación,

por sus sabios consejos, enseñanzas y paciencia, al Dr. Wilber Hermoza por su orientación

y compartir sus conocimientos en el desarrollo de esta tesis. Asimismo a mis profesores

asesores de la presente tesis: Dr. Victor Sanz y M.Sc. David Rojas, por compartir sus

experiencias, consejos y orientación respectiva en la conclusión de la presente tesis.


6

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 tectónico-sedimentario

donde predominan etapas sucesivas de tectónica extensiva (Rift basin) y compresiva

(Foreland basin).

En el contexto general peruano, las cuencas subandinas corresponden 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

(Barragán, 1999; Christophoul, 1999). 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 (Hoorn et al., 1995). Es en este periodo que empieza

a formarse la zona subandina actual y las sub-cuencas asociadas (Baby et al., 2005).

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 ante-andina y la Tectónica compresiva andina y formación de la

cuenca de antepaís amazónica (Gil, 2002).


7

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 (Sempere, 1995), la

expansión máxima de facies marinas en el continente sudamericano se dio probablemente

durante el Tremadociano-Darriwiliano (Martínez, 1980; Aceñolaza, 1992), disminuyendo

la influencia marina durante el Ordovícico medio. En el Ordovícico superior se retomo el

carácter expansivo hasta el Silúrico (Aceñolaza, 1992). 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 (Teixeira et al., 1989) y el

Macizo de Arequipa (Ramos et al., 1986). 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 (Isaacson & Díaz Martínez, 1995; Isaacson et al., 1995; Díaz

Martínez, 1999), esto debido a la actividad tectónica y magmática situada a nivel de la

margen activa de Gondwana (Sempere, 1989, 1993 y 1995). La orogenia Herciniana

desarrollada en el borde occidental sudamericano, fue seguida por el emplazamiento de un

importante rift Permo-Triásico (Mégard et al., 1971; Bard et al., 1974; Dalmayrac et al.,


8

1980), asociado al inicio de la fragmentación de la Pangea (Kontak et al., 1990; Atherton

& Petford, 1991) y desmantelamiento de la cadena herciniana. Este rift continuó hasta el

Jurásico siendo acompañado por el establecimiento de depósitos marinos someros y

magmáticos (Sempere et al., 1998; Mégard, 1978; Pardo & Sanz, 1979; Prinz, 1985;

Rivadeneira & Sanchez, 1989; Noble et al., 1978). 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 (Mégard, 1978; Pardo & Sanz,

1979; Jaillard et al., 1990; Romeuf et al., 1995). 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

(Mourier, 1988).

2.2.2. Tectónica compresiva andina y formación de la cuenca de antepaís amazónica

La tectónica andina propiamente dicha, es decir la tectónica en compresión se manifestó a

partir del Cretácico (Audebaud, 1971; Dalmayrac et al., 1980; Frutos, 1981; Bussel &

Pitcher, 1985; Jarrad, 1986; Soler & Bonhomme, 1990; Jaillard & Soler, 1996).

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 (Noblet et al., 1996), 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 (Gil,

2002).

2.2.2.1. Geometría de las cuencas de antepaís

Las cuencas de antepaís se desarrollan sobre una litosfera continental (Dickinson, 1974),

están ligadas a cadenas de subducción o a cadenas de colisión (Beaumont, 1981; Allen et

al., 1986). 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. DeCelles &

Giles (1996) diferencian dentro de una cuenca de antepaís cuatro zonas de deposito:

wedge-top, foredeep, forebulge y back-bulge depozones (Fig. 4).


9

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) (Gil, 2002).

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.


10

2.2.2.2. Distribución de las cuencas subandinas

Las cuencas subandinas del Perú se encuentran distribuidas de sur a norte. Para el presente

estudio se ha trabajado con cinco cuencas subandinas: Marañón, Santiago, Huallaga,

Ucayali y Madre de Dios. 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 (Baby et al., 2005).

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.


11

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, entre los 12º y 14º de latitud sur y entre los 69º y 72º de longitud oeste, con

dirección NW-SE. 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 (Hermoza, 2004).

En la zona subandina, el sinclinal de Punquiri muestra un espesor máximo de 4500m. En

cuenca de antepaís propiamente dicha, se encuentra rellena de depósitos neógenos que

presentan un espesor máximo de 3000m que disminuye bruscamente hacia el sector N-NE


12

posiblemente por erosión o no depositación de los sedimentos que se puede interpretar

como efecto causado por el levantamiento del arco de Fitzcarrald (Baby et al., 2005).

Análisis de huellas de fisión en minerales de apatito muestran que la propagación de los

corrimientos subandinos se iniciaron alrededor de los 11Ma (Hermoza, 2004). Con la

sección sísmica 97MCT-108 (Fig. 8), se ha podido calcular el espesor aproximado de los

depósitos neógenos así como la identificación de algunas estructuras de la cuenca (Fig. 7).

Fig. 7. Sección estructural LL’ (ver Fig.10) mostrando alguna de las estructuras

principales en la zona subandina (wedge top) y el antepaís (foredeep) (Extraído de

Hermoza, 2004).

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13

Fig. 8. Sección sísmica 97MCT-108 mostrando los sinclinales de Punquiri y Nusiniscato

en la cuenca Madre de Dios (Hermoza, 2004).

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. 9) 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.


14

Fig. 9. Sección MM’ (ver Fig. 10), el Alto de Shira divide el sector sur de la cuenca

Ucayali en dos cuencas: Pachitea y Ucayali (extraído de IX Simposio Bolivariano

Colombia, 2006).

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15

Fig. 10. 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 (Hermoza,

2004). 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 Contaya y en el SE por la cuenca Ucayali (Gil, 2002; Hermoza, 2004). En la zona

existe un sobrecorrimiento frontal (Chazuta) que cabalga (Fig. 11) hacia el Este la sub-

cuenca 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) (Baby et al., 2005). Análisis de huellas de fisión de

minerales de Apatito (AFTA) indican que los sobrecorrimientos empezaron a formarse

entre los 10 y 15 Ma. (Álvarez-Calderón, 1999). Los sedimentos Mioceno-Pleistoceno

pueden alcanzar un espesor superior a 5000 m. (Hermoza, 2004).


16

Fig. 11. Sección estructural transversal AA’ (ver Fig. 15) que contiene a la sección

sísmica 91-MPH-23 en la cuenca Huallaga mostrando algunas estructuras principales

(Extraído de Hermoza, 2004).

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17

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 (Gil, 2002), 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 (Navarro et al., 2005). Estas inversiones tectónicas se da

en tres etapas: Cretácico inferior, Eoceno superior y Neógeno superior (Navarro et al.,

2005). Las primeras inversiones tectónicas empiezan a partir de la fase peruana (Cretácico

Superior) durante la sedimentación de la formación Chonta (Navarro et al., 2005). De

acuerdo a los análisis de huellas de fisión de minerales de Apatito (Duddy et. Al., 1990), la

Cordillera de Campanquiz se levanto en los últimos 10 Ma (Fig. 12), asimismo Aleman &

Marksteiner (1993) mediante el mismo método, determinaron un levantamiento a 10 Ma

probablemente asociado a los corrimientos subandinos (Gil, 2002). Los semigrabens y

estructuras en flor tienen características muy parecidas a las estructuras de la cuenca

Oriente del Ecuador.

Fig. 12. Sección sísmica GSI-50-230 y Q95-231 (ver Fig. 15), mostrando la inversión de

un semi-graben y la Cordillera de Campanquiz en la cuenca Santiago

(Navarro et al., 2005).


18

2.3.5. Cuenca Marañón

Esta cuenca corresponde a una cuenca flexural subsidente (foredeep depozone) del sistema

de antepais andino del NW amazónico (Roddaz et al., 2005). 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.

El substratum de esta cuenca es deformado por la tectónica de rifting del Pérmico tardío y

del Triásico temprano, responsable de una erosión alternada de la sección paleozoica

(Parsep, 2002). 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 (Baby et al., 2005). La parte interna de la cuenca se encuentra

deformada por inversiones tectónicas de fallas extensivas Paleozoicas y Mesozoicas (Baby,

1995; Gil, 2002), esas inversiones se iniciaron durante el Cretácico superior en una etapa

compresiva llamada “fase peruana” (Mégard, 1984), que luego fueron reactivadas durante

el Neógeno (Baby et al., 2005). En dirección Este, los sedimentos cenozoicos se acuñan

(Fig. 13) 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 (Roddaz et. Al., 2005).


19

Fig. 13. Sección PP’, hacia la zona este (ver Fig. 15), se observa que los sedimentos del

Neógeno se acuñan sobre el Arco de Iquitos que constituye el forebulge del sistema de

cuenca antepais (Extraído del Baby et al., 2005).

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20

La sección sísmica PK8_41 muestra la formación alternante de algunos grabens y semi-

grabens (Parsep, 2002), y una erosión pronunciada en la base del Cretácico (Fig. 14).

Fig. 14. Sección sísmica PK8_41 (ver Fig. 15) mostrando una superficie de erosión en la

base del Cretácico sobre graben y horst (extraído de Parsep, 2002).

Fig. 15. Ubicación sección sísmica Marañón PK8_41 (Fig. 14), sísmica Santiago (Fig. 12)

y sección estructural mostrando parte de las cuencas Santiago y Marañón (Fig. 13), y

también la sección sísmica AA’ de la cuenca Huallaga (Fig. 11).


21

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 (Espurt, 2007), 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 (Tejada, 2006), asociada a la tectónica Eoherciniana, finales del

Devónico e inicios del Carbonífero (Mégard et al., 1971; Bard et al., 1974; Dalmayrac et

al., 1980), 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 (Hampel, 2002), 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. (Espurt, 2007).


22

Fig. 16. Arco de Fitzcarrald, actualmente conteniendo al alto de Paititi y el arco de Manu

(modificado de Tejada, 2006).

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23

2.3.6.2. Arco de Iquitos

El Arco de Iquitos corresponde a un alto de basamento, situado en la amazonia oriental

(Hermoza, 2005). 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 (Roddaz et al.,

2005). 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. 17). 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, ver Fig. 17). 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 (Roddaz et al.,

2005).

Fig. 17. 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 (Perupetro, 2005).


24

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 (Parsep,

2002) durante el Cretácico Superior (Perúpetro, 2005). Interpretaciones de secciones

sísmicas de reflexión muestran adelgazamiento y discordancias progresivas de series

cretácicas hacia los flancos de las montañas de Cushabatay (Perúpetro, 2003).

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 (Perupetro, 2005). Las montañas del Shira

divide la parte sur de la cuenca Ucayali (ver Fig. 10) en dos cuencas (cuencas Pachitea y

Ucayali). Hacia el oeste, se encuentran la zona de Oxapampa/Ene, la faja plegada y corrida

(fold thrust belt) y la subcuenca Pachitea (Parsep, 2002). 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 (SPT, 2002). En este alto se encuentran aflorando sedimentos

Paleozoicos y Cretácicos, su estructuración se inicia probablemente a partir del Paleozoico

Superior (Gil, 2002).

2.3.6.6. Moa Divisor

Se encuentra en el sector Oeste de la cuenca Ucayali, tiene una orientación NW-SE (Fig.

6), corresponde a una estructura asociada a una tectónica de inversión de semi-graben de

edad Paleozoica (Perúpetro, 2005).


25

2.4. ESTRATIGRAFIA GENERALIZADA

La estratigrafía generalizada es un compendio de estudios realizados por diferentes

empresas e instituciones de investigación (Gil, 2002; SPT, 1993; Mobil, 1998; Idemitsu,

2000; Repsol 2001; Hermoza, 2004; Navarro, 2005; Vara, 2003; Ibáñez, 2001; Parsep,

2002; OXY, 2003; Petrobrás, 2003; PanEnergy Exploration, 2000; Perupetro, 2005; QMC,

1998; Anadarko 1999).

Fig. 18. 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. 18). La estratigrafía esta distribuida dentro de las

siguientes eras:


26

Precámbrico

Paleozoico

Mesozoico

Cenozoico

2.4.1. Precámbrico

Está caracterizado principalmente por el basamento, constituido por rocas ígneas y

metamórficas. Fue encontrado por algunos pozos en las cuencas Marañon y Ucayali. En las

cuencas Santiago, Huallaga y Madre de Dios, los pozos no alcanzaron al basamento. Se

encuentra aflorando en la cordillera Oriental (Gil, 2002, Hermoza, 2005).

2.4.2. 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.

2.4.2.1. Paleozoico Inferior

Formación Contaya

Esta Formación, depositada durante el Ordovícico en la cuenca Marañón cerca al arco de

Contaya (Newell & Tafur, 1943), está constituida por intercalaciones de lutitas fosilíferas

con cuarcitas marinas. Fue alcanzada por los pozos Palmera, La Frontera, Tapiche y

Yarina. 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 (Gil, 2002) 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 (TOTAL, 1974) con

795m de espesor. En la cuenca Madre de Dios, se encuentra aflorando en la zona de Cárcel

Punco (Hermoza, 2000), donde se le conoce como formación San José, con 1200m de

lutitas y limos de color gris/negro de edad Arenigiano-Llanvirniano (Davila & Ponce de

Leon, 1971) y la Formación Sandia con 250m de cuarcitas finas/gruesas intercaladas con

capas delgadas de argilitas gris claro atribuida al Caradociano (Laubacher, 1977). No

aflora en las cuencas Huallaga y Santiago.


27

Grupo Cabanillas

Corresponde a sedimentos depositados durante el periodo Devónico (Fameniano-Emsiano)

(Newell, 1945; Müller, 1982). Se encuentra constituido litológicamente por lutitas negras,

limolitas y areniscas (Newell, 1945; Müller, 1982, Gil, 2002; Anadarko, 1999). En

Marañón presenta un ambiente de estuario, mientras que en las cuencas Ucayali y Madre

de Dios es infratidal litoral a deltaico (Gil, 2002). Infrayace al Grupo Ambo.

No se han encontrado afloramientos en la cuenca Marañon, pero fue alcanzado por los

pozos Bretaña, La Frontera, Tapiche, Marañon, Yarina y Palmera. Según Laurent y Pardo

(1974) mediante interpretaciones de secciones sísmicas, los mayores espesores se

encuentran en la parte central y sur de la cuenca Marañón, en una depresión alargada con

dirección NO-SE. En la Cuenca Ucayali, se encuentra pobremente representado en la parte

central y norte. En el área de Pachitea, aflora cerca del rió Nevati (Montoya y Berrospi,

1990), donde se observó solamente la parte superior de este grupo (Gil, 2002). En la zona

del Pongo de Mainique, presenta un espesor de 1500m constituido de argilitas gris oscuro

y silts (Megard, 1978). Algunos pozos (Sepa, Mashansha, San Martín) atravesaron 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

(Gil, 2002). Al sur del pozo Runuya, mediante sísmica se determino que el Devónico

aumenta de espesor (Velarde et al., 1978). En la cuenca Madre de Dios los pozos Puerto

Primo, Pariamanu y Los Amigos atravesaron a este Grupo y los afloramientos se

encuentran en el Pongo de Coñec y Alto rió Madre de Dios, llegando hasta el norte de

Bolivia.

2.4.2.2. 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 (Müller, 1982) y Tournesiano

(Aliaga, 1985).

En la cuenca Marañón se determino de edad Viseano (Robertson Research, 1990). Los

afloramientos de esta formación en la cuenca Marañón no han sido encontradas, pero se

asume que esta formación se encuentra presente en la parte central y sureste (Gil, 1995), en

los pozos La Frontera y Yarina no se encontro a este Grupo.


28

En las cuencas Santiago y Huallaga, no se han reportado ningún tipo de afloramiento, ni

tampoco han sido perforado y/o atravesado por alguno de los pozos (Gil, 2002).

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 (TOTAL, 1974), también aflora en

el pongo de Mainique, donde esta constituido por intercalaciones de bancos decimetricos

de areniscas y bancos centimetricos de argilitas (Gil et al., 1999), el ambiente sedimentario

es infratidal que oscila a deltaico (Gil, 2002). 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).

En la cuenca Madre de Dios, el Grupo Ambo fue atravesado por los pozos Pariamanu, Los

Amigos y Puerto Primo, y estaban constituido por areniscas tufáceas y cuarciticas con

intercalaciones de argilitas y limos oscuros; los afloramientos se encuentran en la zona del

Pongo de Coñeq y Alto Manu (Valdivia, 1974) donde se encuentra un promedio de 250 m

de intercalaciones de areniscas y argilitas, depositadas en un ambiente infratidal dominado

por olas (Gil, 2002).

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 Marañón, no se han registrado afloramientos, solamente algunos reportados

por Kummel (1948) que encontró calizas silíceas en las montañas del Cushabatay y las

atribuyó a este grupo. Algunos pozos cerca al arco de Contaya alcanzaron a este Grupo,

esta unidad descansa en discordancia sobre las rocas devónicas (Velarde et al., 1978). En

las cuencas Santiago y Huallaga no se ha reportado a este Grupo.

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 (Sepa 1X, Mashansha 1X, etc.),

regionalmente se encuentra constituido por secuencias de calizas micríticas y oolíticas,

calizas dolomíticas intercaladas con lutitas grises de plataforma carbonatada. En los


29

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., 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 (Velarde et al., 1978). 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 (Velarde et al., 1978).

En la Cuenca Pachitea se evidencia en el río Nevati, y esta constituido por 178 m de

areniscas verdes con matriz de argilitas (Montoya & Berrospi, 1990). 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 (Gil,

2002).

En la cuenca Madre de Dios, en el Pongo de Coñec, se encuentra aflorando a este grupo

con una secuencia de calizas y niveles de areniscas glauconiticas hacia la base, reposando

en discordancia sobre las rocas del Mississipiano (Gil, 2002), este grupo fue alcanzado por

los pozos Puerto Primo, Pariamanu, Los Amigos y Rio Cariyacu.

Grupo Copacabana

Este Grupo fue asignado al Pérmico inferior (Mégard, 1974) 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

(Gil, 2002; Repsol, 2004; SPT, 1993; Mobil, 1998).

En la cuenca Marañón, el Grupo Copacabana no se encuentra aflorando, los pozos Forestal

y Tamanco reportaron a este grupo.

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

(Montoya & Berrospi, 1990); fue alcanzado por algunos pozos (Huaya, Runuya, Platanal,

La Colpa, Sepa, etc.), y en la región SW las líneas sísmicas muestran un biselamiento

sedimentario (Velarde et al., 1978). En la zona del pongo de Mainique, este Grupo yace en


30

concordancia sobre el Grupo Tarma y esta compuesta de intercalaciones de calizas y

algunos niveles de argilitas (Gil et al., 1999).

En la cuenca Madre de Dios, aflora en el pongo de Coñec constituida por una potencia

promedio de 300 m de calizas con algunas intercalaciones de argilitas y evaporítas,

también se encuentra aflorando en el río Alto Manu, donde presenta un espesor de 700 m y

puede llegar hasta 1000m de espesor en el pozo Pariamanu (Mobil 1998).

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).

Esta formación no ha sido reportada en las cuencas Marañón, Santiago y Huallaga.

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 (Gil, 2002). En el Pongo de Mainique, está constituida

por areniscas, argilitas y pocos niveles calcáreos (Gil, 1999).

En la cuenca Pachitea, al frente de los cabalgamientos subandinos, existe un afloramiento

litológico muy similar a la Formación Ene donde la base representa un importante nivel de

despegue. Estudios detallados en secciones sísmicas (convenio IRD-Perupetro) 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).

En la cuenca Madre de Dios, lateralmente en dirección al Este, está compuesta de

areniscas, argilitas y algunos niveles de dolomías (Valdivia, 1974). En la zona norte del

Pongo de Coñec es probable que las areniscas que descansan sobre las calizas de

Copacabana sean equivalentes a la Formación Ene descrita por Valdivia (1974), además

estas areniscas están cubiertas por sedimentos del cretácico Superior, mostrando una

sucesión estratigrafía muy parecida a la del Pongo de Mainique (Gil, 2002). En el río

Inambari, presenta secuencias cuarcíticas con laminaciones oblicuas que reflejan ambiente


31

de playa y en la base lutitas gris/verde, son atribuidas por correlación estratigráfica (Zonas

de Coñec, Paquitzapango y Pachitea) a la Formación Ene (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 las cuencas Marañón y Huallaga, corresponde a conglomerados y areniscas

continentales, seguidas de una secuencia superior de calizas arenosas fosilíferas, areniscas

y limolitas; localmente niveles volcanoclasticos (Hermoza, 2004), todos ellos preservados

en grabens formados durante el rifting del Pérmico-Triásico (Mc Laughlin, 1924; Jenks,

1951; Ruegg, 1956; Mégard, 1968; Grose y Szekely, 1968; Gil, 2002).

En la cuenca Santiago el Grupo Mitu se ha inferido a partir de secciones sísmicas y

correlaciones regionales realizadas por Navarro (2005), ademas se observó en

afloramientos al sur de la cuenca Santiago (Core Lab, 1992).

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

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.

2.4.3. Mesozoico

Estas secuencias están representadas por dos periodos importantes: el Triásico-Jurásico y

el Cretácico Inferior-Superior.

2.4.3.1. 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


32

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 general hacia el norte del Perú (Marañón,

Santiago y Huallaga), esta constituido por calizas grises y lutitas negras de ambiente

marino poco profundo (Hermoza, 2004). Este Grupo se encuentra preservado en grabens

importantes definidos mediante secciones sísmicas (Gil, 2002) y sobreyace en discordancia

a estructuras Paleozoicas peneplanizadas. En la zona de Marañón, se ha reportado en los

pozos Capahuary Norte, Orellana, Shanusi, Loreto y Santa Lucia (Gil, 1997).

En la cuenca Santiago, este grupo está constituido por calizas principalmente, lutitas y

areniscas, depositadas en ambiente marino (Mc Laughlin, 1924), se correlaciona con la

Formación Santiago identificada en el subsuelo y afloramientos de los Andes Ecuatorianos.

Su espesor varia entre 500-2000m (Navarro, 2005; Gil, 2002), no hay evidencia de

evaporítas en afloramientos (Navarro, 2005) pero se observo en secciones sísmicas

(Fernandez et al., 2002). Según Navarro (2005) mediante interpretación de las secciones

sísmicas al Este de Campanquiz, el acuñamiento podría marcar el limite Este de la zona de

deposito de este Grupo.

En la cuenca Huallaga, esta formación se encuentra en la zona central y hacia el SW en los

cerros de Cushabatay (Rosenzweig, 1953; Kummel, 1948), también se encontraron

afloramientos de evaporítas al tope de este Grupo (Fernandez et al., 2001). Estas evaporítas

pueden presentarse como estratificación secundaria en todo el Grupo Pucara (Gil, 2002),

además se constituye en un nivel de despegue localizado entre la parte superior del Grupo

Pucara y La base de la Formación Sarayaquillo (Hermoza, 2004).

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 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

Puente Paucartambo (Gil, 2002), donde presenta Evaporítas y carbonatos asociados a

basaltos (Mégard, 1979).


33

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 Marañón, está constituida principalmente de areniscas rojas intercaladas con

limolitas y conglomerados de clastos volcánicos y metamórficos depositados en ambiente

fluvial y eólico (Kummel, 1948; Pardo y Zuñiga, 1976). La Formación sarayaquillo fue

reportada por 17 pozos exploratorios (Gil, 2002); los pozos Shanusi y Loreto reportaron un

espesor de aprox. 1500m (Gil, 1995). Esta Formación adelgaza hacia la zona oriental, y

hacia la zona occidental se encuentran mayores espesores. En la cuenca Santiago, la

Formación Sarayaquillo aflora al NW en la quebrada Aquinguiza y en la parte sur de la

cordillera de Campanquiz (Navarro, 2005). Chalco (1961) describió areniscas marrón

violáceos, limolitas marrones y verdosas, con grietas de desecación y tufos volcánicos, con

espesor aproximado de 2000m, similares en las cuencas Huallaga y Marañón (Wine et al.,

2002). En la cuenca Huallaga, en la zona del Pongo de Tiriaco de edad Berriasiano y

Valanginiano (Müller, 1982), tiene un espesor promedio de 2000m (Huff, 1949;

Rsenzweig, 1953). 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).

2.4.3.2. 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 las cuencas Marañon y Santiago se encuentra caracterizada por areniscas con

estratificación cruzada masiva con algunas intercalaciones de lutitas y conglomerados a la

base, con algunos tufos volcánicos identificados en los pozos, asignadas a un ambiente

fluvial. Hacia el oriente de la cuenca Marañón, la Formación Cushabatay descansa en


34

discordancia angular sobre el Paleozoico y hacia el Oeste ligeramente discordante sobre la

formación Sarayaquillo. También se reporto cerca al arco de Contaya en el pozo Santa

Clara 1X. En la cuenca Santiago, presenta un espesor promedio de 400-500 metros (Pardo

y Zuñiga, 1976).

En la cuenca Huallaga, se encuentra constituido por areniscas blancas a amarillas y algunas

veces conglomerados, con un espesor de 400m (Alvarez-Calderon, 1999). En los cerros de

Contamana y Cushabatay, esta formación se adelgaza hacia el Este, variando de 400 a

270m (Pardo & Zuñiga, 1976).

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 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 Marañón, está constituida por lutitas verdes y oscuras, carbonosas y

glauconíticas, con intercalaciones de areniscas blancas y en ocasiones calizas grises de

plataforma mixta (Jaillard, 1995), los espesores varían entre 50 a 100 metros (Gil, 1995).

En la cuenca Santiago, presenta características similares a la de Marañón, con lutitas gris

oscuro, y con algunas intercalaciones de areniscas y calizas depositadas en un ambiente

marino somero; se encuentra aflorando en la cordillera de Campanquiz y fue alcanzado en

los pozos Pupuntas y Manseriche con espesores entre 120-260m (Navarro, 2005). Esta

formación evidencia una transgresión marina regional (Wine et al., 2001) que se puede


35

identificar en los pozos por la presencia de Reophax M-1, microfósil característico del

Albiano.

En la cuenca Huallaga, la Formación Esperanza-Raya (Kummel, 1948) está constituida por

lutitas fosilíferas negras e intercalaciones en capas delgadas de calizas grises y areniscas

finas, que alcanzan un espesor de 150 m en el río Cushabatay (Gil, 2002); hacia el sector

Este de la cuenca, esta formación marina desaparece y pasa lateralmente a una facies más

gruesa que corresponde a la Formación Raya (Kummel, 1948).

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).

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 Marañón, secuencias de areniscas blancas a gris rosáceo intercaladas con

lutitas y limolitas (Kummel, 1948; Pardo y Zuñiga, 1976; Müller y Aliaga, 1981),

depositadas en un ambiente fluvio-deltaico con influencia marina (Gil, 2002), alcanza un

espesor máximo de 300m y descansa concordantemente sobre la Formación Raya (Gil,

1995).

En la cuenca Santiago, esta constituida por areniscas gris clara de grano medio a grueso

con estratificación cruzada con un ambiente deposicional fluvial, tiene un espesor entre 50-

70 m y aflora en la cordillera de Campanquiz y el pongo de Manseriche (Navarro, 2005).

En la cuenca Huallaga, se encuentra aflorando en la localidad tipo de las montañas de

Contamana y está constituida por areniscas cuarzosas blancas y masivas de grano fino a

grueso con estratificación entrecruzadas, intercalaciones de lutitas negras carbonosas con

restos de plantas (Pardo & Zuñiga, 1976).


36

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 Albiano-

Santoniano. 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 Marañón, la Formación Chonta inferior está constituida de areniscas, calizas

y lutitas asociadas a un sistema deltaico próximo en una plataforma carbonatada (Jaillard,

1995); Chonta medio es caracterizada por una secuencia de caliza y lutitas grises a negras

de plataforma carbonatada (Gil, 2002); Chonta superior constituida de lutitas marinas

(Jaillard, 1995). Esta formación fue alcanzada por la mayoría de pozos en la cuenca

Marañón, y se encuentra en contacto concordante a la Formación Agua Caliente (Gil,

1995).

En la cuenca Santiago, está constituida de lutitas, calizas y algunos niveles de areniscas,

depositadas en ambiente marino somero, afloran en el pongo de Manseriche y la cordillera

de Campanquiz. Esta formación ha sido dividida en tres miembros, muy similares a los de

Marañón; el Upper Chonta, Chonta Limestone y Lower Chonta (Navarro, 2005), se

encuentran aflorando en la región del río Santiago con un espesor que varían entre 900 a

1200 metros (Kummel, 1948).

En la cuenca Huallaga, se ha reportado en el pozo Ponasillo un espesor total de 653m y se

encuentra constituida por lutitas, margas, calizas negras, grises y verdes y delgados niveles

de areniscas que son la transición a la Formación Vivian.

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


37

Paucartambo, aflora una secuencia sedimentaria de calizas que alcanza un espesor de

125m.

En la cuenca Madre de Dios cerca del pongo de Coñec, se encuentra aflorando una

secuencia sedimentaria de areniscas sobreyacidas por niveles de calizas y margas

fosilíferas (Müller, 1982; Gutiérrez, 1982), correlacionada con la Formación Chonta por

Gil (2002). Fue alcanzada por los pozos Candamo, Pariamanu, Los Amigos y Puerto

Primo.

Formación Vivian

Fue definida por Kummel (1948), y asignada por bioestratigrafía al Campaniano-

Maastrictiano 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 Marañón, está constituida por areniscas cuarzosas algo carbonosas, y en

menor proporción por limolitas y lutitas grises a negras, su espesor varia entre 20-150 m

(Gil, 1995). En la cuenca Santiago, esta formación se constituye de areniscas de grano fino

a medio color gris claro, bien seleccionado y con estratificaron cruzada depositadas en

ambientes fluvio-deltaico, con un espesor de 80-100m, aflora en la cordillera de

Campanquiz y el pongo de Manseriche (Navarro, 2005). En Huallaga, se caracteriza por

secuencias de areniscas cuarzosas de grano fino a medio con intercalaciones de lutitas

negras (Gil, 2002).

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

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). En la cuenca Madre de Dios, presenta una secuencia de areniscas cuarzosas

blancas con laminaciones entrecruzadas de ambiente fluvial – estuarino (Müller, 1982).

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 Marañón, está constituida por lutitas y calizas negras marinas (Gil, 2002),

tiene un espesor entre 10-150 m, se distribuye irregularmente en la cuenca y se encuentra

erosionada parcialmente hacia la parte oriental (Gil, 1995). En la Cuenca Santiago, se


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encuentra aflorando en los flancos de la cordillera de Campanquiz y en el pongo de

Manseriche, donde la constituyen lutitas gris oscuras con intercalaciones de areniscas

depositadas en ambiente marino somero, con un espesor de 100-150 m (Navarro, 2005). En

Huallaga, no se observo ningún afloramiento (Seminario & Guizado, 1976).

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).

En la cuenca Madre de Dios, esta formación presenta argilitas abigarradas y limos grises,

hacia la parte superior se hace mas detrítico y continental (Formación Huchpayacu); este

conjunto fue datado por carofitas del Maastrictiano (Gutiérrez, 1982).

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 Marañón, se encuentra sobreyaciendo a la Formación Cachiyacu y está

constituida por limos rojos continentales (Kummel, 1948).

En la cuenca Santiago, se encuentra aflorando en los flancos de la cordillera de

Campanquiz y en el pongo de Manseriche. Esta formada por limolitas de color rojo

púrpura con intercalaciones de areniscas gris verdosa de grano fino, su ambiente

deposicional es continental, presenta un espesor variable desde 600 metros en el pozo

Piuntza, llegando hasta 180 metros en el pongo de Manseriche (Quispesivana et al., 1997).

En la cuenca Huallaga, esta formación está asignada al Paleógeno (Paleoceno inferior)

donde se encuentra constituida por limos rojos con algunas intercalaciones de areniscas

finas (Kummel, 1948).

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, 1996).


39

En Madre de Dios, esta formación está asignada al Maastrichtiano al igual que en las

cuencas Marañón y Santiago, se encuentra constituida por sedimentos detríticos

continentales (Gil, 2002); en el pozo Candamo 1X, Mobil (1999) describió limolitas gris

rojizas, arcillitas con algunas intercalaciones de areniscas.

2.4.4. Cenozoico

Formación Casa Blanca

Se considera de edad Maastrichtiano – Paleoceno (Chalco, 1961, Gil, 2002). La cuenca

Marañon, no presenta areniscas de la Formación Casa Blanca, y tiene como su equivalente

a la Formación Yahuarango (Gil, 1995).

En la cuenca Santiago, se encuentra aflorando en el pongo de Manseriche (Peterson, 1947;

Quispesivana et al., 1997) y en la zona oeste de la cuenca Santiago en el pongo de

Guaracazo. Esta constituida por areniscas cuarzosas de grano fino a medio color blanco,

masivas y con estratificación cruzada. Esta formación no presenta un horizonte continuo

sino una geometría lenticular con un espesor promedio de 50 metros en el pozo Tanguintza

(Navarro, 2005).

En la cuenca Huallaga, se encuentra formada por areniscas blancas (algo tufaceas),

masivas e intercaladas con argilitas, esta unidad no aporto fósiles en pozos ni afloramientos

(Seminario & Guizado, 1976), pero evoca facies de la base de la Formación Pozo (Gil,

2002). Aflora al Norte de la cuenca Ucayali en el río Cushabatay (Kummel, 1946). En la

cuenca Madre de Dios, esta formación está constituida por intercalaciones de lutitas y de

areniscas con estratificaciones entrecruzadas (Hermoza, 2004), que hacia el tope se hacen

totalmente arenosos, y presenta un ambiente fluvial; se encuentra sobreyaciendo a la

Formación Huchpayacu (Gil, 2002).

Formación Yahuarango

Esta formación fue definida por Kummel (1946), la edad es del Paleoceno (Valdivia, 1974;

Williams, 1949; Gutiérrez, 1982; Cooperación técnica Peruana-Alemana, 1982), se

encuentra aflorando en la localidad de Contamana y Santa Clara.

En la cuenca Marañón, esta formación muestra una secuencia fluvial distal (Peck y Rever,

1947), abarca una secuencia de capas rojas constituidas de lodolitas rojas intercaladas con

areniscas continentales y presencia de anhidryta nodular, su espesor varia entre 30-1200m,

adelgaza al este de la cuenca (Gil, 1995).


40

En la cuenca Santiago, esta formación se encuentra constituida por limolitas rojiza y

areniscas marrón rojizas de grano medio a grueso, depositadas en ambiente continental de

llanura de inundación, se encuentra aflorando en los flancos de la cordillera de

Campanquiz y las estructuras del valle Santiago (Navarro, 2005), sus espesores fueron

registrados en siete pozos, con espesores entre 730-1500m. En la cuenca Huallaga, esta

constituida por limos rojo grisáceos con intercalaciones de areniscas, y hacia la base

areniscas conglomeradicas con clastos de calizas, su espesor varia entre 500-1000m (pongo

de Tiriaco), el ambiente deposicional es continental (tierras de inundación y lacustrinas;

Kummel, 1946 y 1948; Williams, 1949; Sánchez & Herrera, 1998; Díaz et al., 1998).

En la cuenca Ucayali, los pozos encontraron a esta formación entre las formaciones Casa

Blanca y Chambira (Gil, 2002). En la cuenca Madre de Dios, esta formación es equivalente

de la Formación Pozo, y está constituida de intercalaciones de argilitas rojas con escasos

niveles de areniscas de ambiente netamente continental (Gil, 2002).

Formación Huayabamba

Esta formación se considera de edad Paleocena (Valdivia, 1974, Williams, 1949;

Gutierrez, 1982, Cooperación Técnica Peruano-Alemán), fue definida por Williams

(1949), está constituida por secuencias continentales de un medio de llanura de inundación

y lacustre (Gutiérrez, 1982; Cooperación técnica Peruano-Alemán, 1982). Esta formación

fue reconocida únicamente en la cuenca Madre de Dios, en el pozo Candamo 1X presento

un espesor de 80 metros y representa una asociación con fósiles de Carofitas; aflora en la

zona subandina, en la región del río Inambari, sinclinal de Punquiri (Hermoza, 2004).

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 cuenca Marañón, fue identificada solamente en pozos, encontrándose dos secuencias

que fueron separadas en dos miembros; el miembro Areniscas Pozo constituida de

areniscas conglomeradicas y a veces tufáceas, y el miembro Lutitas Pozo constituida por

secuencias margosas marinas (Hermoza, 2004), lutitas y calizas (Gil, 1995). Presenta un

espesor de 70 a 200 metros, con tendencia a engrosar hacia el Este de la cuenca.


41

En la cuenca Santiago, aflora en los flancos de la cordillera de Campanquiz, el valle del río

Santiago y en el pongo de Manseriche; en esta zona, las Areniscas Pozo consisten en un

conglomerado basal y areniscas claras de grano medio a grueso depositadas en ambiente

marino somero transgresivo, las Lutitas Pozo presentan lutitas gris oscuras con fósiles de

ostracodos y algunos intervalos de calizas con fósiles de turritelas, pelecipodos y

gasterópodos, con depósitos de ambiente marino somero (Navarro, 2005).

En la cuenca Huallaga, la parte basal esta formada por areniscas conglomerádicas, la parte

superior tiene lutitas grises carbonosas con intercalaciones de caliza (Hermoza, 2004). En

la cuenca Ucayali, las series sedimentarias equivalentes de la Formación 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). Esta formación no ha sido identificada en la cuenca Madre de

Dios.

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 la cuenca Marañón, esta formación se ha identificado en la mayoria de pozos

perforados, y está constituida por argilítas y limos verde rojizo, intercalados con algunas

capas de finos (Hermoza, 2004), su espesor aumenta gradualmente hacia el oeste desde

800m hasta 1600 m de espesor.

En la cuenca Santiago, se encuentra aflorando en los flancos de la cordillera de

Campanquiz, en el pongo de Manseriche y en el valle del río Santiago. Está constituida por

areniscas marrón rojizas de grano medio a grueso y limolitas rojo-púrpuras depositadas en

ambiente continental de llanura de inundación (Navarro, 2005); la base de esta formación

es de ambiente continental y el tope de ambiente marino (Hermoza, 2004), presenta un


42

espesor variable desde 2500 metros al sur, y llega hasta 400 metros en el pozo Huitoyacu

de la cuenca Marañon (Navarro, 2005).

En la cuenca Huallaga, se encuentra aflorando en el sinclinal de Biabo, en la zona de

Caspisapa y al sur del área Chazuta, en estas zonas se encuentra constituida por limos gris

a rojizos con intercalaciones de areniscas de grano medio y algunas calizas (Hermoza,

2004); los espesores son variables, desde 3000-5000m (Rodríguez & Chalco, 1975) y de

1000m (Caldas & Valdivia, 1985).

En Ucayali, Ingemmet describió como una secuencia de lodolitas y limolitas rojizas en la

zona de Aguaytia (Boletín Nº 80 serie A, 1980).

Formación Pebas

La Formación Pebas de edad Mioceno medio (17-11 Ma; Hoorn, 1993,1994, Hoorn et al.,

1995) fue descrita por Gabbs (1968). Ha sido reconocida solamente en las cuencas

Marañón y Santiago.

En la cuenca Marañón, ha sido identificada por algunos pozos, es la formación más antigua

que aflora hacia el este (arco de Iquitos), esta constituida de arcillas azuladas a grises con

intercalaciones de arenas y bancos de arcillas carbonosas (Hermoza, 2004), el ambiente

deposicional es lagunar que sufre incursiones marinas ocasionales (“Marine-Like-

megalake”, Wesselingh et al., 2002).

En la cuenca Santiago, esta formación se encuentra junto con la Formación Ipururo, está

aflorando en el valle del río Santiago tiene un espesor de 300m aprox. y está constituida

por limolitas púrpuras con laminaciones de carbón, minerales de pirita; glauconita y

fragmentos fósiles de ostracodos, gasterópodos y peces; el ambiente es estuarino con

influencia tidal (Navarro, 2005).

Formación Ipururo

En la cuenca Huallaga, esta formación fue definida en el río Cushabatay por Kummel

(1946), quien la describe como parte superior del grupo Contamana, del Mioceno-

Plioceno, está constituida por areniscas gris marrón con intercalaciones de limos rojizos y

presenta un espesor de 3500m. En el río Sisa y la zona de Saposoa presenta un máximo

espesor de 5700m (Vargas, 1965; Sánchez y Herrera, 1998).

En la cuenca Santiago, fue descrita a la par con la Formación Pebas. 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).


43

En la cuenca Madre de Dios se considera de edad Mioceno (Hermoza, 2004 ; Mobil,

1998), esta formación se distribuye en dos zonas: en la zona profunda (foredeep), está

compuesta de arenas y arcillas rojas y fue reconocida en el pozo Puerto Primo 2X

(Hermoza, 2004); la zona de corrimientos (wedge-top), denominada Grupo Ipururo, fue

definida por Valdivia (1974), la zona de Inambari está constituida hacia la parte inferior

por areniscas y limos arcillosos, equivalente de la Formación Quendeque de Bolivia

(Hermoza, 2004), y hacia la parte superior por una secuencia arenosa y conglomeradica

equivalente de la Formación Charqui de Bolivia (Hermoza, 2004).

Formación Marañón / Corrientes

Son las secuencias mas recientes de la cuenca Marañón. La Formación Marañón de edad

Plioceno, esta compuesta en la parte basal de limos y arcillas rojizas intercalados con

arenas blancas; la parte superior presenta otra secuencia de limos y arcillas rojas grises

intercaladas con niveles de arenas finas limosas, limos amarillentos con presencia de pirita,

yeso y niveles calcáreos, margas, arcillas. La Formación Corrientes de edad Pleistoceno,

está constituida por arenas medias a gruesas, seguidas de limos amarillentos, arcillas

rojizas y verdosas. Las descripciones litológicas de las formaciones Marañón y Corrientes,

han sido tomadas de los estudios realizados por Hermoza (2004), en los pozos Santa Lucia

2X, Mahuaca 3X, Andoas 52X y Nahuapa 24X. En la cuenca Santiago, la Formación

Corrientes se correlaciona con la Formación Nieva, constituido de areniscas de grano

grueso con estratificación cruzada y conglomerados depositados en ambientes fluviales

(Ingemmet, 1999; Navarro, 2005).

Formación Mazuko

Se le ha asignado una edad Plioceno-Pleistoceno, se encuentra aflorando en la cuenca

Madre de Dios en el eje central del Sinclinal de Punquiri y está conformada por un

conjunto conglomerádico (Hermoza, 2004).


44

CAPITULO III

PARÁMETROS TÉRMICOS EN LAS CUENCAS

3.1. 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. Para el cálculo del flujo térmico, en el presente

estudio unicamente se cuenta con datos de temperaturas de fondo de pozo, las que han sido

seleccionadas de los registros de perforación. El flujo de calor o heat flow (Cantidad de

calor que atraviesa una superficie dada por unidad de tiempo) se encuentra relacionado

directamente con la gradiente de temperatura y la conductividad termal.

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.

3.2. 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.

3.2.1. 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


45

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 perforando.

San Alejandro 1X

Prof. m Temp. BHT °C Tiempo (corrección ) Temp. BHT °C

734.26 58.9 3.8 h 82.35

2326.54 87.8 12 h 105.57

3573.51 112.8 4.9 h 135.39

4103.22 121.1 12 h 138.87

Tabla 1. 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 correccion del BHT real de los pozos que han

sido seleccionados (Tabla 1). Para la corrección usamos el programa Genex 4.0.3 de

modelado de cuenca (Beicip-Franlab), que hace la corrección de temperaturas en forma

directa. Se puede también usar el programa Bottom Hole Temperatura (BHT)

Correction, tomado de la página: http://www.zetaware.com/utilities/bht/timesince.html.

En la Figura 19, como ejemplo se observa que las calibraciones del BHT realizadas en el

modelado de los pozos Chio 1X y San Alejandro 1X. El pozo Chio presenta una aceptable

calibración, y en el pozo San Alejandro las temperaturas presentan un ligero error. En

general, para ambos pozos se podría decir que los valores calibrados son aceptables, ya que

(separación de aprox. 14 Km) la variación de la temperatura entre los dos pozos no difiere

mucho debido a que las secuencias sedimentarias solo presentan variaciones en los

espesores de las rocas terciarias.

Fig. 19. Calibración de la temperatura BHT mediante el programa Genex, en le pozo Chio

1X (izquierda) y el pozo San Alejandro 1X (derecha).

http://www.zetaware.com/utilities/bht/timesince.html


46

3.2.2. 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. Para el cálculo de la gradiente

geotérmica, se utilizaron las temperaturas corregidas de 151 pozos distribuidos en el llano

amazónico, obteniéndose las gradientes de cada pozo (Fig. 20).

Fig. 20. Calculo aproximado de la gradiente geotérmica en el pozo Mashansha 1X con un

gradiente de 26.4 ºC/km.

Posteriormente se procedió a realizar un mapa de isovalores térmicos (gradientes

geotérmicas), donde se puede observar las zonas calientes y las zonas frías (Fig. 21). Las

zonas que se encuentran en 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.


47

Fig. 21. Mapa de gradientes Geotérmicas calculados a partir de las temperaturas

corregidas (BHT).

3.2.3. Conductividad Termica

La conductividad térmica es la capacidad (unidades en el S.I. es W/mK) que tiene un

material para conducir el calor, cada material posee diferentes valores (Tabla 2), en las

rocas y sedimentos se encuentran determinadas por su mineralogía, porosidad y

temperatura (Deming, 1994). El carbón es el material sedimentario que presenta la más

baja conductividad, seguido de las lutitas; en contraste con la halita y la cuarcita que son

las rocas con mejor conductividad. En general la conductividad termal en la mayor parte de

rocas sedimentarias clásticas es inversamente proporcional al contenido de arcilla.


48

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).

3.2.4. Flujo de Calor (Heat Flow)

El heat flow, o flujo de calor, es la energía interna que se trasmite en forma de calor por

conductividad a través de las rocas de la corteza terrestre, es decir que se trata de la

cantidad de calor que pierde la tierra (Martínez, 2002/2003). La conductividad en la

litosfera es uno de los mecanismos más importantes en la propagación del flujo de calor.

Esta transferencia de energía en forma de calor se realiza a través de las rocas y que se ha

originado en profundidades que se encuentran a mayor temperatura, y es conducido hasta

zonas menos profundas donde la temperatura es menor (Fig. 22).

El flujo de calor es la unidad mas usada en el calculo del flujo térmico en la corteza

(Burgos et al., 2004). Fourier establece que el flujo de calor es proporcional a la gradiente

de temperatura (Álvarez de Igarzábal, 2003).

En una cuenca sedimentaria el heat flow disminuye con la sedimentación, la magnitud de

la disminución depende de la conductividad termal de los sedimentos depositados, la

cantidad y el tiempo de sedimentación (Deming, 1994).

Fig. 22. Sentido de propagación del flujo de calor por conducción.

En cuencas de tipo rift jóvenes (25 Ma) se tienen comúnmente valores altos de Heat Flow

(90 - 120 mW/m2) e inclusive más altos, estos valores van a decrecer con el incremento de

la edad (Fig. 23), es decir que el heat flow se correlaciona en forma inversa a la edad

tectónica (Vitorello & Pollack, 1980; Morgan, 1984).


49

En cuencas tipo foreland, los valores están asociados a etapas post-precámbrico y de faja

orogénica, en un rango de 50-70 mW/m2. Por lo general en las cuencas intracratónicas

(craton antiguo y estable), se tienen valores medios en un rango de 30-50 mW/m2

(Deming, 1994).

Fig. 23. Efecto de la sedimentación sobre el Heat Flow Superficial

(Extraído de Deming, 1994).

En el ejemplo mostrado en la figura 24, las líneas punteadas muestran los limites

estratigráficos de la cuenca, y se observa que en la zona con mayor sedimentación presenta

menor heat flow, y en la zona con menor sedimentación un heat flow relativamente alto.

Fig. 24. Ejemplo del norte de la cuenca Slope en Alaska. a) Estimación del Heat Flow

(mW/m2) y b) Temperatura de superficie tomada de los pozos de la cuenca. Las líneas

punteadas representan las unidades estratigráficas de la sección; las líneas gruesas

continuas representan las Isotermas (extraído de Deming, 1994).


50

Los valores de Heat Flow que han sido utilizados, son del fondo de las cuencas

sedimentarias (Bottom Heat Flow), estimadas de los pozos estudiados a partir de las

temperaturas actuales de fondo de pozo; y han sido calibrados con el programa Genex.

En la calibración de los valores del Bottom Heat Flow, se estimaron tres valores: uno de

ellos durante el periodo de foreland basin (350 Ma), con valor constante de 45 mW/m2;

otro a inicios del periodo de Rift basin (260 Ma), tambien con valor constante de 60

mW/m2; y un Bottom Heat Flow actual que se inicia a partir del Jurásico superior-

Cretácico (160 Ma), este valor fue calculado, con variación desde 15 mW/m2 hasta 35

mW/m2.

3.3. VARIACIÓN DEL FLUJO DE CALOR ACTUAL DESDE EL FONDO DE

CUENCA (Bottom Heat Flow)

El Bottom Heat Flow actual obtenido presenta una variación de 15 mW/m2 en zonas con

una mayor cobertura sedimentaria, llegando hasta 20 y 25 mW/m2 y con un máximo de 35

mW/m2 en zonas donde el basamento es cubierto con menor sedimentación. Estos valores

de heat flow, han sido calibrados en todos los pozos modelados, a partir de temperaturas

corregidas del fondo de pozo (BHT) con el programa Genex.

En la figura 25, se muestra a los pozos Sepa y Mashansha con similares gradientes

geotérmicos, con un valor de flujo de calor igual a 35 mW/m2.

Fig. 25. Calibración del flujo de calor a profundidad actual (Bottom Heat Flow Actual) a

partir de las temperaturas BHT con el programa Genex; a la izquierda en el pozo Sepa

1X, y derecha en el pozo Mashansha 1X.

En la figura 26, se muestra la variación del Bottom Heat Flow en el tiempo, por ejemplo en

el pozo Sepa 1X se observa una historia estratigráfica que abarca desde edad Precámbrico


51

hasta parte del Terciario, mientras que en el pozo Ungumayo 1X solamente se tiene la

historia final del Cretácico y mayormente del Terciario.

Fig. 26. Variación del flujo de calor a profundidad (Bottom Heat Flow) a través del

tiempo, mostrando el valor actual utilizado en el modelado; a la izquierda en el pozo Sepa

1X y derecha en el pozo Ungumayo1X.

Con la calibración realizada, se construyó un mapa regional (Fig. 27) donde se observa que

la variación del flujo de calor a profundidad actual (Bottom Heat Flow actual) en las

cuencas, muestra un flujo de calor bajo (menor temperatura) en el sector Sur-Oeste de la

cuenca Marañón (frente a la cuenca Santiago) y un valor alto en el sector Nor-Este (zona

del arco de Iquitos). En la cuenca Ucayali, se observa que la parte central está más fría y

hacia los bordes se encuentra más caliente. En la cuenca Madre de Dios, se observa que

casi toda la cuenca está fría hacia la superficie.

Para un mejor entendimiento de la relación existente entre la temperatura, el flujo de calor

(Heat Flow) y las zonas donde el basamento se encuentra mas cerca de la superficie, se

construyó un modelo 3D de la base del Cretácico inferior. Para la construcción de este

modelo, se han tomado los valores de profundidades de los pozos que han atravesado a las

rocas cretácicas, teniendo como base en algunos casos a la Formación Cushabatay, y en

otros casos las formaciones Raya o Agua Caliente. En otros pozos las profundidades no

llegaron a la base del Cretácico inferior, por lo que se asumió espesores aproximados, que

fueron correlacionados con espesores de pozos cercanos que si alcanzaron a la base del

Cretácico. Los datos asumidos para esta correlación fueron seleccionados de informes

técnicos realizados por Petroperu (1981), Parsep (2002), Petrobrás (2003), entre otros;

todos ellos realizados en las respectivas cuencas en estudio.


52

Fig. 27. Mapa regional mostrando la variación del flujo de calor a profundidad actual

(Bottom Heat Flow actual) calculado con el programa Genex.

Fig. 28. 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).


53

En el mapa obtenido se puede apreciar (Fig. 28) que existe una relación directa entre los

arcos (Iquitos, Contaya, Divisor Moa, y Fitzcarrald), la gradiente geotérmica y flujo de

calor. Asimismo se observa a la faja plegada y corrida subandina (over-trusth), lo cual no

es un alto del basamento sino que algunas formaciones estratigráficas se encuentran

aflorando; esto como ejemplo se puede observar en la sección sísmica (Fig. 29) donde gran

parte de las formaciones jurásicas y cretácicas se encuentran aflorando en superficie.

Fig. 29. Sección sísmica 91-MPH-03 mostrando a las formaciones jurasicas y cretácicas

aflorando en superficie (puntos azules), producida por los corrimientos en la cuenca

Huallaga (Hermoza, 2004).

3.4. CONCLUSIONES

Los parámetros térmicos de las cuencas subandinas son controlados principalmente por

tres factores: la sedimentación, la conductividad de la roca, la posicion estructural del

basamento (altos y bajos).

Los resultados obtenidos en el cálculo de las gradientes geotérmicas y flujos de calor

actuales, nos muestran la relación directa que existe con los altos estructurales (arcos de

Iquitos Contaya, Divisor Moa y Fitzcarrald) presentes en las cuencas subandinas. Esto

sería de gran importancia para futuras investigaciones si jugaron un papel importante en la

generación de hidrocarburos.


54

CAPITULO IV

LOS SISTEMAS PETROLEROS

4.1. GENERALIDADES

Los sistemas petroleros son todos los elementos y procesos necesarios (Fig. 30) 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:

Formación de Trampas

Generación, Expulsión, Migración y Acumulación de HC

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. 30. 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 nombrar un sistema petrolero, se coloca el nombre de la roca

generadora, seguido del nombre de la roca reservorio principal y el símbolo (Tabla 3) que

expresa el nivel de certeza (Magoon and Dow, 1994).


55

Nivel de certeza Criterio Símbolo

Conocido En presencia de correlación petróleo- roca generadora (!)

Hipotético En ausencia de correlación petróleo-roca generadora, evidencia geoquímica

(.)

Especulativo Evidencia geológico o geofísica (?)

Tabla 3. Nivel de certeza del sistema petrolero (Magoon and Dow, 1994).

Para determinar con mayor exactitud estos sistemas, se realizan análisis geoquímicos como

% Ro, Tmax y % TOC 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 (Peters et al., 1994). 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 (es por

ello que se llama Ro donde “o” se refiere a oil). 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

Madura

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

Post - madura 1.35 >470

Tabla 4. Niveles de madurez termal de la materia orgánica para generar hidrocarburos

(Petters et al., 1994).

En una roca generadora, la materia orgánica en la etapa inmadura no ha sido muy alterada

por la temperatura, por tanto no generara HC (10-60ºC); en la etapa madura se encuentra

en ventana de generación de hidrocarburos (60-150ºC); y en la etapa post-madura de la

roca se encuentra en ventana de generación de gas (150-200ºC), es esta etapa donde la


56

materia orgánica es calentada a gran temperatura, reduciendo la cantidad de hidrógeno,

provocando solo pequeñas cantidades de hidrocarburos en estado gaseoso.

Los valores de %TOC (Total Organic Carbon) indican la cantidad de carbono orgánico en

porcentaje en peso (wt%) presente en una roca generadora (Tabla 5), permitiendo evaluar

el potencial petrolero de la roca (Peters et al., 1994).

Potencial petrolero TOC (wt. %)

pobre 0--0.5

medio 0.5--1

bueno 1--2

muy bueno 2--4

excelente >4

Tabla 5. Potencial petrolero de la materia orgánica (Peters et al., 1994).

Estos valores de TOC son obtenidos en el laboratorio por combustión directa. En un

ensayo de TOC, se extrae de 1-2 g de roca pulverizada el cual es mezclado con acido

clorhídrico (HCl.). Esta mezcla es filtrada y luego el residuo es secado al horno (a 100 ºC

durante 30 minutos), luego se mezcla con hierro y cobre, por ultimo esta nueva mezcla es

sometida a combustión a 1200 ºC y se obtiene una medición del dióxido de carbono

generado (Peters, et al., 1994).

El Tmax es la temperatura del horno en un ensayo de Rock-Eval Pirolisis en el momento

de máxima generación de hidrocarburos (Tabla 6). En este ensayo, una muestra de roca es

calentada a diversas temperaturas en un horno cerrado con el propósito de simular en el

laboratorio la expulsión de hidrocarburos y poder evaluar el potencial generador de

hidrocarburos en la muestra (Lewan, 1994).

HI (mg HC/g TOC ) OI (mg CO2/g TOC ) Tipo de

Kerogeno Hidrocarburos

expulsados

>600 <40 I petróleo

300-600 40-70 II petróleo

200-300 70-100 II / III petróleo y gas

50-200 100-200 III gas

<50 >200 IV ninguno

Tabla 6. Potenciales de los hidrocarburos expulsados (Peters et al., 1994).

Es por medio de este ensayo 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).


57

El Kerogeno (Charles Boyer et al., 2006/2007) es un material insoluble formado por la

descomposición de la materia orgánica asimilada por los sedimentos (Fig. 31). Mediante

análisis físico-químico esta se clasifica 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

orgánica 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).


58

Fig. 31. Relación de carbono/hidrógeno/oxígeno y tipos de kerogeno.

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

marinas (Charles Boyer et al., 2006/2007).

Las areniscas son las rocas reservorios principales en cualquier sistema petrolero, pero las

rocas carbonatadas también pueden ser buenos reservorios en algunos casos (Magoon &

Dow, 1994). 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 7).

Porosidad Porcentaje (%) Milidarcy (mD)

Descartable 0 - 5%

Pobre 5 - 10%

Regular 10 - 15% 1 - 10 md

Buena 15 - 20% 10 - 100 md

Muy Buena 20 - 25% 100 - 1000md

Tabla 7. Clasificación de Porosidad y Permeabilidad (Levorsen, 1973).


59

4.2. METODOLOGÍA

Para la identificación de los sistemas petroleros, se ha construido mapas de isovalores de

datos geoquímicos de % Ro, Wt %, TOC extraídos de estudios anteriores realizados por;

Core Lab 1992, 1996 y 1998, Mobil 1998 y 1999, DGSI(QMC) 1996 y 1997, IDES 1988,

SPT 1993, OXY 1998 y 2003, Parsep 2002, Idemitsu 1999, Talukdar 1995, Ibáñez 2001,

Vara 2003, entre otros; se han tenido 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 uso 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, todo

esto complementado con investigaciones y algunos reportes de empresas (SPT, 1993; Pan

Energy, 2000; Parsep, 2002; Petrobrás, 2003; Perupetro, 2000; Repsol 2004, Mobil, 1998;

Navarro, 2005; Vara, 2003; Ibáñez 2001) que han reconocido a algunas rocas como sellos

de gran importancia en la región amazónica.

Los mapas de madurez termal están hechas 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.

4.2.1. Mapas de Madurez Termal (%Ro)

Los mapas de isovalores de madurez termal realizados 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

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.


60

4.2.1.1. Madurez termal del Grupo Cabanillas

El mapa de isovalores de madurez termal del Grupo Cabanillas (Fig. 32) 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: en total 15 datos de % Ro usados en el mapa de

isovalores entre muestras de pozos y afloramientos.

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. 32. Madurez termal (%Ro) del Grupo Cabanillas (Devónico), mostrando un nivel de

madurez que oscila desde el nivel pico hasta post-madura.

4.2.1.2. 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 pozos y

afloramientos. Su distribución se limita únicamente a las cuencas Madre de Dios y parte


61

sur de la cuenca Ucayali. En las cuencas Huallaga, Santiago y Marañon no se han

reportado afloramientos de este grupo (Gil, 2002).

En esta distribución, los datos muestran que la zona NE de la cuenca Madre de Dios se

encuentra en un nivel inmaduro a un nivel de madurez temprana (Fig. 33). 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. 33. Madurez (%Ro) del Grupo Ambo desde un nivel inmaduro en Madre de Dios

hasta un nivel de madurez tardía en el sur de Ucayali.

4.2.1.3. 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 34, la

zona de antepais de la cuenca Madre de Dios presenta un nivel inmaduro, mientras que la

parte central y sur de la cuenca Ucayali presenta un nivel de madurez pico (zona de

Camisea) a madurez tardía (pozo Runuya1X). En la zona SE de la cuenca Marañón (Pozos

Yarina 2X y La Frontera 3X), se observa una pequeña zona restringida con valores que

indican una madurez pico hasta una etapa post-madura.


62

Fig. 34. Madurez termal (%Ro) del Grupo Tarma/Copacabana.

4.2.1.4. 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 una madurez desde una etapa termal

inmadura en el sector NW de Madre de Dios, hasta 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. 35).


63

Fig. 35. Madurez termal (%Ro) de la Formación Ene.

4.2.1.5. Madurez termal del Grupo Pucara

Los datos de madurez termal del Grupo Pucara (Fig. 36) 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) la presencia de este grupo en la cuenca Santiago. 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.


64

Fig. 36. Madurez termal (%Ro) del Grupo Pucara.

4.2.1.6. Madurez termal de la Formación Raya

La figura 37, 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. Las

cuenca Santiago se encuentran en un nivel de madurez pico y en la cuenca Marañón en una

etapa inmadura a tardía.

4.2.1.7. 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, y en mínima cantidad en la

cuenca Madre de Dios. En la Figura 38, se observa que la cuenca Madre de Dios se

encuentra en una etapa de inmadurez termal, mientras que 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. En la cuenca Santiago, algunas zonas se encuentran en etapa de


65

madurez temprana a madurez pico, mientras que la cuenca Marañón se encuentra en un

nivel de inmadurez termal y llega hasta un nivel de madurez pico.

Fig. 37. Variación de la madurez termal en la Formación raya, mostrando algunas zonas

con madurez pico y otras inmaduras.

4.2.1.8. Madurez termal de la Formación Cachiyacu

El mapa de madurez termal de esta formación (Fig. 39) 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. En el sector norte de la cuenca

Santiago se encuentra en una etapa de madurez pico a post-madura. En el sector NW de

Marañón se encuentra en una etapa de inmadurez a madurez pico.


66

Fig. 38. Madurez termal (%Ro) de la Formación Chonta.

Fig. 39. Madurez termal (%Ro) en la Formación Cachiyacu, con restricciones en una

parte de la cuenca Marañón.


67

4.2.1.9. Madurez termal de la Formación Pozo

La Formación Pozo ha sido identificada principalmente en las cuencas Marañón y Santiago

donde se ha realizado el mapa de madurez termal con 28 datos de reflectancia de vitrinita

(% Ro). Estos datos han sido obtenidos en las secuencias lutaceas reconocidas como

Lutitas Pozo (Pozo Shale). 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).

En la figura 40, se observa que la zona NE y sur de la cuenca Marañón se encuentra en una

etapa inmadura, mientras que el sector central y NW se encuentra en una etapa inmadura a

madurez temprana.

Fig. 40. Madurez termal (%Ro) de la Formación Pozo en las cuencas Marañón y

Santiago.


68

4.2.2. 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.

4.2.2.1. 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 y SW de la cuenca Marañon

muestra que el potencial esta en el rango de medio a muy bueno (Fig. 41).

Fig. 41. Potencial petrolero entre medio a muy bueno del Grupo Cabanillas.

4.2.2.2. Potencial petrolero Grupo Ambo

En la figura 42, 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.


69

Fig. 42. Muestra un excelente potencial petrolero del Grupo Ambo cerca del pozo

Cashiriari 1 (zona de Camisea).

4.2.2.3. Potencial petrolero Grupo Tarma/Copacabana

En la figura 43, 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 y en la zona SW de Marañon

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.

4.2.2.4. 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.44).

4.2.2.5. Potencial petrolero Grupo Pucara

Este grupo presenta en el sector NW de la cuenca Ucayali, parte de las cuencas Santiago y

Huallaga (Fig. 45). La distribución del potencial es de medio a bueno y en algunos casos

llega hasta excelente (Santiago y sur de Huallaga).


70

Fig. 43. Mapa de wt % TOC del Grupo Tarma/Copacabana mostrando un potencial

petrolero de pobre a medio, con dos únicos valores altos.

Fig. 44. Potencial Petrolero Formación Ene, mostrando un rango de bueno a muy bueno.


71

Fig. 45. Potencial petrolero del Grupo Pucara en parte de las cuencas: Ucayali, Huallaga

y Santiago.

4.2.2.6. Potencial petrolero Formación Raya

En la figura 46, 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 Marañón un potencial petrolero pobre a bueno; en Ucayali se

pueden encontrar valores con potencial petrolero desde pobre hasta muy bueno; en la

cuenca Madre de Dios, no se han registrado afloramientos de esta formación.

4.2.2.7. Potencial petrolero Formación Chonta

En la figura 47, se observa que los datos registrados de la Formación Chonta en la cuenca

Santiago presenta un potencial petrolero bueno a muy bueno. En la cuenca Marañón, la

zona NE y SE presenta un potencial petrolero pobre a bueno. 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.


72

Fig. 46. Potencial petrolero de la Formación Raya.

4.2.2.8. Potencial petrolero Formación Cachiyacu

En la figura 48, muestra un potencial pobre en el sector Norte de la cuenca Marañón. En

Santiago de pobre hasta muy bueno. En Ucayali el sector norte de la cuenca tiene un

potencial pobre a medio.

4.2.2.9. Potencial petrolero Formación Pozo

En la figura 49, se observa entre las cuencas Santiago y Marañón un potencial petrolero de

pobre a muy bueno, solamente en el sector SW de Marañón límite con Huallaga se observa

un dato con potencial bueno (zona de Tununtunumba)


73

Fig. 47. Zonas con medio a buen potencial petrolero de la Formación Chonta en

tonalidades rojo y en azul las zonas de bajo potencial.

Fig. 48. Zonas con potencial petrolero de pobre a muy bueno en la Formación Cachiyacu.


74

Fig. 49. Potencial petrolero de pobre a muy bueno de la Formación Pozo.

4.2.3. 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 50, se aprecia la distribución de oil seeps y zonas con

presencia de hidrocarburos.


75

Fig. 50. Oil seep, muestras con bitumen y presencia de HC en pozos.

4.3. 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 (cocinas principales)

permiten determinar los sistemas petroleros posibles.

En esta identificación de los sistemas petroleros, el nivel de certeza es hipotético (.) ya que

no se ha hecho la correlación petróleo-roca generadora, pero existen sistemas petroleros

que son conocidos (!).


76

4.3.1. Sistemas Petroleros en la cuenca Madre de Dios

Las muestras analizadas por Mobil (1998) mostraron que en la zona de Las Piedras se

logró recuperar muestras de petróleo en el pozo Puerto Primo 2X en la Formación

Cabanillas entre los 3862m-3868m. El petróleo analizado presentó un grado API de 40º.

En el pozo Pariamanu 1X, entre los 3780m y 3786m, se encontró petróleo de 35º a 41º

API. En las areniscas “green sandstone” del grupo Tarma, una muestra de petróleo fue

recobrada en los 3794m. Estos hidrocarburos fueron asumidos a la roca generadora

Devónica (Cabanillas). En el pozo Los Amigos 2X, se encontraron muestras con saturación

de petróleo y fluorescencia entre los 4207m y 4215m, que también fueron atribuidos al

Devónico (Cabanillas) como roca generadora. Estudios de inclusiones fluidas realizados

por Mobil (1998) en el pozo los amigos 2X, entre los 3750m y 3785m, demostraron que

esta parte de la cuenca ha entrado en etapa de generación de gas. En el pozo Candamo 1X,

en los 3180.588 m, se encontraron muestras de petróleo con fluorescencia. Análisis

petrofísicos determinaron que existía un contacto gas/agua a los 3276.6 m y los 3297.936

m, pero sus análisis determinaron que las areniscas estaban muy compactadas. Se encontró

también oil seeps cerca de la faja plegada y corrida (Mobil 1999). Estos indicios muestran

que existen varios sistemas petroleros en esta cuenca.

4.3.1.1. Rocas Generadoras

Las rocas generadoras que se tienen en esta cuenca, se encuentran en el Devónico, Pérmico

inferior y Cretácico superior y se analizaron en muestras de pozos y afloramientos. La roca

madre en el Grupo Cabanillas tiene un Kerogeno de tipo III y II/III, en el Grupo Ambo tipo

III y II/III, , en el Grupo Tarma/Copacabana tipo II, en la Formación Ene tipo II/III, en la

Formación Chonta tipo II/III y en la Formación Cachiyacu de tipo III (Core Lab, 1996). En

la tabla 8, se muestran los rangos de valores geoquímicos y su respectiva clasificación

(Peters, 1994).


77

Grupo/

Formación

Tipo

de

Roca

Reflectancia

de Vitrinita

(%Ro)

Clasificación

Madurez

termal

(Peters 1994)

Carbono

Total

Orgánico

(Wt%TOC)

Clasificación

Potencial

Petrolero

(Peters 1994)

Procedencia Observaciones

Cabanillas

Lutitas 0.66 - 0.75 Pico 0.64 - 1.26 Medio-Bueno Core Lab

1996

En muestras de los

pozos Los Amigos,

Puerto Primo y

Pariamanu 1X

Lutitas 0.65-0.75 Pico 0.5 - 4.0 Medio-

Exelente Mobil 1998

En el pozo Los

Amigos

Lutitas 1.08 - 1.36 Tardía 1 - 1.29 Bueno Core Lab

1996

En dos muestras de

afloramiento en la

zona subandina, en el

pongo de Coñec, Rios

Alto Manu e Inambari

Ambo

Lutitas 0.56 - 0.65 Inmadura-

Temprana 0.4 - 0.76 Pobre-Medio

Mobil/Core

Lab 1996

En muestras de los

pozos Puerto Primo,

Los Amigos y Rio

Cariyacu

Lutitas 0.63 - 0.68 Temprana-

Pico 1.7 - 11.6

Bueno-

Excelente

Core Lab

1996

En dos muestras de

afloramiento en la

zona subandina, en el

pongo de Coñec y

Río Alto Manu

Tarma/

Copacabana

Lutitas/

Calizas 0.55 – 0.58 Inmadura 0.30 – 0.43 Pobre

Core Lab

1996

En dos muestras, una

en el pozo Puerto

Primo y en el pozo

Río Cariyacu

Ene Lutitas 0.5 Inmadura 3.49 Muy Bueno Core Lab

1996

En una muestra de

afloramiento, río Alto

Manu

Chonta

Lutitas 0.48 Inmadura Mobil En una muestra del

pozo Pariamanu 1X

Lutitas 1.32 - 1.81 Bueno Core Lab

1996

En dos muestras de

afloramientos, en

Espirene y carretera

Nisiniscato

Cachiyacu/

Huchpayacu Lutitas 0.38 Inmadura 7.31 Excelente

Core Lab

1996

En una muestra del

pozo Puerto Primo

que inicialmente fue

asignada a Vivian por

Core Lab

Tabla 8. Clasificación de las rocas generadoras en la cuenca Madre de Dios.

De acuerdo a la clasificación se proponen las siguientes rocas generadoras:

Lutitas Cabanillas

Lutitas Ambo

4.3.1.2. Rocas Reservorio

Las rocas reservorios de esta cuenca son principalmente areniscas, y se encuentran

distribuidas desde el Carbonífero hasta el Cretácico. Las secuencias perforadas de rocas

reservorio en el Paleozoico inferior no fueron comerciales (Mobil, 1998). En la tabla 9, se

muestran los rangos de porosidad y permeabilidad de las areniscas y su respectiva

clasificación según Levorsen (1973).


78

Grupo/

Formación

Tipo de

Roca

Porosidad

(%)

Clasificación

Porosidad

(Levorsen 1973)

Permeabilidad

Milidarcy

(mD)

Clasificación

Permeabilidad

(Levorsen 1973)

Procedencia observaciones

Tarma Areniscas 20 - 28 Muy Buena 10 - 100 Buena Mobil 1998 As Green

Sandston

Ene Areniscas 5 - 25 Descartable-Muy

Buena Mobil 1998

Inicialmente

llamada Mitu

Chonta Areniscas 20 - 35 Muy Buena 280 - 350 Muy Buena Mobil 1998 En la zona de

antepais

Vivian Areniscas 3 - 20 Pobre-Buena 0.2 - 1000 Descartable-Muy

Buena Mobil 1998 Pongo de Coñec

Vivian/

Casa Blanca Areniscas 15 - 23

Buena-Muy

Buena 2000 - 4000 Muy Buena Mobil 1998

Anticlinal de

Panticolla

Casa Blanca

Areniscas 18 - 22 Buena 80 - 700 Buena-Muy

Buena Mobil 1998 Pongo de Coñec

Areniscas 33.00 Muy Buena 2010 Muy Buena Mobil 1998

En 2 muestras

del pozo Los

Amigos

Areniscas 27.80 Muy Buena 280 - 2300 Muy Buena Mobil 1998

En 4 muestras

del pozo Río

Cariyacu

Tabla 9. Clasificación de los principales reservorios en la cuenca Madre de Dios.

En resumen, las rocas reservorios probadas en la cuenca Madre de Dios son:

Areniscas Green sandstone ( Grupo Tarma)

Areniscas de Ene

Areniscas de Chonta

Areniscas de Vivian

Areniscas de Casa Blanca

4.3.1.3. Roca Sello

Como rocas sello, se tienen a las calizas del Grupo Tarma/Copacabana, a las lutitas de la

formaciones Ene, Chonta y Cachiyacu/Huchpayacu. También se espera que la Formación

Huayabamba (arcillas y limolitas arcillosas), sea el sello principal de los diferentes

sistemas petroleros. En resumen, las probables rocas sello se presentan a continuación:

Calizas y lutitas Tarma/Copacabana

Lutitas Ene

Lutitas y calizas Chonta

Lutitas Cachiyacu/Huchpayacu

Arcillas Huayabamba

4.3.1.4. Sobrecarga Sedimentaria

El espesor que presenta la cobertura sedimentaria aproximadamente está entre 3000 m

(pozo Los Amigos 2X) y 4700m (en el sinclinal de Punquiri), abarcando a los sedimentos


79

desde el Cretácico hasta el Neógeno. Esta cobertura cerca de la faja plegada, en el sinclinal

de Punquiri, presenta un mayor espesor y disminuye en dirección a la zona de antepaís (en

los pozos Pariamanu 1X, Puerto Primo 2X, etc.).

4.3.2. 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 como: Repsol

2002, Maple 2000, Phiillips 1998, Pangea Energy 1998, Pan Energy 1998, Quintana

Minerales 1998, Pluspetrol 1997, Petroperu 1993 y Shell 1983/1986/1998. 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


80

Raya y Cushabatay. También se observo oil seeps cerca a las montañas del Shira

(PARSEP, 2002).


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 10, se muestran los rangos de valores geoquímicos y la

clasificación respectiva de las rocas generadoras en la subcuenca Ucayali.

Grupo/

Formación

Tipo

de

Roca

Reflectancia

de Vitrinita

(%Ro)

Clasificación

Madurez termal

(Peters 1994)

Carbono

Total

Orgánico

(Wt%TOC)

Clasificación

Potencial

Petrolero

(Peters 1994)


Cabanillas

Lutitas 0.85 - 1.08 Pico-Tardía 0.91 - 0.95 Medio Idemitsu1999/

Core Lab1996

En muestras de los

pozos Sepa 1X y

Rashaya Sur 1X

Lutitas 1.19 - 1.97 Tardía-

Post Madura 0.76 - 1.08 Medio-Bueno Core Lab 1996

En tres muestras de

afloramientos, Río

Camisea y pongo de

Main. En Río

Chorinashi con 3.88

de TOC.

Ambo

Lutitas 0.77 - 1.96 Pico-Post

Madura 0.56 - 9.68

Medio-

Excelente

DGSI 1997/

Core Lab1996

En los pozos Runuya

1X, La Colpa, San

Martín 1X,

Mashansha 1X y

Sepa 1X

Lutitas 0.9 - 0.92 Pico-Tardía 5.88 Excelente Core Lab 1996

En dos afloramientos

en la zona de Río

Pagorene Norte

Tarma/

Copacabana

Lutitas/

Calizas 0.53 - 1.45

Inmadura-

Post Madura 0.16 - 0.63 Pobre-Medio

IDES1988/

DGSI1996/

Core Lab1996

En los pozos

Sepa1X, Runuya1X

y La Colpa1X, San

Martín presento un

solo valor de TOC

igual a 1.99

Lutitas/

Calizas 0.1 - 0.53 Pobre-Medio SPT 1993

En afloramientos de

la zona subandina,

Ríos Alto Manu y

Nevati, Qda.

Pintoyacu y el Pongo

de Mainique

Tabla 10. Clasificación de las rocas generadoras en la cuenca Ucayali.


81

Grupo/

Formación

Tipo

de

Roca

Reflectancia

de Vitrinita

(%Ro)

Clasificación

Madurez termal

(Peters 1994)

Carbono

Total

Orgánico

(Wt%TOC)

Clasificación

Potencial

Petrolero

(Peters

1994)


Ene

Lutitas 0.52 - 1.05 Inmaduro-

Tardía 0.84 - 3.73

Medio-

Muy Bueno

BGR1982/

IDES1988/

DGSI1996/

Core Lab1996

En los pozos

Cashiriari3X,

Sepa1X, Platanal1X,

La Colpa1X,

Mipaya5X,

Tamaya2X y

Sanuya3X con un

solo valor de %Ro

igual a 1.05

Lutitas 0.63 - 0.65 Temprana 1 - 2.74 Bueno-

Muy Bueno Core Lab 1996

En dos muestras de

afloramiento, Qda.

Perro y Anacayari

Lutitas 1.43 - 3.63 Bueno-

Muy Bueno SPT 1993

En cuatro muestras

de afloramientos

Pongos de Mainique

y Paquitzatapango,

en la Qda. Anacayari

y Río Alto Manu

Pucara

Lutitas/

Calizas 1.22 - 1.32 Tardía 0.38 - 2.96

Pobre-

Muy Bueno

Idemitsu1999/

Core Lab1998 En San Alejandro 1X

Lutitas/

Calizas 0.58 - 1.4

Inmaduro-Post

Madura 0.53 - 0.65 Medio OXY 2003

En afloramientos

Pintoyacu, Pucayacu,

Río Aguaytia

Shaypaya y

Sajinoyacu

Lutitas/

Calizas 0.15 - 1.79 Pobre-Bueno

SPT1993/

Petroperu1984/

Core Lab1996/

OXY2003

En la zona del

Boquerón del Padre

Abad, Río Chinchao

y Pisqui

Raya

Lutitas 0.35 - 0.87 Inmaduro-Pico 0.28 - 2.36 Pobre-

Muy Bueno

DGSI/Core

Lab/

SPT/BGR/

Idemitsu

En los pozos del

sector norte de la

cuenca Ucayali

Lutitas 0.12 - 1.74 Pobre-Bueno

Core Lab

1996/

SPT1993/

IDES1989/

En la zona del

Boquerón del Padre

Abad, Ríos

Cushabatay y Negro,

en las Qdas. Huaya,

Shima y Soroche,

con buena cantidad

de datos de %TOC y

solo tres datos de

%Ro. Existe un valor

alto de %TOC igual

a 7.39 en la zona del

Río Cushabatay

Lutitas 0.57 - 0.66 Inmaduro-Pico 0.57 - 1.84 Medio-Bueno IDES 1989/

OXY 2003

En la Qda. Huaya,

Ríos Cushabatay y

Río Negro

Continuación tabla 10.


82

Grupo/

Formación

Tipo

de

Roca

Reflectancia

de Vitrinita

(%Ro)

Clasificación

Madurez

termal

(Peters

1994)

Carbono

Total

Orgánico

(Wt%TOC)

Clasificación

Potencial

Petrolero

(Peters 1994)


Chonta


Pico 0.2 - 0.72 Pobre-Medio

DGSI/Core Lab/

SPT/BGR/Mobil/

Superior Oil/RRI

Analizados en

muestras de 22

pozos, la mayoría en

el sector norte de la

cuenca, con solo dos

valores altos de

%TOC en los pozos

Amaquiria 32X y

Runuya1X con 1.31

y 2.03

respectivamente


Tardía 0.6 - 2.37

Medio-

Muy Bueno

OXY/SPT/IDES/

Core Lab

Muestras analizadas

en afloramientos en

12 sectores de la

cuenca, entre

quebradas

Apurucayali, Huaya,

Pintoyacu, Yanayacu,

los rios Cushabatay,

Negro, Pisqui, pongo

de Mainique,

Boquerón del Padre

Abad y Paucartambo-

Villa rica

Cahiyacu


Temprana 0.2 - 1.5 Pobre-Bueno

SPT/BGR/Core

Lab/Superior

Oil/

Coop Tecn.

Perú-Alema

En 10 pozos del

sector norte de la

cuenca, con un valor

alto de %TOC= 3.14

en el pozo Cashiboya

29X

Lutitas 0.41 - 0.6 Inmadura 0.35 - 0.61 Pobre-Medio IDES/OXY

En 5 muestras de

afloramientos en las

zonas de

Anguilayacu, Qda.

Pintoyacu y Río

Cushabatay


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


83


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.

Grupo/

Formación

Tipo de

Roca

Porosidad

(%)

Clasificación

Porosidad

(Levorsen

1973)

Permeabilidad

Milidarcy

(mD)

Clasificación

Permeabilidad

(Levorsen

1973)


Tarma/

Copacabana

Areniscas 16 - 19 Buena Ibáñez 2001 As Green Sandstone

Areniscas 12.6 - 23.4 Buena-Muy

Buena

Petrobras

2003

As Green Sandstone,

en el pozo La Colpa

a partir del perfil de

densidad (PHIDEN)

Ene Areniscas 7 a 15 Pobre-

Regular 20 - 148

Buena-Muy

Buena Parsep 2002

En la zona de

Camisea

Cushabatay

Areniscas 11.60 Regular OXY 2003

Afloramiento en la

zona del Boquerón

del Padre Abad

sector central de la

cuenca, carretera

Aguaytia

Areniscas 14 - 19.8 Buena OXY 2003

Afloramiento en la

zona de

Anguillayacu sector

norte de la cuenca,

dirección oeste del

arco de Contaya

Areniscas 21 - 23 Muy Buena 882 Muy Buena Ibañez 2001 En el pozo Agua

Caliente1

Agua

Caliente


Buena OXY 2003

Afloramiento en la

zona de

Anguillayacu sector

norte de la cuenca,

dirección oeste del

arco de Contaya

Areniscas 6.90 Pobre OXY 2003

Afloramiento en la

zona del Boquerón

del Padre Abad


cuenca, carretera

Aguaytia


Buena

Petrobras

2003

En el pozo La Colpa

a partir del perfil de

densidad (PHIDEN)

Vivian

Areniscas 9.60 Pobre OXY 2003

Afloramiento en la

zona del Boquerón

del Padre Abad


cuenca, carretera

Aguaytia

Areniscas 13.70 Regular OXY 2003

Afloramiento en la

zona de Mamoriz, en

el sector sur de la

cuenca, en la zona de

San Matías

Areniscas 25.00 Muy Buena 500 - 7000 Muy Buena Ibañez 2001 En el pozo Maquia1

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


84

Grupo/

Formación

Tipo de

Roca

Porosidad

(%)

Clasificación

Porosidad

(Levorsen

1973)

Permeabilidad

Milidarcy

(mD)

Clasificación

Permeabilidad

(Levorsen

1973)


Vivian/

Cachiyacu Areniscas 20 - 25 Muy Buena 50 - 350

Buena-Muy

Buena Parsep 2002

Zona norte de la cuenca

en el pozo Cachiyacu

1X

Cachiyacu/

Huchpayacu Areniscas 30.00 Muy Buena 1073 Muy Buena Parsep 2002

Zona norte de la cuenca

en el pozo Insaya 1X

Cachiyacu

Areniscas 15.80 Buena OXY 2003

Afloramiento en la zona

de Mamoriz, en el sector

sur de la cuenca, en la

zona de San Matías


Buena Ibáñez 2001

En el sector norte de la

cuenca

Casa Blanca Areniscas 23.5 - 30 Muy Buena Ibáñez 2001

En algunos pozos del

sector norte y sur de la

cuenca

Areniscas 25.00 Muy Buena 500 - 7000 Muy Buena Ibáñez 2001 En el pozo Maquia1


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

4.3.2.3. 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


85


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. 51).

Fig. 51. Ubicación de pozos Runuya 1X y Sepa 1X.

4.3.3. Sistemas Petroleros en la cuenca Huallaga

Esta cuenca presenta un área reducida en comparación con las otras cuencas, pero tiene

algunos sistemas petroleros importantes. Se ha encontrado buena cantidad de oil seeps y

trazas de bitumen en muestras de afloramientos. El pozo Ponasillo 1X, único en la cuenca,

presentó trazas dispersas de C2 y menores cantidades de C1 en las formaciones Chonta,

Agua Caliente y Raya (Mobil, 1991). Campañas de campo realizadas por OXY

(1997/1998) determinaron buena información al respecto, mostrando oil seeps y muestras

con análisis de %Ro y Wt% TOC. El oil seep (foto 1) encontrado en la Formación Agua

Caliente mostró un grado API de 17.2 fuertemente biodegradado, con kerogeno tipo II, una

madurez termal de % Ro 0.8. Este oil seep al igual que los otros, fue asignado a la roca

generadora del Grupo Pucara.


86

Foto 1. Río Shanusi, muestra oil seep en la formación Agua Caliente, ubicado en el sector

SW de la cuenca Marañon al límite con la cuenca Huallaga (foto extraída de la campaña

de campo OXY 1997).


Las rocas generadoras se encuentran distribuidas en el Triásico/Jurasico y en algunas de las

rocas cretácicas. Algunas muestras analizadas mostraron bajas calida en generación de

hidrocarburos, y otras medianas. El grupo Pucara se presenta como la mejor roca

generadora de la cuenca. El kerogeno de la roca generadora en el Grupo Pucara es de tipo

II (OXY 1997) y III (Core Lab 1996), en la Formación Raya tipo III, en la Formación

Chonta tipo III y en la Formación Pozo tipo I/II (Core Lab 1996).

En la tabla 12, se muestra rango de valores geoquímicos y las clasificaciones respectivas

según Peters (1994).

Grupo/

Formación

Tipo

de

Roca

Reflectancia

de Vitrinita

(%Ro)

Clasificación

Madurez

termal

(Peters 1994)

Carbono

Total

Orgánico

(Wt% TOC)

Clasificación

Potencial

Petrolero

(Peters 1994)


Pucara

Lutitas/

Calizas 0.53 - 0.54 Inmadura 0.14 - 0.54 Pobre-Medio

OXY

1997/1998

En afloramientos de la zona

SW de la cuenca Marañon y

en Yanayacu Sur

Lutitas/

Calizas 0.8 Pico 1.27 - 6.06

Bueno-

Excelente

Core Lab

1996/

OXY1997-

1998

%TOC en afloramientos;

Ríos Chinchao y

Cushabatay, Qda Uchmarca

y Uxcombamba. Solo una

muestra oil seep con %Ro

igual a 0.8

Raya Lutitas 0.50 - 0.67 Inmadura-


OXY

1997/1998

En afloramientos del sector

SW de la cuenca Marañon,

en Tununtunumba,

Umazapa, Catinayacu,

Yanayacu Sur, Cashisapa,

Tarapoto/Yurimaguas road

y Chazutayacu

Tabla 12. Clasificación de las rocas generadoras en la cuenca Huallaga.


87

Grupo/

Formación

Tipo

de

Roca

Reflectancia

de Vitrinita

(%Ro)

Clasificación

Madurez

termal

(Peters 1994)

Carbono

Total

Orgánico

(Wt% TOC)

Clasificación

Potencial

Petrolero

(Peters 1994)


Chonta

Lutitas 1.1 Tardía 1.46 - 2.55 Bueno-Muy

Bueno Mobil 1991 En el pozo Ponasillo 1X



OXY

1997/1998

En afloramientos SW

Marañon, en Chazutayacu,

Catinayacu,

Tununtu numba, Cashisapa

y Tarapoto/Yurimaguas

road

Pozo Lutitas 0.44 - 0.67 Inmadura-

Pico 0.41 - 2.43

Pobre-Muy

Bueno

OXY

1997/1998

En dos muestras de

afloramientos

Tununtunumba y

Aguanomuyuna


De acuerdo a la clasificación mostrada en la tabla 16 se proponen las siguientes rocas

generadoras:

Lutitas y calizas Pucara

Lutitas Raya

Lutitas Chonta

Lutitas Pozo


Las rocas reservorio del pozo Ponasillo 1X muestran un alto grado de compactación, es

decir una porosidad y permeabilidad muy baja. Esta compactación es probablemente

debida a la presencia de un importante espesor de sedimentos en la cuenca Huallaga. En el

sector SW de la cuenca Marañón, al limite con el frente de corrimiento de la cuenca

Huallaga, las rocas reservorios principales, determinadas en estudios realizados por OXY

(1997-1998), aparecen en la tabla 13, mostrando los rangos máximos y mínimos de

porosidad y permeabilidad juntamente con su clasificación según Levorsen (1973).


88

Grupo/

Formación

Tipo de

Roca

Porosidad

(%)

Clasificación

Porosidad

(Levorsen

1973)

Permeabilidad

Milidarcy

(mD)

Clasificación

Permeabilidad

(Levorsen

1973)


Cushabatay

Areniscas 2 a 10 Descartable-

Pobre

OXY

1997/1998 Pozo Ponasillo 1X

Areniscas 7.13 - 17.2 Pobre- Buena 28.3 - 287.8 Buena-Muy

Buena

OXY

1997/1998

Sector NE del

pozo Ponasillo 1X,

en dirección SW

de la cuenca

Marañon

Agua

Caliente

Areniscas 5 a 8 Pobre < 5 Regular OXY


Areniscas 7.6 - 20.8 Pobre-Muy

Buena 7.1 - 992

Regular-Muy

Buena

OXY

1997/1998

Sector NE del

pozo Ponasillo, en

dirección SW de la

cuenca Marañon

Chonta Areniscas 19.10 Buena 251 Muy Buena OXY

1997/1998

Sector NE del

pozo Ponasillo, en

dirección SW de la

cuenca Marañon

Vivian

Areniscas 14.8 - 27.1 Regular-Muy

Buena 61.3 - 223

Buena-Muy

Buena

OXY

1997/1998

Sector NE del

pozo Ponasillo, en

dirección SW de la

cuenca Marañon

Areniscas 3 a 5 Descartable OXY


Tabla 13. Clasificación de las rocas reservorios en la cuenca Huallaga.

Estas rocas han sido analizadas y se proponen como potenciales reservorios bajo el

corrimiento frontal de la cuenca Huallaga:



Formación Chonta

Formación Vivian

4.3.3.3. Roca Sello

Las rocas sello están registradas por las lutitas, limolitas, calizas, los depósitos de

evaporítas que se encuentran presentes en esta cuenca y los sedimentos terciarios; se

proponen a continuación los siguientes sellos:

Lutitas y calizas Grupo Pucara

Lutitas Raya

Lutitas Cachiyacu

Arcillas Yahuarango

Luitas Pozo


89


Como lo muestra la compactación de los reservorios del pozo Ponasillo 1X, la sobrecarga

sedimentaria de la cuenca Huallaga ha sido muy importante. Se puede observar en la figura

12, que la zona del sinclinal de Biabo es una de las partes mas profundas de la cuenca con

un espesor del Eoceno-Neógeno de 7000 m (Hermoza, 2004), además los sinclinales de

Juanjui y Huicungo (Fig. 52), son zonas que se constituyen en posibles cocinas de la

cuenca.

Fig. 52. Oil seeps, zonas con mayor sedimentación y posibles cocinas en la cuenca

Huallaga.

4.3.4. Sistemas Petroleros de la cuenca Santiago

En esta cuenca, se han realizado diversos estudios, durante los años 40 con Mobil,

posteriormente en los años 80 y 90 con Petroperu y Petromineros, finalmente en los años

de 1995 a 1998 con Quintana Minerals Corporation (QMC). Estas empresas hicieron

estudios de afloramientos y de oil seeps. También se realizaron estudios de investigación

mediante convenios; tesis de Vara Abanto Marlene Magdalena (2003) y Navarro Zelasco

Luís Diego (2005) donde presentaron nuevas datos e interpretaciones importantes en la

exploración de hidrocarburos en la cuenca. Estudios realizados en los últimos años indican

que las Calizas/Lutitas de Pucara es la generadora principal, también las lutitas de la

Formación Pozo y probablemente Cachiyacu (Parsep, 2001).


90

En el pozo Dominguza 1X, se recupero una pequeña cantidad de petróleo en la Formación

Casa Blanca. En Putuime 1X, en la Formación Vivian, no se encontraron muestras de

petróleo, solo agua salada. En Piuntza 1X, unas pruebas de formación recuperaron en

areniscas de Vivian 0.34 barriles de crudo con 37.9º API. En Tanguintza 1X, se probó gas

condensado (C1 a C5) en las formaciones Chonta, Vivian y Lower Puca, y C1 en la

Formación Pozo. En Manseriche 1X, se recuperaron bajas muestras de gas C1-C4 en

Chonta y Cushabatay, en Pupuntas 1X muestras bajas de gas y fluorescencia en la

Formación Chonta. En esta cuenca, se ha registrado una gran cantidad de oil seeps y

muestras donde se hicieron análisis de Wt %TOC (DGSI-Talukdar S., 1995) y % Ro.


Las rocas generadoras se encuentran distribuidas entre el Triásico/Jurasico, Cretácico y

Eoceno/Oligoceno. El Kerogeno del Grupo Pucara es de tipo II (cuenca Huallaga), en la

Formación Raya tipo II/III, en la Formación Chonta tipo II/III, en la Formación Cachiyacu

tipo III y en la Formación Pozo tipo I/II (Core Lab, 1996; DGSI, 1995). En la tabla 14, se

muestran los rangos geoquímicos de %Ro y de %TOC con sus respectivas clasificaciones.

Grupo/

Formación

Tipo

de

Roca

Reflectancia

de Vitrinita

(%Ro)

Clasificación

Madurez

termal

(Peters

1994)

Carbono

Total

Orgánico

(Wt% TOC)

Clasificación

Potencial

Petrolero

(Peters

1994)


Pucara Lutitas/

Calizas 1.56 Bueno

Core Lab

1992

Analizado en una muestra

de caliza arcillosa

Raya

Lutitas 0.79 - 0.85 Pico 0.53 - 0.98 Medio DGSI

1997/1998

En los pozos Manseriche y

Pupuntas

Lutitas 0.85 - 0.9 Pico 1 - 3.4 Bueno-Muy

Bueno DGSI 1995

En muestras de

afloramientos, Este/Oeste

de Campanquiz, Este de

Candungos y Qda.

Cashpa. Solo 16 muestras

de 47 mostraron buenos

valores de %TOC.

Chonta

Lutitas 0.65 - 0.85 Pico 0.47 - 1.32 Pobre-Bueno

DGSI1998/

Core

Lab1996

En los pozos Putuime,

Piuntza, Manseriche y

Pupuntas

Lutitas 0.61 - 1.35 Temprana-

Tardía 1.03 - 4.53

Bueno-

Excelente

Brown&Ruth

lab1985/Core

Lab1996

En afloramientos Qdas.

Aquinguiza, Tatangosa,

Candungos y Yutupiza.

Lutitas 0.78 - 0.96 Pico-Tardía 1 - 3.18 Bueno-Muy

Bueno DGSI 1995

Observados en 41 muestras

de 193 afloramientos

analizados, con el valor

mas alto en el pongo de

Manseriche %TOC = 3.18

Tabla 14. Clasificación de las rocas generadoras en la cuenca Santiago.


91

Grupo/

Formación

Tipo

de

Roca

Reflectancia

de Vitrinita

(%Ro)

Clasificación

Madurez

termal

(Peters

1994)

Carbono

Total

Orgánico

(Wt% TOC)

Clasificación

Potencial

Petrolero

(Peters 1994)


Cachiyacu


Pico 1.05 - 2.99

Bueno-Muy

Bueno DGSI 1995/998

1 Muestra en

Caterpiza 1X y el mas

alto de %TOC en

Piuntza con 2.99

Lutitas 0.73 Pico 0.85 Medio Core Lab 1992

En una muestra de

afloramiento en el

pongo de Manseriche

0.55 - 1.4 Pobre-Bueno

Brown&Ruth

lab1985/Core

Lab1996/

DGSI1995

Los valores de %TOC

promedios en muestras

de afloramientos de

Campanquiz,

Candungos Yutupiza,

con 49 muestras en

total

Pozo


Pico 0.2 - 0.48 Pobre

DGSI1998/

Core Lab1996

Observados en los

pozos Putuime,

Caterpiza y

Tanguintza

Lutitas 1.36 - 10.38 Bueno-

Excelente DGSI 1995

Observados en 11

muestras de 20

analizadas del pongo

de Manseriche, con

tres valores altos de

%TOC; 3.06, 7.68 y

10.38

Lutitas 1.34 - 3.5 Bueno-Muy

Bueno DGSI 1995

Observados en 5

muestras de 14

analizadas en la

quebrada Yutupiza

Lutitas 4 Muy Bueno DGSI 1995

Observado en 1

muestras de 3

analizadas en la

quebrada Pajacuza

Lutitas 1.12 - 1.71 Bueno DGSI 1995

Observado en un

intervalo de aprox.50

metros cerca al tope,

en los pozos Piuntza y

Putuime dos muestras

en cada pozo.

Continuación Tabla 14.

Según lo anterior se proponen las siguientes rocas generadoras:


Lutitas Raya

Lutitas Chonta

Lutitas Cachiyacu

Lutitas Pozo


92


Las rocas reservorios se encuentran distribuidos en el Cretácico y parte del Terciario. En la

tabla 15 se muestran los rangos de porosidad y permeabilidad con su respectiva

clasificación.

Grupo/

Formación

Tipo de

Roca

Porosidad

(%)

Clasificación

Porosidad

(Levorsen

1973)

Permeabilidad

Milidarcy

(mD)

Clasificación

Permeabilidad

(Levorsen

1973)


Cushabatay Areniscas 3 - 12.3 Descartable-

Regular 0.002 - 113

Descartable-

Muy Buena Vara 2003

Pozos Pupuntas,

Manseriche y

Putuime

Raya -

Chonta

Calizas/

Areniscas/

Lutitas

1.2 - 10.7 Descartable-

Regular 0.002 - 0.286 Descartable Vara 2003

Pozos Pupuntas y

Manseriche

Vivian Areniscas 7.02 - 18.4 Pobre-Buena 0.78 - 1103 Descartable-

Muy Buena Vara 2003

Pozos Pupuntas,

Caterpiza,

Tanguintza y

Putuime

Huchpayacu Limolitas/

Areniscas 11.2 - 15 Regular 7 a 19 Regular-Buena Vara 2003 En el pozo Caterpiza

Casa Blanca Areniscas 7.49 - 16 Pobre-Buena 5.45 - 22.3 Regular-Buena Vara 2003

En pozos Caterpiza,

Putuime,

Dominguza y

Tangunitza

Pozo Areniscas 17.30 Buena 86.8 Buena Vara 2003 Pozo Tanguintza

Chambira Arenisca/

Limolitas 22.60 Muy Buena 230.5 Muy Buena Vara 2003 Pozo Tanguintza

Tabla 15. Clasificación de las rocas reservorios en la cuenca Santiago.

Las rocas reservorios probadas en la cuenca Santiago son las siguientes:


Formación Vivian

Formación Huchpayacu

Formación Casa Blanca

Formación Pozo

Formación Chambira

4.3.4.3. Roca Sello

Los sellos de esta cuenca son las lutitas, también se tiene a las rocas calcáreas y las

evaporítas del Grupo Pucara, estas se distribuyen en el Cretácico y Terciario. A

continuación se proponen los siguientes sellos:


93

Calizas, lutitas y evaporítas Grupo Pucara

Lutitas Raya

Lutitas Chonta

Lutitas Cachiyacu

Lutitas Pozo

Arcillas Oligoceno/Mioceno


La sobrecarga sedimentaria actual se puede apreciar en algunos de los pozos perforados

donde el espesor es de aproximadamente 2570 m de sedimentos terciarios en el pozo

Tanguintza 1X, 1900 m en el pozo Piuntza 1X, y de 1425 m en Putuime 1X.

4.3.5. Sistemas Petroleros de la cuenca Marañón

Últimos estudios demostraron que las calizas y lutitas de las Formación Chonta son las

principales rocas generadoras de hidrocarburos en el sector norte de la cuenca (Ingepet,

2005; Parsep, 2001/2002), también el Grupo Pucara en el sector sur (Parsep, 2001/2002).

Investigaciones realizadas en esta cuenca registraron la presencia de hidrocarburos: trazas

de petróleo de baja importancia en el pozo Pucacuro 1X en las formaciones Chonta y Agua

Caliente; en Limonyacu 1X trazas de petróleo residual en Yahuarango y Vivian; en el pozo

Tigre 131X muestras de petróleo y agua en la Formación Vivian con 40.3º API y en

Chonta muestras de agua y diesel; en el pozo Arabela 1X en la Formación Vivian muestra

de petróleo biodegradado favorable con 10º a 15º API; en el pozo Zorro 1X las areniscas

de Vivian mostraron fluorescencia de tonalidad amarillenta (dorado); en Santa Martha 1X,

se encontró muestras de petróleo pobre en Vivian; en Sungaroyacu Norte 1X, se

observaron trazas de fluorescencia amarillo en la Formación Raya y amarillo blanco en

Chonta; en Tucunare 1X en la Formación Chonta se encontró muestras de petróleo (SWC);

en el pozo Guineayacu 1X en las formaciones Casa Blanca Y Cachiyacu se observo trazas

de petróleo C1 y en Vivian muestras de petróleo muy pobre y petróleo seco, en Chonta y

Agua Caliente muestras de petróleo y gas muy pobre C1-C5, en Raya puntos de gas pobre

C1-C5, en la Formación Cushabatay muestras favorables a buenas de petróleo y gas no

comercial C1-C6 y petróleo de 36.8º API no biodegradado (PARSEP, 2002).

También se registraron muestras con impregnaciones de petróleo en las areniscas de

Cabanillas en los pozos Palmera 4X y Tapiche 2X. En La Frontera 3X, se reportaron trazas

de hidrocarburos en las muestras de areniscas del Grupo Tarma/Copacabana, trazas de brea

en areniscas de Chonta y Vivian. En Loreto 1X, en muestras del Grupo Pucara se encontró


94

gas. En Huasaga 1X, se recupero petróleo y gas no comercial de 30 a 45ºAPI en

Cushabatay, en Agua Caliente petróleo con 36º API con flujo de gas a la superficie, en

areniscas de Chonta petróleo con 28º API. En Santa lucia 2X, se reporto muestras con

trazas de brea en las areniscas de Agua Caliente y Chonta, en Palo Seco 1X petróleo

residual en las formaciones Agua Caliente y Vivian, en Bolognesi 62X trazas de

hidrocarburos en la Formación Agua Caliente. En el pozo Yañez, las areniscas de Chonta

mostraron fluorescencia con gas y petróleo en las muestras de lodo. En el pozo Yarina 2X,

en areniscas de Vivian, se obtuvo trazas de hidrocarburos (Parsep, 2002). En Bretaña 2X,

se recupero petróleo con 13.6º API. En Yanyacu 32X, se recupero petróleo con 18.6º API y

en Samiria Sur con 20 a 21º API (Ibáñez et al., 2001).

En los pozos ubicados al norte de la cuenca, se distribuyen importantes yacimientos

productores de hidrocarburos. En el pozo Dorado 1X, la Formación Chonta mostró

petróleo de 14.2º API, y la Fm. Vivian petroleo con 15.1º a 15.9º API. En Piraña 1X, se

encontró en la Formación Pozo pequeñas muestras de petróleo, en Yahuarango muestras de

Gas y petróleo, en Vivian gas de menor importancia, en la Formación Chonta inferior, las

areniscas presentaron petróleo y gas con 20.8º a 21.1º API y en Agua Caliente petróleo con

12.2º API. En el pozo Paiche 1X, en la Formación Agua Caliente se encontró muestras de

agua, en Chonta se encontró petróleo con 12.7º a 12.9º API, en Vivian petróleo de 12.5º

API y muestras de gas. En el pozo Carmen Este 1X, en la Formación Vivian se encontró

petróleo con 22.5º API. En el pozo Carmen 1, en Vivian se encontró petróleo con 19.5º

API, en las areniscas de Chonta petróleo de 37.5º API. Estos pozos junto con otros pozos

como Bartra 1X, Capahuari Norte, Chambira Este, Corrientes, Dorissa, Forestal Huayuri

Sur, Jibaro, Jibarito, Nueva Esperanza, Valencia, Pavayacu y San Jacinto, son los

principales productores de petróleo de la cuenca Marañon (Parsep, 2002).


Las rocas generadoras de la cuenca Marañon se encuentran distribuidos desde el

Paleozoico hasta el Terciario, siendo las Cretácicas las mas importantes. El kerogeno del

Grupo Cabanillas es de tipo IV y II/III, en el Grupo Tarma/Copacabana tipo II/III, en el

Grupo Pucara tipo II (Huallaga), en la Formación Raya tipo III, en la Formación Chonta

tipo III y II/III, en la Formación Cachiyacu tipo II/III y en la Formación Pozo tipo II y

II/III (Core Lab, 1996). En la tabla 16, se muestra los rangos de valores geoquímicos (%Ro

y %TOC), con la clasificación de las rocas reservorios (Levorsen, 1973).


95

Grupo/

Formación

Tipo

de

Roca

Reflectancia

de Vitrinita

(%Ro)

Clasificación

Madurez

termal

(Peters 1994)

Carbono

Total

Orgánico

(Wt% TOC)

Clasificación

Potencial

Petrolero

(Peters 1994)


Cabanillas Lutitas 1.06 - 2.16 Tardía-

Post Madura 0.79 - 2.8 Medio-Bueno

BGR1980/Core

Lab1996/

SPT1993

En muestras de

pozos Yarina 2X,

La Frontera 3X y

Marañon 110-1

Tarma/

Copacabana

Calizas/

Lutitas 0.85 - 1.8

Pico-

Post Madura 0.92 - 2.18

Medio-Muy

Bueno

BGR1980/

Core Lab1996

Con tres valores de

%Ro y dos de

%TOC en los pozos

Yarina 2X, La

Frontera 3X y

Tamanco, el pozo

Yarina no presento

%TOC

Pucara

Calizas/

Lutitas 0.55 Inmaduro IDES 1988

Análisis en una

muestra del pozo

Forestal 3X

Calizas/

Lutitas 0.67 Pico BP 1982

Se analizó una

muestra de

afloramiento en el

valle de

Utcubamba. Se

conoce que este

grupo se encuentra

mayormente en la

zona SW de la

cuenca y esta

presente en los

pozos Orellana 1X,

Santa Lucia 1X,

Loreto 1X y

Shanusi 1X

Raya Lutitas 0.43 - 0.93 Inmadura-

Tardía 0.22 - 1.07 Pobre-Bueno

DGSI/BGR/

SPT/

Robertson/

Core Lab

Con %Ro en

muestras de pozos,

Yañez 2X, Tigrillo

3X, Mahuaca 3X,

Tucunare1X,

Jibaro1 X, Pauyacu

1X, Belen 4X y

Yanayacu 27X, con

algunos valores de

%TOC ausentes en

algunos pozos

Tabla 16. Clasificación de las rocas generadoras en la cuenca Marañón.


96

Grupo/

Formación

Tipo de

Roca

Reflectancia

de Vitrinita

(%Ro)

Clasificación

Madurez

termal

(Peters 1994)

Carbono

Total

Orgánico

(Wt%

TOC)

Clasificación

Potencial

Petrolero

(Peters 1994)


Chonta

Lutitas 0.42 - 0.89 Inmadura-Pico 0.21 - 1.38 Pobre-Bueno

SPT/Core Lab/

Robertson/

DGSI/BGR

Con %Ro analizadas

en muestras de 28

pozos. Los valores de

%TOC fueron

analizadas en 8 pozos

y el valor máximo de

%TOC igual a 1.38

en el pozo la Frontera

3X.

Lutitas 0.83 Pico 1.55 Bueno Core Lab 1996

En una muestra de

afloramiento en el

pongo de Manseriche

Cachiyacu Lutitas 0.52 - 0.83 Inmaduro-

Pico 0.28 - 0.47 Pobre

Core Lab 1998/

SPT1993

En pozos Tigrillo 3X

y Tucunare 1X, con

solo tres muestras

Pozo Lutitas 0.4 - 0.63 Inmaduro-

Temprana 0.35 - 0.93 Pobre-Medio

DGSI/SPT/

BGR/

Repsol/Core

Lab/

Petroperu

En muestras

analizadas de 28

pozos para %Ro, y

solo se analizaron 4

muestras (4 pozos)

para %TOC, la

muestra del pozo La

Frontera 3X mostró

un valor alto de 19.69


De lo mostrado anteriormente se proponen las siguientes rocas generadoras:

Lutitas Cabanillas

Lutitas y calizas Tarma/Copacabana


Lutitas Raya

Lutitas Chonta

Lutitas Cachiyacu

Lutitas Pozo


Las principales se encuentran desde el Triásico/Jurasico hasta el Cretácico donde se

encuentran la mayoría de reservorios. Estos han sido demostrados mediante pruebas

realizadas en las rocas reservorios. En la tabla 17, se muestra los rangos de porosidad,

permeabilidad y la clasificación respectiva según Levorsen (1973).


97

Grupo/

Formación

Tipo de

Roca

Porosidad

(%)

Clasificación

Porosidad

(Levorsen

1973)

Permeabilidad

Milidarcy

(mD)

Clasificación

Permeabilidad

(Levorsen

1973)


Cabanillas Areniscas 17.7 - 25.1 Buena 9.5 - 84 Regular-Buena Ibáñez 2001

Rango observado en

los pozos Yarina 2X,

Tapiche 2X y

Palmera 1X

Tarma/

Copacabana Areniscas 15.1 - 28

Buena-Muy

Buena 0.1 - 70

Descartable-

Buena Ibáñez 2001

En el pozo Yarina

2X, en las areniscas

green sandstone

Pucara

Areniscas/

Dolomitas/

Calizas

10 a 20 Regular-

Buena Parsep 2002 Pozo Shanusi 1X

Cushabatay

Areniscas < 10 Descartable-

Pobre 4 Regular Parsep 2002

En el pozo

Guineayacu 1X

Areniscas 15 - 32.1 Buena-Muy

Buena 0.8 - 680

Descartable-

Muy Buena Ibáñez 2001

En los pozos

Shanusi 1X, Yarina

2X y Tapiche 2X

Agua

Caliente Areniscas 10 - 29.4

Regular-Muy

Buena 50 - 1500

Buena-Muy

Buena

Ibáñez

2001/Parsep

2002

En los pozos

Capahuari Sur 2X,

Loreto 1X, Marañon

110, Shanusi 2X,

Tapiche 2X y

Carmen Este 1X

Chonta

Areniscas 18 - 29 Buena-Muy

Buena Ibáñez 2001

En los pozos Samiria

y La Frontera

Areniscas 14 - 28.9 Regular-Muy

Buena 50 - 60 Buena Ibáñez 2001

En Shanusi 2X,

Capahuari Sur 2X,

Envidia 4X y Jibaro

Areniscas 20 - 27 Muy Buena 89 - 340 Buena-Muy

Buena Ibáñez 2001

En Shiviyacu 5X,

Loreto, Palo Seco y

Pavayacu 3X

Areniscas 13 - 21 Regular-Muy

Buena 550 - 2113 Muy Buena Ibáñez 2001

En los pozos Carmen

17X, Capirona 2X y

Cunambo

Tabla 17. Clasificación de las rocas reservorios en la cuenca Marañón.


98

Grupo/

Formación

Tipo de

Roca

Porosidad

(%)

Clasificación

Porosidad

(Levorsen

1973)

Permeabilidad

Milidarcy

(mD)

Clasificación

Permeabilidad

(Levorsen

1973)


Vivian


Buena Parsep 2002

En el pozo Carmen

Este 1X

Areniscas 25.00 Muy Buena Ibáñez 2001

En los pozos La

Frontera y Santa

Lucia

Areniscas 21.9 - 27.8 Muy Buena 68 -180 Buena-Muy

Buena Ibáñez 2001

En el pozo Envidia

4X


Buena 130 - 1200 Muy Buena Ibáñez 2001

En los pozos Carmen

17X, Bretaña 1X,

Capahuari Sur 2X,

Shiviyacu 5X,

Shanusi 2X, Tapiche

2X, Yarina 2X y

Jibaro

Cachiyacu Areniscas 15 - 30.2 Buena-Muy

Buena 18 - 175

Buena-Muy

Buena Ibáñez 2001

En los pozos Envidia

4X y Sungachi 2X

Pozo

Areniscas 25.50 Muy Buena 3770 Muy Buena Ibáñez 2001 En Marañon 110-1

Areniscas 12 a 18 Regular -

Buena Ibáñez 2001

Sector central, norte y

oriente de la cuenca,

en los pozos

Corrientes 1X, Belen

4X, Forestal 3X,

Marañon 110-1,

Pavayacu 3X,

Shiviyacu 10X y

Valencia 25X


De acuerdo a lo mostrado anteriormente se determinaron a las siguientes Formaciones y

Grupos que contienen a las rocas reservorios principales:

Grupo Tarma/Copacabana (green sandstone)

Grupo Pucara

Areniscas Cushabatay


Formación Chonta

Formación Vivian

Formación Cahiyacu

Formación Pozo

4.3.5.3. Roca Sello

Rocas Sello están consideradas principalmente a las lutitas y arcillitas que presentan

carácter regional y local, en esta cuenca existen sellos importantes en las Formaciones y

Grupos pero principalmente estas se encuentran en el Cretácico y son:


99

Lutitas Raya

Lutitas Chonta

Lutitas Cachiyacu

Lutitas Pozo

Arcillas y lodolitas Chambira


En el pozo Ungumayo 1X, los sedimentos terciarios tienen un espesor aproximado de 4200

m y se encuentra ubicado en la parte central de la cuenca, mientras que en el pozo Bartra

2X ubicado en el sector norte de la cuenca, tiene un espesor aproximado de 2200 m (ver

Fig. 53).

Fig. 53. Ubicación de algunos pozos, en círculos rojos pozos con mayor (Ungumayo) y

menor (Bartra) sedimentación.


100

4.4. CONCLUSIONES

Los sistemas petroleros en las cuencas subandinas Madre de Dios, Ucayali, Huallaga,

Santiago y Marañón, determinados se muestran en la tabla 18.

SISTEMAS PETROLEROS

Generador/Reservorio Madre de Dios Ucayali Huallaga Santiago Marañón

Cabanillas-Tarma (!) (.) (.)

Cabanillas-Ene (.)

Cabanillas-Cushabatay (.) (.)

Cabanillas-Agua Caliente (.) (.)

Cabanillas-Chonta (.) (.)

Cabanillas-Vivian (.) (.) (.)

Cabanillas-Casa Blanca (.) (.)

Cabanillas-Pozo (.)

Ambo-Tarma (.) (.)

Ambo-Ene (.) (!)

Ambo-Agua Caliente (.)

Ambo-Vivian (.)

Ambo-Casa Blanca (.)

Tarma/Copacabana-Ene (.)

Tarma/Copacabana-Cushabatay (.)

Tarma/Copacabana-Agua Caliente (.) (.)

Tarma/Copacabana-Vivian (.) (.)

Tarma/Copacabana-Pozo (.)

Tarma/Copacabana-Casa Blanca (.)

Ene-Ene (.)

Ene-Cushabatay (.)

Ene-Chonta (.) (.)

Ene-Vivian (.)

Ene-Casa Blanca (.)

Pucara-Cushabatay (.) (.) (!) (!)

Pucara-Agua Caliente (.) (.)

Pucara-Vivian (.) (.) (.)

Pucara-Casa Blanca (.)

Pucara-Pozo (.) (.)

Raya-Agua Caliente (.) (.) (.) (.)

Chonta-Chonta (.) (.) (!)

Chonta-Vivian (.) (.) (!)

Chonta-Pozo (.) (.)

Cachiyacu/Huchpayacu-Casa Blanca (.) (.)

Tabla 18. Clasificación de los sistemas petroleros en las cuencas subandinas del Perú

según Magoon and Dow, 1994.

Sistema Petrolero Conocido (!)

Sistema Petrolero Hipotético (.)


101

CAPITULO V

MODELADO DE LOS SISTEMAS PETROLEROS

5.1. GENERALIDADES

El modelado de los sistemas petroleros es un método que permite obtener un registro

completo de los tiempos de generación y expulsión de hidrocarburos en un sistema

petrolero controlado por su historia geodinámica (enterramiento y erosiones). Este método

es una herramienta muy utilizada para evaluar el potencial de las cuencas sedimentarias,

reduciendo el riesgo en la exploración de recursos energéticos.

Para modelar los sistemas petroleros se ha utilizado el programa Genex 4.0.3 (The Basin

Modeling Line, Beicip-Franlab, 2005) aplicado a pozos petroleros; también puede

aplicarse a zonas donde no hay pozos, simulando la existencia de un pozo (ficticio)

construido a partir de información geoquímica y estratigráfica de afloramientos cercanos a

la zona donde se pretende aplicar dicho modelo.

En nuestro trabajo, los pozos seleccionados son 37 de un total de 72 pozos, y los datos

necesarios para la aplicación son: estratigrafía (Edades y porcentaje litológico);

reflectancia de vitrinita (% Ro) o Tmax (Rock-Eval); Total Carbono Orgánico (Wt%

TOC); temperatura actual del pozo (BHT); y flujo de calor ó Heat Flow (mW/m2) en toda

la historia de la cuenca. Esos datos han permitido la obtención de resultados requeridos en

el modelado de los sistemas petroleros en las cuencas subandinas.

5.2. SELECCIÓN DE POZOS

La selección de pozos se realizo en función a la cantidad de datos accesibles y aceptables.

72 pozos mostraron buena distribución de datos (entre estratigrafía, geoquímica y térmica,

no necesariamente los tres en conjunto), sin embargo solo 37 de ellos fueron seleccionados

(ver tabla 19 y Fig. 54), debido a que estos pozos mostraron en conjunto los elementos

estratigráficos, geoquímicas y térmicos para realizar el modelado. Los pozos se

clasificaron como principales (18 pozos), estos son la mayoria de pozos modelados; los

clasificados como referenciales (19 pozos) solo muestran algunos pozos modelados,

debido a que la mayoria se utilizó solo para la calibración de temperaturas y geodinamica

actual (erosión de superficie). Adicionalmente se ha construido dos pozos ficticios, el pozo

ficticio 1 en la cuenca Madre de Dios, cerca del sinclinal de Punquiri, y el pozo ficticio 2

en la cuenca Ucayali cerca a la zona del Boquerón del Padre Abad (río Aguaytia).


102

Tabla 19. Relación de pozos seleccionados (Izquierda).

Fig. 54. Distribución de los pozos modelados (Derecha).

5.3. METODOLOGÍA DEL MODELADO

El primer paso para el modelado consiste en incorporar los datos seleccionados de toda la

información recopilada y agregarlos al programa Genex 4.0.3, posteriormente son

distribuidos en cada uno de los campos correspondientes.

Uno de los campos trabajados es la columna estratigráfica y rocas generadoras, es aquí

donde se colocan los nombres de las formaciones y sus respectivas edades en millones de

años (aproximado), el espesor y la profundidad para cada una de las formaciones (Fig. 55).

En la columna litoestratigráfica usada, se considera el porcentaje litológico aproximado de

cada formación estratigráfica, luego se procede a seleccionar la formación que contiene a

la roca generadora y se colocan los valores del porcentaje en peso de carbono total

orgánico (Wt %TOC) y el tipo de kerogeno (tipos I/II/III/IV).

Nº Pozo Nº Pozo

1 AGUAYTIA 1 20 PONASILLO 1X

2 BARTRA 1B-17-2X 21 PTO PRIMO 2X

3 CASHIBOYA 1A 22 PUTUIME 1X

4 CASHIBOYA 29X 23 RASHAYA 1X

5 CASHIRIARI 1 (3X) 24 RIO CARIYACU 1X

6 CHAMBIRA 4X 25 RUNUYA 1X

7 CHAPULI 1X 26 SAN ALEJANDRO 1X

8 CHIO 1X 27 SAN MARTIN 1X

9 GUINEAYACU 1X 28 SANUYA 3X

10 HUAYA 3X 29 SEPA 1X

11 LA COLPA 1X 30 TAHUAYA 1

12 LA FRONTERA 3X 31 TANGUINTZA 1X

13 LOS AMIGOS 2X 32 TIGRILLO 3X

14 MAHUACA 3X 33 TUCUNARE 1X

15 MASHANSHA 1X 34 UNGUMAYO 1X

16 PARIAMANU 1X 35 YANAYAC 27X

17 PAVAYACU 3X 36 YANEZ 1

18 PISQUI 1X 37 YARINA 2X

19 PIUNTZA 1 38 FICTICIOS 1Y 2


103

Fig. 55. Registro de datos litológicos y de TOC en las rocas generadoras (Ver anexos).

Dentro de la historia térmica se encuentran también los campos de Heat Flow y

temperatura actual (Fig. 56 A), aquí se colocan los valores de Heat Flow variables en el

tiempo y las temperaturas de pozos actuales corregidas (BHT), calibrados con la curva de

temperatura calculada por el software.

Fig. 56. Incorporación de datos térmicos, Heat Flow y Temperatura BHT (A); y de

reflectancia de Vitrinita (%Ro); (B) (Ver anexos).


104

Otro de los campos importantes es la incorporación de datos termales de reflectancia de

vitrinita (%Ro), estos datos son colocados juntamente con la desviación estándar (límites

de error) en forma descendente a la profundidad (Fig. 56 B). Una vez que los datos han

sido cargados en el programa, se procede a modelar en cada uno de los pozos. La

distribución de reflectancia de vitrinita es calibrada con la curva de historia termal

calculada por el software en base a la evolución geodinámica propuesta y los valores de Wt

% TOC y tipos de keroseno, luego se procede a modelar y obtener los resultados para su

respectiva interpretación.

Este procedimiento es aplicado en forma metódica en cada uno de los pozos, es por ello

que solo se muestran algunas imágenes como referencia de los resultados obtenidos en el

modelado.

5.4. HISTORIA GEODINÁMICA UTILIZADA EN EL MODELADO

La historia geodinámica utilizada para el modelado refleja los procesos tectónicos en las

cuencas subandinas que han ocurrido en el transcurso del tiempo geológico y han estado

acompañados por diversos procesos erosivos. Estos procesos erosivos se encuentran

registrados en la estratigrafía y han sido determinados por ausencia de secuencias

sedimentarias y por algunas secciones sísmicas; se han considerado dos etapas erosivas:

La primera erosión que se ha registrado ocurre en el Cretácico inferior (erosión pre-

Cushabatay) corresponde a una etapa de peneplanización (ver Fig. 14), ocurrida

durante el Neocomiano (Gil, 2002; Wine et al., 2002). Esta erosión puede durar

hasta el Aptiano (Según Baby et al., en preparación). En algunos sectores de las

cuencas, esta erosión es antecedida por otras erosiones que han sido identificadas

en el perfil estratigráfico en algunos de los pozos modelados, encontrándose un

contacto directo entre las unidades estratigráficas del Ordovícico y Cretácico; como

ejemplo, esto se pudo observar en el sector norte de la cuenca Ucayali, en el pozo

Cashiboya 29X, donde hay un contacto directo entre las formaciones Contaya y

Cushabatay.

La segunda etapa erosiva determinada ocurre durante el Neógeno, desde hace

aprox. 10 Ma, a partir del Mioceno superior hasta el Holoceno, y es consecuencia

de la deformación subandina. Coincide también con la entrada en subducción de la


105

dorsal de Nazca hace 11.2 Ma (Hampel, 2002). Como ejemplo esto se puede

apreciar en la estructura del pozo Sepa 1X mediante una sección sísmica

interpretada por Petrobrás 2003 (Fig. 57).

Fig. 57. Erosión superficial identificada en la sección sísmica 82-UBA-01, estructura del

pozo Sepa 1X en la Cuenca Ucayali (Petrobrás, 2003).

Estas dos fases erosivas han sido consideradas como principales en el modelado, y están

determinadas y cuantificadas a partir de la calibración de los valores de reflectancia de

vitrinita con la curva determinada por la historia termal o de enterramiento en el pozo

(calculada por el software). En algunos pozos, no se ha podido cuantificar la cantidad de

erosión en la base del Cretácico inferior, esto debido a que no se tienen datos de vitrinita en

el intervalo estratigráfico de edad más antigua (Ordovícico – Pérmico).

La historia del flujo de calor (Heat Flow) utilizada está en función del tipo de cuenca que

se desarrolla por compresión o distensión y que se encuentra asociada a la historia andina y

pre-andina (Gil, 2001). La variación del Heat Flow a través del tiempo está dividida en tres


106

periodos: el primer periodo ocurre durante el Mississipiano (350 Ma), etapa de la orogenia

eoherciniana y de cuenca de foreland (SPT, 1993); la segunda etapa corresponde al

Pérmico-Jurásico Inf. (Mégard et. al., 1971), etapa extensiva llamada cuenca Rift (260

Ma); y por ultimo, la etapa del sistema de cuenca de tras-arco y foreland (Hermoza, 2004)

que abarco desde el Jurásico Sup-Cretácico (Gil, 2001) hasta el Neógeno (ver tabla 20).

Periodo Tipo de cuenca Edad (Ma) Heat Flow (mW/m2)

Jurásico Sup./Cretácico-Neógeno Tras-arco 160 - 0 15 - 35

Pérmico - Jurásico Rift 260 - 160 60

Carbonífero (Misisipiano) Antepais 350 - 260 45

Tabla 20. Variación del Heat Flow en el tiempo (Historia).

5.5. RESULTADOS DEL MODELADO

El Modelado realizado en las cuencas subandinas (Madre de Dios, Ucayali, Huallaga,

Santiago y Marañón) muestra buenos resultados obtenidos de los pozos que presentan una

secuencia estratigrafía con rocas generadoras de interés petrolero. En otros pozos

modelados, se obtuvieron solo cuantificaciones de las erosiones y calibraciones del Heat

Flow actual.

5.5.1. Modelado en la cuenca Madre de Dios

Esta cuenca tiene 6 pozos perforados, 4 en la zona de antepais (foredeep) y 2 cerca de la

faja plegada y corrida (zona subandina o wedge top). El modelado se realizo en los pozos

Puerto Primo 2X, Pariamanu 1X, Los Amigos 2X y Río Cariyacu 1X, sin embargo todos

estos pozos se encuentran en la zona antepais, por lo que se muestra solo a los pozos

Pariamanu y Puerto Primo. Además de ello se realizo el modelado del pozo ficticio 1 en la

zona más profunda de la cuenca Madre de Dios (zona subandina o wedge top) el sinclinal

de Punquiri (Fig. 58).


107

Fig. 58. Ubicación de los pozos en la zona de antepais (foredeep) y del pozo ficticio1 en la

zona subandina (wedge top).

La estratigrafía y geoquímica utilizadas han sido extraídas de informes técnicos de

CoreLab (1996), Perúpetro (2002), Hermoza (2004) y del reporte técnico de Candamo 1X

(Mobil, 1999). Las Formaciones Casa Blanca y Cachiyacu/Huchpayacu encontradas en el

pozo Candamo1X, fueron asumidas en los pozos modelados de la zona de antepais (zona

foredeep) con espesores aproximados, en el caso del Grupo Cabanillas se considero un

espesor constante para los cuatro pozos y el ficticio 1.

La construcción del pozo ficticio 1 se realizo proyectando el pozo Pariamanu 1X,

siguiendo la dirección SW de la línea sísmica, hasta el sinclinal de Punquiri, donde los

espesores del Neógeno (Grupo Ipururo y Formación Mazuko) llegan a tener un espesor

aproximado de 4000 m. También se han inferido espesores aproximados de las rocas

paleozoicas del grupo Cabanillas y de las formaciones Ananea, San Gabán, Sandia y San

José del Ordovícico-Devónico (Gil, 2001), e inclusive unos pocos metros del basamento.

En la sección sísmica LL’ (Fig. 59) se observa claramente la diferencia de espesores entre

la región NE (pozo Pariamanu 1X) y la región SW (pozo ficticio 1), la línea en color azul


108

marca la discordancia del Cretácico Superior, notándose en la zona subandina (cerca de la

faja plegada) la ausencia de los Grupos Ambo, Tarma/Copacabana y la Formación Ene,

esto debido a una erosión que fue posiblemente afectado por el arco de Madidi (Gil, 2002;

Hermoza, 2004 ).

Fig. 59. Sección sísmica regional LL’, mostrando la ubicación aproximada de los pozos

Ficticio 1 y Pariamanu 1X, con diferencia de espesores entre la zona Subandina y la zona

de Antepais (extraído de House, 1999).

5.5.1.1. Zona de antepais (foredeep)

Pariamanu 1X y Puerto Primo 2X

En la figura 60, se observa una distribución aceptable de % Ro en la curva de historia

termal de los dos pozos. La calibración de vitrinita en ambos pozos es muy parecida,

posiblemente debido a la cercanía entre los pozos. La erosión encontrada en los pozos es

de aproximadamente 300 m en superficie durante los últimos 2 Ma (Plioceno).


109

Fig. 60. Calibración de reflectancia de vitrinita con la curva de enterramiento en los pozos

Pariamanu 1X y Puerto Primo 2X.

La figura 61, muestra los pozos modelados con el mismo tiempo de generación de

hidrocarburos (Oil Windows), pero ninguno de ellos expulsa hidrocarburos.

La zona de antepais entro en ventana de generación (oil Windows) a partir de aprox. 270

Ma en el Grupo Cabanillas, 200 Ma en el Grupo Tarma y aprox. 11 Ma en el Grupo

Copacabana.

Fig. 61. El Oil Windows se inicio durante el Pérmico-Triásico, en los pozos Pariamanu 1X

(Izquierda) y el pozo Puerto Primo 2X (Derecha).


110

5.5.1.2. Zona Subandina (wedge top)

Ficticio 1

En la figura 62, se observa el pozo ficticio 1 con los datos proyectados del pozo Pariamanu

1X. En esta parte de la cuenca, el pozo no presenta erosión en superficie, por el contrario

se observa la presencia de una nueva serie sedimentaria (Mazuko) y la ausencia de la

Formación Ambo y del Grupo Tarma/Copacabana.

En la figura 63, se observa la historia de sedimentación y erosión, y muestra en el Grupo

Ipururo una taza de sedimentación de 290 m/Ma, depositando 3500 m de sedimentos, y una

taza de 180 m/Ma en la Formación Mazuko, depositando 500 m de sedimentos, lo que

corresponde a un total aprox. de 4000 m de sedimentación en el sinclinal de Punquiri en

los últimos 25 Ma. Se observa también una erosión de 1600 m en el Cretácico inferior, esto

fue asumido por ausencia de los Grupos Ambo, Tarma y Copacabana.

La figura 64, muestra que el Grupo Cabanillas entro en ventana de generación (Oil

Windows) hace 270 Ma. En la figura 65, se observa que el Grupo Cabanillas expulsó

hidrocarburos durante el Neógeno.

Fig. 62. Pozo ficticio 1, la curva ha cambiado en relación al pozo Pariamanu 1X.


111

Fig. 63. Historia de sedimentación y erosión en el Cretacico inferior (pozo Ficticio 1), en

la zona subandina (wedge top).

Fig. 64. Oil Windows en el Grupo Cabanillas (pozo Ficticio 1).


112

Fig. 65. Expulsión de HC en el Grupo Cabanillas (pozo Ficticio 1).

En la figura 66 se aprecia en mayor detalle la expulsión en el Grupo Cabanillas, en la

figura 67, la expulsión de Hidrocarburos en el Grupo Cabanillas se inicia con máxima

expulsión a partir del Plioceno (5 Ma).

Fig. 66. Acercamiento en mayor detalle de la figura 66 (pozo Ficticio 1).


113

Fig. 67. Expulsión de hidrocarburos en el Grupo Cabanillas a inicios del Plioceno

(pozo Ficticio 1).

5.5.2. 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.

Se construyo un pozo ficticio 2 al SW del pozo San Alejandro 1X, cerca de la zona del

Boquerón del Padre Abad. Esta construcción se realizo mediante levantamiento de una

columna estratigráfica de afloramientos en la zona del Boquerón, esta columna fue

levantada por estudios de investigaciones realizadas por Keppel D. (1958), Bolaños R. &

Rejas A. (1984), Cooperación técnica Peruano-Alemán (1982), Gil (2001), OXY (2003),

además se realizo un reconocimiento de campo de los afloramientos estratigráficos en la

trayectoria Tingo Maria- Aguaytia (año 2006).


114

La estratigrafía y geoquímica utilizadas en los pozos está referenciada de informes

técnicos e investigaciones realizadas por OXY (2003), Parsep (2002), Repsol (2002),

Petrobrás (2003), Idemitsu (1999) y (2003), Anadarko (1998), PanEnergy (1998), Quintana

minerales (1998), Pluspetrol (1997/1998), CoreLab (1996 y 1998), Petroperu (1981),

Mobil (1967), CIGG (centro de investigaciones geológicas de Guayaquil, 2006), Gil

(2002) e Ibáñez (2001). 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.

5.5.2.1. Sector sur de la cuenca Ucayali

Los pozos modelados en esta zona (Fig. 68) 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 (Fig. 69). Es

en este sentido que se presenta solo el modelado del pozo Cashiriari1X, que es el más

representativo en la zona de camisea.

Fig. 68. Ubicación de los pozos modelados en la zona sur de la cuenca Ucayali.


115

Fig. 69. Sección estructural (extraído de Gil, 2001), mostrando el sector del pongo de

Mainique y las estructuras de Cashiriari 1X y San Martin 1X.

Los pozos Sepa 1X, Mashansha 1X y La Colpa 1X se encuentran ubicados en el arco de

Fitzcarrald, 1X. El pozo Runuya 1X se encuentra en una zona un poco mas profunda en

relación a las ubicadas en el arco de Fitzcarrald.

Cashiriari 1X

Este pozo tiene una profundidad total de 2684 m, llegando solamente hasta 10 m del Grupo

Tarma, por lo que fue necesario completarlo hasta el Grupo Ambo utilizando los espesores

del pozo San Martín 1X y de la sección estratigráfica del Pongo de Mainique (Fig. 69). En

la figura 70, se muestra una buena calibración de la curva de historia termal con los valores

de % Ro distribuidos solamente en el Cretácico superior, por lo que es difícil determinar la

cantidad de erosión en la base del Cretácico inferior. Se calculo una erosión en superficie

de aprox.1000 m a finales del Neógeno.


116

Fig. 70. Buena calibración de la curva de historia termal con los valores de % Ro en el

(pozo Cashiriari 1X).

El tiempo de inicio en la generación de hidrocarburos (Oil Windows) ocurre durante el

Triásico (240-200 Ma) para los Grupos Ambo y Tarma respectivamente. En la figura 71, se

observa que la expulsión de hidrocarburos se inicia en el Grupo Ambo y posteriormente en

el Grupo Tarma.

El tiempo de expulsión de hidrocarburos en las lutitas del Grupo Ambo (Fig. 72) se inicia a

partir del Triásico medio (220-230Ma) donde también alcanza su máxima expulsión,

posteriormente finaliza esta primera etapa durante el Jurásico medio (170 Ma). Una

segunda etapa de expulsión se inicia durante el Cretácico superior (85 Ma), alcanzando una

máxima expulsión durante el Mioceno-Plioceno (5 Ma).

El tiempo de expulsión para el Grupo Tarma se inicia durante el Mioceno (14 Ma) y

alcanza su máxima expulsión durante el Mioceno-Plioceno (5 Ma).


117

Fig. 71. Expulsión de hidrocarburos en los Grupos Ambo y Tarma/Copacabana

(pozo Cashiriari 1X).

Fig. 72. Expulsión de hidrocarburos en el Grupo Ambo durante el Triásico-Jurásico y

posteriormente se reinicia en el Cretácico Superior (pozo Cashiriari 1X).


118

Sepa 1X

La profundidad del pozo es de 2430 m y alcanzo al basamento, y apenas tiene 44 m de

espesor de sedimentos terciarios.

En el modelado se obtuvo una excelente calibración de la curva de historia termal con los

valores de reflectancia de vitrinita (Fig. 73), y se pudo determinar dos erosiones; una se

encuentra en la base del Cretácico con 600 m de erosión, y la otra a finales del Neógeno

con una erosión de 1600 m (Fig. 74). La generación de hidrocarburos (Oil Windows) se

inicia con el Grupo Cabanillas del Devónico a partir del Pérmico inferior (280 Ma), en los

Grupos Ambo a partir del Triásico medio-superior (215-235 Ma), en Tarma a partir del

Jurásico medio (170 Ma), y en el Grupo Copacabana a partir del Oligoceno (30 Ma). La

expulsión de hidrocarburos ocurre únicamente en el Grupo Cabanillas.

La expulsión de hidrocarburos en la roca generadora del Grupo Cabanillas se inicia durante

el Mioceno Superior (8 Ma), y tiene una máxima expulsión durante los últimos 6 Ma (Fig.

75).

Fig. 73. Excelente calibración de la curva de historia termal con los valores de

reflectancia de vitrinita %Ro (Sepa 1X).


119

Fig. 74. Historia de sedimentación y subsidencia, con las erosiones principales en el

Cretácico Inferior y Finales del Neógeno (Sepa 1X).

Fig. 75. Expulsión de hidrocarburos en el Grupo Cabanillas en el Mioceno (Sepa 1X).


120

Mashansha 1X

Presenta una profundidad 2182 m, y alcanzo el basamento. El modelado muestra una

calibración aceptable con dos datos de % Ro (Fig. 76), uno de ellos se encuentra en las

rocas del terciario y el otro en rocas del Carbonífero (Grupo Ambo).

La erosión en la base del Cretácico es de 1700 m, mientras que en la superficie se

determino una erosión de aprox. 300 m.

El tiempo de generación de hidrocarburos (Oil Windows) en el Grupo Tarma es a partir de

250 Ma. La expulsión en este pozo está ausente, a pesar de que el Grupo Ambo presenta

buen potencial generador de HC.

Fig. 76. Calibración de la curva de historia termal con los valores de reflectancia de

vitrinita %Ro (Mashansha 1X), se nota el efecto de la erosión en la base del Cretácico.

La Colpa 1X

Tiene una profundidad total de 2926 m y atravesó 58 m de basamento. El modelado

muestra una buena calibración de la curva de historia termal con los valores de reflectancia

de vitrinita %Ro (Fig. 77) que se encuentran distribuidos desde el Carbonífero (Grupo

Ambo) hasta el Pérmico superior (Formación Ene). Se determino una erosión de 1900 m

en la base del Cretácico inferior y otra erosión de 200 m a finales del Neógeno.


121

El tiempo de generación de hidrocarburos ocurre a partir del Triásico inferior (250-254

Ma) para los Grupos Ambo, Tarma, Copacabana, y para la Formación Ene a partir del

Triásico superior (213 Ma). La expulsión de hidrocarburos se produce únicamente en la

roca generadora del Grupo Ambo.

El tiempo de expulsión de HC en el Grupo Ambo se inicia con una máxima expulsión en el

Jurásico Medio (170 Ma.) y finaliza en el Albiano (100 Ma.).

Fig. 77. Buena calibración en la curva de historia termal con los valores de reflectancia

de vitrinita %Ro en el pozo La Colpa 1X.

Runuya 1X

Tiene una profundidad de 3518 m y alcanzo 44 m de basamento, este pozo está cerca de la

montaña del Shira. El modelado del pozo en la figura 78, muestra una buena calibración

entre la curva de historia termal y los valores %Ro que se encuentran distribuidas

claramente en dos zonas: en las rocas del Cretácico y pre-Cushabatay.

En la historia de sedimentación y subsidencia se observa la erosión registrada en el pre-

Cushabatay de 2700 m y en el Neógeno una erosión de aprox. 300 m.


122

El tiempo de generación de hidrocarburos para los Grupos Ambo, Tarma y Copacabana,

ocurrió a partir del Triásico inferior (250-255 Ma). La expulsión de HC se produce

únicamente en el Grupo Ambo.

La expulsión de HC en el Grupo Ambo se inicia a partir del Triásico medio (230 Ma.) y

finaliza en el Aptiano-Albiano (115 Ma.), y tiene una máxima expulsión durante el

Triásico Superior (210 Ma.).

Fig. 78. Calibración de la historia termal con los valores de %Ro en el pozo Runuya 1X.

5.5.2.2. Sector norte de la cuenca Ucayali

En esta zona, la cuenca tienen mas pozos perforados que en el sur, se han modelado 9

pozos, de los cuales solo 4 son los más representativos en esta parte de la cuenca, además

se ha realizado el modelado de un pozo ficticio 2 (simulado) en la zona del Boquerón del

Padre Abad mediante el levantamiento de la columna estratigráfica (OXY, 2003; Keppel

D.,1958; Bolaños R. & Rejas A., 1984; Cooperación técnica Peruano-Alemán,1982) que se

encuentra aflorando en estas inmediaciones.

Los pozos modelados se distribuyen (Fig. 79) en dos sectores. Cerca al arco de Contaya se

encuentran Huaya 3X, Cashiboya 1A y Cashiboya 29X, y al frente del arco el pozo Pisqui

1X. Cerca de las montañas del Shira se encuentra el pozo San Alejandro 1X y más al SW

en dirección al Boquerón del Padre Abad el pozo ficticio 2.


123

Fig. 79. Ubicación de los pozos principales que se encuentran en la zona Norte de la

cuenca Ucayali.

Ficticio 2

En la zona del Boquerón del Padre Abad, se ha realizado el modelado del pozo ficticio 2.

La calibración de los datos de vitrinita %Ro con la curva de historia termal son aceptables

(Fig. 80). La sedimentación, subsidencia y erosión muestra que la Formación Sarayaquillo

tiene una taza de sedimentación de 190 m/Ma, las capas rojas (inferiores y superiores) una

taza de sedimentación que oscila entre 110–130 m/Ma, en esta zona la cantidad de erosión

del Cretácico inferior no se ha podido cuantificar, y no existe erosión durante el Mioceno

superior (finales del Neógeno).

El Oil Windows de la roca generadora en el Grupo Pucara se inicia a partir del Cretácico

superior (100 Ma), en el Albiano. La roca generadora del Grupo Pucara llega a expulsar

hidrocarburos, y la expulsión se inicia a partir del Paleoceno (59 Ma.), teniendo una

máxima expulsión de HC durante el Eoceno medio (40 Ma.).


124


vitrinita %Ro (Ficticio 2).

San Alejandro 1X

En este pozo se realizó un cálculo de espesores aproximados, en las secuencias de los

Grupos Ambo/Cabanillas (con aprox. 700 m de espesor) y Tarma/Copacabana (con base a

3500 m aprox.) mediante una sección sísmica interpretada por Perupetro (2005), que

contiene al pozo San Alejandro 1X.

Los valores calibrados de %Ro con la curva de historia termal en el pozo es buena, y la

distribución de estos valores se encuentran a partir del Triásico-Jurasico hasta el Cretácico

superior (Fig. 81). Se calcula que en la superficie existe una erosión de aprox. 1300 m

durante el Mioceno-Plioceno. El tiempo de generación (Fig. 82) de hidrocarburos (Oil

Windows) se inicia durante el Jurásico Inferior (190 Ma) en las rocas del

Devónico/Carbonífero (Cabanillas/Ambo ¿?), seguidas de los Grupos Tarma/Copacabana a

partir del Turoniano (100 Ma) y con el Grupo Pucara a partir del Maastrictiano (83 Ma).

La expulsión de HC se inicia con el Grupo Pucara, posteriormente el Grupo

Cabanillas/Ambo y finaliza con el Grupo Tarma/Copacabana (Fig.83). La expulsión de

hidrocarburos en el Grupo Cabanillas/Ambo (Fig. 84) se inicia durante el Mioceno (18 Ma)

y empezó expulsar gas durante el Mioceno-Plioceno (5-6 Ma). El tiempo de expulsión en

el Grupo Tarma/Copacabana se inicia durante el Mioceno Superior (8 Ma.) y alcanza su

máxima expulsión durante el Mioceno-Plioceno (5 Ma.). La expulsión de HC en el Grupo


125

Pucara (Fig. 85) se inicia a partir del Paleoceno (60 Ma.) y tiene máxima expulsión durante

el Eoceno medio (40 Ma.).

Fig. 81. Valores de reflectancia de vitrinita % Ro calibrados con la curva de historia

termal en el pozo San Alejandro 1X.

Fig. 82. Tiempo de Oil Windows en los Grupos Pucara, Tarma/Copacabana y

Cabanillas/Ambo (San Alejandro 1X).


126

Fig. 83. Inicio de expulsión de hidrocarburos con las secuencias Cabanillas/Ambo

(San Alejandro 1X).

.

Fig. 84. Expulsión de Cabanillas/Ambo durante el Mioceno (San Alejandro 1X).


127

Fig. 85. Expulsión de HC en el Grupo Pucara durante el Paleoceno

(San Alejandro 1X).

Pisqui 1X

Este pozo tiene una profundidad de 2351 m y atravesó 107m de la Formación Contaya. El

modelado en este pozo mostró una aceptable calibración de la curva de historia termal con

los valores de reflectancia de vitrinita %Ro.

La erosión a finales del Neógeno (4 Ma.) es de aprox. 1600 m. El tiempo de generación de

hidrocarburos en la Formación Contaya se inicia durante el Ordovícico, etapa antigua de

Oil Windows. No presenta ninguna expulsión de HC.

Cashiboya 29X

Este pozo tiene una profundidad aproximada de 1400m, y al igual que el pozo Pisqui 1X

tiene la base del Cretácico directamente sobre la Formación Contaya cuyo espesor puede

alcanzar hasta 710 m (Parsep, 2002).

En la Figura 86, se observa una buena calibración entre la curva de historia termal y los

valores de vitrinita (% Ro) que se encuentran distribuidos en las rocas del Cretácico y

Ordovícico (Formación Contaya). La historia de la cuenca muestra una erosión de 3000 m

en la base del Cretácico inferior y de 1500 m a finales del Neógeno. El tiempo de


128

generación de HC en la Formación Contaya se origino durante el Ordovícico, etapa antigua

del Oil Windows. No hay expulsión de HC.

Fig. 86. Buena calibración de la curva de historia termal con los valores de %Ro

distribuidos en el Cretácico y Ordovícico (Cashiboya 29X).

Cashiboya 1A

Con una profundidad de 1396m, presenta a la Formación Contaya en discordancia erosiva

con la Formación Cushabatay.

La calibración de la curva de historia termal con los valores de reflectancia de vitrinita

%Ro es buena (Fig. 87) y existe una distribución de vitrinita en dos sectores bien

marcados; en el Cretácico y en el Ordovícico (Formación Contaya). En el Cretácico

inferior se determinó una erosión de 4100 m (200-110 Ma), y a fines del Neógeno (5 Ma)

una erosión de 1200 m.

La generación de hidrocarburos se inicia durante el Ordovícico en la Formación Contaya

etapa antigua del Oil Windows (mayormente gas). También se produce la expulsión de HC

en la formación Contaya. El tiempo de expulsión de hidrocarburos en la Formación

Contaya se inicia durante el Cretácico inferior, Aptiano-Albiano (120 - 115 Ma).


129

Fig. 87. Buena calibración de % Ro mostrando el efecto de la erosión de la base del

Cretácico (Cashiboya 1A).

Huaya 3X

Con una profundidad corregida y aproximada de 3500m, esto debido a la falla que

atraviesa al Grupo Tarma/Copacabana con una repetición de 500m, fue reportada por

Parsep (2002).

En la figura 88, se observa una buena calibración de la curva de historia termal con los

valores de %Ro que se distribuyen en las rocas del Cretácico superior y Ordovícico

(Formación Contaya). La historia de sedimentación y erosión (Fig. 89) muestra las

erosiones del Cretácico (3400 m) y del Neógeno (1500 m).

La generación de hidrocarburos (Fig. 90) se inicia durante el Ordovícico en la Formación

Contaya, para el Grupo Cabanillas y el Grupo Tarma/Copacabana durante el Jurásico

inferior (195-180 Ma.). La expulsión de HC se registra en las rocas generadoras de los

Grupos Cabanillas, Tarma y Copacabana (Fig. 91).

Los tiempos de expulsión se inician con el Grupo Cabanillas (Fig. 92) en el Jurásico

inferior–Cretácico inferior (115-180 Ma.). La expulsión de HC en el Grupo

Tarma/Copacabana se inicia durante el Cretácico inferior (115 Ma.).


130

Fig. 88. Calibración aceptable con % Ro distribuidos mayormente en el Cretácico

(Huaya 3X).

Fig. 89. Erosiones ocurridas durante el Cretácico inferior y a fines del Neógeno

(Huaya 3X).


131

Fig. 90. Tiempos de generación de hidrocarburos en la Formación Contaya y en los

Grupos Cabanillas, Tarma y Copacabana (Huaya 3X).

Fig. 91. Expulsión de HC en los Grupos Cabanillas, Tarma y Copacabana (Huaya 3X).


132

Fig. 92. Expulsión de HC en el Grupo Cabanillas en una etapa sobre-madura

(Huaya 3X).

5.5.3. Modelado en la cuenca Huallaga

Fig. 93. Ubicación del pozo Ponasillo en la cuenca Huallaga, con las estructuras más

resaltantes (sinclinales de Biabo, Juanjuí y Huicungo).


133

En esta cuenca se ha perforado unicamente al pozo Ponasillo 1X (Fig. 93), y presenta una

historia bastante compleja debido a la presencia de corrimientos, lo que hace un poco

difícil conocer la historia completa de enterramiento (historia termal), pero se observa una

cantidad muy alta de sedimentos, entre 7000 y 7500m de depósitos terciarios (Hermoza,

2004; Gil, 2001).

La estratigrafía y geoquímica han sido utilizadas de informes técnicos realizados por OXY

(1997/1998), CoreLab (1996), Parsep (2002), Mobil (1991), Gil (2001) y Hermoza (2004).

5.5.3.1. Sector SE de la cuenca Huallaga

Pozo Ponasillo 1X

El pozo tiene una profundidad de 2734 m, no se ha podido reconocer los espesores

completos de Sarayaquillo y Pucara, por lo que es un poco difícil conocer la historia

completa en este pozo.

En la Figura 94, se muestra una calibración aceptable de la curva de historia termal con los

valores de reflectancia de vitrinita % Ro. En la figura 95, se observa la historia de

sedimentación y erosión, con una gran erosión de sedimentos terciarios ocurridos durante

el Neógeno de aprox. 5000 m.

En la Figura 96, se muestra el tiempo de generación de hidrocarburos (Oil Windows) en las

rocas generadoras de las formaciones Raya, Chonta y Pozo durante el Mioceno medio (10-

15 Ma.). La expulsión de HC de las rocas generadoras se inicia en la Formación Chonta y

posteriormente en la Formación Pozo (Fig. 97). El tiempo de expulsión de HC en la

Formación Chonta (Fig. 98) se origina con máxima expulsión durante el Mioceno superior

(8-9 Ma.). La expulsión de HC en la Formación Pozo (Fig. 99) se inicia durante el

Mioceno superior (7 Ma.) y la máxima expulsión en el Mioceno-Plioceno (5.5 Ma.).


134

Fig. 94. Calibración aceptable de % Ro con la cuerva termal (Ponasillo 1X).

Fig. 95. Erosión durante en el Neógeno (Ponasillo 1X).


135

Fig. 96. Oil Windows en las Formaciones Raya, Chonta y Pozo (Ponasillo 1X).

Fig. 97. Expulsión de HC en las rocas generadoras de las formaciones Chonta y Pozo

(Ponasillo 1X).


136

Fig. 98. Expulsión de HC en la Formación Chonta en el Mioceno superior

(Ponasillo 1X).

Fig. 99. Máxima expulsión de HC en la Formación Pozo durante el Mioceno-Plioceno

(Ponasillo 1X).


137

5.5.4. Modelado en la cuenca Santiago

En esta cuenca, se han perforado 7 pozos, Caterpiza 1X, Piuntza 1, Putuime 1X,

Dominguza 1X, Manseriche 1X, Pupuntas 1X y Tnaguintza 1X, de los cuales solamente se

han tomado 3 pozos para el modelado respectivo: Tanguintza 1X, Putuime 1X y Piuntza 1

(Fig. 100).

La estratigrafía y geoquímica utilizada fueron extraídos de informes técnicos realizados

por: Parsep 2002, Mobil 1968, Quintana Minerales (DGSI; 1995, 1997, 1998), e

investigaciones (tesis) realizadas por Vara (2003) y Navarro (2005).

Algunas formaciones no han sido alcanzadas en estos pozos, debido a que las

perforaciones alcanzaron solamente a las rocas Cretácicas. Mediante análisis e

interpretaciones de secciones sísmicas realizadas por Navarro (2005) y cálculo de

espesores en función del tiempo y de la velocidad, se obtuvo espesores aproximados de las

formaciones Chonta, Sarayaquillo y Pucara, necesarias para el modelado.

Fig. 100. Ubicación de los pozos modelados en la cuenca Santiago.


138

5.5.4.1. Sector sur de la cuenca Santiago

Tanguintza 1X

La profundidad alcanzada por este pozo es de 5296 m hasta la Formación Chonta. Con los

espesores asignados se llego a una profundidad de 7900 m, completando las formaciones

Chonta (1028 m), Cushabatay (220 m), Sarayaquillo (700 m) y Pucara (850 m).

El modelado de este pozo muestra en la figura 101 una excelente calibración de

reflectancia de vitrinita. En la historia de sedimentación y erosión (Fig. 102), se observa la

erosión principal a fines del Neógeno (3 Ma.) de aprox. 2200 m.

Fig. 101. Buena calibración de % Ro con la historia termal en el pozo (Tanguintza 1X).

El tiempo de generación de hidrocarburos (ver Fig. 103) se inicia durante el Cretácico

superior (80 Ma.) en el Grupo Pucara, en la Formación Chonta durante el Paleoceno-

Eoceno (55 Ma.), y en la Formación Pozo durante el Eoceno medio (40 Ma.).

La expulsión de HC se produce solamente en las rocas generadoras del Grupo Pucara y en

la Formación Chonta (Fig. 104). El tiempo de expulsión de los hidrocarburos generados en

el Grupo Pucara (Fig. 105) se inicia durante el Paleoceno (65 Ma.) y alcanza su máxima

expulsión durante el Paleoceno medio (60 Ma.). En la Formación Chonta (Fig. 106), se

inicia durante el Oligoceno-Mioceno (23.5 Ma.) y alcanza su máxima expulsión durante el

Mioceno (19 Ma.).


139

Fig. 102. Historia de sedimentación y erosión, mostrando una erosión durante el Neógeno

(Tanguintza 1X).

Fig. 103. Oil Windows en las rocas generadoras del Grupo Pucara y las Formaciones

Chonta y Pozo (Tanguintza 1X).


140

Fig. 104. Expulsión de HC en el Grupo Pucara y la Formación Chonta (Tanguintza 1X).

Fig. 105. Expulsión de HC en el Grupo Pucara a inicios del Paleoceno (Tanguintza 1X).


141

Fig. 106. Expulsión en la Formación Chonta a inicios del Mioceno (Tanguintza 1X).

Putuime 1X

Tiene una profundidad total de 3722 m hasta Cushabatay. Se ha inferido el espesor del

Grupo Pucara con 552m aprox., alcanzando la profundidad de 4274m. La Formación

Sarayaquillo no fue evidenciado en este pozo, posiblemente debido a varios eventos

erosivos producidos en el Cretácico Inferior (Fernández et al., 2002), originado a partir de

un ambiente tectónico de inversión en un sistema rift del Pérmico-Jurásico (Navarro,

2005).

Calibración aceptable de reflectancia de vitrinita (% Ro) distribuida en las rocas cretácicas.

Durante el Plioceno (3 Ma) ocurrió una erosión aprox. de 1400 m. La generación de HC en

el Grupo Pucara y Pozo se inicia durante el Eoceno medio (40 Ma.), de la Formación

Chonta durante el Mioceno (12 Ma). La expulsión de hidrocarburos se produce solo en las

rocas generadoras del Grupo Pucara. La expulsión de hidrocarburos en el Grupo Pucara se

inicia durante el Mioceno medio (12 Ma), y la máxima expulsión ocurre a 8 Ma.


142

5.5.4.2. Sector central de la cuenca Santiago

Piuntza 1X

Tiene una profundidad total de 4022 metros hasta la Formación Chonta. La profundidad

del pozo fue asumida hasta 6040 m (Navarro, 2005), con espesores aproximados en las

Formaciones Chonta (180m), Cushabatay (558m), Sarayaquillo (600m) y el Grupo Pucara

(700m).

El resultado mostró buena calibración de los valores de reflectancia de vitrinita (% Ro) y la

curva termal. La erosión en superficie ocurrida durante el Plioceno (3 Ma) de aprox. 600

m. El tiempo de generación de hidrocarburos se inicia durante el Maastrictiano (68 Ma) en

el Grupo Pucara, durante Oligoceno-Mioceno (23 Ma) en la Formación Chonta, y en la

Formación Pozo durante el Eoceno (40 Ma). La expulsión de HC se produce solamente en

el Grupo Pucara. El tiempo de expulsión de HC en el Grupo Pucara se inicia durante el

Eoceno (45 Ma) alcanzando la máxima expulsión de HC a 40 Ma.

5.5.5. Modelado en la cuenca Marañón

En la cuenca Marañón, se han modelado 13 pozos (Fig. 107), seleccionando los pozos

Bartra 2X, Tucunare 1X, Chapuli 1X, Yañez 1, Ungumayo 1X, Chambira 4X, La Frontera

3X y Yarina 2X.

La estratigrafía y geoquímica utilizadas fueron extraídas de informes técnicos e

investigaciones realizadas por Core Lab (1996 y 1998), SPT (1993), IDES (1988), BGR

(1980 y 1982), Robertson (1981 y 1995), Cooperación técnica Peruano-Alemán (1980),

Hermoza (2004), Gil (2001), Parsep (2002), Ibáñez (2001), Repsol (2001), Paseh (2004),

DGSI (1995 y 1996), Idemitsu-Perupetro (2000) y A. Chalco et al. (2005).

Los pozos seleccionados se encuentran distribuidos en los sectores central-NW y SE de la

cuenca Marañón. En el sector SE, cerca del arco de Contaya se encuentran los pozos La

Frontera 3X y Yarina 2X; en el sector central de la cuenca se encuentran los pozos

Ungumayo 1X y Chambira 4X que presentan una mayor profundidad; en el sector NW se

encuentran los pozos Bartra 2X, Tucunare 1X, Yañez 1 y Chapuli 1X.


143

Fig. 107. Ubicación de los pozos modelados en la cuenca Marañón

Los pozos Yarina 2X y Bartra 2X encontraron el basamento, La Frontera 3X alcanzo solo

hasta la Formación Contaya. Los demás pozos modelados solo alcanzaron a las rocas

cretácicas, debido a esto las Formaciones estratigráficas pre-Cretácicas fueron inferidas en

algunos pozos por Parsep (2002).

En la figura 108, muestra las secciones sísmicas Oxy-23, Oxy-U1, ADV96-03, ADV96-07,

ADV96-04 unidas e interpretadas por PARSEP (2002). Aquí en el sector SW de la sección

sísmica se observa a secuencias no diferenciadas del Triásico-Jurásico (Pucara-

Sarayaquillo). Los espesores asignados por PARSEP esta distribuido de la siguiente

manera: En el sector central de la cuenca Marañón el pozo Chambira E1, la Formación

Sarayaquillo tiene 400 m de espesor; en el pozo Mahuaca 3X la Formación Sarayaquillo

tiene un espesor de 1300 m y el Grupo Pucara un espesor de 600 m; en el sector NW de la

cuenca Marañón, los pozos Chapuli 1X, Yañez 1 y Tucunare 1X la Formación

Sarayaquillo tiene un espesor entre 400-500 m, y el grupo Pucara entre 400-600 m.


144

Fig. 108. Secciones sísmicas interpretadas por Parsep (2002).

Fig

. 108. Sec

ciones

sís

mic

as

inte

rpre

tadas

por

Pars

ep (

2002).


145

5.5.5.1. Sector SE de la cuenca Marañón

La Frontera 3X

Tiene una profundidad de 3024m y llega hasta la Formación Contaya. En la figura 109, se

observa una buena calibración con valores de reflectancia de vitrinita (%Ro), que están

distribuidos en dos sectores; en las rocas del Paleozoico y del Cretácico. En la historia de

subsidencia y sedimentación se observa una erosión de 2500 m (Fig. 110).

El tiempo de generación de HC (Fig. 111) se inicio en el Ordovícico en la Formación

Contaya, durante el Pérmico inferior (287-275 Ma.) en los Grupos Cabanillas y

Tarma/Copacabana. La expulsión ocurrió en la Formación Contaya y en los Grupos

Cabanillas y Tarma/Copacabana (Fig. 112).

El tiempo de expulsión para la Formación Contaya se inicio durante el Aptiano (120-115

Ma.), para el Grupo Cabanillas (Fig.113) se inicio durante el Pérmico superior (260 Ma.)

finalizando en el Aptiano (115 Ma.), y el Grupo Tarma/Copacabana expulsa en el

Cretácico Superior, Aptiano-Albiano (120-113 Ma.).

Fig. 109. Buena calibración de reflectancia de vitrinita %Ro, con la curva de historia

termal (La Frontera 3X).


146

Fig. 110. Historia de sedimentación y subsidencia, con erosión en la base Cretácica

(La Frontera 3X).

Fig. 111. Oil Windows en las rocas paleozoicas (La Frontera 3X).


147

Fig. 112. Expulsión de HC en las rocas generadoras del Paleozoico (La Frontera 3X).

Fig. 113. Expulsión de HC en el Grupo Cabanillas (La Frontera 3X).


148

Yarina 2X

Este pozo presenta una profundidad de 3741m llegando hasta el basamento. En la figura

114, se observa una buena calibración de %Ro distribuidos entre las rocas del Paleozoico y

Cretácico. La historia de subsidencia y sedimentación en el pozo, mostró que existe una

erosión en la base del Cretácico, de aproximadamente 3500 m.

La generación de HC en los Grupos Cabanillas y Tarma/Copacabana se inicia durante el

Pérmico inferior (285-295 Ma.), posteriormente estos Grupos también expulsaron HC. El

tiempo de expulsión de HC en el Grupo Cabanillas ocurrio durante el Cretácico Inferior,

Aptiano (116-113 Ma.). La expulsión de HC en el Grupo Tarma/Copacabana fue durante el

Cretácico Inferior, Aptiano (116-112 Ma.).

Fig. 114. Calibración de los valores de % Ro (Yarina 2X).

5.5.5.2. Sector central y NW de la cuenca Marañón

Ungumayo 1X

Este pozo tiene una profundidad de 5111 m. y solo alcanzo hasta la Formación Agua

Caliente. Los espesores faltantes de rocas cretácicas fueron completados mediante una

correlación estratigráfica con espesores de pozos más cercanos (Tigrillo 3X y Guineayacu

1X). Para la Formación Sarayaquillo y el Grupo Pucara se tomaron espesores que fueron


149

asignados en otros pozos (Chambira Este 1 y Mahuaca 3X) por Parsep (2002), interpretada

de secciones sísmicas (ver Fig. 108). En la figura 115, se observa una calibración de %Ro

aceptable. La historia de sedimentación y subsidencia en este sector de la cuenca mostró

sedimentos terciarios depositados durante el Neógeno, sin presencia de erosiones en

superficie. La erosión en la base cretácica no se ha podido determinar, debido a la ausencia

de datos de vitrinita en rocas de edad pre-Cretácico. El tiempo de generación de HC se

inicia con el Grupo Pucara durante el Campaniano (80 Ma.) y para la Formación Chonta

durante el Mioceno medio (10-15 Ma.). La expulsion de HC (Fig. 116) se inicia con el

Grupo Pucara y posteriormente en la Formación Chonta. El tiempo de expulsión en el

Grupo Pucara (Fig. 117) se inicia durante el Eoceno medio (40 Ma), prolongándose hasta

la actualidad con HC en estado un poco sobre-maduro. La Formación Chonta (Fig. 118)

expulso HC en el Mioceno superior (8 Ma).

Fig. 115. Calibración de %Ro buena en el pozo (Ungumayo 1X).


150

Fig. 116. Expulsión de HC en rocas generadoras de Pucara y Chonta (Ungumayo 1X).

Fig. 117. Expulsión de hidrocarburos en el Grupo Pucara durante el Eoceno

(Ungumayo 1X).


151

Fig. 118. Expulsión de HC en la Formación Chonta durante el Mioceno (Ungumayo 1X).

Chambira 4X

Con una profundidad de 4694 m. que llega hasta la Formación Agua Caliente. Mediante

correlación estratigráfica de espesores con pozos cercanos (Tigrillo 3X y Guineayacu 1X)

se completo a las rocas Cretácicas (Cushabatay y Raya). Para la Formación Sarayaquillo se

tomo el espesor de 400 m asignado en el pozo Chambira Este 1, por Parsep (2002),

interpretada de secciones sísmicas (ver Fig. 108).

La calibración de reflectancia de vitrinita %Ro con la curva de historia termal es aceptable.

La historia de sedimentación y subsidencia, al igual que el pozo Ungumayo mostró

ausencia de alguna etapa erosiva en superficie. La cantidad de erosión en la base cretácica

no se ha podido determinar, debido a la ausencia de datos de vitrinita en rocas del pre-

Cretácico. El tiempo de generación de hidrocarburos se inicio durante el Plioceno (4 Ma.)

en la Formación Raya. La roca generadora de esta Formación no llego a expulsar HC

debido a la inmadures de la roca.

.

Chapuli 1X

Tiene una profundidad de 5197 m. y llega hasta la Formación Cushabatay. Para el

modelado de este pozo se utilizaron los espesores del Grupo Pucara y de la Formación

Sarayaquillo asumidos por Parsep (2002), interpretada de secciones sísmicas (ver Fig.


152

108). La calibración de valores % Ro con la curva de historia termal es aceptable (Fig.

119). La historia de sedimentación y subsidencia no muestra erosión en el Neógeno

superior. La cantidad de erosión en la base cretácica no se ha podido determinar por

ausencia de datos de vitrinita en rocas del pre-Cretácico.

La generación de HC se origina durante el Paleoceno (60 Ma.) en el Grupo Pucara, para la

Formación Chonta durante el Mioceno medio (13 Ma), estas dos rocas generadoras llegan

a la expulsión de HC (Fig. 120).

El tiempo de expulsión se inicia durante el Mioceno inferior (20 Ma.) en el Grupo Pucara

(Fig. 121) y para la Formación Chonta (Fig.122) durante el Mioceno superior (6 Ma.).

Fig. 119. Calibración buena de la curva de historia termal con los valores de reflectancia

de vitrinita %Ro (Chapuli 1X).


153

Fig. 120. Expulsión de HC en Pucara y Chonta (Chapuli 1X).

Fig. 121. Expulsión de HC en el Grupo Pucara durante el Mioceno inferior

(Chapuli 1X).


154

Fig. 122. Expulsión de HC en la Formación Chonta en el Mioceno superior

(Chapuli 1X).

Yañez 26-14X

Tiene una profundidad de 5040m, y solo alcanzo a llegar hasta la Formación Cushabatay.

Se utilizaron los espesores del Grupo Pucara y Sarayaquillo asignados por Parsep (2002),

interpretada de secciones sísmicas (ver Fig. 108). En la figura 123, se observa una buena

calibración entre la curva de historia termal y los valores de reflectancia de vitrinita. La

historia de sedimentación y subsidencia no muestra ninguna erosión Neógena, y en la base

cretácica la cantidad de erosión no se ha podido determinar, debido a la ausencia de datos

de vitrinita en rocas de la pre-cretácico.

El tiempo de generación de HC se inicia con el Grupo Pucara durante el Campaniano (75

Ma), en la Formación Chonta se inicia durante el Mioceno medio (15 Ma), en la

Formación Raya se inicia durante el Mioceno superior (7 Ma). La expulsión se produce en

el Grupo Pucara y la Formación Chonta.

El tiempo de expulsión de HC en el Grupo Pucara es durante el Eoceno superior (35Ma.),

para la Formación Chonta durante el Mioceno medio (13 Ma).


155

Fig. 123. Calibración buena de la curva de historia termal y los valores de reflectancia de

vitrinita %Ro en el pozo Yañez 26-14X.

Tucunare 1X

Con una profundidad aproximada de 4310 m, llego solo hasta la Formación Cushabatay.

Los espesores estratigráficos del Grupo Pucara y la Formación Sarayaquillo fueron

tomados de Parsep (2002), interpretada de secciones sísmicas (ver Fig. 108).

En la figura 124, se observa una excelente calibración de %Ro en el pozo. La historia de

sedimentación y subsidencia mostró una ligera erosión en la superficie de aprox. 70 m, la

erosión en el Cretácico inferior, es difícil cuantificar, debido a la falta de vitrinita en rocas

del pre-Cretácico.

La generación de HC se inicia durante el Eoceno inferior (45 Ma) con el grupo Pucara, en

la Formación Chonta durante el Mioceno inferior (20 Ma.), en las Formaciones Raya

(9Ma.) y Pozo (5Ma.) durante el Mioceno superior. La expulsión de HC solo son en el

Grupo Pucara y la Formación Chonta.

El tiempo de expulsión de los hidrocarburos en el Grupo Pucara se inicia durante el

Oligoceno (24 Ma.), y en la Formación Chonta durante el Mioceno medio (13 Ma.).


156

Fig. 124. Historia termal del pozo bien calibrado a partir de valores de reflectancia de

vitrinita (Tucunare 1X).

Bartra 1X

La profundidad alcanzada por este pozo es de 2768 m, con 55m de espesor de basamento.

En el modelado de este pozo, la calibración de reflectancia de vitrinita (%Ro) es aceptable

(Fig. 125), sin embargo no se tienen valores de vitrinita en rocas del pre-Cretácico, pero

dado que el basamento se encuentra en contacto directo con la Formación Cushabatay,

sugiere una erosión en el periodo Cretácico Inferior (ver Fig. 108), además es posible que

esta erosión sea muy parecida a la registrada por los pozos Yarina y La Frontera; es así que

la erosión asignada en el modelado es de aprox. 2200 m. También existe una pequeña

erosión en superficie de aprox. 200m (Fig. 126), esto posiblemente al levantamiento del

arco de Iquitos en los últimos 6 Ma (Hermoza, 2004).

La generación de hidrocarburos se inicia únicamente en la Formación Chonta durante el

Mioceno-Plioceno (5Ma.). El modelado no muestra ninguna expulsión de HC en este pozo.


157

Fig. 125. Calibración entre la curva de historia termal y los valores de reflectancia de

vitrinita %Ro distribuida únicamente en el Cretácico (Bartra 1X).

Fig. 126. Posible erosión que llego a abarcar hasta el Cretácico Inferior y una ligera

erosión en el Neógeno (Bartra 1X).


158

5.6. CONCLUSIONES

Los tiempos de generación y expulsión de hidrocarburos (HC) en las rocas generadoras

principales se muestran en la tabla 21.

Cuenca Pozos Formación/

Grupo

Inicio del Tiempo de

generación de HC

(Ma)


expulsion de HC (Ma)

Ubicación/

Observaciones

MA

DR

E D

E

DIO

S

FICTICIO 1 Cabanillas 270 Ma, Pérmico Inferior 5 Ma, Mioceno-Plioceno

Zona subandina

(Sinclinal de Punquiri)

LOS AMIGOS 2X,

PARIAMANU 1X,

PTO. PRIMO 2X,

RIO CARIYACU 1X

Cabanillas 270 Ma, Pérmico Inferior Pozos Ubicados en la

zona foredeep.

Tarma 200 Ma, Triásico Superior

Copacabana 11 Ma, Mioceno Superior

UC

AY

AL

I

CASHIRIARI 1X,

SAN MARTIN 1X,

Ambo 240 Ma, Triásico Medio-

Superior

1ª etapa 220 Ma, Triásico

superior y finaliza en 170

Ma, Jurasico Medio; 2ª

etapa, 85 Ma, Cretácico

Superior

Po

zos

ub

icad

os

al S

ur

de

la c

uen

ca,

cerc

a d

el a

rco

de

Fit

zcar

rald

Tarma 200 Ma, Triásico Superior 14 Ma, Mioceno Inferior

SEPA 1X

Cabanillas 280 Ma, Pérmico Inferior 8 Ma, Mioceno Superior

Ambo 235-215 Ma, Triásico

Medio-Superior

Tarma 180-170 Ma, Jurásico

Medio

Copacabana 30 Ma, Oligoceno

LA COLPA 1X,

MASHANSHA 1X,

RUNUYA 1X

Ambo 255-250 Ma, Pérmico-

Triásico

1ª etapa 230 Ma, Triásico

Medio; finaliza 100 Ma,

Cretácico Inferior

en el pozo

Mashansha 1X,

Ambo no expulsa

hidrocarburos.

Tarma 255-250 Ma, Pérmico-

Triásico

Copacabana 255-250 Ma, Pérmico-

Triásico

Ene 213 Ma, Triásico Superior Fm. Ene, solo en

La Colpa 1X.

SAN ALEJANDRO

1X, CHIO 1X

Cabanillas/

Ambo 190 Ma, Jurásico Inferior 18 Ma, Mioceno Inferior Es posible que el

Grupo Cabanillas

sea el que expulso

hidrocarburos.

No

rte

de

la c

uen

ca

Tarma/

Copacabana

100 Ma, Cretácica

Inferior-Medio 8 Ma, Mioceno Superior

Pucara 83 Ma, Cretácico Superior 60 Ma, Paleoceno

FICTICIO 2 Pucara 100 Ma, Cretácico

Inferior-Medio 60 Ma, Paleoceno

HUAYA 3X

Cabanillas 195Ma, Jurásico Inferior

1ª etapa 180 Ma, Jurasico

Inferior y finaliza en 115

Ma, Cretácico Inferior

Pozo ubicado cerca

del arco de Contaya,

limite de la cuenca

Marañón. Tarma/

Copacabana 180 Ma, Jurásico Inferior

Entre 120-115 Ma,

Cretácico Inferior

Tabla 21. Resultados de los tiempos de generación y expulsión de hidrocarburos obtenidos

en el modelado de cuenca.


159

Cuenca Pozos Formación/

Grupo


generación de HC (Ma)


expulsión de HC (Ma)

Ubicación/

Observaciones H

UA

LL

AG

A

PONASILLO 1X

Raya 12 Ma, Mioceno Medio

Pozo ubicado en

dirección SE de la

cuenca.

Chonta 15 Ma, Mioceno Medio 9-8 Ma, Mioceno Superior

Pozo 10 Ma, Mioceno Medio 7 Ma, Mioceno Superior

SA

NT

IAG

O

TANGUINTZA 1X

Pucara 80 Ma, Cretácico Superior 65 Ma, Paleoceno Pozo ubicado en el

Sur de la cuenca, zona

más profunda. Chonta 55 Ma, Paleoceno-Eoceno 24 Ma, Oligoceno

PUTUIME 1X

Pucara 40 Ma, Eoceno Medio 12 Ma, Mioceno Medio Pozo ubicado en el

Sur de la cuenca, es el

menos profundo. Chonta 12 Ma, Mioceno Medio

PIUNTZA 1

Pucara 68 Ma, Cretácico Superior 45 Ma, Eoceno Medio

Pozo ubicado en la

zona central de la

cuenca. Chonta 23 Ma, Oligoceno-

Mioceno

MA

RA

ÑÓ

N

LA FRONTERA 3X,

YARINA 2X

Cabanillas 295-287 Ma, Pérmico

Inferior

1ª etapa 260 Ma, Pérmico

Superior y finaliza 115 Ma,

Cretácico Inferior Pozos en el sector SE

de la cuenca, cerca al

arco de Contaya. Tarma/

Copacabana

285-275 Ma, Pérmico

Inferior

1ª etapa 120 - 113 Ma,

Cretácico Inf. (Aptiano)

YAÑEZ 1,

UNGUMAYO 1X

Pucara 85-75 Ma, Cretácico

Superior 40 - 35 Ma, Eoceno Medio

Pozos ubicados en el


cuenca y al NW de la

cuenca, cerca al arco

de Iquitos.

Raya 8 Ma, Mioceno Superior

Chonta 16-13 Ma, Mioceno Medio 13- 8 Ma, Mioceno

Superior

CHAMBIRA 4X Raya 4 Ma, Plioceno

CHAPULI 1X,

TUCUNARE1X

Pucara 60 - 45 Ma, Eoceno-

Paleoceno

24-20 Ma, Oligoceno-

Mioceno

Raya 9 Ma, Mioceno Superior

Chonta 20-14 Ma, Mioceno

Inferior 13-6 Ma, Mioceno Superior

Pozo

6 Ma, Mioceno Superior

BARTRA 1B-17-2X Chonta 5 Ma, Mioceno-Plioceno


Nota: Los resultados obtenidos de la Formación Contaya, representada en los pozos

Cashiboya, Pisqui, Huaya y La Frontera, no han sido incluidas en la tabla 21, debido a

que es una Formación muy antigua (Ordovícico) y al tipo de Kerogeno (tipo IV), sin

embargo es posible que la parte superior de esta formación corresponda al Grupo

Cabanillas, debido al buen potencial petrolero encontrado.


160

En resumen se muestran los cuadros de eventos princípiales en los sistemas petroleros para

cada una de las cuencas, mostrando a los principales y posibles sistemas.

Cuenca Madre de Dios

La formación de trampas estaría asociada al inicio de la estructuración de la zona

subandina, en el Mioceno Superior (Fig. 127). Es posible que la Formación Ene haya

generado hidrocarburos debido a su alto potencial petrolero.

Fig. 127. Sistemas petroleros en la zona subandina de la cuenca Madre de Dios,

mostrando a la principal roca generadora del Grupo Cabanillas y a la Formación Ene

como posible generador, y sus respectivas rocas reservorios y sellos.

Cuenca Ucayali

La formación de trampas en el sector Sur de la cuenca (Fig. 128), se inicia durante la

estructuración de la cuenca antepais Paleozoica (Tejada, 2006) en la etapa Eoherciniana

(finales del Devónico y principios del Carbonífero).

Fig. 128. Sistemas petroleros en el sector Sur de la cuenca Ucayali, las principales rocas

generadoras de los Grupos Cabanillas, Ambo y Tarma/Copacabana, y sus respectivas

rocas reservorios y sellos.


161

En el sector Norte de la cuenca (Fig. 129) se inicia durante el Cretácico Superior

(Perúpetro, 2005). Posteriormente se producen las trampas en ambos sectores de la cuenca,

en el periodo Neógeno, hace aprox. 10 Ma (Baby, et al., 2005).

Fig. 129. Sistemas petroleros en el sector Norte de la cuenca Ucayali, con las rocas

generadoras en los Grupos Cabanillas, Tarma/Copacabana y Pucara, y sus respectivas

rocas reservorios y sellos.

Cuenca Huallaga

La formación de trampas estaría asociada a la estructuración de los corrimientos, entre 10-

15 Ma (Mioceno), con una reactivación hace 5 Ma (Alvarez-Calderon, 1999). Es posible

que las rocas del Grupo Pucara tambien hallan generado y expulsado hidrocarburos (Fig.

130).

Fig. 130. Sistemas petroleros en la cuenca Huallaga, y tiene como principal roca

generadora la Formación Chonta, y al Grupo Pucara como posible generador, y sus

respectivas rocas reservorios y sellos.


162

Cuenca Santiago

La formación de trampas se generó a partir de inversiones tectónicas, según Navarro

(2005) en tres etapas: en el Cretácico Superior (85 Ma), en el Eoceno Inferior (50 Ma), y

en el Neógeno Superior (5 Ma). Esta cuenca presenta buen sistema petrolero (Fig. 131).

Fig. 131. Sistemas petroleros en la cuenca Santiago, tiene como rocas generadoras del

Grupo Pucara y la Formación Chonta, con sus respectivas rocas reservorios y sellos.

Cuenca Marañón

La formación de trampas estaría asociada a las inversiones tectónicas originadas en el

Cretácico Superior (Fig. 132). Posteriormente reactivadas durante el Neógeno (Baby,

2005), probablemente afectados por el levantamiento del arco de Iquitos a partir del

Mioceno-Plioceno (Roddaz et al., 2005).

Fig. 132. Sistemas petroleros en la cuenca Marañón, mostrando a las rocas generadoras

principales en los Grupos Cabanillas, Tarma/Copacabana, Pucara y la Formación

Chonta, con sus respectivas rocas reservorios y sellos.


163

Las erosiones principales que se han obtenido del modelado en las cuencas subandinas se

muestran en la tabla 22.

Cuenca Pozos Erosión

Superficial (m)

Erosión Pre-

Cushabatay (m)

MADRE DE

DIOS

FICTICIO 1 1600

LOS AMIGOS 2X 300

PARIAMANU 1X 300

PTO PRIMO 2X 300

RIO CARIYACU 1X 300

UCAYALI

AGUAYTIA 1 800

CASHIBOYA 29X 1500 3000

CASHIBOYA 1A 1200 4100

CASHIRIARI 1 (3X) 1000

CHIO 1X 500

FICTICIO 2

HUAYA 3X 1500 3400

LA COLPA 1X 200 1900

MASHANSHA 1X 300 1700

PISQUI 1X 1600

RASHAYA 1X 800

RUNUYA 1X 300 2700

SAN ALEJANDRO 1X 1300

SAN MARTIN 1X 700

SANUYA 3X 50

SEPA 1X 1600 600

TAHUAYA 1 400

HUALLAGA PONASILLO 1X 5000

SANTIAGO

PIUNTZA 1 600

PUTUIME 1X 1400

TANGUINTZA 1X 2200

MARAÑON

BARTRA 1B-17-2X 200 2200?

CHAMBIRA 4X

CHAPULI 1X

GUINEAYACU 1X

LA FRONTERA 3X 2500

MAHUACA 3X

PAVAYACU 3X

TIGRILLO 3X

TUCUNARE 1X 70

UNGUMAYO 1X

YANAYAC 27X

YANEZ 1

YARINA 2X 3500

Tabla 22. Erosiones durante el Neógeno y en el Cretácico Inferior (pre-Cushabatay)


164

Erosiones principales (Fig. 133) durante el Neógeno superior (erosión superficial) y

Cretácico inferior (erosión pre-Cushabatay)

Fig. 133. Izquierda: Erosiones principales en el Pre-Cushabatay, demarcado en color

azul; Derecha: Erosiones principales durante el Neógeno Superior, demarcado en color

blanco.


165

CAPITULO VI

CONCLUSIONES

1.- Existen dos importantes etapas de erosión: la primera etapa ocurrió en el Cretácico

inferior (erosión pre-Cushabatay), y la segunda etapa se inició en el Mioceno-Plioceno

(erosión superficial).

Erosión Pre-Cushabatay: primera etapa de erosión que se produjo durante el

Cretácico Inferior (115-125 Ma) donde predomino una importante fase erosiva, y se

caracterizo una superficie peneplanizada que ha sido identificada regionalmente en

varios sectores de las cuencas subandinas.

Erosión Superficial: Etapa final de erosión que se inició durante el Mioceno-

Plioceno, asociadas a los corrimientos que tuvieron lugar hace 15 Ma y que se

acentuó con el levantamiento del Arco de Fitzcarrald entre 11-5 Ma hasta la

actualidad.

2.- El tiempo de expulsión de hidrocarburos en las cuencas estudiadas, tienen buena

relación con el periodo de formación de trampas estructurales en cada una de las cuencas.

3.- 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.

4.- Los sistemas petroleros conocidos (!) e hipotéticos (.), nos permite tener mejores

expectativas para la exploración de hidrocarburos en las cuencas subandinas peruanas.


166

CAPITULO VII

RECOMENDACIONES

Realizar análisis de reflectancia de vitrinita en futuros pozos a perforarse en las

cuencas del Perú (Ucayali, Huallaga, Santiago y Marañón), con el proposito de obtener

una mejor precisión en los tiempos de expulsión de hidrocarburos.

Realizar análisis de marcas de fisión en Apatito (AFTA) de afloramientos en las

estructuras principales de la cuenca Ucayali (la zona del Boqueron del Padre Abad, los

altos del Shira y Contaya), con el objetivo de tener mejor exactitud de tiempos en la

extructuración de trampas de hidrocarburos.

Reunir mayor información de temperaturas (BHT), para obtener un mejor gradiente

geotérmico y obtener un flujo de calor actual (Heat Flow) mas óptimo de las cuencas

subandinas.


167

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(2) http://iga.igg.cnr.it/documenti/geo/Geothermal%20Energy.es.pdf

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(3) http://energia3.mecon.gov.ar/contenidos/archivos/publicaciones/folleto%20geoterm

ica.pdf

(4) http://geology.utah.gov/emp/geothermal/pdf/terrestrialhf.pdf

(5) http://www.searchanddiscovery.net/documents/beaumont02/index.htm

(6) http://web.usal.es/~gabi/APUNTES/TEMA8.PDF

Otros sitios visitados en Internet:



http://www2.jpl.nasa.gov/srtm/southAmerica_sp.htm

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://energia3.mecon.gov.ar/contenidos/archivos/publicaciones/folleto%20geotermica.pdf

http://energia3.mecon.gov.ar/contenidos/archivos/publicaciones/folleto%20geotermica.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



http://www2.jpl.nasa.gov/srtm/southAmerica_sp.htm


173

LISTADO DE IMÁGENES

Capitulo I

Fig. 1. Ubicación de las cuencas subandinas en algunos departamentos del Perú (limitado

en azul); extraído y modificado de la página web del Ministerio de Energía y Minas.

www.minem.gob.pe/ministerio/pub_atlas2001.asp ............................................................... 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). ........................................................................................ 3

Capitulo II Fig. 3. Los Andes Centrales (izquierda) y extensión de la cordillera de los Andes a lo largo

del continente (derecha). ....................................................................................................... 7

Fig. 4. Esquema morfo-estructural de las zonas de depósitos en una cuenca de antepaís ... 9

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). .. 10

Fig. 6. Límites estructurales de las cuencas Subandinas y altos estructurales. ................. 11

Fig. 7. Sección estructural LL’ (ver Fig.10) mostrando alguna de las estructuras

principales en la zona subandina (wedge top) y el antepaís (foredeep) (Extraído de

Hermoza, 2004). .................................................................................................................. 12

Fig. 8. Sección sísmica 97MCT-108 mostrando los sinclinales de Punquiri y Nusiniscato

en la cuenca Madre de Dios (Hermoza, 2004). ................................................................... 13

Fig. 9. Sección MM’ (ver Fig. 10), el Alto de Shira divide el sector sur de la cuenca

Ucayali en dos cuencas: Pachitea y Ucayali (extraído de IX Simposio Bolivariano

Colombia, 2006). ................................................................................................................. 14

Fig. 10. Ubicación de las secciones estructurales LL’ en Madre de Dios y MM’ de la

cuenca Ucayali. ................................................................................................................... 15

Fig. 11. Sección estructural transversal AA’ (ver Fig. 15) que contiene a la sección

sísmica 91-MPH-23 en la cuenca Huallaga mostrando algunas estructuras principales .. 16

Fig. 12. Sección sísmica GSI-50-230 y Q95-231 (ver Fig. 15), mostrando la inversión de

un semi-graben y la Cordillera de Campanquiz en la cuenca Santiago ............................. 17

Fig. 13. Sección PP’, hacia la zona este (ver Fig. 15), se observa que los sedimentos del

Neógeno se acuñan sobre el Arco de Iquitos que constituye el forebulge del sistema de

cuenca antepais (Extraído del Baby et al., 2005)................................................................ 19

Fig. 14. Sección sísmica PK8_41 (ver Fig. 15) mostrando una superficie de erosión en la

base del Cretácico sobre graben y horst (extraído de Parsep, 2002). ................................ 20

Fig. 15. Ubicación sección sísmica Marañón PK8_41 (Fig. 14), sísmica Santiago (Fig. 12)

y sección estructural mostrando parte de las cuencas Santiago y Marañón (Fig. 13), y

también la sección sísmica AA’ de la cuenca Huallaga (Fig. 11). ..................................... 20

Fig. 16. Arco de Fitzcarrald, actualmente conteniendo al alto de Paititi y el arco de Manu

(modificado de Tejada, 2006). ............................................................................................. 22

Fig. 17. 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 ................... 23

Fig. 18. Estratigrafía generalizada de las cuencas subandinas, mostrando una

discordancia erosional en el Cretacico inferior.................................................................. 25


174

Capitulo III Fig. 19. Calibración de la temperatura BHT mediante el programa Genex, en le pozo Chio

1X (izquierda) y el pozo San Alejandro 1X (derecha). ........................................................ 45

Fig. 20. Calculo aproximado de la gradiente geotérmica en el pozo Mashansha 1X con un

gradiente de 26.4 ºC/km. ..................................................................................................... 46

Fig. 21. Mapa de gradientes Geotérmicas calculados a partir de las temperaturas

corregidas (BHT). ................................................................................................................ 47

Fig. 22. Sentido de propagación del flujo de calor por conducción. .................................. 48

Fig. 23. Efecto de la sedimentación sobre el Heat Flow Superficial .................................. 49

Fig. 24. Ejemplo del norte de la cuenca Slope en Alaska. a) Estimación del Heat Flow

(mW/m2) y b) Temperatura de superficie tomada de los pozos de la cuenca. Las líneas

punteadas representan las unidades estratigráficas de la sección; las líneas gruesas

continuas representan las Isotermas (extraído de Deming, 1994). ..................................... 49

Fig. 25. Calibración del flujo de calor a profundidad actual (Bottom Heat Flow Actual) a

partir de las temperaturas BHT con el programa Genex; a la izquierda en el pozo Sepa

1X, y derecha en el pozo Mashansha 1X. ............................................................................ 50

Fig. 26. Variación del flujo de calor a profundidad (Bottom Heat Flow) a través del

tiempo, mostrando el valor actual utilizado en el modelado; a la izquierda en el pozo Sepa

1X y derecha en el pozo Ungumayo1X. ............................................................................... 51

Fig. 27. Mapa regional mostrando la variación del flujo de calor a profundidad actual

(Bottom Heat Flow actual) calculado con el programa Genex. ......................................... 52

Fig. 28. 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). .............................................................................................................................. 52

Fig. 29. Sección sísmica 91-MPH-03 mostrando a las formaciones jurasicas y cretácicas

aflorando en superficie (puntos azules), producida por los corrimientos en la cuenca

Huallaga (Hermoza, 2004). ................................................................................................. 53

Capitulo IV Fig. 30. Elementos y procesos en los sistemas petroleros .................................................. 54

Fig. 31. Relación de carbono/hidrógeno/oxígeno y tipos de kerogeno. .............................. 58

Fig. 32. Madurez termal (%Ro) del Grupo Cabanillas (Devónico), mostrando un nivel de

madurez que oscila desde el nivel pico hasta post-madura. ............................................... 60

Fig. 33. Madurez (%Ro) del Grupo Ambo desde un nivel inmaduro en Madre de Dios

hasta un nivel de madurez tardía en el sur de Ucayali. ...................................................... 61

Fig. 34. Madurez termal (%Ro) del Grupo Tarma/Copacabana. ....................................... 62

Fig. 35. Madurez termal (%Ro) de la Formación Ene. ....................................................... 63

Fig. 36. Madurez termal (%Ro) del Grupo Pucara. ........................................................... 64

Fig. 37. Variación de la madurez termal en la Formación raya, mostrando algunas zonas

con madurez pico y otras inmaduras. .................................................................................. 65

Fig. 38. Madurez termal (%Ro) de la Formación Chonta. ................................................. 66

Fig. 39. Madurez termal (%Ro) en la Formación Cachiyacu, con restricciones en una

parte de la cuenca Marañón. ............................................................................................... 66

Fig. 40. Madurez termal (%Ro) de la Formación Pozo en las cuencas Marañón y

Santiago. .............................................................................................................................. 67

Fig. 41. Potencial petrolero entre medio a muy bueno del Grupo Cabanillas. .................. 68

Fig. 42. Muestra un excelente potencial petrolero del Grupo Ambo cerca del pozo

Cashiriari 1 (zona de Camisea). ......................................................................................... 69

Fig. 43. Mapa de wt % TOC del Grupo Tarma/Copacabana mostrando un potencial

petrolero de pobre a medio, con dos únicos valores altos. ................................................. 70


175

Fig. 44. Potencial Petrolero Formación Ene, mostrando un rango de bueno a muy bueno.

............................................................................................................................................. 70

Fig. 45. Potencial petrolero del Grupo Pucara en parte de las cuencas: Ucayali, Huallaga

y Santiago. ........................................................................................................................... 71

Fig. 46. Potencial petrolero de la Formación Raya............................................................ 72

Fig. 47. Zonas con medio a buen potencial petrolero de la Formación Chonta en

tonalidades rojo y en azul las zonas de bajo potencial. ...................................................... 73

Fig. 48. Zonas con potencial petrolero de pobre a muy bueno en la formación Cachiyacu.

............................................................................................................................................. 73

Fig. 49. Potencial petrolero de pobre a muy bueno de la formación Pozo......................... 74

Fig. 50. Oil seep, muestras con bitumen y presencia de HC en pozos. ............................... 75

Fig. 51. Ubicación de pozos Runuya 1X y Sepa 1X. ........................................................... 85

Fig. 52. Oil seeps, zonas con mayor sedimentación y posibles cocinas en la cuenca

Huallaga. ............................................................................................................................. 89

Fig. 53. Ubicación de algunos pozos, en círculos rojos pozos con mayor (Ungumayo) y

menor (Bartra) sedimentación............................................................................................. 99

Capitulo V Fig. 54. Distribución de los pozos modelados (Derecha). ................................................ 102

Fig. 55. Registro de datos litológicos y de TOC en las rocas generadoras (Ver anexos). 103

Fig. 56. Incorporación de datos térmicos, Heat Flow y Temperatura BHT (A); y de

reflectancia de Vitrinita (%Ro); (B) (Ver anexos). .......................................................... 103

Fig. 57. Erosión superficial identificada en la sección sísmica 82-UBA-01, estructura del

pozo Sepa 1X en la Cuenca Ucayali (Petrobrás, 2003). ................................................... 105

Fig. 58. Ubicación de los pozos en la zona de antepais (foredeep) y del pozo ficticio1 en la

zona subandina (wedge top). ............................................................................................. 107

Fig. 59. Sección sísmica regional LL’, mostrando la ubicación aproximada de los pozos

Ficticio 1 y Pariamanu 1X, con diferencia de espesores entre la zona Subandina y la zona

de Antepais (extraído de House, 1999). ............................................................................ 108

Fig. 60. Calibración de reflectancia de vitrinita con la curva de enterramiento en los pozos

Pariamanu 1X y Puerto Primo 2X. .................................................................................... 109

Fig. 61. El Oil Windows se inicio durante el Pérmico-Triásico, en los pozos Pariamanu 1X

(Izquierda) y el pozo Puerto Primo 2X (Derecha). ........................................................... 109

Fig. 62. Pozo ficticio 1, la curva ha cambiado en relación al pozo Pariamanu 1X. ........ 110

Fig. 63. Historia de sedimentación y erosión en el Cretacico inferior (pozo Ficticio 1), en

la zona subandina (wedge top). ......................................................................................... 111

Fig. 64. Oil Windows en el Grupo Cabanillas (pozo Ficticio 1). ..................................... 111

Fig. 65. Expulsión de HC en el Grupo Cabanillas (pozo Ficticio 1). ............................... 112

Fig. 66. Acercamiento en mayor detalle de la figura 66 (pozo Ficticio 1). ...................... 112

Fig. 67. Expulsión de hidrocarburos en el Grupo Cabanillas a inicios del Plioceno ...... 113

Fig. 68. Ubicación de los pozos modelados en la zona sur de la cuenca Ucayali. ........... 114

Fig. 69. Sección estructural (extraído de Gil, 2001), mostrando el sector del pongo de

Mainique y las estructuras de Cashiriari 1X y San Martin 1X. ........................................ 115

Fig. 70. Buena calibración de la curva de historia termal con los valores de % Ro en el

(pozo Cashiriari 1X). ......................................................................................................... 116

Fig. 71. Expulsión de hidrocarburos en los Grupos Ambo y Tarma/Copacabana ........... 117

Fig. 72. Expulsión de hidrocarburos en el Grupo Ambo durante el Triásico-Jurásico y

posteriormente se reinicia en el Cretácico Superior (pozo Cashiriari 1X). ..................... 117

Fig. 73. Excelente calibración de la curva de historia termal con los valores de

reflectancia de vitrinita %Ro (Sepa 1X). ........................................................................... 118


176

Fig. 74. Historia de sedimentación y subsidencia, con las erosiones principales en el

Cretácico Inferior y Finales del Neógeno (Sepa 1X). ....................................................... 119

Fig. 75. Expulsión de hidrocarburos en el Grupo Cabanillas en el Mioceno (Sepa 1X).. 119


vitrinita %Ro (Mashansha 1X), se nota el efecto de la erosión en la base del Cretácico. 120

Fig. 77. Buena calibración en la curva de historia termal con los valores de reflectancia

de vitrinita %Ro en el pozo La Colpa 1X. ......................................................................... 121

Fig. 78. Calibración de la historia termal con los valores de %Ro en el pozo Runuya 1X.

........................................................................................................................................... 122

Fig. 79. Ubicación de los pozos principales que se encuentran en la zona Norte de la

cuenca Ucayali. ................................................................................................................. 123


vitrinita %Ro (Ficticio 2). ................................................................................................. 124

Fig. 81. Valores de reflectancia de vitrinita % Ro calibrados con la curva de historia

termal en el pozo San Alejandro 1X. ................................................................................. 125

Fig. 82. Tiempo de Oil Windows en los Grupos Pucara, Tarma/Copacabana y

Cabanillas/Ambo (San Alejandro 1X). .............................................................................. 125

Fig. 83. Inicio de expulsión de hidrocarburos con las secuencias Cabanillas/Ambo ...... 126

Fig. 84. Expulsión de Cabanillas/Ambo durante el Mioceno (San Alejandro 1X). .......... 126

Fig. 85. Expulsión de HC en el Grupo Pucara durante el Paleoceno .............................. 127

Fig. 86. Buena calibración de la curva de historia termal con los valores de %Ro

distribuidos en el Cretácico y Ordovícico (Cashiboya 29X). ............................................ 128

Fig. 87. Buena calibración de % Ro mostrando el efecto de la erosión de la base del

Cretácico (Cashiboya 1A). ................................................................................................ 129

Fig. 88. Calibración aceptable con % Ro distribuidos mayormente en el Cretácico ....... 130

Fig. 89. Erosiones ocurridas durante el Cretácico inferior y a fines del Neógeno .......... 130

Fig. 90. Tiempos de generación de hidrocarburos en la Formación Contaya y en los

Grupos Cabanillas, Tarma y Copacabana (Huaya 3X). ................................................... 131

Fig. 91. Expulsión de HC en los Grupos Cabanillas, Tarma y Copacabana (Huaya 3X).

........................................................................................................................................... 131

Fig. 92. Expulsión de HC en el Grupo Cabanillas en una etapa sobre-madura .............. 132

Fig. 93. Ubicación del pozo Ponasillo en la cuenca Huallaga, con las estructuras más

resaltantes (sinclinales de Biabo, Juanjuí y Huicungo). ................................................... 132

Fig. 94. Calibración aceptable de % Ro con la cuerva termal (Ponasillo 1X). ................ 134

Fig. 95. Erosión durante en el Neógeno (Ponasillo 1X). .................................................. 134

Fig. 96. Oil Windows en las Formaciones Raya, Chonta y Pozo (Ponasillo 1X). ............ 135

Fig. 97. Expulsión de HC en las rocas generadoras de las formaciones Chonta y Pozo

(Ponasillo 1X). ................................................................................................................... 135

Fig. 98. Expulsión de HC en la Formación Chonta en el Mioceno superior .................... 136

Fig. 99. Máxima expulsión de HC en la Formación Pozo durante el Mioceno-Plioceno

(Ponasillo 1X). ................................................................................................................... 136

Fig. 100. Ubicación de los pozos modelados en la cuenca Santiago. ............................... 137

Fig. 101. Buena calibración de % Ro con la historia termal en el pozo (Tanguintza 1X).

........................................................................................................................................... 138

Fig. 102. Historia de sedimentación y erosión, mostrando una erosión durante el Neógeno

(Tanguintza 1X). ................................................................................................................ 139

Fig. 103. Oil Windows en las rocas generadoras del Grupo Pucara y las Formaciones

Chonta y Pozo (Tanguintza 1X)......................................................................................... 139

Fig. 104. Expulsión de HC en el Grupo Pucara y la Formación Chonta (Tanguintza 1X).

........................................................................................................................................... 140


177

Fig. 105. Expulsión de HC en el Grupo Pucara a inicios del Paleoceno (Tanguintza 1X).

........................................................................................................................................... 140

Fig. 106. Expulsión en la Formación Chonta a inicios del Mioceno (Tanguintza 1X). ... 141

Fig. 107. Ubicación de los pozos modelados en la cuenca Marañón ............................... 143

Fig. 108. Secciones sísmicas interpretadas por Parsep (2002). ....................................... 144

Fig. 109. Buena calibración de reflectancia de vitrinita %Ro, con la curva de historia

termal (La Frontera 3X). ................................................................................................... 145

Fig. 110. Historia de sedimentación y subsidencia, con erosión en la base Cretácica .... 146

Fig. 111. Oil Windows en las rocas paleozoicas (La Frontera 3X). ................................. 146

Fig. 112. Expulsión de HC en las rocas generadoras del Paleozoico (La Frontera 3X). 147

Fig. 113. Expulsión de HC en el Grupo Cabanillas (La Frontera 3X). ............................ 147

Fig. 114. Calibración de los valores de % Ro (Yarina 2X). ............................................. 148

Fig. 115. Calibración de %Ro buena en el pozo (Ungumayo 1X). ................................... 149

Fig. 116. Expulsión de HC en rocas generadoras de Pucara y Chonta (Ungumayo 1X). 150

Fig. 117. Expulsión de hidrocarburos en el Grupo Pucara durante el Eoceno ............... 150

Fig. 118. Expulsión de HC en la Formación Chonta durante el Mioceno (Ungumayo 1X).

........................................................................................................................................... 151

Fig. 119. Calibración buena de la curva de historia termal con los valores de reflectancia

de vitrinita %Ro (Chapuli 1X). .......................................................................................... 152

Fig. 120. Expulsión de HC en Pucara y Chonta (Chapuli 1X). ........................................ 153

Fig. 121. Expulsión de HC en el Grupo Pucara durante el Mioceno inferior .................. 153

Fig. 122. Expulsión de HC en la Formación Chonta en el Mioceno superior .................. 154

Fig. 123. Calibración buena de la curva de historia termal y los valores de reflectancia de

vitrinita %Ro en el pozo Yañez 26-14X. ............................................................................ 155

Fig. 124. Historia termal del pozo bien calibrado a partir de valores de reflectancia de

vitrinita (Tucunare 1X). ..................................................................................................... 156

Fig. 125. Calibración entre la curva de historia termal y los valores de reflectancia de

vitrinita %Ro distribuida únicamente en el Cretácico (Bartra 1X). ................................. 157

Fig. 126. Posible erosión que llego a abarcar hasta el Cretácico Inferior y una ligera

erosión en el Neógeno (Bartra 1X).................................................................................... 157

Fig. 127. Sistemas petroleros en la zona subandina de la cuenca Madre de Dios,

mostrando a la principal roca generadora del Grupo Cabanillas y a la Formación Ene

como posible generador, y sus respectivas rocas reservorios y sellos. ............................ 160

Fig. 128. Sistemas petroleros en el sector Sur de la cuenca Ucayali, las principales rocas

generadoras de los Grupos Cabanillas, Ambo y Tarma/Copacabana, y sus respectivas

rocas reservorios y sellos. ................................................................................................. 160

Fig. 129. Sistemas petroleros en el sector Norte de la cuenca Ucayali, con las rocas

generadoras en los Grupos Cabanillas, Tarma/Copacabana y Pucara, y sus respectivas

rocas reservorios y sellos. ................................................................................................. 161

Fig. 130. Sistemas petroleros en la cuenca Huallaga, y tiene como principal roca

generadora la Formación Chonta, y al Grupo Pucara como posible generador, y sus

respectivas rocas reservorios y sellos. .............................................................................. 161

Fig. 131. Sistemas petroleros en la cuenca Santiago, tiene como rocas generadoras del

Grupo Pucara y la Formación Chonta, con sus respectivas rocas reservorios y sellos. .. 162

Fig. 132. Sistemas petroleros en la cuenca Marañón, mostrando a las rocas generadoras

principales en los Grupos Cabanillas, Tarma/Copacabana, Pucara y la Formación

Chonta, con sus respectivas rocas reservorios y sellos..................................................... 162

Fig. 133. Izquierda: Erosiones principales en el Pre-Cushabatay, demarcado en color

azul; Derecha: Erosiones principales durante el Neógeno Superior, demarcado en color

blanco. ............................................................................................................................... 164


178

LISTADO DE TABLAS

Capitulo III

Tabla 1. Ejemplo que muestra profundidades, temperatura y tiempo para el cálculo del

BHT real en el pozo San Alejandro 1X. .............................................................................. 45

Tabla 2. Conductividad Térmica de las rocas, con un error aproximado que se estima

entre 30 y 40 %, (Deming, 1994)......................................................................................... 48

Capitulo IV Tabla 3. Nivel de certeza del sistema petrolero (Magoon and Dow, 1994). ....................... 55

Tabla 4. Niveles de madurez termal de la materia orgánica para generar hidrocarburos

(Petters et al., 1994). ........................................................................................................... 55

Tabla 5. Potencial petrolero de la materia orgánica (Peters et al., 1994). ........................ 56

Tabla 6. Potenciales de los hidrocarburos expulsados (Peters et al., 1994). ..................... 56

Tabla 7. Clasificación de Porosidad y Permeabilidad (Levorsen, 1973). .......................... 58

Tabla 8. Clasificación de las rocas generadoras en la cuenca Madre de Dios. ................. 77

Tabla 9. Clasificación de los principales reservorios en la cuenca Madre de Dios. .......... 78

Tabla 10. Clasificación de las rocas generadoras en la cuenca Ucayali. .......................... 80

Tabla 11. Clasificación de los principales reservorios en la cuenca Ucayali. ................... 83

Tabla 12. Clasificación de las rocas generadoras en la cuenca Huallaga. ........................ 86

Tabla 13. Clasificación de las rocas reservorios en la cuenca Huallaga. .......................... 88

Tabla 14. Clasificación de las rocas generadoras en la cuenca Santiago. ........................ 90

Tabla 15. Clasificación de las rocas reservorios en la cuenca Santiago. .......................... 92

Tabla 16. Clasificación de las rocas generadoras en la cuenca Marañón. ........................ 95

Tabla 17. Clasificación de las rocas reservorios en la cuenca Marañón. .......................... 97

Tabla 18. Clasificación de los sistemas petroleros en las cuencas subandinas del Perú

según Magoon and Dow, 1994. ......................................................................................... 100

Capitulo V

Tabla 19. Relación de pozos seleccionados (Izquierda). .................................................. 102

Tabla 20. Variación del Heat Flow en el tiempo (Historia). ............................................ 106

Tabla 21. Resultados de los tiempos de generación y expulsión de hidrocarburos obtenidos

en el modelado de cuenca. ................................................................................................. 158

Tabla 22. Erosiones durante el Neógeno y en el Cretácico Inferior (pre-Cushabatay) ... 163

ANEXOS

DATOS GEOQUÍMICOS

Cuenca

Nombre del Pozo

Profundidad (m)

Reflectancia de vitrinita

(%Ro)

Carbono Total

Orgánico (Wt % TOC)

Formación Procedencia

Huallaga Ponasillo1X 10.00 0.67 Capas rojas Sup Mobil

Huallaga Ponasillo1X 400.00 0.6 0.58 Capas rojas Sup Parsep 2002

Huallaga Ponasillo1X 950.00 0.95 0.33 Casa Blanca Parsep 2002

Huallaga Ponasillo1X 1719.00 1.1 1.46-2.55 Chonta Mobil

Huallaga Ponasillo1X 2590.00 1.7 0.28 Cushabatay Parsep 2002

Huallaga Ponasillo1X 2737.00 1.8 1.5 Sarayaquillo Mobil

Marañón Chapuli1X 3102.86 0.57 0.93 Pozo CoreLab 1996

Marañón Chapuli1X 4358.64 0.62 0.72 Chonta CoreLab 1996




Marañón Chapuli1X 5090.16 0.78 0.63 cushabatay CoreLab 1996

Marañón Yarina 2X 450.00 0.36 Marañon Coop Tecnica 1980

Marañón Yarina 2X 1030.00 0.59 Pebas Coop Tecnica 1980

Marañón Yarina 2X 1220.00 0.56 Chambira Coop Tecnica 1980

Marañón Yarina 2X 2140.00 0.53 Yahuarango Coop Tecnica 1980

Marañón Yarina 2X 2360.00 0.55 Chonta Coop Tecnica 1980

Marañón Yarina 2X 1995.00 0.51 Pozo Petroperu 1980

Marañón Yarina 2X 3020.00 0.61 Cushabatay Petroperu 1980

Marañón Yarina 2X 3234.00 1.8 Tarma/Copacabana BGR 1980

Marañón Yarina 2X 3335.00 1.7 cabanillas BGR 1980

Marañón Yarina 2X 3375.66 2.16 0.79 cabanillas CoreLab 1996





Marañón Pauyacu 1X 2750 0.36 Chambira BGR 1982

Marañón Pauyacu 1X 3530 0.4 Yahuarango BGR 1982



Marañón Pauyacu 1X 4105 0.41 Vivian BGR 1982

Marañón Pauyacu 1X 4270 0.42 Chonta BGR 1982



Marañón Pauyacu 1X 4775 0.43 Agua caliente BGR 1982

Marañón Pauyacu 1X 5000 0.45 Raya BGR 1982

Marañón Pauyacu 1X 5020 0.43 Raya BGR 1982

Marañón Pavayacu 3X 550 0.32 Pebas BGR 1982



Marañón Pavayacu 3X 1250 0.43 Chambira BGR 1982

Marañón Pavayacu 3X 2080 0.42 Chambira SPT 1993

Marañón Pavayacu 3X 2100 0.55 Chambira SPT 1993

Marañón Pavayacu 3X 2200 0.45 Pozo BGR 1982

Marañón Pavayacu 3X 2230 0.36 Pozo DGSI 1995

Marañón Pavayacu 3X 2280 0.41 Yahuarango DGSI 1995

Marañón Pavayacu 3X 2680 0.48 Vivian SPT 1993

Marañón Pavayacu 3X 2690 0.53 Chonta BGR 1982


Marañón Pavayacu 3X 2740 0.72 Chonta SPT 1993

Marañón Pavayacu 3X 2745 0.63 Chonta DGSI 1995


Cuenca Nombre del

Pozo Profundidad

(m)


(%Ro)

Carbono Total





Marañón Pavayacu 3X 2920 0.62 Agua caliente SPT 1993


Marañón Pavayacu 3X 3000 0.67 Agua Caliente DGSI 1995

Marañón Pavayacu 3X 3090 0.54 Agua caliente SPT 1993




Marañón Pavayacu 3X 3195 0.53 Cushabatay SPT 1993

Marañón Pavayacu 3X 3195 0.54 Cushabatay BGR 1982


Marañón Pavayacu 3X 3270 0.64 Cushabatay DGSI 1995






Marañón La Frontera 3X 1560.58 0.45 19.69 Pozo CoreLab 1996

Marañón La Frontera 3X 1798.32 0.51 0.77 chonta CoreLab 1996

Marañón La Frontera 3X 1999.49 0.6 1.38 Chonta CoreLab 1996

Marañón La Frontera 3X 2493.26 0.59 0.95 cushabatay CoreLab 1996

Marañón La Frontera 3X 2575.56 0.85 0.92 Tarma/Copacabana CoreLab 1996

Marañón La Frontera 3X 2676.14 1.11 1.48 cabanillas CoreLab 1996

Marañón La Frontera 3X 2728.00 1.54 cabanillas IDES 1988


Marañón La Frontera 3X 2819.00 1.58 cabanillas IDES 1988


Marañón Yañez 1 20.00 0.22 Corrientes Robertson 1995

Marañón Yañez 1 1550.00 0.345 Pebas Robertson 1995

Marañón Yañez 1 3253.74 0.53 0.44 pozo CoreLab 1996

Marañón Yañez 1 4300.00 0.77 Vivian BGR 1982

Marañón Yañez 1 4450.00 0.75 Chonta Robertson 1995

Marañón Yañez 1 4460.75 0.63 0.68 chonta CoreLab 1996

Marañón Yañez 1 4600.00 0.77 Chonta Robertson 1995

Marañón Yañez 1 4770.00 0.88 Agua Caliente BGR 1982

Marañón Yañez 1 4800.00 0.83 Agua Caliente Robertson 1995

Marañón Yañez 1 4870.00 0.97 Agua Caliente BGR 1982

Marañón Yañez 1 4880.00 1 Agua Caliente BGR 1982

Marañón Yañez 1 4900.00 0.82 Raya Robertson 1995

Marañón Yañez 1 4969.76 0.76 0.57 Raya CoreLab 1996

Marañón Yañez 1 4995.00 0.93 Raya Robertson 1995

Marañón Ungumayo 1X 470.00 0.22 Corrientes Robertson 1981

Marañón Ungumayo 1X 780.00 0.25 Marañon Robertson 1981

Marañón Ungumayo 1X 1015.00 0.38 Marañon Robertson 1981

Marañón Ungumayo 1X 2750.00 0.49 Chambira Robertson 1981

Marañón Ungumayo 1X 4250.00 0.72 Vivian DGSI 1995

Marañón Ungumayo 1X 4280.00 0.66 Vivian Robertson 1981

Marañón Ungumayo 1X 4400.00 0.62 Vivian DGSI 1994

Marañón Ungumayo 1X 4430.27 0.62 0.23 Chonta Core Lab 1998



Cuenca Nombre del

Pozo Profundidad

(m)


(%Ro)

Carbono Total
































Marañón Ungumayo 1X 5110.00 0.74 Agua Caliente DGSI 1994

Marañón Chambira 4X 4149.85 0.59 1.01 Chonta Core Lab 1998

















Marañón Chambira 4X 4585.11 0.68 0.44 Agua Caliente Core Lab 1998


Cuenca Nombre del

Pozo Profundidad

(m)


(%Ro)

Carbono Total




Marañón Tigrillo 3X 1800.00 0.37 Pebas SPT 1993

Marañón Tigrillo 3X 2440.00 0.34 Chambira SPT 1993

Marañón Tigrillo 3X 3500.00 0.44 Pozo SPT 1993

Marañón Tigrillo 3X 3510.00 0.48 Pozo DGSI 1995

Marañón Tigrillo 3X 4050.00 0.48 Yahuarango DGSI 1995

Marañón Tigrillo 3X 4200.00 0.52 Cachiyacu SPT 1993

Marañón Tigrillo 3X 4250.00 0.57 Vivian DGSI 1994

Marañón Tigrillo 3X 4300.00 0.63 Chonta DGSI 1995

Marañón Tigrillo 3X 4308.35 0.51 0.27 Chonta Core Lab 1998





Marañón Tigrillo 3X 4480.00 0.6 Chonta SPT 1993

Marañón Tigrillo 3X 4510.00 0.65 Chonta SPT 1993






Marañón Tigrillo 3X 4690.00 0.65 Agua Caliente SPT 1993

Marañón Tigrillo 3X 4775.00 0.63 Agua Caliente DGSI 1995

Marañón Tigrillo 3X 4834.13 0.64 0.22 Raya(esp.) repsol Core Lab 1998




Marañón Tigrillo 3X 4900.00 0.67 Raya DGSI 1994

Marañón Tigrillo 3X 4920.00 0.66 Cushabatay DGSI 1995

Marañón Mahuaca 3X 4241.29 0.55 0.49 Chonta Core Lab 1998




















Cuenca Nombre del

Pozo Profundidad

(m)


(%Ro)

Carbono Total





















Marañón Mahuaca 3X 4710.68 0.73 0.70 Agua Caliente Core Lab 1998

Marañón Mahuaca 3X 4735.07 0.72 0.37 Agua Cal(parsep) Core Lab 1998

Marañón Mahuaca 3X 4738.12 0.7 0.32 Agua Cal(parsep) Core Lab 1998

Marañón Mahuaca 3X 4975.86 0.78 0.48 Raya(parsep) Core Lab 1998










Marañón Tucunare 1X 2811.78 0.62 0.40 Capas rojas Sup Core Lab 1998

Marañón Tucunare 1X 2857.50 0.63 0.35 Pozo Core Lab 1998

Marañón Tucunare 1X 3677.41 0.83 0.47 Cachiyacu Core Lab 1998

Marañón Tucunare 1X 3692.65 0.81 0.28 Cachiyacu Core Lab 1998

Marañón Tucunare 1X 3753.61 0.81 0.67 Chonta Core Lab 1998



Marañón Tucunare 1X 4027.93 0.89 0.70 Agua caliente Core Lab 1998

Marañón Tucunare 1X 4171.19 0.91 0.71 Raya Core Lab 1998



Marañón Bartra 2X (1B 2) 130.00 0.54 Pebas BGR 1982



Marañón Bartra 2X (1B 2) 1500.00 0.57 Chambira BGR 1982

Marañón Bartra 2X (1B 2) 1750.00 0.44 Pozo BGR 1982

Marañón Bartra 2X (1B 2) 2215.00 0.63 Vivian BGR 1982


Cuenca Nombre del

Pozo Profundidad

(m)


(%Ro)

Carbono Total




Marañón Bartra 2X (1B 2) 2270.00 0.5 Chonta BGR 1982

Marañón Bartra 2X (1B 2) 2500.00 0.54 Agua Caliente BGR 1982




Marañón Bartra 2X (1B 2) 2715.00 0.54 Cushabatay BGR 1982

Marañón Yanayacu 27X 800.00 0.41 Corrientes BGR 1982

Marañón Yanayacu 27X 920.00 0.43 Corrientes BGR 1982

Marañón Yanayacu 27X 1800.00 0.44 Pebas BGR 1982

Marañón Yanayacu 27X 2920.00 0.45 Chambira BGR 1982

Marañón Yanayacu 27X 3200.00 0.51 Yahuarango BGR 1982

Marañón Yanayacu 27X 3300.00 0.62 Vivian DGSI 1995

Marañón Yanayacu 27X 3385.00 0.51 Vivian SPT 1993

Marañón Yanayacu 27X 3400.00 0.52 Vivian BGR 1982










Marañón Yanayacu 27X 3750.00 0.63 Agua Caliente SPT 1993

Marañón Yanayacu 27X 3890.00 0.54 Agua Caliente SPT 1993

Marañón Yanayacu 27X 3985.00 0.74 Agua Caliente DGSI 1995

Marañón Yanayacu 27X 4050.00 0.63 Raya SPT 1993

Marañón Yanayacu 27X 4090.00 0.78 Raya DGSI 1995

Marañón Yanayacu 27X 4090.00 0.64 Raya SPT 1993

Marañón Yanayacu 27X 4210.00 0.81 Cushabatay DGSI 1995

Marañón Yanayacu 27X 4280.00 0.6 Cushabatay SPT 1993

Marañón Yanayacu 27X 4340.00 0.54 Cushabatay BGR 1982

Marañón Yanayacu 27X 4370.00 0.63 Cushabatay DGSI 1995

Marañón Yanayacu 27X 4400.00 0.58 Cushabatay BGR 1982

Marañón Yanayacu 27X 4450.00 0.68 Cushabatay SPT 1993

Marañón Yanayacu 27X 4500.00 0.73 Sarayaquillo DGSI 1995





Marañón Guineayacu 1X 3500.63 0.59 Pozo Repsol 2002

Madre de Dios Puerto Primo 2X 1798.00 0.38 7.31 Cachiyacu CoreLab 1996

Madre de Dios Puerto Primo 2X 1842.00 0.47 Vivian Mobil

Madre de Dios Puerto Primo 2X 2100.00 0.52 Oriente Perupetro 1982

Madre de Dios Puerto Primo 2X 2885.00 0.58 0.3 Tarma/Copacabana CoreLab 1996

Madre de Dios Puerto Primo 2X 3575.00 0.65 Ambo Mobil

Madre de Dios Puerto Primo 2X 3725.00 0.66 0.64 Cabanillas CoreLab 1996

Madre de Dios Puerto Primo 2X 3938.00 0.66 Cabanillas CoreLab 1996

Cuenca Nombre del

Pozo Profundidad

(m)


(%Ro)

Carbono Total



Madre de Dios Los Amigos 2X 3943.00 0.64 0.76 Ambo CoreLab 1996

Madre de Dios Los Amigos 2X 4039.00 0.64 1.26 Cabanillas CoreLab 1996





Madre de Dios Pariamanu 1X 2417.00 0.48 Chonta Mobil

Madre de Dios Pariamanu 1X 4091.45 0.7 1.11 Cabanillas CoreLab 1996

Madre de Dios Pariamanu 1X 4158.00 0.7 1.11 Cabanillas CoreLab 1996

Madre de Dios Rio Cariyacu1X 2308.00 0.47 7.15 Vivian CoreLab 1996

Madre de Dios Rio Cariyacu1X 2936.00 0.55 0.43 Tarma/Copacabana CoreLab 1996

Madre de Dios Rio Cariyacu1X 3344.00 0.56 0.4 Ambo CoreLab 1996

Santiago Putuime 1X 1671.83 0.58 Pozo CoreLab 1996

Santiago Putuime 1X 1746.50 0.39 Yahuarango DGSI 1998

Santiago Putuime 1X 1787.65 0.62 Yahuarango CoreLab 1996

Santiago Putuime 1X 2208.28 0.65 Yahuarango CoreLab 1996

Santiago Putuime 1X 2974.24 0.7 0.98 Chonta CoreLab 1996

Santiago Putuime 1X 3075.43 0.63 Cushabatay DGSI 1998




Santiago Putuime 1X 3327.81 0.76 1.42 Cushabatay CoreLab 1996








Santiago Piuntza 1 3744.47 0.79 Cachiyacu DGSI 1998



Santiago Piuntza 1 3918.20 0.83 Vivian DGSI 1998

Santiago Piuntza 1 3970.02 0.87 Vivian DGSI 1998

Santiago Piuntza 1 4017.87 0.85 Chonta DGSI 1998

Santiago Tanguintza 1X 0.00 0.42 12.26 Chambira DGSI 1998














Cuenca Nombre del

Pozo Profundidad

(m)


(%Ro)

Carbono Total



Santiago Tanguintza 1X 2865.10 0.88 0.2 Pozo DGSI 1998

Ucayali Cashiriari 3X 2350 0.6 0.32 Agua Caliente SPT 1993

Ucayali Cashiriari 3X 2531.00 0.65 0.91 Ene CoreLab 1996

Ucayali Cashiriari 3X 2668.00 0.56 3.73 Ene IDES 1988

Ucayali Cashiriari 3X 2680.00 0.78 3.73 Ene IDES 1988

Ucayali Cashiriari 3X 2670.00 0.65 4 Ene Elf 1994

Ucayali Cashiriari 3X 2671.00 0.64 2.57 Ene CoreLab 1996

Ucayali Sepa 1X 690.00 0.71 0.84 Ene CoreLab 1996

Ucayali Sepa 1X 930.00 0.68 0.47 Tarma/Copacabana CoreLab 1996

Ucayali Sepa 1X 1520.00 0.8 Ambo CoreLab 1996


Ucayali Sepa 1X 1700.00 0.85 1.08 Ambo CoreLab 1996


Ucayali Sepa 1X 1920.00 1.03 0.91 Cabanillas CoreLab 1996

Ucayali Sepa 1X 2020.00 1.08 Cabanillas CoreLab 1996

Ucayali Mashansha 1X 200.00 0.31 Capas rojas Sup CIGG 2006(Ecuador)

Ucayali Mashansha 1X 2053.00 0.85 Ambo CIGG 2006(Ecuador)

Ucayali San Martin 1X 3162.00 0.69 1.99 Tarma/Copacabana CoreLab 1996

Ucayali San Martin 1X 3539.00 0.78 9.68 Ambo CoreLab 1996




Ucayali Runuya 1X 2300.00 0.47 2.03 Chonta CoreLab 1996

Ucayali Runuya 1X 2552.00 0.49 2.36 Raya CoreLab 1996

Ucayali Runuya 1X 1735.00 0.4 0.11 Chambira DGSI 1997/1996

Ucayali Runuya 1X 2095.00 0.45 0.72 Cachiyacu DGSI 1997/1996

Ucayali Runuya 1X 2263.00 0.57 0.67 Chonta DGSI 1997/1996

Ucayali Runuya 1X 2136.00 0.46 Chonta SPT 1993

Ucayali Runuya 1X 2488.00 0.45 0.16 Agua Caliente DGSI 1997/1996

Ucayali Runuya 1X 2553.00 0.35 0.89 Raya DGSI 1997/1996

Ucayali Runuya 1X 2604.00 0.37 0.25 Cushabatay DGSI 1997/1996

Ucayali Runuya 1X 3067.00 1.45 0.18 Tarma/Copacabana DGSI 1997/1996



Ucayali Runuya 1X 2790 1.22 0.2 Tarma/Copacabana IDES 1988



Ucayali Runuya 1X 2670 0.56 Cushabatay SPT 1993

Ucayali Runuya 1X 3357.00 1.43 0.52 Ambo DGSI 1997/1996

Ucayali Runuya 1X 3398.00 1.29 0.65 Ambo DGSI 1997/1996

Ucayali Runuya 1X 3501.00 1.04 0.29 Basamento DGSI 1997/1996

Ucayali Huaya 3X 571.00 0.64 Chonta DGSI 1997/1996

Ucayali Huaya 3X 670.00 0.61 Chonta DGSI 1997/1996

Ucayali Huaya 3X 142 0.32 Pozo SPT 1993

Ucayali Huaya 3X 380 0.36 Vivian SPT 1993

Ucayali Huaya 3X 1055 0.48 Raya SPT 1993

Ucayali Huaya 3X 1060.00 0.56 1.25 Raya CoreLab 1996

Ucayali Huaya 3X 1076.00 0.67 Raya DGSI 1997/1996

Ucayali Huaya 3X 1115.00 0.66 Raya DGSI 1997/1996

Cuenca Nombre del

Pozo Profundidad

(m)


(%Ro)

Carbono Total



Ucayali Huaya 3X 1150 0.54 Cushabatay SPT 1993

Ucayali Huaya 3X 3343.00 3.48 0.55 Contaya DGSI 1997/1996

Ucayali Huaya 3X 3388 2.62 0.52 Contaya SPT 1993

Ucayali Huaya 3X 3397.00 2.77 0.58 Contaya CoreLab 1996

Ucayali Huaya 3X 3405.00 3.7 Contaya DGSI 1997/1996

Ucayali Pisqui 1 982.98 0.58 Yahuarango CoreLab 1996

Ucayali Pisqui 1 1223.77 0.65 0.43 Vivian CoreLab 1996

Ucayali Pisqui 1 1583.44 0.75 0.31 Chonta CoreLab 1996

Ucayali Pisqui 1 1891.28 0.71 0.32 Raya CoreLab 1996

Ucayali Pisqui 1 2186.94 0.78 0.42 Cushabatay CoreLab 1996

Ucayali Pisqui 1 2293.62 0.78 0.95 Contaya CoreLab 1996

Ucayali Pisqui 1 2350.62 0.89 0.95 Contaya CoreLab 1996

Ucayali Tahuaya 1 1866.90 0.57 0.31 Cachiyacu CoreLab 1996

Ucayali Tahuaya 1 2016.25 0.68 0.3 Chonta CoreLab 1996

Ucayali Tahuaya 1 2147.32 0.66 0.3 Chonta CoreLab 1996

Ucayali Tahuaya 1 2275.33 0.71 0.27 Agua Caliente CoreLab 1996

Ucayali Aguaytia 1 1863.85 0.90 0.31 Chonta CoreLab 1996

Ucayali Aguaytia 1 2768.19 0.99 0.4 Cushabatay CoreLab 1996

Ucayali Aguaytia 1 1755.00 0.53 0.32 Cachiyacu Coop Tecnica 1982

Ucayali Aguaytia 1 1764.00 0.63 Vivian Coop Tecnica 1982


Ucayali Aguaytia 1 2524.00 0.68 Raya Coop Tecnica 1982

Ucayali La colpa 1X 1402.08 1.26 0.5 Chonta DGSI 1997/1996

Ucayali La colpa 1X 1729.74 0.71 1.01 Ene DGSI 1997/1996

Ucayali La colpa 1X 1772.41 0.53 0.63 Tarma/Copacabana DGSI 1997/1996











Ucayali La colpa 1X 2520.70 1.28 0.48 Ambo DGSI 1997/1996




Ucayali La colpa 1X 2598.42 0.79 5.31 Ambo CoreLab 1996


Ucayali La colpa 1X 2674.62 0.96 Ambo DGSI 1997/1996








Cuenca Nombre del

Pozo Profundidad

(m)


(%Ro)

Carbono Total





Ucayali Rashaya Sur 1X 2531.00 0.82 0.44 Chonta Idemitsu 1999

Ucayali Rashaya Sur 1X 3420.00 0.85 0.95 Cabanillas Idemitsu 1999

Ucayali Chio 1X 2132.08 0.66 0.47 Vivian Idemitsu 1999

Ucayali Chio 1X 2683.76 0.78 0.27 Agua Caliente Idemitsu 1999

Ucayali Chio 1X 2854.45 0.87 0.28 Raya Idemitsu 1999

Ucayali Chio 1X 2961.13 0.90 0.30 Cushabatay Idemitsu 1999

Ucayali San Alejandro 1X 1330.45 0.69 Cachiyacu CoreLab 1998

Ucayali San Alejandro 1X 1531.62 0.72 0.26 Chonta CoreLab 1998

Ucayali San Alejandro 1X 1714.50 0.78 0.23 Chonta CoreLab 1998

Ucayali San Alejandro 1X 1952.24 0.88 Agua Caliente CoreLab 1998

Ucayali San Alejandro 1X 2124.46 0.86 Raya CoreLab 1998

Ucayali San Alejandro 1X 2232.66 0.91 Cushabatay CoreLab 1998

Ucayali San Alejandro 1X 2260.09 0.9 Cushabatay CoreLab 1998

Ucayali San Alejandro 1X 3154.68 1.32 0.38 Pucara CoreLab 1998

Ucayali San Alejandro 1X 3180.59 1.22 1.03 Pucara Idemitsu 1999

Ucayali San Alejandro 1X 3195.83 1.22 2.96 Pucara Idemitsu 1999

Ucayali Cashiboya 1A 175.00 0.49 0.6 Cachiyacu DGSI 1997/1996

Ucayali Cashiboya 1A 280.00 0.42 0.33 Chonta DGSI 1997/1996



Ucayali Cashiboya 1A 550.00 0.54 0.25 Agua Caliente DGSI 1997/1996



Ucayali Cashiboya 1A 815.00 0.58 0.41 Raya DGSI 1997/1996

Ucayali Cashiboya 1A 1055.00 2.51 0.65 Contaya DGSI 1997/1996






Ucayali Sanuya 3X 2804.00 0.47 0.2 Chonta SPT 1993

Ucayali Sanuya 3X 2849.88 0.41 0.2 Chonta CoreLab 1996

Ucayali Sanuya 3X 3011.42 0.54 0.2 Chonta CoreLab 1996

Ucayali Sanuya 3X 3300.00 0.55 Cushabatay SPT 1993

Ucayali Sanuya 3X 3350.00 1.05 0.84 Ene Elf 1996

Ucayali Cashiboya 29X 364.00 0.4 3.14 Cachiyacu SPT 1993

Ucayali Cashiboya 29X 463.00 0.44 Chonta SPT 1993

Ucayali Cashiboya 29X 530.00 0.58 Chonta DGSI 1997/1996



Ucayali Cashiboya 29X 766.00 0.47 0.41 Agua caliente SPT 1993



Ucayali Cashiboya 29X 1035.00 0.55 0.56 Raya SPT 1993

Ucayali Cashiboya 29X 1228.00 0.58 Cushabatay SPT 1993

Ucayali Cashiboya 29X 1335.00 1.45 0.69 Contaya SPT 1993

Ucayali Cashiboya 29X 1354.00 1.76 0.56 Contaya DGSI 1997/1996

Cuenca Nombre del

Pozo Profundidad

(m)


(%Ro)

Carbono Total



Ucayali Cashiboya 29X 1396.00 1.33 0.62 Contaya SPT 1993

Ucayali Aguaytia 1 1863.85 0.9 0.31 Chonta CoreLab 1996

Ucayali Aguaytia 1 2768.19 0.99 0.4 Cushabatay CoreLab 1996

Ucayali Aguaytia 1 1755.00 0.53 0.32 Cachiyacu Coop Tecnica 1982



Ucayali Aguaytia 1 2524.00 0.68 Raya Coop Tecnica 1982

DATOS LITOLÓGICOS

REGISTRO DE DATOS LITOLÓGICOS

CUENCA MARAÑÓN

Nombre del pozo

Formación Edad (Ma)

Profundidad (base)

Espesor/ Erosión

Litología (100%)

Limolita Lutita Arenisca Caliza Marga

Superficie 2 -200

Pebas 14 549.0 549.0 50 20 10 20

Chambira 23 1695.0 1146.0 50 10 30 10

Pozo 42 1858.0 163.0 50 50

Yahuarango 60 2177.0 319.0 40 40 20

BARTRA 2X Cachiyacu 68 2219.0 42.0 20 80

Vivian 70 2267.0 48.0 100

Chonta 90 2416.0 149.0 50 20 30

Agua Caliente 100 2530.0 114.0 100

Raya 105 2613.0 83.0 90 10

Cushabatay 112 2734.0 121.0 10 90

Erosión 125 -2200

Basamento 550 2767.0 33

Nombre del pozo


Profundidad (base)

Espesor/ Erosión

Litología (100%)


Corrientes 1 522.0 522.0 40 20 40

Marañón 3 1326.0 804.0 50 30 20

Pebas 14 1736.0 410.0 65 35

Chambira 23 2969.0 1233.0 60 40

Pozo 42 3146.0 177.0 40 40 10 10

Yahuarango 60 4158.0 1012.0 60 20 20

Huchpayacu 67 4176.0 18.0 100

CHAPULI 1X Cachiyacu 68 4243.0 67.0 60 40

Vivian 70 4272.0 29.0 10 10 80

Chonta 90 4861.0 589.0 10 40 30 20

Agua Caliente 100 4941.0 80.0 10 20 70

Raya 105 5020.0 79.0 10 70 20

Cushabatay 112 5480.0 460.0 10 90

Erosión 125 -100.0

Sarayaquillo 315 6080.0 600.0 50 20 30

Pucara 390 6770.0 690.0 30 20 50

Nombre del pozo


Profundidad (base)

Espesor/ Erosión

Litología (100%)

Limolita Lutita Arenisca Caliza Carbon/

Anhydrita

Corrientes 2 926.7 926.7 30 25 40 5

Marañón 5 1359.9 433.2 10 25 45 20

Pebas 14 2272.5 912.6 50 45 5

Chambira 23 3315.2 1042.7 40 30 20 10

Pozo 42 3501.8 186.6 45 45 5 5

CHAMBIRA Yahuarango 60 4048.4 546.6 50 40 10

4X Vivian 70 4144.0 95.6 5 20 70 5

Chonta 90 4519.7 375.7 5 55 35 5

Agua Caliente 100 4694.0 174.3 20 80

Raya 105 4779.0 85.0 5 75 20

Cushabatay 112 5064.0 285.0 5 5 90

Erosión 125 -2000.0

Sarayaquillo 160 5464.0 400.0 40 30 30

Nombre del pozo


Profundidad (base)

Espesor/ Erosión

Litología (100%)


Corrientes 2 110.0 110.0 40 60

Marañón 5 363.0 253.0 40 60

Pebas 14 576.0 213.0 15 80 5

Chambira 23 1474.0 898.0 40 30 30

Pozo 42 1557.0 83.0 100

Yahuarango 60 1610.0 53.0 60 30 10

LA Cachiy/Huchp 67 1648.0 38.0 40 60

FRONTERA Vivian 75 1735.0 87.0 10 90

1X Chonta 90 2017.0 282.0 50 30 20

Agua Caliente 100 2223.0 206.0 5 5 90

Raya 105 2316.0 93.0 5 90 5

Cushabatay 112 2571.0 836.0 10 90

Erosión 125 -2500.0

Tarma/Copac 315 2591.0 20.0 10 30 20 40

Cabanillas 390 2935.0 344.0 30 60 10

Contaya 460 3024.0 89.0 10 90

Nombre del pozo


Profundidad (base)

Espesor/ Erosión

Litología (100%)

Limolita Lutita Arenisca Caliza Anhydrita

Corrientes 2 445.0 445.0 35 30 30 5

Marañón 5 930.0 485.0 50 20 30

Pebas 14 1097.0 167.0 45 45 10

Chambira 23 1993.0 896.0 50 25 20 5

Pozo 42 2117.0 124.0 50 50

Yahuarango 60 2145.0 28.0 60 40

Cachiyacu 70 2200.0 55.0 30 70

YARINA 1X Vivian 80 2292.0 92.0 100

Chonta 90 2551.0 259.0 30 70

Agua Caliente 100 2725.0 174.0 5 5 90

Raya 105 2819.0 94.0 40 50 10

Cushabatay 112 3034.0 742.0 10 90

Erosión 125 -3500.0

Tarma/Copac 315 3288.0 254.0 10 90

Cabanillas 390 3637.0 349.0 70 30

Basamento 500 3741.0 104.0

CUENCA HUALLAGA

Nombre del pozo


Profundidad (base)

Espesor/ Erosión

Litología (100%)


Superficie 5 -5000.0

Capas rojas S. 23 422.0 422.0 50 10 30 10

Pozo 42 557.0 135.0 40 40 20

Yahuarango 60 904.0 347.0 70 30

Casa Blanca 65 1119.0 215.0 10 90

PONASILLO Cachiyacu 68 1266.0 147.0 70 30

1X Vivian 80 1353.0 87.0 30 70

Chonta 90 2006.0 653.0 30 10 40 20

Agua Caliente 100 2215.0 209.0 10 90

Raya 105 2424.0 209.0 10 70 20

Cushabatay 112 2602.0 1249.0 5 95

Erosión 125 -500.0

Sarayaquillo 160 3102.0 500.0 65 35

CUENCA SANTIAGO

Nombre del pozo


Profundidad (base)

Espesor/ Erosión

Litología (100%)



Chambira 23 2570.0 2570.0 60 40

Pozo 42 2877.0 307.0 40 45 15

Yahuarango 60 3281.0 404.0 60 40

Casa Blanca 65 3358.0 77.0 100

Huchpayacu 71 4880.0 1522.0 70 30

TANGUINTZA Cachiyacu 75 4985.0 105.0 70 30

1X Vivian 80 5102.0 117.0 100

Chonta 90 6130.0 1028.0 50 10 40

Cushabatay 105 6350.0 220.0 10 90

Erosión 125 -500.0

Sarayaquillo 160 7050.0 700.0 60 40

Pucara 200 7900.0 850.0 30 20 50

CUENCA UCAYALI

Nombre del pozo


Profundidad (base)

Espesor/ Erosión

Litología (100%)


Superficie 5 -1200

Pozo 50 20.0 20.0 50 20 20 10

Yahuarango 60 75.0 55.0 50 50

Casa Blanca 65 120.0 45.0 10 20 70

Huchpayacu 67 142.0 22.0 100

CASHIBOYA Cachiyacu 68 173.0 31.0 40 60

1A Vivian 80 243.0 70.0 20 80

Chonta 90 520.0 277.0 40 60

Agua Caliente 100 746.0 226.0 20 70 10

Raya 105 869.0 123.0 60 20 20

Cushabatay 112 1020.0 151.0 10 90

Erosión 125 -4100.0

Contaya 460 1396.0 376.0 10 40 50

Nombre del pozo


Profundidad (base)

Espesor/ Erosión

Litología (100%)

Limolita Lutita Arenisca Caliza Dolomita

Superficie 5 -200.0

Capas Rojas 60 1266.0 1266.0 40 20 40

Casa Blanca 65 1320.0 54.0 5 95

Vivian 70 1335.0 15.0 10 90

Chonta 90 1547.0 212.0 20 20 40 20

Agua Caliente 100 1708.0 161.0 10 90

LA COLPA Erosión 125 -1900.0

1X Ene 270 1735.2 27.2 40 60

Copacabana 300 2212.0 476.8 30 70

Tarma 308 2444.0 232.0 5 20 50 25

Green Sand. 310 2508.0 64.0 100

Ambo 360 2868.0 360.0 35 25 40

Basamento 550 2926.0 58.0

Nombre del pozo


Profundidad (base)

Espesor/ Erosión

Litología (100%)



Chambira 23 1066.8 1066.8 50 20 30

Yahuarango 60 1187.5 120.7 60 40

Huchpayacu 67 1315.5 128.0 65 35

Cachiyacu 68 1364.0 48.5 70 30

Vivian 80 1438.0 74.0 5 95

SAN Chonta 90 1798.0 360.0 10 40 20 30

ALEJANDRO Agua Caliente 100 1984.0 186.0 5 15 80

1X Raya 105 2174.0 190.0 25 45 30

Cushabatay 112 2304.0 130.0 20 80

Erosión 125 -2500.0

Sarayaquillo 160 2862.0 558.0 40 30 30

Pucara 200 3203.0 341.0 10 30 30 30

Tarma/Copac 320 3593.0 390.0 10 20 40 30

Caban/Amb 390 4293.0 700.0 30 40 30

Nombre del pozo


Profundidad (base)

Espesor/ Erosión

Litología (100%)



Terciario 60 44.0 44.0 50 50

Vivian 70 90.0 46.0 10 10 80

Chonta 90 340.0 250.0 20 20 40 20

Agua Caliente 100 404.0 64.0 10 90

Erosión 125 -600.0

SEPA 1X Mainique/Ene 260 628.0 224.0 10 10 80

Ene 270 730.0 102.0 20 10 70

Copacabana 300 1212.0 482.0 25 75

Tarma 315 1448.0 236.0 30 50 20

Green Sand. 320 1473.0 25.0 100

Ambo 360 2090.0 617.0 30 30 40

Cabanillas 390 2407.0 317.0 20 50 30

Basamento 550 2430.0 23.0

CUENCA MADRE DE DIOS

Nombre del pozo


Profundidad (base)

Espesor/ Erosión

Litología (100%)

Limolita Lutita Arenisca Caliza Marga/

Dolomita

Madre de Dios 5 430.0 430.0 10 90

Ipururo 25 1730.0 1300.0 60 40

Huayabamba 60 2198.0 468.0 60 10 30

Casa Blanca 65 2243.0 45.0 10 90

Cachiy/Huchp 67 2267.0 24.0 40 40 20

PARIAMANU Vivian 70 2337.0 70.0 10 90

1X Chonta 90 2485.0 148.0 30 50 20

Agua Caliente 100 2620.0 135.0 10 90

Erosión 125 -200.0

Ene 270 2681.0 61.0 40 60

Copacabana 300 3780.0 1099.0 20 10 70

Tarma 310 3939.0 159.0 10 10 20 40 20

Ambo 360 4121.0 182.0

Cabanillas 390 4721.0 600.0

Nombre del pozo


Profundidad (base)

Espesor/ Erosión

Litología (100%)


Mazuko 3 500.0 500.0 100

Grupo Ipururo 25 4000.0 3500.0 60 40

Huayabamba 60 4500.0 500.0 60 10 30

Casa Blanca 65 4545.0 45.0 10 90

Cachiy/Huchp 67 4569.0 24.0 40 40 20

Vivian 70 4639.0 70.0 100

FICTICIO 1 Chonta 90 4787.0 148.0 30 20 30 20

Agua Caliente 100 4987.0 200.0 10 90

Erosión 125 -1600.0

Cabanillas 390 5717.0 730.0 30 40 30

Ordov/Devonic 430 7717.0 2000.0 80 20

Basamento 550 7817.0 100.0

capitulo ii cuencas subandinas del peru

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