Elementos

2.3.4.3.1.1.Roca Madre.

Por más de 2 décadas se pensaba que casi todo el petróleo encontrado en la Cuenca Marañón era proveniente de roca madre Cretácea; sin embargo, un origen distinto al Cretáceo era necesario para explicar los petróleos encontrados al Sur de los yacimientos Valencia - Nueva Esperanza. Se hicieron análisis geoquímicos sistemáticos por varias compañías importantes, entre ellas Geomark (1994) y Core Lab. (1996), los cuales sirvieron para encaminar otra correlación.

Estas compañías hicieron análisis de Cromatografía de Gases (GC) y Cromatografía de Gases-Espectometría de masas (GC/MS), los cuales ayudaron a discriminar los petróleos y hacer posible una correlación de ellos con la roca madre Triásico Tardío / Jurásico temprano Pucará. A pesar sólo se han hecho muy pocos análisis de correlación petróleo-roca madre (se han estudiado algunos petróleos extraídos del Grupo Pucará aflorante en el subandino: Por ej. Quebrada Uchumarca y Gallohuancana) la presencia del biomarcador dinoesterano derivado de algas dinoflageladas que aparecieron desde el Triásico tardío sustentan esta hipótesis.

Estratigráficamente se ha dividido al Grupo Pucará en 3 formaciones (Megard 1968), a la base del Grupo se tiene a la Fm. Chambará (Noriano a Rhaetiano temprano, -Prinz y Hildebrant, 1994) compuesto principalmente por calizas bituminosas gris oscuro intercaladas con algunas capas de areniscas. Sobreyaciendo a esta se depositó la Fm. Aramachay (Rhaetiano a Sinomuriano, -Prinz y Hildebrant, 1994) compuesta principalmente por lutitas bituminosas gris oscuras intercaladas con algunas capas de areniscas y areniscas volcánicas hacia el tope. Finalmente, al tope se tiene la Fm. Condorsinga (Sinemuriano tardío a Pliensbachiano, -Prinz y Hildebrant, 1994) compuesta principalmente por una secuencia monótona de calizas fosilíferas de color gris a gris oscuro con abundantes cherts y algunas capas de tufos volcánicos.

La mayoría de muestras del Grupo Pucará colectadas para análisis geoquímicos provienen principalmente del subandino peruano y pertenecen a las formaciones Chambará y Condorsinga y la mayoría de estas han sido identificadas como de pobre calidad y sobremaduras, mientras que Megard en 1968 reportó muestras de impregnaciones de asfalto pertenecientes la Fm. Aramachay en la localidad de Huancayo. Sin embargo, Core Lab (1996) obtuvo muchas muestras de afloramiento del Grupo Pucará con valores superiores a 1 wt% de TOC en el subandino peruano.

Es importante anotar que una prueba de formación (DST) del pozo Oxapampa 7-1 (ubicado al Sur, en la subcuenca Pachitea) muestra la presencia de varios horizontes con muchas impregnaciones de brea en el grupo Pucará; por otra parte, al Norte de Marañón, en el Suroeste Ecuatoriano (Cuenca Oriente) BEICIP y Amoco hicieron algunos análisis geoquímicos en muestras del Gp. Pucará (Fm. Santiago en Ecuador), las cuales sugieren una Roca Madre de buena calidad en el levantamiento Cutucú, desafortunadamente debido al alto grado de madurez fue imposible hacer una extracción de petróleo de ellas. Algunas muestras seleccionadas de niveles finamente laminados de Calizas y Lutitas han sido interpretadas como provenientes de un ambiente anóxico y reductor.

2.3.4.3.1.2.Roca Reservorio.

La calidad de la roca reservorio fue controlada por varios factores que incluyen: la profundidad de soterramiento (Fuentes 1980), las facies depositacionales (Valasek et al, 1987) y la estabilidad tectónica de la Cuenca. La calidad del principal reservorio, el Miembro Cetico de la Formación Chonta está controlada por el tipo de facies y su ambiente depositacional.

En general, las facies del Miembro Cetico usualmente mejoran cuando pasan de lower shore face al Oeste de la Cuenca hacia facies de upper shore face y fluviales al Este. Así mismo, las areniscas masivas y las areniscas con estratificación cruzada del Miembro Cetico exhiben mejor calidad de reservorio que las areniscas bioturbadas. La porosidad promedio de las areniscas masivas y con estratificación cruzada es de 20% con permeabilidades entre 800 a 1600 mD en los campos productivos, y por otra parte las areniscas bioturbadas de ambiente

lower shore face en general presentan menos calidad de reservorio, con una porosidad promedio de 16% y permeabilidades del orden de decenas de milidarcys.

Otras variables que influencian negativamente la porosidad y permeabilidad de las areniscas del Miembro Cetico son la cementación, la presencia de granos dúctiles como la glauconita y la presencia de arcillas relacionadas a variación de litofacies y ambientes depositacionales. En resumen, las facies con mejor calidad de reservorio consisten de estratos fluviales agradacionales y de upper shore face caracterizados por estraficación cruzada, estratificación planar-tabular y laminar tipo ripples.

2.3.4.3.1.3.Roca Sello.

La calidad e integridad de los sellos está también controlada por las facies sedimentarias y la profundidad de soterramiento, además de la composición del cemento y la actividad tectónica a la que estuvieron sometidos.

Los sellos potenciales para el Sistema de Petróleo Pucará-Cetico(.) pueden ser descritos en términos de sellos de capacidad de presión (una cifra calculada de la altura de columna de hidrocarburo que puede soportar cierta litología), la geometría del sello (incluye la posición estratigráfica, ambiente depositacional, el espesor y extensión areal de la litología) y la integridad del sello (incluye las propiedades mecánicas como la ductibilidad, compresibilidad y el grado de fracturamiento). Es importante notar que también existe potencial para sellos capilares en algunas estructuras de la cuenca. Mientras que los sellos capilares no pueden soportar más de 90 metros de columna de hidrocarburos, los sellos de presión pueden soportar muy grandes columnas, lo cual está en función de sus ductibilidades.

Están documentados buenos sellos capilares para el miembro Cetico Inferior en varios yacimientos, por ej. Pavayacu, Capirona, Chambira, los cuales están dados por lutitas y carbonatos transgresivos; además en el principal yacimiento de este Sistema de Petróleo (Corrientes) existe evidencia de láminas muy finas de lutitas que actúan como sellos entre los principales cuerpos de areniscas reservorio, estos sellos han sido evidenciados por los múltiples contacto de fluidos distinguidos en los pozos perforados en la cresta de la estructura

en la etapa madura del yacimiento. Sin embargo, siempre existe indicación de buenos sellos de presión para los miembros Cetico y Pona en el yacimiento Corrientes, los cuales soportan la significativa acumulación y columna de petróleo que en total tienen estos reservorios.

2.3.4.3.1.4.Trampas.

La cuenca Marañón contiene estructuras que varían en edad desde el Turoniano hasta el tiempo presente, el principal tiempo de deformación estuvo asociado a la orogenia Andina desde el Campaniano Tardío hasta el Reciente.

Todas las estructuras productivas de la cuenca Marañón fueron perforadas con información de sísmica 2D adquirida en los años 70s y 80s. Dicha información fue diseñada con tecnología antigua y parámetros de registro también antiguos, orientados principalmente a investigar la secuencia cretácea sin poner mucha atención a los problemas de estática creados por la topografía y los cambios de velocidad en las capas superficiales. Posteriormente J. Chung (1995) documentó la importancia de los cambios de velocidad laterales y verticales en las secuencias Cenoziocas de la parte Norte de la cuenca (Lote 1AB), las cuales pueden jugar un papel importante en la ausencia de cierre en tiempo en varios yacimientos de esta zona.

La adquisición de sísmica 3D sobre algunos de los principales yacimientos de la Cuenca ha servido entre otras cosas para evaluar las correspondientes evoluciones estructurales de los mismos. Al analizar la evolución del yacimiento Corrientes, se demuestra que las condiciones estructurales de entrampe estuvieron presentes desde el Eoceno Medio hasta el presente y fueron cambiando de configuración (sin perder cierre) con los posteriores eventos tectónicos de la Orogenia Andina hasta el tiempo presente.

Para determinar las condiciones de entrampamiento del yacimiento Corrientes desde el Eoceno Medio (tiempo de depositación de la Fm. Pozo), se horizontalizó el reflector Fm Pozo sobre el cubo 3D y se preparó un mapa al reflector Cetico (Fm. Chonta). En este mapa se observa una trampa estructural de 15 milisegundos de cierre estructural en el campo Corrientes, lo cual concuerda con mapas isópacos preparados en base a la información de pozos del campo Corrientes, para lo cual se realizó un mapa de espesores entre la base de la

Fm. Lutitas pozo y el tope del reservorio Cetico que muestra 25 m de cierre estructural equivalente a los 15 ms del paleo mapa en Tiempo doble (W. Rodríguez et al, 2002).

Posteriormente este cierre estructural fue creciendo con la reactivación tectónica durante el Mioceno y el Plioceno hasta alcanzar los 50 metros en el tiempo presente. Este crecimiento y reacomodo estructural durante el Mioceno - Plioceno habría permitido que una parte del petróleo entrampado en áreas circundantes a Corrientes antes del Mioceno, haya re migrado hacia la estructura principal y la llenaron hasta el punto de derrame en el reservorio Cetico.

2.3.4.3.2.Procesos

2.3.4.3.2.1.Generación, Migración y Acumulación.

Un análisis de evolución de la madurez termal de la cuenca Marañón (D. Uyén, 1996), muestra que la Base del Cretáceo (el punto más cercano a la Roca Madre Pucará con suficiente cantidad de datos representativos para sustentar la hipótesis) estaba lo suficientemente madura para generar hidrocarburos a partir del Eoceno Medio en el depocentro de la cuenca, lo cual implica que el Grupo Pucará (más profundo) debió entrar en ventana de generación de petróleo mucho antes de ese tiempo. Posteriormente un modelo de madurez 1D hecho muy cerca del depocentro de la cuenca sobre el pozo Mahuaca 3X indica que, en este punto, el Grupo Pucará entró en la ventana de generación durante el Cretáceo Superior (D. Uyén 2003).

Las vías de migración desde la roca madre Pucará son tortuosas, ya que involucran la expulsión desde la Formación Aramachay (Gp. Pucará), hacia carriers que se movieron a través de la potente secuencia Jurásica de capas rojas (Fm. Sarayaquillo), la cual representa la más notable barrera de migración que deben superar dichos petróleos. Así mismo la destrucción de las propiedades petrofísicas de las vías de migración por soterramiento, impidieron la migración del hidrocarburo desde zonas profundas después de la depositación de las molasas del Mioceno Temprano.

El petróleo del Gp. Pucará alimenta a los reservorios cretáceos por un sistema de migración mixto: vertical de alta impedancia mediante fallas de alto ángulo y horizontal en menor grado

una vez que los hidrocarburos han alcanzado los niveles cretáceos. Generalizando diremos que esta migración desde el Grupo Pucará tuvo lugar al Este de la cuenca a la altura de la truncación regional del Jurásico, por lo que es poco probable encontrar petróleo del tipo Pucará al Oeste de esta línea. Al Este de esta truncación, el petróleo se movió dentro de la ruta de migración regional representado por la diacrónica formación Cushabatay y la Formación Agua Caliente hasta alcanzar el alineamiento estructural donde ya sea principalmente por falla (arenas yuxtapuestas) o por falta de sellos al tope, el petróleo migró hacia los actuales reservorios.

Como ya se ha indicado líneas arriba la formación de estructuras tuvo lugar incluso desde el Cretáceo tardío y es principalmente a partir del Eoceno Medio, cuando la mayoría de estructuras productivas presentaban suficiente cierre estructural para permitir la acumulación de hidrocarburos en ellas.

2.3.4.3.2.2.Preservación - Degradación.

Es importante tener presente que algunos factores han jugado un papel importante en cuanto a los procesos de alteración de los petróleos del Sistema de Petróleo Pucará-Cetico(.) en la cuenca Marañón.

Estos aspectos podrían resumirse en: lavado por flujo agua (remoción selectiva de los componentes de hidrocarburos solubles al agua), la partición en fases (concentración de diferentes especies de hidrocarburos en fases liquidas y gaseosas relacionados a cambios de presión y sobre todo temperatura) y la Biodegradación (alteración biológica de hidrocarburos) la cual es evidenciada en análisis hechos sobre petróleos de los campos Chambira y Corrientes (Core Lab 1996, 2000), los cuales sugieren una ligera biodegradación de los petróleos indicado por la alteración de los n-alkanos y los altos valores de la relación de Tolueno/nC17.

CAPITULO III. ANÁLISIS DEL RESERVORIO CETICO (FM. CHONTA) DEL