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EVOLUCIÓN ESTRUCTURAL DE LA PARTE NORTE DE LA CUENCA MARAÑÓN

A. Chalco, J. Vilca, K. Valencia – Pluspetrol Norte Resumen La evolución estructural de la parte Norte de la cuenca Marañón (Lote 1AB) ha sido documentada usando cortes estructurales a partir de información sísmica 2D-3D para identificar eventos que controlaron el entrampamiento y remigración de hidrocarburos en esta parte de la cuenca, donde se ubican las acumulaciones del Sistema de Petróleo Chonta-Vivian (!). En dichos cortes estructurales se puede observar muy poca o casi nula componente estructural Cretácica, la cual sí es observable más al norte en la cuenca Oriente. Los nuevos mapas isócronos muestran tendencias estructurales diferentes a las actuales. Al tiempo de sedimentación de la Fm. Pozo (Eoceno Medio), la gran mayoría de yacimientos de esta zona no presentan cierre estructural significativo en tiempo; estos se ocurren sólo a partir del isócrono Intra-Pebas-Vivian (Mioceno Temprano a Medio), cuando la mayoría de los campos presentan cierres en tiempo comparables a los actuales. La roca generadora Chonta entró en la ventana de petróleo durante el Eoceno Medio al Mioceno Tardío en la Cuenca Santiago. La generación y migración de esta cocina fue interrumpida por el levantamiento del subandino (10 m.a), período en el que había pocas trampas pendiente arriba para recibir la migración de larga distancia de dicha cocina. Posteriormente, la cocina situada en el NE de la Cuenca Marañon (entre los Campanquiz y los pozos Chapuli y Huitoyacu), entró en ventana de petróleo en el Mioceno Tardío y continúa actualmente dentro de la fase principal de madurez debido a la sedimentación sintectónica de las capas rojas del Terciario Superior. Los basculamientos tectónicos durante el Mioceno Superior-Plioceno, causaron la apertura parcial y/o pérdida del cierre efectivo hacia la dirección del cierre crítico (aproximadamente NE). Este proceso habría permitido remigración de hidrocarburos hacia yacimientos ubicados buzamiento arriba. Los campos Jíbaro y San Jacinto estaban a una paleoprofundidad similar durante el Mioceno Temprano, la misma que estaba dentro del rango de temperatura en el que se desarrolla la actividad bacteriana de biodegradación, lo cual explicaría la presencia actual de crudo pesado (10 – 15 °API) biodegradado en esas estructuras. Introducción La cuenca Marañón, localizada en la selva NO del Perú (Fig. 1), tiene un área superior a los 200 000 Km2.

Fig. 1 - Cuenca Marañón Mapa Base Cretácico I.C. 1000 m.

50 Km

MARAÑÓN

SAN

TIAG

O

ORIENTE

LOTE 1AB

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En ella se han perforado 108 pozos exploratorios y se han descubierto 25 yacimientos de petróleo pertenecientes a dos Sistemas de Petróleo diferentes, el Sistema de Petróleo Chonta – Vivian (!), en la parte Norte y el Sistema de Petróleo Pucará - Cetico (!) para la parte Central y Sur de la cuenca.

El presente trabajo es una re-interpretación geológica de la evolución estructural del norte de la Cuenca Marañón (el Sistema de Petróleo Chonta –Vivian (!)), a partir de la integración de sísmica 2D y 3D adquirida en diferentes épocas con la información bioestratigráfica disponible para el área. Los resultados obtenidos fueron ajustados con información de densidad de petróleo y modelaje 1D. Estratigrafía La Cuenca Marañón está constituida por clásticos y carbonatos de edad Paleozoico Inferior al Reciente, identificados por pozos exploratorios, interpretación sísmica y afloramientos en la zona subandina. El presente estudio se circunscribe a las unidades Cenozoico y Mesozoico, cuya estratigrafía, ha sido resumida en una columna geológica compuesta (Fig. 2).

Fig. 2 - Columna Estratigráfica Cuenca Marañón.

CAMBRICO

ORDOVICICO

SILURICO

DEVONICO

CARBONIFERO

PERMICO

TRIASICO

JURASICO

CRETACICO

PALEOGENO

NEOGENO

PLEISTOCENO CORRIENTES / MARAÑON

PEBAS

CHAMBIRA

POZO

YAHUARANGO “BASAL T”

CACHIYACU

VIVIAN

CHONTA AGUA

CALIENTE RAYA

CUSHABATAY

SARAYAQUILLO

PUCARA

COPACABANA TARMA

CABANILLAS

CONTAYA

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Si bien el Cretáceo contiene los elementos del Sistema de Petróleo activo en esta parte de la cuenca (roca madre, roca reservorio, roca sello), las capas rojas cenozoicas han jugado un papel muy importante en los procesos de soterramiento para la generación, migración y preservación de petróleo, además de permitir documentar la formación y evolución de las trampas estructurales del área. Los tres reflectores sísmicos del Cenozoico utilizados en presente trabajo, fueron correlacionados con la zonación bioestratigráfica Cenozoica de los pozos Capahuari Norte 9, Dorissa 16, Huayuri Sur 15, Jíbaro 7 y Jíbaro 1 (Robertson Research 1990 y Wesselingh 1998). Las edades de los reflectores cenozoicos se resumen en la Tabla Nº 1.

Tabla Nº 1

Reflector Biozona (Autor) Serie (Periodo) MA Intra Pebas Zona de moluscos 4–7 (Weselingh) Mioceno temprano a medio

(Langhiano a Burdigaliano) 13.6- 20.4

Chambira Zona de moluscos 1–4 (Wesselingh)

Oligoceno tardío a Mioceno temprano (Aquitaniano a Chattiano)

20.4- 28.4

Pozo Zona palinológica Striatricolporites undulatus (Robertson Research)

Eoceno tardío a medio (Priaboniano a Luteciano)

33.9- 48.6

Las edades cronoestratigráficas corresponden a la versión 2004 de la tabla estratigráfica preparada por la Comisión Internacional de Estratigrafía de la Unión Internacional de Ciencias Geológicas (IUGS). Evolución Tectónica Se utilizaron 3 000 Km. de sísmica 2D y 634 km2 de sísmica 3D del Lote 1AB, para reconstruir la evolución tectónica del área durante el Cenozoico, mediante la horizontalización de reflectores y la construcción de mapas isócronos. Se correlacionaron tres reflectores sísmicos del Cenozoico (Intra Pebas, Chambira y Pozo) y el reflector correspondiente al reservorio Vivian para contornear mapas en tiempo y mapas isócronos entre Vivian y cada uno de los reflectores cenozoicos. De los mapas se obtuvo información sobre cambios de azimut de la pendiente regional del área y sobre el paleocierre vertical de las trampas de petróleo del lote 1AB, durante diferentes etapas del Cenozoico. Los datos de paleopendiente obtenidos se resumen en la Tabla Nº 2.

Tabla Nº 2

Mapa Azimut regional Pendiente regional (ms/Km) TWT del Tope de Vivian 220° 7.5 Isócrono Pozo – Vivian 273° 1.8 Isócrono Chambira – Vivian 261° 2.7 Isócrono Pebas – Vivian 294° 3.8 La conversión tiempo a profundidad en el lote varia entre 1.79 y 2.02 metros por milisegundo (Chung, 1995). El periodo con mayor basculamiento y cambio de azimut de la pendiente regional también es el actual. Los cambios de azimut en sentido anti-horario (pendiente regional en dirección a la placa de Nazca) coinciden con sedimentación de capas rojas, mientras que los cambios de azimut en sentido horario (pendiente regional en dirección a la placa Cocos) coinciden con episodios transgresivos. Según el isócrono Vivian-IntraPebas, los campos Jíbaro y San Jacinto estaban a profundidades similares durante ese periodo (Fig. 3).

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Fig. 3 Los datos de cierre y paleocierre vertical obtenidos para los campos del lote 1AB (Tabla Nº 3).

Tabla Nº 3

Campo Vivian TWT Isócrono Pozo-Vivian

Isócrono Chambira-Vivian

Isócrono Pebas-Vivian

(m) (ms) (ms) (ms) (ms) Bartra (*) 34 12 4 4 12 Capahuari Norte 15 24 4 12 12 Capahuari Sur 43 20 4 6 8 Carmen 12 2 0 4 4 Carmen Este (*) 32 4 4 4 4 Dorias 20 4 4 4 8 Forestal 34 20 4 12 16 Huayuri Sur 15 4 4 12 16 Jibaro (*) 37 8 8 0 8 Jibarito 43 8 4 4 0 San Jacinto 30 8 8 8 12 Shiviyacu 24 16 4 8 12 Tambo 9 2 0 4 4 Tigre 12 8 4 4 12

San Jacinto

Jíbaro

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En la Tabla Nº 3 se resalta (*) los tres únicos campos con cierre vertical, equivalente al actual en alguno de los mapas isócronos del lote. Uno de estos campos es una trampa estratigráfica que teóricamente sería la trampa mas antigua del área y los otros dos son campos estructurales asociados a fallas de basamento reactivadas durante el Cenozoico, que podrían haber recibido la carga de petróleo durante la sedimentación del reflector Intra Pebas (20.4 a 13.6 MA). Los once campos restantes obtuvieron su cierre vertical actual después de la sedimentación del reflector Intra Pebas (13.6 MA). Es importante notar sin embargo, que en los mapas isócronos, los campos Carmen, Carmen Este, Dorissa, Huayuri Sur, San Jacinto y Tambo tuvieron paleocierres mayores a los actuales. Los basculamiento tectónicos de la orogenia Andina puestos en evidencia en los mapas isócronos parecen haber producido la remigración de hidrocarburos por pérdidas parciales de cierre en algunos campos que puede ser documentadas por las cuñas de saturación residual identificadas por debajo del contacto de petróleo móvil en núcleos convencionales y en registros antiguos (Carmen, Dorissa, Huayuri, San Jacinto). Al tiempo de depositación de la Fm. Pozo (Eoceno Tardío a Medio) solo los yacimientos Carmen Este (trampa estratigráfica), Dorissa, Huayuri Sur y San Jacinto presentan un paleocierre en tiempo equivalente a su cierre actual. En el tiempo de depósito del reflector intra-Chambira (Oligoceno Tardío a Mioceno Temprano) los campos Carmen, Carmen este, Dorissa, Huayuri Sur, San Jacinto y Tambo presentan cierres en tiempo, iguales o mayores a los cierres actuales. Durante la sedimentación del reflector Intra Pebas (Mioceno Temprano a Medio) los campos Bartra, Carmen, Carmen Este, Dorissa, Huayuri Sur, Jibaro, San Jacinto, Tambo y Tigre tienen cierres verticales en tiempo iguales o mayores a los cierres actuales. Los campos Capahuari Norte, Capahuari Sur, Forestal, Jibarito y Shiviyacu serían los campos más jóvenes, puesto que alcanzaron su configuración y cierre vertical actual después del deposito del reflector Intra Pebas. Teniendo en cuenta que todos los campos de petróleo del área están completamente llenos, (no hay ningún campo con evidencias de falta de carga), existen dos posibles escenarios para explicar la carga de hidrocarburos en las trampas estructurales del lote 1AB: • Carga temprana (Pre IntraPebas) y posterior basculamiento. • Carga tardía (Post Pebas). Generación, Migración, Acumulación y Biodegradación Para el sistema de petróleo Chonta - Vivian (!) existen dos áreas con buena calidad de roca madre: La Cuenca Santiago y la parte profunda del depocentro actual de la Cuenca Marañón, al pie del retrocabalgamiento de los Campanquiz. Los modelajes dentro de la cuenca Santiago indican que la roca madre Chonta entró en la ventana de petróleo desde el Eoceno Medio al Mioceno Tardío (48.6 a 10 MA). La generación y migración de esta cocina fue interrumpida por el levantamiento del subandino ocurrido hace 10 m.a. (Datación AFTA, Marksteiner et al, 1997), pero sólo 6 de las 14 trampas del lote poseían un paleocierre vertical equivalente al actual en el Lote 1AB, y estaban en posición favorable para recibir la migración de larga distancia en dicho período. Los modelados geoquímicos 1D hechos sobre los pozos Chapuli y Huitoyacu y el Pongo de Manseriche permiten inferir que la roca madre Chonta entró en ventana de petróleo en la Cuenca Marañón, (el área entre el retrocabalgamiento de los Campanquiz y los pozos Chapuli y Huitoyacu), desde el Mioceno Medio (15 MA) y continúa actualmente dentro de la fase principal de generación por la sedimentación sintectónica de las capas rojas al pie del Orogeno andino. La velocidad de migración estimada (10 cm por año) habría permitido la migración de petróleo entre la cocina de la cuenca Santiago y el campo Carmen Este en 2.9 MA y la migración de petróleo de la cocina activa de la cuenca Marañón al campo Carmen Este en 2.6 MA. Los hidrocarburos generados cargarían mediante una larga migración horizontal. La eficacia de este largo camino de migración desde la roca madre Chonta hasta los reservorios Vivian y Chonta sería facilitada, por la continuidad lateral y el alto contenido de arena de Agua Caliente y Vivian, formaciones que actuarían como ruta migratoria, que sobreyacen e infrayacen a los niveles de roca madre (lutitas Santonianas y Cenomanianas de Chonta) y por la eficiencia de los sellos regionales Cachiyacu-Capas Rojas inferiores y Caliza de Chonta que impiden la dispersión de los hidrocarburos.

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La biodegradación ha afectado significativamente a los petróleos contenidos en el reservorio Vivian en los campos Bartra, Jíbaro, Jibarito y San Jacinto. La biodegradación es un proceso común cuando la temperatura del reservorio es menor a 80°C. La Tabla Nº 4 contiene datos de pruebas de DST en los cuatro campos mencionados.

Tabla Nº 4

Pozo Reservorio Prueba Fecha Tope (m) Base (m) Temperatura (°C) Bartra 3 Vivian A DST 2 Marzo 17, 1979 2211.9 2222.0 110 Jibaro 1 Vivian A DST 6 Octubre 9, 1978 2959.0 2971.8 122 Jibarito 2 Vivian A DST 4 Abril 30, 1982 3076.0 3087.6 120

San Jacinto 5 Vivian B DST 10 Agosto 17, 1979 2655.7 2659.4 113 La temperatura medida en el reservorio Vivian en los cuatro campos es superior a los 80 °C, por lo que se puede inferir que la biodegradación es un proceso que ocurrió en el pasado. Asumiendo una temperatura de superficie de 25 °C y utilizando la gradiente de temperatura actual se estimó la paleoprofundidad de los cuatro campos cuando ocurría la biodegradación, Tabla Nº 5

Tabla Nº 5 Campo Profundidad actual de la Base

del Reservorio (m) Gradiente actual (°C/100m) Paleoprofundidad de

Biodegradación (m) Bartra 2222.0 3.8 1442 Jibaro 2971.8 3.3 1692 Jibarito 3087.6 3.1 1788 San Jacinto 2659.4 3.3 1659 Los modelajes 1D de estos campos indican que esta profundidad fue alcanzada entre Aquitaniano y el Burdigaliano, (18 a 22 MA), durante el final de la sedimentación de la Fm. Chambira y el inicio de la sedimentación de la Fm. Pebas, por lo que la carga de hidrocarburos a estos campos debió ocurrir antes de ese periodo. Esto implica que la carga de dichos campos ocurrió cuando la configuración de la pendiente regional de la cuenca tenia una paleopendiente hacia el NNO (ver mapa Isócrono Pebas - Vivian). Diagrama de Eventos El Diagrama de Eventos para el Sistema de Petróleo (Fig. 4) muestra los elementos esenciales y los procesos relacionados en el tiempo geológico.

Fig. 4 - Sistema de Petróleo Chonta-Vivian(!)

DIAGRAMA DE EVENTOS

CRETACEO TIEMPO

PA EO OLI MIO PLIO PL AP CE-SA CA MA EVENTOS

Cu Ra AC Cho Vi Ca Vi Ya . UNIDAD

ROCA MADRE

SELLO

RESERVORIO

SOTERRAMIENTO

TRAMPAS

GEN / MIGR / ACUM

PRESERVACION

MOMENTO CRITICO

TERCIARIO Q

INF SUPERIOR

JURASICO

MED SUP Paleóg Neógeno

MALM DOGGER

Sarayaquillo

INF

TRIASICO

NO RH

MED INF

Pucara

ALB NEO

Po Cha P Ma Co

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El Sistema de Petróleo Chonta-Vivian(!) se inicia en el Cenomaniano, con la sedimentación de la roca madre de la Fm. Chonta. El reservorio Vivian se depositó encima de la Fm. Chonta y fue cubierto a su vez, por la Fm. Cachiyacu, que es la roca sello. Las rocas de sobrecarga son las capas rojas Terciarias. Se considera que la actividad tectónica Neógena genera la mayoría de las trampas estructurales, aunque su configuración definitiva se dio muy recientemente. Se estima que el momento crítico para la preservación del petróleo entrampado es a partir del Mioceno ya que a ese tiempo ocurren coincidentemente pulsos de migración de petróleo desde ambas “cocinas” hacia las trampas estructurales del NE de la cuenca, cuando estas prácticamente habían alcanzado su configuración definitiva. Conclusiones • El presente trabajo ha permitido afinar la edad estimada de estructuramiento y entrampe, poniendo

en evidencia la existencia de varias etapas de generación de trampas y paleotrampas estructurales, cuyas edades se extienden desde el Eoceno Medio hasta la actualidad.

• Se ha inferido el tiempo crítico de carga para los campos de la parte oriental del Lote 1AB (Mioceno

Temprano a Medio), a partir de la paleoprofundidad de biodegradación de los petróleos de dichos campos.

• Esta última inferencia a su vez, permitiría establecer, a partir de la paleopendiente determinada en el

mapa Isócrono Pebas - Vivian, que la paleococina Santiago fue la que originó a dicho petróleo. Contribuciones Técnicas y Económicas • Reconstrucción de la historia de estructuramiento y de la orientación de la ruta migratoria a partir de

la integración de sísmica 2D y 3D de diferentes épocas. • Asignación de una edad al tiempo crítico del sistema de petróleo mediante la información la

utilización de datos de biodegradación. • Poner en evidencia un método para discriminar áreas con potencial exploratorio de crudos livianos y

de crudos pesados. Referencias Bibliográficas • ALEMAN A.M. & MARKSTEINER R. (1993), Structural Styles in the Santiago Fold and Thrust Belt,

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