196371675 sedimentologia-de-camisea (2)

GEOLOGIA DE HIDROCARBUROS 2013
Página 1
ÍNDICE
INTRODUCCION ..............................................................................................................................3
RESUMEN........................................................................................................................................4
OBJETIVOS ......................................................................................................................................5
CAPITULO I......................................................................................................................................6
1.1. GENERALIDADES..................................................................................................................6
1.2. UBICACIÓN Y EXTENCIÓN....................................................................................................6
1.3. CLIMA Y VEGETACION..........................................................................................................7
CAPITULO II.....................................................................................................................................8
CUENCAS SUBANDINAS DEL PERU..............................................................................................8
2.1. GENERALIDADES..................................................................................................................8
2.2. EVOLUCION GEODINAMICA.................................................................................................8
2.2.1. TECTÓNICA ANTE-ANDINA ...........................................................................................9
2.2.2. TECTÓNICA COMPRESIVA ANDINA Y FORMACIÓN DE LA CUENCA DE ANTEPAÍS
MAZÓNICA............................................................................................................................10
2.3. LÍMITES Y ESTILOS ESTRUCTURALES..................................................................................12
2.3.1. CUENCA MADRE DE DIOS ...........................................................................................13
2.3.2. CUENCA UCAYALI........................................................................................................14
2.3.3. CUENCA HUALLAGA....................................................................................................14
2.3.4. CUENCA SANTIAGO ....................................................................................................15
2.3.5. CUENCA MARAÑÓN....................................................................................................15
2.3.6. ALTOS ESTRUCTURALES..............................................................................................16
2.4. ESTRATIGRAFIA GENERALIZADA........................................................................................19
CAPITULO III..................................................................................................................................21
CUENCA DEL UCAYALI...............................................................................................................21
3.1. PRECÁMBRICO...................................................................................................................21
3.2. PALEOZOICO ......................................................................................................................21
3.2.1. PALEOZOICO INFERIOR...............................................................................................21
FORMACIÓN CONTAYA.........................................................................................................21
GRUPO CABANILLAS .............................................................................................................21
3.2.2. PALEOZOICO SUPERIOR..............................................................................................22
GRUPO AMBO.......................................................................................................................22
GRUPO TARMA .....................................................................................................................22
GRUPO COPACABANA ..........................................................................................................23
FORMACIÓN ENE..................................................................................................................23
GRUPO MITU ........................................................................................................................24
3.3. MESOZOICO.......................................................................................................................24
3.3.1. TRIÁSICO-JURÁSICO....................................................................................................25
GRUPO PUCARA....................................................................................................................25
FORMACIÓN SARAYAQUILLO ...............................................................................................25
3.3.2. CRETÁCICO INFERIOR-SUPERIOR................................................................................26
FORMACIÓN CUSHABATAY...................................................................................................26
FORMACIÓN RAYA/ESPERANZA ...........................................................................................26
FORMACIÓN AGUA CALIENTE ..............................................................................................27
FORMACIÓN CHONTA ..........................................................................................................27
FORMACIÓN VIVIAN.............................................................................................................27
FORMACIÓN CACHIYACU......................................................................................................28
FORMACIÓN HUCHPAYACU..................................................................................................28
3.4. CENOZOICO........................................................................................................................28

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

Página 3
INTRODUCCION
El presente trabajo describe los principales caracteres geológicos que enmarcan el
área de la cuenca del Ucayali donde se encuentra el proyecto CAMISEA, los
mismos que resultan de especial interés en la exploración de Hidrocarburos. En
ese sentido, el conocimiento pleno de los caracteres litológicos, estratigráfico,
geología estructural, temperatura termal, migración y entrampamiento de
Hidrocarburos, secuencia sedimentaria. Para una adecuada caracterización, el
presente trabajo describe la Cuenca del Ucayali principalmente y otras cuencas
aledañas para dar una explicación de las migraciones de los hidrocarburos,
también tratan de las características del área de estudio y establece las relaciones
litológicas. El desarrollo de esta sección se basa en la información publicada por el
Instituto Geológico, Minero y Metalúrgico del Perú-INGEMMET, en su boletín
“Geología de los Cuadrángulos de Sepahua, Miaría, Unión, Quirigueti, Camisea y
Río Cashpajali”, publicado a escala 1:100,000 principalmente. La información de la
cuenca del Ucayali es muy importante ya que CAMISEA se encuentra parte de
ésta, entendiendo el comportamiento de la cuenca entenderemos también la
geología de hidrocarburos de CAMISEA y finalmente se hablara de la parte
económico de este proyecto.
Los alumnos

Página 4
RESUMEN
El trabajo tiene por objetivo principal, la obtención de información de los sistemas petroleros
de Camisea que se encuentra en la cuenca subandina de Ucayali sin dejar de lado las otras
cuencas tales como Madre de Dios, Huallaga, Santiago y Marañón que es un sistema. Este
trabajo va permitir los tiempos de generación y la expulsión de hidrocarburos, para ello es
necesario conocer la estratigrafía, los parámetros térmicos y análisis de los sistemas
petroleros en las cuencas en especial la del Ucayali. Las cuencas subandinas mencionadas
corresponden al antepaís amazónico, estas se encuentran comprendidas entre los Andes
Centrales y los escudos Brasileño y Guyanés, se encuentra enmarcada por dos importantes
rasgos geodinámicos: la “Tectónica ante-andina” y la “Tectónica compresiva andina y
formación de la cuenca de antepaís amazónica”. Esta cuenca de antepaís se manifestó
mediante una tectónica de compresión, que se inicio a partir del Cretácico y se prolongo hasta
el Holoceno. Las cuencas de antepaís presentan una geometría que esta dividida en cuatro
zonas: zona de corrimiento, zona profunda, zona de levantamiento y detrás del levantamiento.
Las cuencas Madre de Dios, Ucayali, Huallaga, Santiago y Marañón, presentan secuencias
sedimentarias (estratigrafía), cuyas edades se distribuyen desde el Paleozoico hasta el
Cenozoico. La sedimentación, la conductividad de la roca y la posición del basamento (altos y
bajos) son factores que van a controlar los parámetros térmicos (flujo de calor, conductividad,
gradiente geotérmica y temperatura) de las cuencas subandinas. Las cuencas subandinas
distribuyen a los sistemas petroleros desde el paleozoico superior hasta el paleógeno. Las
cuencas Madre de Dios y Ucayali, tienen a las rocas de los grupos Cabanillas, Ambo,
Tarma/Copacabana y de la Formación Ene, como principales generadoras de
hidrocarburos. En la cuenca Ucayali, hacia el sector sur, la expulsión de hidrocarburos se
inicia para el Grupo Cabanillas a parir del Mioceno Superior, en el Grupo Ambo la expulsión se
inicia en una primera etapas entre el Triásico-Jurásico y en una segunda etapa a partir del
Cretácico superior, para el Grupo Tarma/Copacabana se inicia a partir del Mioceno inferior; en
el sector norte de la cuenca Ucayali, la expulsión de hidrocarburos para el Grupo Cabanillas se
inicia entre el Jurásico y el Cretácico, para la secuencia Cabanillas/Ambo se inicio a partir del
Mioceno inferior (18 Ma), y el Grupo Tarma/Copacabana comenzó a expulsar en una primera
etapa en el Cretácico inferior y en una segunda etapa a partir del Mioceno superior y
finalmente se describirá el proyecto de CAMISEA, desde el punto de vista económico y sus
etapas.

Página 5
OBJETIVOS
 Encontrar una relación entre los altos estructurales de la cuenca de Ucayali – Camisea
 Conocer el funcionamiento de los sistemas petroleros mediante el modelado de cuenca
a partir de pozos distribuidos en las zonas.
 Establecer las relaciones entre los tiempos de expulsión de Hidrocarburos y formación
de trampas.
 Establecer las formaciones que entrampa a los hidrocarburos en Camisea.

Página 6
CAPITULO I
1.1. GENERALIDADES
El modelado de los sistemas petroleros, está circunscrito a las cuencas subandinas peruanas
(Marañón, Santiago, Huallaga, Ucayali y Madre de Dios), y se basa en la integración de
información geológica.
1.2. UBICACIÓN Y EXTENCIÓN
Las cuencas subandinas se encuentran comprendidas frente al sector NE de los Andes
Centrales, (Fig. 1). La cuenca Marañón se ubica en el departamento de Iquitos, la cuenca
Santiago en el Dpto. de Amazonas, la cuenca Huallaga en el Dpto. de San Martín, la cuenca
Ucayali en los departamentos de Ucayali y Cuzco, y la cuenca Madre de Dios en los
departamentos de Madre de Dios y Puno.
Pag. 1. Ubicación de las cuencas subandinas en algunos departamentos del Perú (limitado en azul); extraído y modificado de la
página web del Ministerio de Energía y Minas.

Página 7
1.3. CLIMA Y VEGETACION
El clima de la región amazónica es típico de selva tropical; calida, húmeda y lluviosa, con
temperaturas que son generalmente altas que superan los 35º C, las medias anuales
superiores a los 25º C y las mínimas entre 11-18º C. Las precipitaciones anuales no es constante
durante el año, pero generalmente es de 1750 mm en el llano amazónico,
incrementándose hacia la zona subandina llegando a tener una precipitación de 2500 mm. La
vegetación es muy densa y se encuentra cubriendo gran parte de la amazonía (Fig. 2).
Fig. 2. Imagen satelital (extraída del Google Hearth) mostrando una densa vegetación cerca del Boquerón del Padre Abad
(departamento de Ucayali, alrededores de la carretera Tingo Maria- Aguaytia).

Página 8
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 y compresiva.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. A partir del
Mioceno Superior, el levantamiento de los Andes se acelero y comenzó a desarrollarse un
sistema de drenaje E-W en toda la región amazónica, afectando el funcionamiento de la cuenca
antepais y desligándose de los Andes septentrionales y meridionales. Es en este periodo que
empieza a formarse la zona subandina actual y las sub-cuencas asociadas.
2.2. EVOLUCION GEODINAMICA
La evolución de las cuencas subandinas peruanas está comprendida al Norte por la
terminación sur de los Andes Septentrionales y los Andes Centrales (ambos limitados por la
deflexión de Huancabamba) que se extendiende hasta el Sur de Perú (cerca de la deflexión
de Abancay). Los Andes centrales se encuentran constituidos por dos cordilleras: la Cordillera
Occidental y la Cordillera Oriental. La Cordillera de los Andes se desarrolla a lo largo del
continente sudamericano (Fig. 3), y corresponde a uno de los sistemas montañosos más
importantes del mundo. Está enmarcada por dos rasgos importantes de la geodinámica, la
Tectónica anteandina y la Tectónica compresiva andina y formación de la cuenca de antepaís
amazónica.

Página 9
Fig. 3. Los Andes Centrales (izquierda) y extensión de la cordillera de los Andes a lo largo del continente (derecha).
2.2.1. TECTÓNICA ANTE-ANDINA
Dentro de este intervalo tuvieron lugar numerosos fenómenos tectónicos que se
iniciaron a partir del Paleozoico inferior. Durante el Cámbrico inferior y Ordovícico
inferior, el borde occidental de América del sur correspondía a un margen pasivo, la
expansión máxima de facies marinas en el continente sudamericano se dio
probablemente durante el Tremadociano - Darriwiliano, disminuyendo la influencia
marina durante el Ordovícico medio. En el Ordovícico superior se retomo el carácter
expansivo hasta el Silúrico. Durante el Ordovícico y parte del Silúrico, comprendía una
cuenca intracratónica de tipo Rift situadas entre dos áreas cratónicas estables, que
correspondían al escudo Brasileño y el Macizo de Arequipa. En el Devónico superior y
Carbonífero inferior se estableció una cuenca de antepaís en gran parte del margen
occidental de la Cordillera de los Andes Centrales, esto debido a la actividad tectónica y
magmática situada a nivel de la margen activa de Gondwana. La orogenia
Herciniana desarrollada en el borde occidental sudamericano, fue seguida por el
emplazamiento de un importante rift Permo-Triásico, asociado al inicio de la

Página
10
fragmentación de la Pangea y desmantelamiento de la cadena herciniana. Este rift
continuó hasta el Jurásico siendo acompañado por el establecimiento de depósitos
marinos someros y magmáticos. A partir del Jurásico superior, se estableció una zona
de subducción sobre el margen occidental de América del Norte y América del Sur
acompañada de un magmatismo de arco. Al este del arco volcánico, se desarrollo una
cuenca extensiva de tipo tras-arco o back-arc, mientras que al Oeste secuencias
sedimentarias (volcano-clásticas) que se interpretan como depósitos de ante-arco o
fore-arc.
2.2.2. TECTÓNICA COMPRESIVA ANDINA Y FORMACIÓN DE LA
CUENCA DE ANTEPAÍS MAZÓNICA
La tectónica andina propiamente dicha, es decir la tectónica en compresión se
manifestó a partir del Cretácic. El establecimiento de la tectónica compresiva andina,
se debe a los cambios de velocidad y de dirección de convergencia de las placas
subductadas bajo la placa sudamericana, y por la abertura del Atlántico sur. Estos
eventos se caracterizan por largos periodos de inestabilidad tectónica y episodios
cortos de quietud, desde el Albiano-Cenomaniano (dominio andino) y Turoniano
(dominio subandino). La compresión se desarrolla de manera continua hasta el
Holoceno. Esta deformación se desarrollo con diferentes intensidades y con un
probable control de la paleogeografía pre-cretácica.
2.2.2.1. GEOMETRÍA DE LAS CUENCAS DE ANTEPAÍS
Las cuencas de antepaís se desarrollan sobre una litosfera continental, están
ligadas a cadenas de subducción o a cadenas de colisión. Una cuenca de
antepaís se desarrolla entre un frente de una cadena de montañas y un cratón
estable que se encuentra sometida a una flexión de la litosfera. Se diferencian
dentro de una cuenca de antepaís cuatro zonas de deposito: wedge-top,
foredeep, forebulge y back-bulge depozones (Fig. 4).

Página
11
Fig. 4. Esquema morfo-estructural de las zonas de depósitos en una cuenca de antepaís
(DeCelles & Giles, 1996)
Zona de depósito en acuñamiento ó corrimientos (wedge-top).- Es donde
la deformación se amortigua, es decir es la margen activa de la cuenca de
antepaís en que se desarrollan estructuras, corrimientos (conocidos como faja
plegada y corrida donde se producen los cabalgamientos y duplex) y
cuencas transportadas (piggyback basin). En dominio continental, presenta
depósitos gruesos (conos aluviales y sistemas fluviales), y en dominio
submarino sedimentos más finos carbonatados interferidos con depósitos
gravitatorios o turbidíticos (sedimentación catastrófica).
Zona de depósito en profundidad (foredeep).- Corresponde a una cuenca
subsidente situada entre el wedge-top y el forebulge, y forma un prisma
sedimentario que se adelgaza en dirección al cratón. Es la zona que recibe
mayor acumulación de sedimentos que provienen de la erosión en la cadena
de montañas. En esta zona, se desarrollan los ambientes fluviales, aluviales en
medio sub-aéreo, y de complejos fluvio-deltaicos superpuestos de los
conjuntos turbiditicos en ambiente marino.
Zona de depósito en el abombamiento (forebulge).- Situada sobre el
bombeo periférico debido a la flexura de la placa, esta zona positiva difícil de
identificar se encuentra sometida a erosiones.
Zona de depósito atrás del abombamiento (back-bulge).- Se desarrolla entre
el forebulge y el cratón estable y se caracteriza por presentar sedimentos finos
de dominio continental y/o marino poco profundo (plataforma carbonatada).
Pueden existir aportes sedimentarios más gruesos provenientes de la erosión
del forebulge.

Página
12
2.2.2.2. DISTRIBUCIÓN DE LAS CUENCAS SUBANDINAS
Las cuencas subandinas del Perú se encuentran distribuidas de sur a norte.
Para el presente se ba a mencionar cinco cuencas subandinas: Marañón,
Santiago, Huallaga, Madre de Dios y la cuenca Ucayali donde se encuentra el
yacimiento de hidrocarburo más importante del país que es CAMISEA. Estas
subcuencas se encuentran ubicadas en el sector oeste de la Cordillera de los
Andes Centrales (Fig.5). En el Mioceno medio, las cuencas subandinas peruanas
formaban parte de una sola cuenca amazónica que se encontraba sometida a
incursiones marinas como el mar de Pebas. Hace aproximadamente 10 Ma, se
iniciaron los corrimientos y los movimientos de levantamiento y subsidencia
que propiciaron la formación de las cuencas subandinas actualmente
definidas.
Fig. 5. Configuración de los Andes Centrales, de la cuenca amazónica y de las cuencas subandinas peruanas (imagen satelital SRTM
con resolución 90m) (Baby et al., 2005).
2.3. LÍMITES Y ESTILOS ESTRUCTURALES
Los limites y estilos estructurales que presentan las cuencas subandinas (Fig.6) están
controladas por los diferentes eventos tectónicos ocurridos durante los últimos millones de
años. Actualmente, las cuencas subandinas son áreas de estudio importante, lo que ha
permitido realizar una relación entre ellas, esto debido a las características estructurales y/o
sedimentarias que presentan, implicando la reagrupación de estas.

Página
13
Fig. 6. Límites estructurales de las cuencas Subandinas y altos estructurales.
2.3.1. CUENCA MADRE DE DIOS
Es otra de las principales cuencas de antepaís. Se encuentra ubicada al SE de la cuenca
Ucayali. La cuenca Madre de Dios está limitada por principales componentes tectónicos
como la zona subandina ubicada al S-SW. Al Este, se prolonga hacia el escudo brasileño,
al W-NW con el arco de Fitzcarrald y la cuenca Ucayali, en dirección SE la cuenca Madre
de Dios se prolonga hasta el Norte de Bolivia donde se le conoce como la cuenca Beni.

Página
14
2.3.2. CUENCA UCAYALI
La cuenca Ucayali es una de las típicas cuencas subandinas foreland o antepaís, situada
entre las cuencas Madre de Dios, Ene, Pachitea, Huallaga y Marañón, entre los 7º y 12º
de latitud sur y los 71º y 76º de longitud oeste. Está separada hacia el oeste de la
cuenca Pachitea por el alto de Shira (Fig. 7) con orientación estructural de dirección
NW-SE. Hacia el este, la cuenca Ucayali se extiende en la llanura amazónica hasta el
divisor Moa, mientras que hacia el NE se encuentra limitada por el Arco de Contaya que
la separa de la cuenca Marañón, al W-NW por la zona subandina, y al S-SE por el Arco
de Fitzcarrald con dirección estructural E-W.
Fig. 7. Ubicación de las secciones estructurales LL’ en Madre de Dios y MM’ de la cuenca Ucayali.
2.3.3. CUENCA HUALLAGA
Esta cuenca se encuentra desarrollada entre los 5.5º y 9º de latitud sur y los 76º y 78º
de longitud Oeste dentro de la zona subandina o zona de wedge top depozone. Está
limita al Oeste por la cordillera Oriental, al norte por la cuenca Santiago, al Sur por la
zona interna subandina de la cuenca Pachitea, al NE por el alto de Cushabatay y el arco
Contaya y en el SE por la cuenca Ucayali. En la zona existe un sobrecorrimiento frontal

Página
15
(Chazuta) que cabalga hacia el Este la subcuenca Marañón. Este sobrecurrimiento
se encuentra deformado probablemente por grabens del Pérmico-Jurásico, y
presentan un nivel de despegue en las evaporítas de la parte superior del grupo Pucara
(Triásico-Jurásico inferior) y/o la base de la formación Sarayaquillo (Jurásico Superior).
Los sedimentos Mioceno-Pleistoceno pueden alcanzar un espesor superior a 5000 m.
2.3.4. CUENCA SANTIAGO
Esta cuenca tiene una orientación N-NE/S-SW perteneciente a los Andes
Septentrionales que ha sido estructurada por importantes fallas y se encuentra
enmarcada dentro de la zona subandina, situada entre los 3º y 5º de latitud sur y 77º y
78º de longitud oeste. La Cordillera de Campanquiz es la que actualmente limita
y/o divide a las cuencas Santiago y Marañón. Al Oeste, la cuenca Santiago está
limitada por la Cordillera Oriental peruana, al Norte esta cuenca se cierra
estructuralmente con el domo de Cutucú (Sur de Ecuador) y en la zona de la deflexión
de Huancabamba la cuenca toma una dirección estructural NW-SE. La Cuenca Santiago
está estructurada por inversiones tectónicas de semi-grabens de edad Permo-Triásica
a Jurásica que se encuentran basculados hacia el oeste formando estructuras en
flor transpresivas. Estas inversiones tectónicas se da en tres etapas: Cretácico inferior,
Eoceno superior y Neógeno superior. Las primeras inversiones tectónicas empiezan a
partir de la fase peruana (Cretácico Superior) durante la sedimentación de la formación
Chonta. Los semigrabens y estructuras en flor tienen características muy parecidas a
las estructuras de la cuenca Oriente del Ecuador.
2.3.5. CUENCA MARAÑÓN
Esta cuenca corresponde a una cuenca flexural subsidente (foredeep depozone) del
sistema de antepais andino del NW amazónico. Esta cuenca se encuentra situada entre
2º y 7º de latitud sur y los 73º y 77º de longitud oeste. Tiene una orientación
estructural NNW-SSE en el sector norte, y al sur presenta una orientación NW-SE. Se
encuentra limitada al norte con la cuenca Oriente del Ecuador, al oeste por la
zona subandina (cuencas Santiago y Huallaga), al NE por el arco de Iquitos, al SW por el
alto de Cushabatay-Contaya, y al sur por el arco de Contaya, el cual la separa de la
cuenca Ucayali.
El substratum de esta cuenca es deformado por la tectónica de rifting del Pérmico

Página
16
tardío y del Triásico temprano, responsable de una erosión alternada de la sección
paleozoica. La subsidencia del Cretácico superior y del Cenozoico está controlada por la
carga tectónica producida por los sistemas de corrimientos de la Cordillera Oriental y
de la zona subandina. La parte interna de la cuenca se encuentra deformada por
inversiones tectónicas de fallas extensivas Paleozoicas y Mesozoicas, esas inversiones
se iniciaron durante el Cretácico superior en una etapa compresiva llamada “fase
peruana”, que luego fueron reactivadas durante el Neógeno. En dirección Este, los
sedimentos cenozoicos se acuñan (Fig. 8) sobre el arco de Iquitos (zona del Forebulge).
Los estudios sedimentológicos del Mioceno-Plioceno que afloran en la zona del
arco de Iquitos muestran que su levantamiento controlo la sedimentación de la
cuenca Marañón a partir del Mioceno superior.
2.3.6. ALTOS ESTRUCTURALES
Las estructuras que se muestran en las cuencas están notablemente relacionadas entre
si, debido a los elementos tectónicos que presentan: como el arco de Contaya, el arco
de Fitzcarrald, el arco de Iquitos, las montañas del Shira (alto de Shira), y el alto
de Cushabatay (arco de Cushabatay).
2.3.6.1. ARCO DE FITZCARRALD
El arco de Fitzcarrald es una mega-estructura en el sur de Perú y se extiende
hacia el Oeste de Brasil, divide a las cuencas Ucayali y Madre de Dios. Hacia el
SE también engloba al Arco de Manu (forbulge) y al Alto de Paititi (Fig.13),
estos paleoaltos son de escala más local y pertenecen a un sistema de
corrimientos de una cuenca de antepaís Paleozoica, asociada a la tectónica
Eoherciniana, finales del Devónico e inicios del Carbonífero, originando las
principales deformaciones (Fig. 16). La entrada en subducción de la dorsal
oceánica de Nazca se inicia durante el Mioceno superior en la costa norte del
Perú hace 11.2 Ma y el levantamiento del arco de Fitzcarrald es consecuencia
directa de la subducción de la dorsal de Nazca que afecto a la cuenca
amazónica a partir de 4 Ma.

Página
17
Fig.
16.
Arco
de
Fitzcarrald,
actualmente
conteniendo
al
alto
de
Paititi
y
el
arco
de
Manu
(modificado
de
Tejada,
2006).

Página
18
2.3.6.2. ARCO DE IQUITOS
El Arco de Iquitos corresponde a un alto de basamento, situado en la amazonia
oriental. Los datos morfo-estructurales y geofísicos muestran que el Arco de Iquitos
es el actual forebulge del NE de la cuenca antepais amazónica (cuenca Marañón).
Estudios en sedimentos del Mioceno-Plioceno, que afloran en el arco, muestran que
su levantamiento controlo la sedimentación a partir del Mioceno superior. Esta
elevación está relacionada al aumento de la actividad tectónica dentro de los Andes.
La emersión del forebulge indujo a un retroceso del mar Pebas causando cambios
ambientales importantes en la cuenca amazónica (Fig. 9). A finales del Mioceno
tardío hasta el Plioceno, ha inducido a la deposición de los depósitos fluviales como
las arenas blancas depositados en el backbulge depozona (zona de deposito). Desde
hace aprox. 6 Ma, el forebulge es cortado y atravesado por los ríos actuales,
y se sigue levantando como muestran los depósitos de las terrazas del Holoceno
2005).
Fig. 9. Sistema de cuenca foreland amazónico nor-occidental durante el Mioceno tardío, se observa que el forebulge de Iquitos aflora y
actúa como una pequeña isla (Extraído de Roddaz et al., 2005).
2.3.6.3. ARCO DE CONTAYA
Se encuentra en el sector Norte de la cuenca Ucayali y Sur de la cuenca
Marañón dividiéndola de Ucayali (ver Fig. 6). Esta estructura tiene una orientación
NW-SE, se encuentra ligada a una inversión de antiguas fallas normales del
Pérmico-Triásico y Paleozoicas, con procesos que se iniciaron durante el Cretácico
Superior.

Página
19
2.3.6.4. ALTO DE CUSHABATAY (MONTAÑAS DE CUSHABATAY)
Es una de las estructuras predominantes que exponen a las rocas Jurásicas en
superficie y que limitan a la cuenca Ucayali en el sector NW (ver Fig. 6). Este alto es
un semigraben que contiene a los sedimentos del Grupo Pucara y del Grupo Mitu
que se desarrollaron en forma simultanea, con una tendencia NW-SE de los horst y
graben observados en la cuenca Marañón en respuesta al evento extencional del
periodo Pérmico-Triásico. El graben de Cushabatay fue encontrado con un espesor
grueso del Grupo Mitu cubierto del Grupo Pucara, Sarayaquillo y sedimentos
Cretácicos que luego fueron invertidos durante el Cretácico Superior.
Interpretaciones de secciones sísmicas de reflexión muestran adelgazamiento y
discordancias progresivas de series cretácicas hacia los flancos de las montañas de
Cushabatay.
2.3.6.5. ALTO DE SHIRA (MONTAÑAS DEL SHIRA)
Es uno de los mas prominentes elementos tectónico de la parte central de la cuenca
Ucayali, se extiende al Sur hasta la cordillera de Vilcabamba y al Norte hasta
la confluencia de los ríos Ucayali y Pachitea. Las montañas del Shira divide la parte
sur de la cuenca Ucayali en dos cuencas (cuencas Pachitea y Ucayali). Hacia el oeste,
se encuentran la zona de Oxapampa/Ene, la faja plegada y corrida (fold thrust belt) y
la subcuenca Pachitea. Con una similar magnitud e historia geológica que el arco de
Contaya, está controlado por una tendencia de fallas de orientación N-NW/S-SE. En
este alto se encuentran aflorando sedimentos Paleozoicos y Cretácicos, su
estructuración se inicia probablemente a partir del Paleozoico Superior.
2.3.6.6. MOA DIVISOR
Se encuentra en el sector Oeste de la cuenca Ucayali, tiene una orientación NW-SE,
corresponde a una estructura asociada a una tectónica de inversión de semi-graben
de edad Paleozoica.
2.4. ESTRATIGRAFIA GENERALIZADA
La estratigrafía generalizada es un compendio de estudios realizados por diferentes empresas
e instituciones de investigación (Gil, 2002; SPT, 1993; Mobil, 1998; Idemitsu, 2000; Repsol 2001;

Página
20
Hermoza, 2004; Navarro, 2005; Vara, 2003; Ibáñez, 2001; Parsep, 2002; OXY, 2003; Petrobrás, 2003;
PanEnergy Exploration, 2000; Perupetro, 2005; QMC, 1998; Anadarko 1999).
Fig. 10. Estratigrafía generalizada de las cuencas subandinas, mostrando una discordancia erosional en el Cretacico inferior.
En las cuencas subandinas se distribuyen unidades sedimentarias que muestran una variación
estratigráfica desde el sector sur de la cuenca Madre de Dios, hasta el sector norte de la cuenca
Marañón (Fig. 10). La estratigrafía esta distribuida dentro de las siguientes eras:
 Precámbrico
 Paleozoico
 Mesozoico
 Cenozoico

Página
21
CAPITULO III
CUENCA DEL UCAYALI
3.1. PRECÁMBRICO
Está caracterizado principalmente por el basamento, constituido por rocas ígneas y
metamórficas. Fue encontrado por algunos pozos en las cuencas Marañon y Ucayali.
3.2. PALEOZOICO
Está representado por dos ciclos sedimentarios: el Paleozoico Inferior (Ordovícico- Devónico) y
Superior (Carbonífero-Pérmico). Se encuentran distribuidos los Grupos y Formaciones estratigráficas
en orden cronológico descendente.
3.2.1. PALEOZOICO INFERIOR
FORMACIÓN CONTAYA
En Ucayali, aflora cerca al arco de Contaya donde está constituida por cuarcitas masivas
(edad desconocida), seguidas de lutitas argilíticas cuya sedimentación es principalmente
marino y datado por Graptolites del Darriwilliano, y fue reconocida en los pozos Pisqui 1,
Coninca 1-2 y Cashiboya 1-A con una litología muy parecida a la de Marañón. Está ausente
en el sur de la cuenca Ucayali en los pozos Sepa, La Colpa y Platanal. También se encuentra
aflorando en las montañas del Shira, constituida de lutitas intercaladas con areniscas verde,
y una secuencia de series volcánicas con 795m de espesor.
GRUPO CABANILLAS
Corresponde a sedimentos depositados durante el periodo Devónico (Fameniano-Emsiano).
Se encuentra constituido litológicamente por lutitas negras, limolitas y areniscas en las
cuencas Ucayali y Madre de Dios es infratidal litoral a deltaico. Infrayace al Grupo Ambo. En
la Cuenca Ucayali, se encuentra pobremente representado en la parte central y norte. En el
área de Pachitea, aflora cerca del rió Nevati, donde se observó solamente la parte superior
de este grupo. En la zona del Pongo de Mainique, presenta un espesor de 1500m constituido
de argilitas gris oscuro y silts. Algunos pozos (Sepa, Mashansha, San Martín) atravesaron

Página
22
este Grupo. Hacia el N, NE, SE y E de la cuenca Ucayali, se encuentra ausente debido a que
se bisela en dirección a las zonas del Arco de Contaya, Moa Divisor y arco de Fitzcarrald. Al
sur del pozo Runuya, mediante sísmica se determino que el Devónico aumenta de espesor.
3.2.2. PALEOZOICO SUPERIOR
GRUPO AMBO
Corresponde a sedimentos depositados durante el periodo del Carbonífero inferior
(Mississipiano). Mediante análisis palinológicos del Grupo Ambo en pozos y afloramientos,
se le asigna a una edad del Mississipiano y Tournesiano. En la cuenca Ucayali, el Grupo
Ambo fue atravesado por algunos pozos (Sepa, Mashansha, La Colpa, etc.), los afloramientos
de esta formación han sido determinados en la parte meridional del Shira en la zona que
corresponde al río Unini-Tsipani con series sedimentarias que empiezan por limos y lutitas
negras, seguidas de areniscas de grano medio a fino con algunos niveles de areniscas
masivas, también aflora en el pongo de Mainique, donde esta constituido por
intercalaciones de bancos decimetricos de areniscas y bancos centimetricos de argilitas, el
ambiente sedimentario es infratidal que oscila a deltaico. En la cuenca Pachitea también se
encuentra aflorando al nivel del río Nevati en el flanco oeste del Shira (Montoya & Berrospi,
1990). En la Cuenca Ene, este grupo aflora en el río Tambo con un espesor aproximado de
1150 m (Mégard, 1978).
GRUPO TARMA
Definido por Dumbar y Newell (1946) en la localidad del mismo nombre, corresponde a
sedimentos del Carbonífero Superior, depositados durante el Pensilvaniano (Bashkiriano –
Gzheliano). En la cuenca Ucayali, el Grupo Tarma fue encontrado por los pozos
Runuya, Agua Caliente, Maquia, Platanal y La Colpa, como una secuencia de plataforma
carbonatada; otros pozos también alcanzaron a este Grupo, regionalmente se
encuentra constituido por secuencias de calizas micríticas y oolíticas, calizas dolomíticas
intercaladas con lutitas grises de plataforma carbonatada. En los campos de Agua
Caliente, el Grupo Tarma se encuentra reposando en discordancia sobre las rocas Devónicas,
y esta constituido de lutitas negras y hacia la base una secuencia de areniscas (Velarde et al.,

Página
23
1978). En la parte central de la cuenca Ucayali, en el pozo Runuya 1X se aprecia una delgada
secuencia de lutitas grises con intercalaciones de calizas silíceas las cuales descansan
sobre areniscas verdes. Los afloramientos del Grupo Tarma en el pongo de Mainique,
corresponde a una alternancia de calizas y lutitas negras, calizas que a veces se hacen
dolomíticas de estratificación masiva, tienen fuerte olor a HC. En la Cuenca Pachitea se
evidencia en el río Nevati, y esta constituido por 178 m de areniscas verdes con matriz de
argilitas. Este Grupo también presenta argilitas carbonosas. En la base de las secuencias del
Grupo Tarma presenta depósitos de dunas eólicas, y en la parte superior con una secuencia
carbonatadas.
GRUPO COPACABANA
Este Grupo fue asignado al Pérmico inferior y fue descrita por Newell (1953). Análisis
Bioestratigraficos determinaron una edad Asseliano–Sakmariano (SPT, 1993). Está
constituido principalmente por rocas carbonatadas, calizas localmente dolomíticas e
intercalaciones de calizas con lutitas, de ambiente netamente marino de plataforma
carbonatada de aguas someras, de similares características al Grupo Tarma. En la cuenca
Ucayali, se encuentra aflorando en la zona del Shira, en las márgenes del río Nevati
presento en la parte inferior por calizas, hacia la parte intermedia tiene lutitas negras a
grises y calizas micríticas, la parte superior constituida de calizas grises micríticas; fue
alcanzado por algunos pozos (Huaya, Runuya, Platanal, La Colpa, Sepa, etc.), y en la región
SW las líneas sísmicas muestran un biselamiento sedimentario. En la zona del pongo de
Mainique, este Grupo yace en concordancia sobre el Grupo Tarma y esta compuesta de
intercalaciones de calizas y algunos niveles de argilitas (Gil et al., 1999).
FORMACIÓN ENE
Esta secuencia estratigráfica pertenece al Pérmico inferior, también es atribuido al Pérmico
Superior (Hermoza, 2004). Análisis palinológicos determinaron una edad Artinskiano-
Kunguriano (Martin & Paredes, 1977, Robertson Research, 1990). Al sur de la cuenca
Ucayali, la Formación Ene fue alcanzada por los pozos Platanal, Sepa, Mipaya, San Martín,
Segakiato, Armihuari y Cashiriari, presentando sedimentos de ambiente litorales y
continentales. En el Pongo de Mainique, está constituida por areniscas, argilitas y pocos
niveles calcáreos. En la cuenca Pachitea, al frente de los cabalgamientos subandinos, existe

Página
24
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).
GRUPO MITU
Este Grupo se depositó en el periodo Pérmico-Triásico (Kummel, 1948), y está constituido
por unidades sedimentarias y volcánicas (McLaughlin, 1924; Newell et al., 1953). En la
cuenca Pachitea, se encuentra aflorando al sur y en la cordillera de San Matías, donde está
caracterizado por conglomerados fluviales rojizos con clastos de rocas volcánicas y cuarcitas
con intercalaciones de limos rojizos y areniscas (Gil, 2002). Este Grupo fue atravesado
parcialmente por el pozo Oxapampa 1X, con 330 m de espesor. Mediante sísmica se observa
que esta formación se bisela hacia el este en dirección al alto de Shira. En el sector norte de
la cuenca Ucayali, existe un pequeño espesor de conglomerados con gneis y guijarros de
granito reportados en el pozo Huaya 3X, que por el momento han sido asignados a este
grupo (Parsep, 2002). En la cuenca Ene, al NW y SE de Satipo, esta formación se encuentra
descansando en discordancia sobre rocas sedimentarías y volcánicas del Paleozoico
inferior, alcanzando un espesor de 1000 m (Gil, 2002). No se ha reportado la presencia de
este Grupo en la cuenca Madre de Dios.
3.3. MESOZOICO
Estas secuencias están representadas por dos periodos importantes: el Triásico-Jurásico y el
Cretácico Inferior-Superior.

Página
25
3.3.1. TRIÁSICO-JURÁSICO
GRUPO PUCARA
Este grupo pertenece al Triásico Superior - Jurásico inferior, definido por Mclaughlin (1924).
A nivel del Perú esta considerado entre el Hettangiano-Aaleniano (Weatermann et al., 1980),
en Marañón la base de este Grupo puede llegar hasta el Noriano y en el centro del Perú
entre el Noriano y ladiniano. En el sector subandino de la cuenca Ucayali, el Grupo Pucara se
encuentra aflorando en la zona del Boquerón del Padre Abad (R. Bolañoz; A. Rejas, 1983) y
hacia los alrededores de Tingo Maria, donde se encuentra constituido 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).
FORMACIÓN SARAYAQUILLO
Se depositó durante la regresión del Jurásico Superior (Kummel, 1948; Zuñiga, 1976;
Mégard, 1979; Pardo, 1982), con depósitos de capas rojas continentales. En la cuenca
Pachitea, se encuentra aflorando en la localidad de Puente Paucartambo, y está compuesta
a la base de capas rojas finas continentales, seguidas de intercalaciones de limos rojos,
areniscas argiliticas gruesas, y conglomerados gruesos, mostrando una secuencia grano
creciente (Jaillard, 1996). En la cuenca Ucayali, esta formación fue asignada de edad
Oxfordiano-Kimmeridgiano (SPT, 1993). La Formación Sarayaquillo se encuentra aflorando
claramente en la zona del Boquerón del Padre Abad (R. Bolaños y A. Rejas,1983), y la sección
tipo se encuentra en los cerros de Cushabatay y está caracterizada por areniscas rojas con
laminaciones entrecruzadas, conglomerados y argilitas rojas que hacen un espesor de
2000m (Kummel, 1948).

Página
26
3.3.2. CRETÁCICO INFERIOR-SUPERIOR
FORMACIÓN CUSHABATAY
Fue definida por Kummel (1946). Por posición estratigráfica y correlación es de edad
Aptiano-Albiano (Pardo y Zuñiga, 1973; Kummel, 1946). Se encuentra separada del
Jurasico por una discordancia regional (Gil, 2002). En la cuenca Ucayali, esta formación esta
presente únicamente al Oeste y Norte de Shira, fue alcanzada por algunos pozos en el norte
de la cuenca (Pisqui, San Alejandro, entre otros). En la cuenca Pachitea aflora en la cordillera
de San Matías y descansa sobre los conglomerados de el Grupo Mitu (Gil, 2002). En la
cuenca Ene alcanza un máximo espesor de 200 a 400m (Parsep, 2002). En la zona Puente
Paucartambo (limite subandino de la cordillera Oriental), la Formación Cushabtay descansa
sobre la Formación Sarayaquillo, esta constituido a la base por areniscas claras bien
clasificadas y lutitas grises, luego pasan a areniscas argilíticas y lutitas negras
carbonosas, en la segunda secuencia se encuentran areniscas argiliticas y conglomerados de
ambiente fluvial, y la tercera secuencia está formada por intercalaciones de areniscas y
argilitas rojas de ambientes marino litoral (Gil, 2002; Jaillard, 1996).
FORMACIÓN RAYA/ESPERANZA
Definida por Kummel (1948), es conocida también como Formación Esperanza de edad
Albiano (Kummel, 1948; Brenner, 1968; Lammons, 1970). En el río Huallaga, amonites
recolectados dieron una edad del Albiano Medio-Inferior (Pardo & Zuñiga, 1976). Se
encuentra descansando sobre la Formación Cushabatay e infrayaciendo a la Formación Agua
Caliente. En la cuenca Ucayali, fue registrada por la mayor parte de los pozos (Gil, 2002); la
formación disminuye de espesor en zonas comprendidas por los pozos Agua Caliente,
Maquia, Cashiboya y Pisqui (Velarde et al., 1978). Al Oeste de la cuenca Pachitea, se
encuentra aflorando en la zona de Puente Paucartambo, donde esta constituida de areniscas
amarillas, margas grises terminando con una secuencia margo-calcáreas (Gil, 2002);
también se observa una segunda secuencia formada por areniscas finas blancas
sobreyacidas por calizas de plataforma poco profunda atribuida a la Formación Raya
(Kummel, 1946).

Página
27
FORMACIÓN AGUA CALIENTE
Designada por Kummel, (1948) del albiano superior en los cerros de Contamana. En el río
Huallaga, el limite superior de esta formación corresponde a la edad del Cenomaniano
Superior y del Turoniano inferior en el Pongo de Tiriaco y río Cushabatay (Gil, 2002). En la
zona del Pongo de Mainique, los pozos Oxapampa 7-1 y Cashiboya, el tope ha sido datado
del Turoniano-Coniaciano (Müller, 1982). En la cuenca Ucayali, se observa unas areniscas
de ambiente litoral a fluvial (pozo Runuya), al igual que la Formación Raya, esta formación
se adelgaza hacia los pozos Pisqui, Maquia, Agua Caliente y Runuya (Gil, 2002). Al sur de la
cuenca Pachitea (Puente Paucartambo), esta constituida por capas rojas finas de
diferentes tonalidades, tiene intercalaciones calcáreas hacia la base e intercalaciones de
areniscas hacia el tope (Jaillard, 1996). En la cuenca Madre de Dios, fue alcanzada por los
pozos Candamo, Pariamanu, Río Cariyacu, Los Amigos y Puerto primo (Perupetro, 2002).
FORMACIÓN CHONTA
Fue definida por Moran y Fife (1933) y considerada de edad Turoniano-Santoniano por
Müller & Aliaga (1981). Según Pardo & Zuñiga (1976), tiene fósiles del 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
Ucayali, esta formación fue alcanzada por todos los pozos, en la zona de Shira es
caracterizada por lutitas intercaladas con calizas y dolomías, a la base y tope limitada por
limos rojizo-verdoso (Velarde et al., 1978). En la zona de Puente Paucartambo, aflora
una secuencia sedimentaria de calizas que alcanza un espesor de 125m.
FORMACIÓN VIVIAN
Fue definida por Kummel (1948), y asignada por bioestratigrafía al 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 Pachitea (Puente Paucartambo), se observa una secuencia de areniscas claras

Página
28
masivas de ambiente marino litoral con intercalaciones de lutitas negras en la base, hacia la
parte media está constituida mayormente por lutitas marinas negras, la parte superior
parece corresponder a la base de la transgresión de la Formación Cachiyacu (Jaillard,1996).
FORMACIÓN CACHIYACU
Fue definida en el norte de la cuenca Ucayali por Kummel (1948) y es considerada del
Maastrichtiano superior (Müller & Aliaga, 1981). En la cuenca Ucayali en la zona de
Contamana, esta formación se encuentra constituida de lutitas oscuras, limos margosos, y
limos con fósiles de ambiente somero con un espesor de 150 m (Kummel, 1948), en los
pozos esta formación se encuentra muy reducida y en algunos casos desparece (Gil, 2002).
En la cuenca Pachitea, las secuencias tienen las mismas características de Contamana, con
30m de espesor que sobreyacen a la Formación Vivian (Singewald, 1928). En la cuenca
(Puente Paucartambo), presentan argilitas marinas negras con pequeños bancos de caliza
y/o areniscas finas negras, con un espesor de 100 a 150 metros que representa una
transgresión a finales del cretácico (Gil, 2002).
FORMACIÓN HUCHPAYACU
Aflora en la zona de Contamana, y fue designada por Kummel (1948) de edad
Maastrichtiano. La Formación Huchpayacu parece estar en continuidad con la Formación
Cachiyacu, y a veces descansa sobre la Formación Vivian sin presencia de erosión (Gil, 2002).
En la cuenca Ucayali y Pachitea, es asignada al Paleoceno inferior (Seminario & Guizado,
1976). Se encuentra aflorando en la zona de Puente Paucartambo en la carretera Purus y en
la zona de Contamana respectivamente. Presenta limos rojos o verdes (100-150 metros) y
localmente presenta niveles ricos en cuarzos eólicos (Jaillard, 1996).
3.4. CENOZOICO
FORMACIÓN YAHUARANGO
Esta formación fue definida por Kummel (1946), la edad es del Paleoceno (Valdivia, 1974;
Williams, 1949; Gutiérrez, 1982), se encuentra aflorando en la localidad de Contamana y
Santa Clara. En la cuenca Ucayali, los pozos encontraron a esta formación entre las
formaciones Casa Blanca y Chambira (Gil, 2002). Está constituida de intercalaciones de

Página
29
argilitas rojas con escasos niveles de areniscas de ambiente netamente continental (Gil,
2002).
FORMACIÓN POZO
Fue denominada por Williams (1949), y descrita en la región de Santiago cerca de los ríos
Santiago y Marañón (Williams, 1949), la edad de esta formación es asignada al Eoceno –
Oligoceno Medio (Robersont Research, 1990; Labogeo, 1996); tiene ambiente de depósitos
fluvio-estuarinos y marino poco profundo (Kummel, 1948; Williams, 1949; Seminario y
Guizado, 1976; Robertson Research, 1990). En la 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).
FORMACIÓN CHAMBIRA
Descrita por Kummel (1948) en su localidad tipo (río Cushabatay), es asignada a una edad
del Mioceno (Seminario & Guizado, 1976; Gutierrez, 1982) y Oligoceno superior –
Mioceno medio (Marocco, 1993). Su ambiente es de depósitos fluvial meandriforme
(Kummel, 1948; Williams, 1949; Sánchez & Herrera, 1998; Diaz et al., 1998). En Ucayali,
Ingemmet describió como una secuencia de lodolitas y limolitas rojizas en la zona de
Aguaytia (Boletín Nº 80 serie A, 1980).
FORMACIÓN IPURURO
En la cuenca Ucayali, no se ha diferenciado esta formación, pero unidades litológicas están
caracterizadas por depósitos de las formaciones Chambira, Ipururo y Ucayali (Kummel,
1948).

Página
30
CAPITULO IV
PARÁMETROS TÉRMICOS EN LA CUENCA
4.1. GENERALIDADES
Generalmente, se entiende como flujo térmico a la facultad de un cuerpo para trasmitir el calor y
que puede ser endotérmico, exotérmico y térmico, en nuestro caso el cuerpo viene a ser la cuenca
sedimentaria, donde se encuentra distribuida una determinada litología y tiene como base al
basamento cristalino. La propagación del calor se origina desde una zona caliente (mayor
temperatura) hacia una zona más fría (menor temperatura) por conducción a traves del material
rocoso. En general tanto la temperatura (ºC), gradiente geotérmica (ºC/km), conductividad térmica
(W/mK) y Heat Flow (W/m2) se encuentran bastante relacionados entre si, ya que estos parámetros
en conjunto varían durante la sedimentación.
4.2. PARÁMETROS TÉRMICOS
Los parámetros térmicos que intervienen en una cuenca sedimentaria son:
 Temperatura
 Gradiente Geotérmica
 Conductividad
 Flujo de calor (Heat Flow)
Estos parámetros han sido definidos y calibrados a partir de los datos obtenidos en pozos.
4.2.1. TEMPERATURA (BHT)
La temperatura es la energía de calor que se mide en los pozos perforados en las cuencas
subandinas. Los valores determinados se calculan en grados Fahrenheit o grados Celsius, y
puede ser determinada mediante varias lecturas, estas se obtienen de un sensor que
registra la temperatura del flujo de lodo que sale del fondo del pozo durante la perforación.
Estos valores de temperaturas necesitan ser corregidas, debido al tiempo que demora en
salir la muestra desde el fondo del pozo hasta la superficie, además del tiempo de
circulación que se realiza en el momento en que se detiene la perforación, luego se continúa

Página
31
perforando.
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
Ejemplo que muestra profundidades, temperatura y tiempo para el cálculo del
BHT real en el pozo San Alejandro 1X.
Con estos datos registrados se procede a la corrección del BHT real de los pozos que han sido
seleccionados.
4.2.2. GRADIENTE GEOTERMICA
La gradiente geotérmica es la variación de la temperatura desde el interior de la tierra
(núcleo y manto) que se trasmite paulatinamente hasta la superficie (corteza terrestre). Este
gradiente puede variar de un punto a otro en la superficie de la tierra, presentando por lo
general un valor medio de 0.02 a 0.04 ºC/m debido a las diferentes características
geológicas que se presentan en determinados lugares. Por lo general la temperatura es
mayor en capas mas profundas y disminuye hacia la superficie, es decir presenta un
gradiente geotérmico que por cada 33m de profundidad aumenta en 1º C de temperatura, y
esto solamente en los primeros 70 km aproximadamente.
Calculo aproximado de la gradiente geotérmica en el pozo Mashansha 1X con un gradiente de 26.4 ºC/km.
Posteriormente el mapa de isovalores térmicos (gradientes geotérmicas), donde se
puede observar las zonas calientes y las zonas frías (Fig. 11). Las zonas que se encuentran en

Página
32
color azul pertenecen a las zonas mas frías, variando hasta un color rojo el cual muestra las
zonas mas calientes. Estas áreas calientes se encuentran aproximadamente sobre los altos
estructurales principales como Fitzcarrald, Contaya e Iquitos, y muestra una relación directa
entre los altos estructurales (altos de basamento) y las temperaturas de superficie.
Fig. 11. Mapa de gradientes Geotérmicas calculados a partir de las temperaturas corregidas (BHT).

Página
33
4.2.3. CONDUCTIVIDAD TERMICA
La conductividad térmica es la capacidad que tiene un material para conducir el calor, cada
material posee diferentes valores, en las rocas y sedimentos se encuentran determinadas
por su mineralogía, porosidad y temperatura (Deming, 1994).
Roca Unidad W/mK
Carbón 0.25 - 1
Halita / Cuarcita 5 - 7
Lutitas 1.5
Areniscas 3 - 4.5
Carbonatos 2 - 3
Tabla 2. Conductividad Térmica de las rocas, con un error aproximado que se estima entre 30 y 40 %, (Deming, 1994).
Mapa regional mostrando la variación del flujo de calor a profundidad actual (Bottom Heat Flow actual) calculado con el programa Genex.

Página
34
Imagen 3D mostrando la profundidad actual en la base del Cretácico, los levantamientos producidos por el basamento
(arcos) y por los corrimientos (zona de faja plegada).
CAPITULO V
LOS SISTEMAS PETROLEROS
5.1. GENERALIDADES
Los sistemas petroleros son todos los elementos y procesos necesarios (Fig. 12) para la generación,
acumulación de hidrocarburos y la existencias de yacimientos (Magoon, 1994).
Los elementos necesarios para que exista un sistema petrolero son los siguientes:
 Roca Generadora
 Roca Reservorio
 Roca Sello
 Roca de Sobrecarga
Los sistemas petroleros tienen dos procesos:
1. Formación de Trampas
2. Generación, Expulsión, Migración y Acumulación de HC

Página
35
Estos elementos y procesos en conjunto deben encontrarse en el tiempo y espacio, para que la
materia orgánica presente en la roca generadora pueda ser transformada en una acumulación
de hidrocarburos (petróleo/gas).
Fig. 12. Elementos y procesos en los sistemas petroleros (Extraído de Magoon & Dow, 1994).
Para que el sistema petrolero funcione, deben existir todos los elementos y procesos ya
mencionados. Para determinar con mayor exactitud estos sistemas, se realizan análisis geoquímicos
en las rocas generadoras, determinación de porosidad y permeabilidad para las rocas
reservorios, y un análisis de carácter litológico y de comportamiento (plasticidad,
permeabilidad, espesor et.) para las rocas sellos. La reflectancia de vitrinita (%Ro) es un parámetro
físico que describe el nivel de madurez termal alcanzado por la roca sedimentaria. Esta madurez
indica el grado de transformación de la materia orgánica presente en la roca en hidrocarburos. La
Vitrinita es un maceral (restos de plantas o animales distinguibles al microscopio) que se
origina de plantas terrestres. Para la medida de reflectancia de vitrinita, el kerogeno es separado de
la roca y colocado en el microscopio en un slide sumergido en petróleo. Lo que se mide es el
porcentaje de luz reflejada en las partículas de vitrinita contenidas en el kerogeno. La reflectancia de
vitrinita es directamente proporcional al grado de alteración termal de la roca y su valor no se
reduce con la disminución de la temperatura (por levantamientos tectónicos y disminución de la
profundidad); es por eso que el Ro es usado para determinar la máxima temperatura a la cual se
encontraba la roca (Tabla 4).
Nivel de madurez termal Ro (%) Tmax( °C )
Inmadura 0.2-0.6 <435
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).

Página
36
Es por medio del de Pirolisis que se determina el tipo de Kerogeno, partiendo de los valores de HI
(Índice de Hidrógeno) y el OI (índice de oxígeno) obtenidos (Peters et al., 1994). El Kerogeno es un
material insoluble formado por la descomposición de la materia orgánica asimilada por los
sedimentos (Fig. 13). Mediante análisis físico-químico esta se 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).
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

Página
37
marinas.Las areniscas son las rocas reservorios principales en cualquier sistema petrolero,
pero las rocas carbonatadas también pueden ser buenos reservorios en algunos casos. En las
cuencas subandinas las principales rocas reservorios lo conforman las areniscas del
Paleozoico y Cretácico, estos reservorios se clasifican mediante la porosidad y permeabilidad
que presentan (Tabla 5).
Porosidad 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 5. Clasificación de Porosidad y Permeabilidad (Levorsen, 1973).
5.2. METODOLOGÍA
Para la identificación de los sistemas petroleros, se ha construido mapas de isovalores de datos
geoquímicos se tiene en cuenta los rangos de porosidad y permeabilidad para poder clasificar a las
rocas reservorios (calidad del reservorio), además para la identificación de los sellos y la carga
sedimentaria se usa la estratigrafía de pozos donde muestra algunas zonas con carga sedimentaria
variable y algunas formaciones con su respectiva roca sello, ya que estas se extienden local y
regionalmente en las cuencas. Los mapas de madurez termal están hechos a partir de los datos de
reflectancia de vitrinita (%Ro) de rocas generadoras (lutitas, calizas, dolomías). También se ha
representado un mapa de afloramientos de petróleo (oil seeps), pozos que presentaron
petróleo no comercial, trazas de gas, fluorescencia, muestras de afloramientos con bitumen sólido y
algunos pozos que se encuentran en producción de hidrocarburos. Así mismo, se construyó mapas
de potencial petrolero (Wt % TOC) donde se representa algunas zonas de las cuencas que tienen
alto o bajo potencial. Todos estos valores representados sobre mapas, han sido tomados de
muestras analizadas de pozos y afloramientos.
5.2.1. MAPAS DE MADUREZ TERMAL (%Ro)
Los mapas de isovalores de madurez termal que se muestran están basados en los datos de
Reflectancia de Vitrinita (%Ro), que han sido extraídos aproximadamente de los niveles
intermedios de roca generadora en la secuencia estratigráfica analizada en pozos de las

Página
38
cuencas subandinas peruanas; estas secuencias se encuentran en los Grupos Cabanillas,
Ambo, Tarma/Copacabana, Pucara, y Formaciones Ene, Raya, Chonta, Cachiyacu y Pozo
respectivamente. Estos valores de %Ro van a indicar el nivel de madurez alcanzado de la
roca para generar hidrocarburos en una determinada zona o región de las cuencas.
5.2.1.1. MADUREZ TERMAL DEL GRUPO CABANILLAS
El mapa de isovalores de madurez termal del Grupo Cabanillas (Fig. 14) muestra que
se encuentra cerca de la zona de faja plegada, en las cuencas Madre de Dios y
Ucayali, y al SE de la cuenca Marañón. Esta disposición refleja el biselamiento (Gil,
2002) que presenta este grupo hacia el sector oriental de las cuencas. La cantidad de
datos que se distribuyen en las cuencas es muy restringida. La madurez se encuentra
en un nivel pico a tardío en la zona NE de la cuenca Madre de Dios y S-NW de
Ucayali, y en un nivel tardío a post-maduro en la zona de faja plegada y corrida de
las cuencas Madre de Dios y Ucayali (pongo de Coñec y Camisea), y en la zona
oriental de la cuenca Marañón, cerca al arco de Contaya.
Fig. 14. Madurez termal (%Ro) del Grupo Cabanillas (Devónico), mostrando un nivel de
Madurez que oscila desde el nivel pico hasta post-madura.
5.2.1.2. MADUREZ TERMAL DEL GRUPO AMBO
El Grupo Ambo presenta una cantidad de datos % Ro un poco mas restringida que la
de Cabanillas, con solo 13 datos de reflectancia de vitrinita entre muestras de

Página
39
pozos y afloramientos. Su distribución se limita únicamente a las cuencas Madre de
Dios y parte sur de la cuenca Ucayali (Fig. 15). Hacia la zona sur de la cuenca
Ucayali, se observa que la madurez se encuentra variando desde una madurez pico
en la zona de Camisea, hasta una madurez tardía en la estructura del pozo Runuya
1X.
Fig. 15. Madurez (%Ro) del Grupo Ambo desde un nivel inmaduro en Madre de Dios hasta un nivel
de madurez tardía en el sur de Ucayali.
5.2.1.3. MADUREZ TERMAL DEL GRUPO TARMA/COPACABANA
Para el Grupo Tarma/Copacabana, el mapa de isovalores presenta una cantidad de
datos muy restringidos de reflectancia de vitrinita (%Ro) con solo 9 valores de
pozos, distribuidos en las cuencas Madre de Dios, Ucayali y parte de Marañon. En la
figura 16, en la parte central y sur de la cuenca Ucayali presenta un nivel de madurez
pico (zona de Camisea) a madurez tardía (pozo Runuya1X).

Página
40
Fig. 16. Madurez termal (%Ro) del Grupo Tarma/Copacabana.
5.2.1.4. MADUREZ TERMAL DE LA FORMACIÓN ENE
Los datos de madurez termal de la Formación Ene se encuentran conformados por
una cantidad de datos muy restringidos, constituidos con muestras de afloramientos
y pozos, siendo en total 10 valores de % Ro registrados. Estos datos estan presentes
en la zona sur de la cuenca Ucayali y parte NW de la cuenca Madre de Dios. Los
valores de %Ro en esta formación muestran un nivel de madurez tardía en la parte
mas profunda de la cuenca Ucayali, hacia el sector E de las montañas del Shira en el
pozo Sanuya 3X (Fig. 17).
Fig. 17. Madurez termal (%Ro) de la Formación Ene.

Página
41
5.2.1.5. MADUREZ TERMAL DEL GRUPO PUCARA
Los datos de madurez termal del Grupo Pucara (Fig. 18) se encuentran distribuidos
solo en el sector NW de la cuenca Ucayali y parte de la cuenca Huallaga. Solo se ha
registrado una muestra de afloramiento (Core Lab 1992); recientes estudios
demostraron mediante información sísmica (Navarro, 2004). Los valores de
reflectancia de vitrinita (%Ro) usados en este mapa son mayormente de
afloramientos y en un pozo (San Alejandro 1X), siendo en total 10 datos. Los valores
más representativos en el sector W de la cuenca Ucayali cerca de la zona del
Boquerón del Padre Abad y de los pozos San Alejandro 1X y Chio 1X, muestran que
se encuentra en un nivel de madurez temprana hasta un nivel post madura.
Fig. 18. Madurez termal (%Ro) del Grupo Pucara.
5.2.1.6. MADUREZ TERMAL DE LA FORMACIÓN RAYA
La figura 19, muestra que la variación de la madurez termal de la Formación Raya se
encuentra distribuida únicamente en las cuencas Ucayali norte, Santiago y Marañón,
con 26 valores de reflectancia de vitrinita (% Ro) que pertenecen a muestras de
pozos y afloramientos. En el sector norte de la cuenca Ucayali, el mapa de
isovalores muestra que esta parte de la cuenca se encuentra desde una etapa
inmadura hasta una etapa de madurez pico.

Página
42
5.2.1.7. MADUREZ TERMAL DE LA FORMACIÓN CHONTA
La Formación Chonta es la que presenta mayor cantidad de datos de reflectancia
de vitrinita, en total 73 valores de % Ro entre muestras de afloramientos y pozos,
distribuidas en las cuencas Madre de Dios, Ucayali, Santiago y Marañón. En la Figura
19, el sector N y NW de Ucayali se encuentra en un nivel de madurez temprana a
madurez pico, principalmente cerca de la zona de faja plegada.
Fig. 19. Variación de la madurez termal en la Formación raya, mostrando algunas zonas con
madurez pico y otras inmaduras.
5.2.1.8. MADUREZ TERMAL DE LA FORMACIÓN CACHIYACU
El mapa de madurez termal de esta formación (Fig. 20) representa una cantidad
total de 20 datos de reflectancia de vitrinita (% Ro) distribuidos principalmente en
algunas partes de las cuencas Ucayali, Santiago y Marañón respectivamente. En el
sector norte de la cuenca Ucayali, se observa que la madurez se encuentra variando
desde una etapa inmadura hasta una etapa temprana.

Página
43
Fig. 20. Madurez termal (%Ro) de la Formación Chonta.
Fig.21. Madurez termal (%Ro) en la Formación Cachiyacu, con restricciones en una parte de la cuenca Marañón.

Página
44
5.2.1.9. MADUREZ TERMAL DE LA FORMACIÓN POZO
En el sector sur de la cuenca Ucayali y en la cuenca Madre de Dios, esta formación
es el equivalente de las formaciones Yahuarango y Huayabamba respectivamente
(Gil, 2002).
5.2.2. MAPAS DE POTENCIALES PETROLEROS (WT % TOC)
Los mapas de isolvalores realizados con datos geoquímicos de Wt %TOC en las rocas
generadoras muestran zonas con potencial petrolero en las cuencas subandinas. Estos datos
de Wt % TOC han sido analizados en muestras de pozos y afloramientos, de los cuales se han
tomado solo los valores más representativos y se muestran en cada uno de los mapas.
5.2.2.1. POTENCIAL PETROLERO GRUPO CABANILLAS
En el sector N de la cuenca Madre de Dios y S de la cuenca Ucayali tiene un potencial
de medio a bueno, en el sector NW de la cuenca Ucayali muestra que el potencial
esta en el rango de medio a muy bueno (Fig. 22).
Fig. 22. Potencial petrolero entre medio a muy bueno del Grupo Cabanillas.

Página
45
5.2.2.2. POTENCIAL PETROLERO GRUPO AMBO
En la figura 23, se observa en el sector norte de Madre de Dios y sur de Ucayali que
el Grupo Ambo presenta un potencial petrolero de medio a muy bueno, y en el
límite sur de Ucayali en el sector de camisea presenta un potencial petrolero
excelente.
Fig. 23. Muestra un excelente potencial petrolero del Grupo Ambo cerca del pozo
Cashiriari 1 (zona de Camisea).
5.2.2.3. POTENCIAL PETROLERO GRUPO TARMA/COPACABANA
En la figura 23, se observa la distribución del potencial petrolero en la zona norte de
la cuenca Madre de Dios, en la zona sur de la cuenca Ucayali un potencial petrolero
en un rango de pobre a medio. Solo se observaron dos valores altos de Wt % TOC,
uno en el sector de camisea en el pozo Cashiriari 1 con 1.99 y el otro en el pozo
Tamanco con 2.18, presentando un potencial de bueno a muy bueno.
5.2.2.4. POTENCIAL PETROLERO FORMACIÓN ENE
La Formación Ene en el sector sur de la cuenca Ucayali y con solo una muestra de
afloramiento en el sector norte de la cuenca Madre de Dios, este tiene un
potencial petrolero de bueno a muy bueno (Fig.23).

Página
46
5.2.2.5. POTENCIAL PETROLERO GRUPO PUCARA
Este grupo presenta en el sector NW de la cuenca Ucayali, parte de las cuencas
Santiago y Huallaga (Fig. 24). La distribución del potencial es de medio a bueno y en
algunos casos llega hasta excelente (Santiago y sur de Huallaga).
Fig. 24. Mapa de wt % TOC del Grupo Tarma/Copacabana mostrando un potencial
petrolero de pobre a medio, con dos únicos valores altos.

Página
47
Fig. 25. Potencial Petrolero Formación Ene, mostrando un rango de bueno a muy bueno.
Fig. 26. Potencial petrolero del Grupo Pucara en parte de las cuencas: Ucayali, Huallaga y Santiago.

Página
48
5.2.2.6. POTENCIAL PETROLERO FORMACIÓN RAYA
En la figura 26, la Formación Raya muestra una distribución del potencial petrolero
de medio a muy bueno en una parte de la cuenca Santiago; en Huallaga, se muestra
un potencial pobre a medio; en Ucayali se pueden encontrar valores con potencial
petrolero desde pobre hasta muy bueno.
5.2.2.7. POTENCIAL PETROLERO FORMACIÓN CHONTA
En la figura 26, se observa que los datos registrados de la Formación Chonta en la en
la cuenca Ucayali, la mayoría tiene un potencial petrolero pobre, solo algunas zonas
de Ucayali y cerca de Madre de Dios presenta un potencial medio a bueno.
Fig. 26. Potencial petrolero de la Formación Raya.

Página
49
5.2.2.8. POTENCIAL PETROLERO FORMACIÓN CACHIYACU
En la figura 27, en Ucayali el sector norte de la cuenca tiene un potencial pobre a
medio.
5.2.3. PRESENCIA DE HIDROCARBUROS EN POZOS Y OIL SEEP
La cantidad de información existente que ha sido reportada en los pozos donde se han
encontrado petróleo y trazas y/o muestras de petróleo y gas (pozos en producción y pozos
no comerciales) y en los oil seeps no es muy abundante, pero es un buen guía en la
exploración de hidrocarburos. Asimismo se han registrado muestras de afloramientos con
presencia de bitumen. En la figura 28, se aprecia la distribución de oil seeps y zonas con
presencia de hidrocarburos.
Fig. 28. Oil seep, muestras con bitumen y presencia de HC en pozos.

Página
50
5.3. IDENTIFICACION DE LOS SISTEMAS PETROLEROS SUBANDINOS
Los sistemas petroleros se han identificado en las cuencas subandinas mediante estudios en las
formaciones de interés petrolero, como los análisis de reflectancia de vitrinita (%Ro) y de carbono
orgánico total (Wt %TOC) realizados en las rocas generadoras. También, el calculo de la porosidad y
la permeabilidad en las rocas reservorios, la determinación de los sellos y cobertura sedimentaría
para la generación de hidrocarburos permiten determinar los sistemas petroleros posibles.
5.3.1. SISTEMAS PETROLEROS EN LA CUENCA UCAYALI
Los reportes de hidrocarburos en esta cuenca son numerosos, y han sido realizados mediante
estudios de investigación por diferentes empresas e instituciones. Muchas de ellas definen a
secuencias con buen potencial de roca madre como las Formaciones Contaya (en etapa
sobremadura), Cabanillas, Ambo, Ene y Pucara. Se encontraron muestras de petróleo no comercial
en algunos de los pozos: en el pozo Mashansha 1X en el green sandstone (Tarma) y las areniscas de
Agua Caliente; en Sepa 1X en el Tarma; en Maquia 12 en las areniscas de Vivian; en Agua Caliente 32
en la Formación Raya y en La Colpa 1X en las formaciones Agua Caliente y Tarma. En
Panguana 1X, se recuperó gas y petróleo (C1-C4) del Green Sandstone (Tarma), y muestras de
petróleo en las formaciones Cabanillas, Ambo y Chonta; en Shahuinto 1X, se encontraron muestras
de petróleo pobre en las areniscas de las formaciones Ambo y Tarma (Green Sandstone). En el pozo
Cachiyacu 1X, se observo en las areniscas de la Formación Vivian trazas de fluorescencia, en Chio 1X
trazas de fluorescencia y gas C1-C3 en las bases de las formaciones Raya y Cushabatay. San
Alejandro 1X dio muestras de gas C1- C5 en Tarma/Copacabana (secuencia carbonatada), Pucara,
Sarayaquillo y Cushabatay; en la Formación Raya, se observo fluorescencia de petróleo y las mejores
muestras de gas C1- C5. En Insaya 1X, se observo débiles fluorescencias en la Formación Cushabatay.
En el pozo Agua Caliente 1X, se observo trazas de petróleo y buenos puntos de fluorescencia. El pozo
San Martin 1X presenta buenas muestras de gas distribuidas desde la Formación Casa Blanca hasta
la Formación Ene. En el pozo Cashiriari 1X, en las formaciones Chonta, Agua Caliente, Lower Nia
(Capas Rojas) y Ene se observaron buenas muestras de gas, en Tarma/Copacabana ligeras muestras
de gas. En Pagoreni 1X, las formaciones Casa Blanca, Cachiyacu y Vivian mostraron ligeras muestras
de gas; buenas muestras de gas en Chonta y Agua Caliente, y en Ene solo muestras de gas. En el
pozo San Alejandro, se encontraron ligeras muestras de gas en las formaciones Chonta, Raya,
Cushabatay, Sarayaquillo, Pucara y Copacabana. En Rashaya sur 1X, existen muestras de gas en las
formaciones Raya y Cushabatay. También se observo oil seeps cerca a las montañas del Shira
(PARSEP, 2002).

Página
51
5.3.1.1. ROCAS GENERADORAS
Las rocas generadoras principales (roca madre) se encuentran desde el Devónico hasta el
Triásico/Jurásico, y han sido determinadas mediante numerosos estudios basados en
análisis de madurez termal de reflectancia de vitrinita (%Ro) y carbono orgánico total (Wt
%TOC). El Kerogeno de la roca madre en el Grupo Cabanillas es de tipo II/III y IV, en el Grupo
Ambo tipo III y II/III, en el Grupo Tarma/Copacabana tipo II/III, en la Formación Ene tipo II y
II/III, en el Grupo Pucara tipo III (cuenca Huallaga), en la Formación Raya tipo II/III, la
Formación Chonta tipo III y II/III, en la Formación Cachiyacu tipo III (Core Lab, 1996). En la
tabla, se muestran los rangos de valores geoquímicos y la clasificación respectiva de las
rocas generadoras en la subcuenca Ucayali.
Tabla Clasificación de las rocas generadoras en la cuenca Ucayali.

Página
52
Continuación tabla 10.

Página
53
De acuerdo a la clasificación mostrada en la tabla 10, se proponen a las siguientes rocas
generadoras:
 Lutitas Cabanillas
 Lutitas Ambo
 Calizas y lutitas Tarma/Copacabana
 Lutitas Ene
 Calizas y lutitas Pucara
 Lutitas Raya
 Lutitas Chonta
5.3.1.2. ROCAS RESERVORIO
Las rocas reservorios se distribuyen desde el Carbonífero inferior (Mississipiano) hasta el
Cretácico. En la tabla 11, se muestran los rangos de porosidad, permeabilidad y
clasificación de las areniscas en la cuenca Ucayali.
Tabla 11. Clasificación de los principales reservorios en la cuenca Ucayali.

Página
54
Las rocas reservorios que se han probado en la cuenca Ucayali son:
 Areniscas Green sandstone ( Grupo Tarma)
 Areniscas Ene
 Areniscas Cushabatay
 Areniscas Agua Caliente
 Areniscas Vivian
 Areniscas Cachiyacu/Huchpayacu
 Areniscas Casa Blanca
5.3.1.3. ROCA SELLO
Las rocas sello principales se encuentran distribuidas desde el Carbonífero (Pensilvaniano)
hasta el Terciario, y están representadas por las lutitas, calizas, lodolitas y arcillas de las
diferentes formaciones y grupos, en la cuenca Ucayali, reconociéndose los siguientes
sellos:
 Luitas y calizas Tarma/Copacabana
 Lutitas Ene
 Calizas, lutitas y Evaporítas Grupo Pucara

Página
55
 Lutitas Raya
 Lutitas y calizas Chonta
 Lutitas Cachiyacu
 Lutitas, Arcillas y Lodolitas Huchpayacu
 Arcillas y lodolitas Terciarias
5.3.1.4. SOBRECARGA SEDIMENTARIA
El espesor que presenta la cobertura sedimentaria en las rocas generadoras se encuentran
distribuidas de manera irregular, por ejemplo en el pozo Sepa 1X (ubicado en el arco de
Fitzcarrald) tiene un espesor terciario de apenas 40 m, mientras que en la zona del pozo
Runuya 1X (este de la montaña del Shira) presenta un espesor de aprox. 2000 m, sin
considerar a las rocas cretácicas (Fig. 28).
Fig. 28. Ubicación de pozos Runuya 1X y Sepa 1X.

Página
56
CAPITULO VI
6.1. MODELADO EN LA CUENCA UCAYALI
En la cuenca Ucayali se han modelado 16 pozos distribuidos en el sector norte y sur. En la
zona sur de la cuenca, al SE de las montañas del Shira, se encuentran los pozos Cashiriari 1,
San Martín 1X, Sepa 1X, Mashansha 1X, La Colpa 1X, Runuya 1X y Sanuya 3X. Dos de estos
pozos (Runuya 1X y Sanuya 3X) se encuentran en la zona más profunda de la cuenca y el
resto se distribuye en el arco de Fitzcarrald. En la zona norte de Ucayali, en el sector NW de
la montaña del Shira, se encuentran los pozos San Alejandro 1X, Chio 1X, Aguaytia 1,
Rashaya 1X, Pisqui 1X, y al NE del Shira, cerca al arco de Contaya se encuentran los pozos
Cashiboya 29X, Cashiboya 1A y Huaya 3X. La estratigrafía y geoquímica utilizadas en los
pozos está referenciada de informes técnicos e investigaciones realizadas por OXY
(2003). En algunos casos, los pozos no llegaron a alcanzar a las rocas generadoras, por lo que
fue necesario completarlos mediante una correlación estratigráfica con pozos cercanos, en
otros casos se uso sección sísmica para el calculo aproximado de los espesores.
6.1.1. SECTOR SUR DE LA CUENCA UCAYALI
Los pozos modelados en esta zona (Fig. 29) son 7, de los cuales se muestran solo 5 pozos
que representan a la zona sur de la cuenca. Los pozos San Martin 1X y Cashiriari 1X se
encuentran cerca a la zona de faja plegada y corrida. En el modelado de estos pozos, se
obtuvieron similares resultados, esto posiblemente debido a que se encuentran en
estructuras anticlinales cercanos. Es en este sentido que se presenta solo el modelado del
pozo Cashiriari1X, que es el más representativo en la zona de camisea.

Página
57
Fig. 29. Ubicación de los pozos modelados en la zona sur de la cuenca Ucayali.
Fig. 29. Sección estructural (extraído de Gil, 2001), mostrando el sector del pongo de
Mainique y las estructuras de Cashiriari 1X y San Martin 1X.

Página
58
CAPITULO VII
EL GAS DE CAMISEA
7. 1. GEOLOGIA, ECONOMIA Y USOS
El gas de Camisea se encuentra ubicado en la Convención Cusco, su geología se desarrolló en una
cuenca de 3000 m de clásticos, desde el Ordovísico al Terciario, conformando los Yacimientos de
Cashiriari y San Martín, con rocas, reservorios en Vivian, Chonta, Nia y otros; siendo sus
componentes la explotación, transporte y distribución de gas.
7. 2. UBICACIÓN DEL YACIMIENTO CAMISEA
El yacimiento se ubica en la selva amazónica, al sur del Perú, distrito de Echarate, provincia de La
Convención, región Cusco, a más de 400 km al Sur Este de la ciudad de Lima. El Lote 88 (en el cual se
basa el proyecto Camisea base) incluye los yacimientos San Martín y Cashiriari; actuamente, la
extracción de gas natural y líquidos de gas natural se realiza sólo del yacimiento San Martín. Entre el 2008 y
2009, el Consorcio Camisea iniciaría la extracción de líquidos del yacimiento Cashiriari y del Lote 56.
7.3. ANTECEDENTES DEL PROYECTO CAMISEA
 Julio 1981: Se suscribió Contrato de Operaciones Petrolíferas por los Lotes 38 y 42 con la Cia.
SHELL.
 1983 - 1987: Como resultado de la perforación de 5 pozos exploratorios, la Cia. SHELL
descubre los Yacimientos de Gas de Camisea.
 Agosto 1988: Se da por concluida la negociación de un Contrato con la Cia. SHELL, sin
llegarse a un acuerdo.
 Marzo 1994: Se firma Convenio para Evaluación y Desarrollo de los Yacimientos de Camisea
entre SHELL y PERUPETRO.
 Mayo 1996: Se completó la negociación y se suscribió el Contrato de Explotación de los
Yacimientos de Camisea entre el consorcio SHELL/MOBIL y PERUPETRO.
 Julio 1998: El consorcio Shell/Mobil comunica su decisión de no continuar con el Segundo
Periodo del Contrato, por consiguiente el Contrato queda resuelto.
 Con fecha 2 de Junio 2004: Se inició el llenado del Gasoducto Camisea a Lima, quedando
dicha fecha como la de inicio de la Extracción Comercial en el Contrato de Explotación de los

Página
59
yacimientos.
 Abril 2004: Se concluyeron los trabajos de pruebas hidráulicas de los ductos de gas y
líquidos.
7. 4. GEOLOGIA
La Cuenca Ucayali en el área de Camisea, esta limitada al Oeste por la Cordillera de los Andes, al
Norte por el arco de Contaya y Cushabatay, al Sur por el arco de Fitzcarrald y al Este por el
basamento Precambreano. El relleno de esta cuenca comprende aproximadamente 3000 metros de
clásticos continentales del Cenozoico cubriendo secuencias del Ordoviciano hasta sedimentos del
Cretáceo. Los reservorios de la Cuenca Ucayali son secuencias clásticas de edad Cretácea y Pérmica.
Se cuenta con dos yacimientos denominados Cashiriari y San Martín. (Carrillo 2000)
7. 5. YACIMIENTO CASHIRIARI
El yacimiento Cashiriari es un anticlinal orientado en la dirección Este - Oeste y con medidas en
superficie de 30 km por 5 km. El cierre de la estructura lo proporciona una combinación de relieve
estructural y falla sellante. Los reservorios van del Vivian hasta el Noi y Ene.
 EL RESERVORIO VIVIAN: Está compuesto de lodolitas y principalmente arenas estuarinas
transgresivas con influencia fluvial.
 CHONTA/NIA/NOI/ENE: El Chonta está formado por areniscas marinas y fluviales y hacia
arriba son estuarinas, intercalado con lodolitas.
 NIA/NOI/ENE: El Nia es similar al Chonta, pero; tiene canales arenosos y conglomerádicos. El
Noi es una cuarcita altamente fracturada y también tiene areniscas eólicas. El Ene es la base
de la secuencia formada por areniscas y al tope lodolitas en contacto con el Grupo
Copacabana.
7.6. YACIMIENTO SAN MARTIN
El anticlinal de San Martín mide en superficie 10 x 4 km. El cierre de la estructura en el Este, Oeste y
Sur es por relieve estructural, mientras que por el norte es por una falla de sobreescurrimiento.
Los reservorios Chonta, Nia, Noi y Ene son similares que Cashiriari.

Página
60
7.7. GÉNESIS DEL GAS DE CAMISEA
La Formación Ene es importante por la presencia de lutitas negras ricas en materia orgánica, lo que
lo convierte en una roca madre prospectiva. Las características geoquímicas de estas lutitas indican
una tendencia a generar petróleo o gas, tratándose de materia orgánica enriquecida y con alto
contenido de COT de 2% a 3% y kerógeno del Tipo I y II (Carlotto et al., 2000). Según los isótopos y el
diagrama Pristano/Fitano contra Diasterano/Esterano de carbono, estos indican que fueron dos de
las rocas madre que originaron los hidrocarburos en el área de Camisea, en el campo San Martín con
rocas madre de edad pérmica a carbonífera y los condensados de Cashiari, sólo son correlacionales
con rocas madres del carbonífero (Chalco 2002).
7. 8. COMPONENTES DEL GAS DE CAMISEA
El proyecto está compuesto por tres componentes:
7.8.1 Explotación:
El contrato del módulo de explotación es por 40 años, ha sido cedido al Consorcio liderado por
Pluspetrol Perú. El módulo de explotación comprende dos áreas geográficas, el área del
Upstream que abarca todas las operaciones a realizarse en el Lote 88, y el área del
Downstream, que abarca la Planta de Fraccionamiento de Líquidos en la zona de Pisco.
Dentro del Lote 88 se llevan a cabo una serie de actividades de explotación, construcción y
operación, que han sido agrupadas en cuatro sub proyectos: Relevamiento sísmico 3D,
perforación de pozos en las plataformas San Martín 1 y 3, Cashiriari 1 y 3, líneas de
conducción de gas dentro del Lote 88 (Flowlines), planta de gas de Malvinas. En cuanto a la
Planta de Fraccionamiento de Líquidos en la Playa Lobería, Pisco incluye una unidad de
fraccionamiento para producir propano, butano y una unidad de destilación primaria de
producción de nafta, diesel y combustible para motores de reacción (JP-5).
7.8.2. Transporte:
El transporte de gas natural y de los líquidos de gas (Camisea-Lima) fue dado en concesión al
consorcio liderado por TGP en diciembre del 2000, habiéndose construido un ducto para Gas
Natural de 714 km de longitud, que va desde la Planta Criógenica en Malvinas (Camisea)
hasta el “City Gate” en Lurín-Lima y un ducto para los Líquidos del Gas Natural de 540 km de

Página
61
longitud, que va desde la Planta de Gas de Malvinas (Camisea) hasta la planta de
fraccionamiento y terminal en Pisco. La ruta de los ductos, seleccionada por TGP, empieza
en Camisea, en el departamento de Cusco, y cruza los departamentos de Ayacucho,
Huancavelica, Ica y Lima. El perfil de elevación para los ductos llega a su punto más alto, a
los 4.800 m.s.n.m. en la Cordillera de los Andes. Estas obras han tenido algunas roturas
recientes, indica que todo se debe a la falta de un buen estudio geológico para el tendido de
las tuberías.
7.8.3. Distribución:
El Proyecto de Distribución contempla la construcción del Sistema de Distribución de Gas
Natural en Lima y Callao, a cargo de Tractebel y otro a nivel nacional. El Sistema de
Distribución en Lima comprende una red de tuberías para transporte del gas desde el “City
Gate” ubicado en Lurín hasta la Estación Terminal ubicada en Ventanilla. Tractebel
construyó un gasoducto principal de 60 km (alta presión) que suministrará gas a industrias y
estaciones de generación en los alrededores de Lima.
7. 9. ASPECTOS ECONÓMICOS DEL GAS DE CAMISEA
7. 9. 1. Inversión:
Según Apoyo Consultoría (2007), la inversión total del proyecto Camisea en la etapa de
construcción (2004-2006) superó los US$ 1600 millones. Esta inversión considera lo
ejecutado por: El Consorcio Camisea (liderado por Pluspetrol) en la fase de explotación
(desarrollo del lote 88, construcción de la planta de separación en Malvinas y de fraccionamiento
en Pisco). TGP en la fase de transporte (construcción del gasoducto y poliducto). Cálidad en la
fase de distribución (tendido de redes en Lima). Actualmente el Consorcio Camisea viene
invirtiendo en el desarrollo del Lote 56 y del yacimiento Cashiriari del Lote 88, y en la
ampliación de las instalaciones en Malvinas y en Pisco.
7. 9. 2. Impactos económicos del proyecto Camisea:
Se estima que el valor presente del impacto del Proyecto Camisea sobre el PBI habría
superado los US$ 4000 millones durante el período 2000-2006, y que sobrepasaría los US$

Página
62
11000 millones en el largo plazo (2007-2033). A estos beneficios se suma el ahorro de los
consumidores de gas natural y de energía eléctrica; y los efectos en las cuentas fiscales y en
la balanza comercial de hidrocarburos. Entre las principales cifras del impacto de este
proyecto en el período 2000-2033 se tiene las siguientes:
 El valor presente del ahorro que obtendrían los consumidores del gas natural de
Camisea (en dólares del 2007) sobrepasa los US$ 1500 millones, mientras que los
usuarios de energía eléctrica ahorrarían alrededor de US$ 6600 millones a través de
las menores tarifas respecto del escenario sin proyecto Camisea.
 El proyecto Camisea incrementaría anualmente el PBI en 0,8% en promedio; el valor
presente de este impacto (en dólares del 2007) sería cercano a los US$ 15400
millones.
 El valor presente estimado del efecto sobre las cuentas fiscales (en dólares del 2007)
sería de una mayor recaudación de cerca de US$ 4500 millones.
 Las transferencias de canon gasífero para los gobiernos del Cusco serían más de US$
300 millones anuales en promedio (2004-2033), los que equivalen
aproximadamente a un valor presente neto de US$ 2500 millones (en dólares del
2007).
 Debido a la sustitución de importaciones e incremento de las exportaciones del
Consorcio Camisea, el déficit de la balanza comercial de hidrocarburos podría
reducirse en cerca de US$ 8400 millones anuales (2004-2033).
7. 10. ASPECTOS AMBIENTALES DEL GAS DE CAMISEA
Hoy en día el gas natural es la mejor elección de energía ambiental limpia. El uso progresivo del gas
natural puede evitar muchas preocupaciones a nivel mundial, tales como el efecto invernadero que
está produciendo el calentamiento global y cambio climático en el planeta tierra, la lluvia ácida y las
diversas emisiones. La composición química simple y natural hace que el gas natural sea un
combustible inherentemente limpio, eficiente y barato, tiene menos emisiones que el carbón o el
petróleo, que no se queman del todo y sus contaminantes son llevadas a la atmósfera. Por el
contrario, la combustión del gas natural prácticamente no tiene emisiones atmosféricas de dióxido, y
muchas menos emisiones de monóxido de carbón, hidrocarburos reactivos, óxidos de nitrógeno y

Página
63
dióxido de carbono, comparado con la combustión de otros combustibles fósiles. Además, el gas
natural tiene un precio de mercado menor al de cualquier otro combustible fósil, es seguro, reduce
los costos de mantenimiento, por ejemplo en el parque automotor se reduce entre el 20% y 30%,
aumenta la eficiencia en el proceso de generación de energía, reduce los costos de operación, es de
fácil conexión a través de tuberías, no requiere de almacenamientos costosos, tiene aplicación
universal en todo tipo de maquinarias y vehículos donde es necesaria la energía. Si bien es cierto que
hubieron varios derrames producto de la rotura de tuberías, que han creado problemas ecológicos
locales debido a diversas fallas, principalmente en los estudios geológicos para el tendido de las
tuberías, ya sea por el corto tiempo para el estudio de lo mismos o aspectos de gestión
administrativos que no le han dado el debido peso a los aspectos geológicos que debieron ser
tomados en cuenta para evitar estos hechos lamentables que crean problemas en las comunidades
nativas de nuestro país, generando desconfianza en nuevos proyectos. Esperamos la ética y
responsabilidad social de las empresas y del Estado, para que puedan subsanar los errores y evitar
futuras contaminaciones y conflictos sociales innecesarios. Finalmente creemos que si bien es cierto
que el gas mejora nuestra economía, aunque ésta aún no es percibida por la población nacional,
pero quizás los costos ambientales que ahorran el Perú y el mundo con el uso del gas natural son
mayores; por lo que es necesario valorarlos. Asimismo, debe racionalizarse su explotación y
propender a la creación de la industria petroquímica para darle valor agregado a esta riqueza natural
que alberga nuestro país.

196371675 sedimentologia-de-camisea (2)

196371675 sedimentologia-de-camisea (2)

Recomendados

Recomendados

Más contenido relacionado

La actualidad más candente

La actualidad más candente (17)

Similar a 196371675 sedimentologia-de-camisea (2)

Similar a 196371675 sedimentologia-de-camisea (2) (20)

Último

Último (20)

196371675 sedimentologia-de-camisea (2)