áReas de analogía

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áReas de analogía

  1. 1. POTENCIAL DE HIDROCARBUROS DE LA CUENCA ENE Gas Natural y Condensados I 3 DE MAYO DE 2014 GAS SERVICE SAC Fip-UNI
  2. 2. Gas Service sac 1 ÁREAS DE ANALOGÍA Cuenca Ucayali La Cuenca Ucayali en el área de Camisea, está limitada al Oeste por la Cordillera de los Andes, al Norte por el arco de Contaya y Cushabatay, al Sur por el arco de Fitzcarrald y al Este por el basamento Precambreano. El relleno de esta cuenca comprende aproximadamente 3000 metros de clásticos continentales del Cenozoico cubriendo secuencias del Ordoviciano hasta sedimentos del Cretáceo. Los reservorios de la Cuenca Ucayali son secuencias clásticas de edad Cretácea y Pérmica. Se cuenta con dos yacimientos denominados Cashiriari y San Martín. (Carrillo 2000) 3.1. Yacimiento Cashiriari es un anticlinal orientado en la dirección Este - Oeste y con medidas en superficie de 30 km por 5 km. El cierre de la estructura lo proporciona una combinación de relieve estructural y falla sellante. Los reservorios van del Vivian hasta el Noi y Ene. • EL RESERVORIO VIVIAN Está compuesto de lodolitas y principalmente arenas estuarinas transgresivas con influencia fluvial. • CHONTA/NIA/NOI/ENE El Chonta está formado por areniscas marinas y fluviales y hacia arriba son estuarinas, intercalado con lodolitas. • NIA/NOI/ENE El Nia es similar al Chonta, pero; tiene canales arenosos y conglomerádicos. El Noi es una cuarcita altamente fracturada y también tiene areniscas eólicas. El Ene es la base de la secuencia formada por areniscas y al tope lodolitas en contacto con el Grupo Copacabana. 3.2. Yacimiento San Martin El anticlinal de San Martín mide en superficie 10 x 4 km. El cierre de la estructura en el Este, Oeste y Sur es por relieve estructural, mientras que por el norte es por una falla de sobreescurrimiento. Los reservorios Chonta, Nia, Noi y Ene son similares que Cashiriari. 3.3. Génesis del Gas de Camisea La Formación Ene es importante por la presencia de lutitas negras ricas en materia orgánica, lo que lo convierte en una roca madre prospectiva. Las características geoquímicas de estas lutitas indican una tendencia a generar petróleo o gas, tratándose de materia orgánica enriquecida y con alto conteni- do de COT de 2% a 3% y kerógeno del Tipo I y II (Carlotto et al., 2000). Según los isótopos y el diagrama Pristano/Fitano contra Diasterano/Esterano de carbono, estos indican que fueron dos de las rocas madre que originaron los hidrocarburos en el área de Camisea, en el campo San Martín con rocas madre de edad pérmica a carbonífera y los condensados de Cashiari, sólo son correlacionales con rocas madres del carbonífero (Chalco 2002). Características estratigráficas / Sistema de Petróleo Una columna estratigráfica, que van desde 5.000 a 6.000 m (16.400 a 19.680 pies) del Paleozoico hasta sedimentos cuaternarios está presente en la cuenca. El grupo Carbonífero Ambo es considerada la principal roca generadora del gas y condensados acumulaciones gigantes de Camisea. Los aceites de Agua Caliente están relacionados con el Paleozoico Superior Ene roca generadora formación. El aceite Maquia se ha correlacionado con Triásico-Jurásico fuente Pucara rocas, así como el gas- condensado Aguaytía, excepto que estos finales hidrocarburos se cree que corresponden a una segunda fase de generación y la expulsión. Los aceites de La Colpa, así también se consideran fuentes del grupo Ambo carbonosa, posiblemente con alguna contribución menor de la Sección Ambo / Tarma.
  3. 3. Potencial de Hidrocarburos de la Cuenca Ene 2 Las areniscas del Cretácico Cushabatay son las formaciones productivas en los campos de Agua Caliente y Aguaytia, mientras que la piedra arenisca Vivian produceen el campo de Maquia. Un flacno de petróleo de alrededor de 34 pies fue encontrada en el pozo La Colpa en la formación de Agua Caliente y por primera vez se detectó aceite en varias calizas dolomíticas niveles de grupo de Copacabana. En los pozos de San Martín y Cashiriari, gas y condensado se acumula en múltiples niveles de las areniscas del Pérmico (Ene arenisca Mb y Noipatsite Mb y Baja SSt Mb o inferior Nia Fm y en el Agua Caliente (Formacipon Nía Superior) y Vivian formaciones. Estilo Estructural Deposición Cretácico se produjo en una superficie de erosión solapamiento diferente Estructuras Pre- Cretáceo. Deposición sedimentaria Regional Cretácico está en forma más o menos por el patrón de pre - estructural de las zonas de baja y alta. El tectonismo Andino compresivo superpuesto sótano anterior involucrado en fallo bloques y arcos y plegadas y corridas cinturones desarrollados, intervenidas por depresiones y formas hacia el oeste monoclinales extendidas. · Historia de Producción Producción histórica La producción de petróleo en la cuenca del Ucayali se inició en 1939 en el campo de Agua Caliente. Agua Caliente es un anticlinal de 800 acres con una falla inversa en su oriental flanco. El setenta por ciento de la producción proviene de los Cretácico Cushabatay formación, el resto de areniscas finas de la Raya formación ( Aguanuya Mb) . La zona productiva, de 60 metros de espesor, es un excelente reservorio con una porosidad promedio de 25 % y permeabilidades en el rango de 100 a 6000 md . Se llegó a un pico de producción de 4.000 bbl / d en este campo antes de disminuir. La producción promedio en 2001 fue de 133 bbl / d con una producción acumulada de 13.3 MM bbl al cierre del ejercicio. El campo de Maquia, descubierto en 1957, es un anticlinal de 900 acres, flanqueada por dos fallas inversas. El aceite se obtiene principalmente de la delgada Vivian y Huchpayacu areniscas. La porosidad promedio del yacimiento es del 20% y la permeabilidad varía de 100 a 3000 MD. Pico de producción fue de 3.500 barriles / día; la producción promedio 312 bbl / d en 2001. Producción acumulada de 2001 fue de 8,0 MM bbl. El campo de gas condensado Aguaytía está produciendo gas y GNL desde el Fm Cushabatay desde 1998. La Aguaytía es un 4,523 acres asimétrica anticlinal fallado en su flanco oriental. Salario neto promedio del Cushabatay depósito es de 123 pies con una porosidad promedio de 15,5%. En 2001, el total de GNL la producción fue de 1'447, 134 barriles, con un promedio de 3,965 bbl / d. · Reservas Probadas 190 M metro cúbico de petróleo (1,2 MM bbl), 8,3 M de millones de pies cúbicos de gas y 580 MM bbl de condensado. Prospectos potenciales / Reservas Potenciales Un total de 81 clientes potenciales se han delineado preliminar en la cuenca. Perupetro estima que las reservas volumétricas libres de riesgo de 17 mil millones de barriles para estas perspectivas.
  4. 4. Gas Service sac 3 ESTILO TECTÓNICO DE LA CUENCA ENE: La cuenca Ene presenta una tectónica compleja que afecta unidades desde el paleozoico hasta el reciente, la configuración estructural actual de la cuenca se debe principalmente a la última fase de deformación andina (Mioceno superior, Plioceno inferior). La cuenca ene es del tipo “fold and thrust belt”, se extiende en dirección andina entre los 10º y 12º de latitud sur, con una extensión de 12.417 km2 , y más de 6 km de columna litoestratigráfica, que van desde el paleozoico hasta el reciente, la configuración estructural actual de la cuenca se debe principalmente a la última fase de deformación andina (Mioceno superior-Plioceno Inferior). Geológicamente se ha dividido en dos dominios tectonoestratigráficos (Dominios Oeste y Este), limitados por un gran accidente estructural: la falla Morona con características estratigráficas y tectónicas propias. A su vez, el Dominio Este se ha dividido en tres bloques, cada uno con características sedimentarias particulares y limitados por accidentes tectónicos de carácter regional. En el Carbonífero superior funcionó, hacia la parte sur del bloque 2, un alto estructural que restringió hacia el este la sedimentación de rocas carbonatadas del Grupo Copacabana. Durante el Pérmico-Triásico y el Triásico-Jurásico, el
  5. 5. Potencial de Hidrocarburos de la Cuenca Ene 4 límite de ocurrencias de la sedimentación continental con actividad volcánica (Grupo Mitu) y sedimentación marina (Grupo Pucará) lo constituía la falla Morona. Este control estructural restringió estos depósitos hacia el Dominio Oeste, mientras que hacia el Dominio Este se depositaron rocas sedimentarias de origen marino y continental (Formación Ene). Durante el Jurásico, la cuenca recibía aportes sedimentarios de origen fluvial y eólico, propios de ambiente continental, constituyendo la Formación Sarayaquillo. La variación en espesor de esta unidad revela mayor subsidencia en los bloques 1 y 2 del Dominio Este y evidencia un acuñamiento hacia el Este, con afloramientos de menor espesor en el bloque 3, límite con el alto del Otishi. En el bloque 1, sector del río Pangá, la Formación Sarayaquillo tiene el mayor espesor y registra las huellas de pisadas de un arcosaurio, cuya icnotaxonomía define el Triásico medio-superior. Durante el Cretácico, el alto estructural de Matereni recobró actividad, evidenciada por la ausencia de rocas calcáreas de edad albiana (Formación Chonta), restringiendo los depósitos de carbonatos al bloque 1, con depósitos que llegan a superar los 690 metros de espesor. Finalmente, durante el Paleoceno-Eoceno se acumularon depósitos de origen continental (Capas Rojas) que cubren las secuencias anteriores. Estructuralmente la cuenca Ene presenta un rumbo predominante NO-SE y en conjunto está definida por una serie de fallas y pliegues de dirección NO-SE, con algunas flexiones NE-SO y N-S. Las fallas en general son inversas y de alto ángulo en superficie, y tienen vergencia al E.
  6. 6. Gas Service sac 5 Mapa base de las líneas sísmicas siendo las líneas negras que representan las líneas sísmicas, nótese que en el sector sur no hay estudios geofísicos, teniendo la adquisición sísmica en la parte norte y centro de la cuenca. Es por ello también que se piensa realizar las secciones balanceadas donde hay poca sísmica, para analizar el comportamiento de las estructuras en el subsuelo, jalando la informacion que se obtuvo en campo. Los pliegues presentan una ligera vergencia al NE, a veces se encuentran tumbados y en su mayoría están fallados; estos pliegues resultan de la propagación de las fallas. En el Dominio Oeste estas estructuras son simétricas y amplias, mientras que en el Domino Este se encuentran asimétricas y apretadas. Durante su evolución, la dinámica tectónica de los Andes propició cambios en el estilo estructural de la cuenca. La deformación se originó por la inversión del sistema de rift, el cual estaba orientado NNO-SSE y posiblemente N-S, generando fallas normales en el Permo-Triásico y Jurásico, configurando grabenes (fosas) y horsts (altos estructurales) en un régimen tectónico extensivo, controlando la sedimentación en estos períodos. Las primeras inversiones probablemente se iniciaron en el Cretácico inferior en un ambiente tectónico compresivo y continuaron durante el Cenozoico, controlando la sedimentación de los depósitos cretácicos y cenozoicos. Desde el punto de vista económico, la zona de estudio ofrece un atractivo interés hidrocarburífero, siendo relevante su evaluación. Se considera rocas generadoras a los grupos Cabanillas, Copacabana y la Formación Chonta, con migración de hidrocarburos a partir del Cretácico inferior. Las rocas con de reservorios son las formaciones Ene, Cushabatay y Vivian. La formación de trampas está asociada a la inversión tectónica originada durante el Cretácico superior y reactivada durante el Neógeno. Modelo en base a la interpretación de línea sísmica que propone ELF, donde se observa la geometría tipica de este tipo de cuenca, con fallamiento inverso convergencia a este y cabalgamientos, aquí el nivel de despegue es la base de la formación Cabanillas. Provocando estos sobre escurrimientos. Modelo
  7. 7. Potencial de Hidrocarburos de la Cuenca Ene 6 integrado con datos de sísmica, se observa que las estructuras que se genera en este tipo de cuencas, algunos duplex, fallamiento inverso y pliegues por flexión de falla y propagación de falla. Modelo preliminar que se plantea como hipótesis es similar a esta Sección estructural de la sub cuenca Pachitea más al norte, debido al trabajo de campo realizado y el cartografiado geológico, indica que se mantiene el fallamiento con vergencia al este, el nivel de despegue para el caso de la parte sur seria la base del ambo, ya que en el sector más meridional existe afloramientos de ambo, y un dato importante es un retrocabalgamiento que acontece en la zona, sacando rocas más antiguas del Jurásico respecto al Cretáceo que tenemos en este lado. EXISTENCIA DE ROCA SELLO/TRAMPA/ROCA RESERVORIO Características estratigráficas Los sedimentos, que van en edad desde el Devónico Superior hasta el Cuaternario, han sido reportados en la cuenca y sus alrededores. El Devónico Cabanillas, el Carbonífero Ambo, el Pérmico Ene, el Triásico-Jurásico y Cretácico Pucara Chonta son formaciones reportadas como potenciales rocas generadoras. Además, las lutitas de Cushabatay cuentan con buen Contenido de TOC están presentes en la cuenca. La formación del Pérmico Ene, así como el Cretácico Cushabatay, Agua Caliente y Vivian son los principales reservorios potenciales. Estilo Estructural (Figs. Ene-03 Ene-04) Thin skinned compressional.
  8. 8. Gas Service sac 7 Corte transversal estructural Junto Línea Sísmica 96-09
  9. 9. Potencial de Hidrocarburos de la Cuenca Ene 8 Línea Sísmica 96- ENE 13
  10. 10. Gas Service sac 9 · Sistemas Petroleros Las posibilidades de la preexistencia y existencia del Sistema de Petróleo en la Cuenca del Ene son múltiples. Los Cushabatay y Vivian areniscas tienen porosidades estima entre 17 y 20%. Abundante TOC son reportados para la intershale Ambo, Ene, Pucara y Cushabatay. · Las reservas potenciales / prospectos potenciales Hasta el momento, tres estructuras se identifican como clientes potenciales con un total reservas estimación volumétrica de 334 MM metro cúbico de petróleo (bbl 2.113 MM)

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