1. POTENCIAL DE HIDROCARBUROS
DE LA CUENCA ENE
Gas Natural y Condensados I
3 DE MAYO DE 2014
GAS SERVICE SAC
Fip-UNI

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ÁREAS DE ANALOGÍA
Cuenca Ucayali
La Cuenca Ucayali en el área de Camisea, está limitada al Oeste por la Cordillera de los Andes, al Norte
por el arco de Contaya y Cushabatay, al Sur por el arco de Fitzcarrald y al Este por el basamento
Precambreano. El relleno de esta cuenca comprende aproximadamente 3000 metros de clásticos
continentales del Cenozoico cubriendo secuencias del Ordoviciano hasta sedimentos del Cretáceo. Los
reservorios de la Cuenca Ucayali son secuencias clásticas de edad Cretácea y Pérmica. Se cuenta con
dos yacimientos denominados Cashiriari y San Martín. (Carrillo 2000)
3.1. Yacimiento Cashiriari es un anticlinal orientado en la dirección Este - Oeste y con medidas en
superficie de 30 km por 5 km. El cierre de la estructura lo proporciona una combinación de relieve
estructural y falla sellante. Los reservorios van del Vivian hasta el Noi y Ene.
• EL RESERVORIO VIVIAN Está compuesto de lodolitas y principalmente arenas estuarinas
transgresivas con influencia fluvial.
• CHONTA/NIA/NOI/ENE El Chonta está formado por areniscas marinas y fluviales y hacia arriba son
estuarinas, intercalado con lodolitas.
• NIA/NOI/ENE El Nia es similar al Chonta, pero; tiene canales arenosos y conglomerádicos. El Noi es
una cuarcita altamente fracturada y también tiene areniscas eólicas. El Ene es la base de la secuencia
formada por areniscas y al tope lodolitas en contacto con el Grupo Copacabana.
3.2. Yacimiento San Martin El anticlinal de San Martín mide en superficie 10 x 4 km. El cierre de la
estructura en el Este, Oeste y Sur es por relieve estructural, mientras que por el norte es por una falla
de sobreescurrimiento. Los reservorios Chonta, Nia, Noi y Ene son similares que Cashiriari.
3.3. Génesis del Gas de Camisea La Formación Ene es importante por la presencia de lutitas negras
ricas en materia orgánica, lo que lo convierte en una roca madre prospectiva. Las características
geoquímicas de estas lutitas indican una tendencia a generar petróleo o gas, tratándose de materia
orgánica enriquecida y con alto conteni- do de COT de 2% a 3% y kerógeno del Tipo I y II (Carlotto et
al., 2000). Según los isótopos y el diagrama Pristano/Fitano contra Diasterano/Esterano de carbono,
estos indican que fueron dos de las rocas madre que originaron los hidrocarburos en el área de Camisea,
en el campo San Martín con rocas madre de edad pérmica a carbonífera y los condensados de Cashiari,
sólo son correlacionales con rocas madres del carbonífero (Chalco 2002).
Características estratigráficas / Sistema de Petróleo
Una columna estratigráfica, que van desde 5.000 a 6.000 m (16.400 a 19.680 pies) del Paleozoico hasta
sedimentos cuaternarios está presente en la cuenca.
El grupo Carbonífero Ambo es considerada la principal roca generadora del gas y condensados
acumulaciones gigantes de Camisea. Los aceites de Agua Caliente están relacionados con el Paleozoico
Superior Ene roca generadora formación.
El aceite Maquia se ha correlacionado con Triásico-Jurásico fuente Pucara rocas, así como el gas-
condensado Aguaytía, excepto que estos finales hidrocarburos se cree que corresponden a una segunda
fase de generación y la expulsión. Los aceites de La Colpa, así también se consideran fuentes del grupo
Ambo carbonosa, posiblemente con alguna contribución menor de la Sección Ambo / Tarma.

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Las areniscas del Cretácico Cushabatay son las formaciones productivas en los campos de Agua
Caliente y Aguaytia, mientras que la piedra arenisca Vivian produceen el campo de Maquia. Un flacno
de petróleo de alrededor de 34 pies fue encontrada en el pozo La Colpa en la formación de Agua Caliente
y por primera vez se detectó aceite en varias calizas dolomíticas niveles de grupo de Copacabana.
En los pozos de San Martín y Cashiriari, gas y condensado se acumula en múltiples niveles de las
areniscas del Pérmico (Ene arenisca Mb y Noipatsite Mb y Baja SSt Mb o inferior Nia Fm y en el Agua
Caliente (Formacipon Nía Superior) y Vivian formaciones.
Estilo Estructural
Deposición Cretácico se produjo en una superficie de erosión solapamiento diferente Estructuras Pre-
Cretáceo. Deposición sedimentaria Regional Cretácico está en forma más o menos por el patrón de pre
- estructural de las zonas de baja y alta. El tectonismo Andino compresivo superpuesto sótano anterior
involucrado en fallo bloques y arcos y plegadas y corridas cinturones desarrollados, intervenidas por
depresiones y formas hacia el oeste monoclinales extendidas.
· Historia de Producción
Producción histórica
La producción de petróleo en la cuenca del Ucayali se inició en 1939 en el campo de Agua Caliente.
Agua Caliente es un anticlinal de 800 acres con una falla inversa en su oriental flanco. El setenta por
ciento de la producción proviene de los Cretácico Cushabatay formación, el resto de areniscas finas de
la Raya formación ( Aguanuya Mb) . La zona productiva, de 60 metros de espesor, es un excelente
reservorio con una porosidad promedio de 25 % y permeabilidades en el rango de 100 a 6000 md .
Se llegó a un pico de producción de 4.000 bbl / d en este campo antes de disminuir. La producción
promedio en 2001 fue de 133 bbl / d con una producción acumulada de 13.3 MM bbl al cierre del ejercicio.
El campo de Maquia, descubierto en 1957, es un anticlinal de 900 acres, flanqueada por dos fallas
inversas. El aceite se obtiene principalmente de la delgada Vivian y Huchpayacu areniscas. La porosidad
promedio del yacimiento es del 20% y la permeabilidad varía de 100 a 3000 MD. Pico de producción fue
de 3.500 barriles / día; la producción promedio 312 bbl / d en 2001. Producción acumulada de 2001 fue
de 8,0 MM bbl.
El campo de gas condensado Aguaytía está produciendo gas y GNL desde el Fm Cushabatay desde
1998. La Aguaytía es un 4,523 acres asimétrica anticlinal fallado en su flanco oriental. Salario neto
promedio del Cushabatay depósito es de 123 pies con una porosidad promedio de 15,5%. En 2001, el
total de GNL la producción fue de 1'447, 134 barriles, con un promedio de 3,965 bbl / d.
· Reservas Probadas
190 M metro cúbico de petróleo (1,2 MM bbl), 8,3 M de millones de pies cúbicos de gas y 580 MM bbl
de condensado.
Prospectos potenciales / Reservas Potenciales
Un total de 81 clientes potenciales se han delineado preliminar en la cuenca. Perupetro estima que las
reservas volumétricas libres de riesgo de 17 mil millones de barriles para estas perspectivas.

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ESTILO TECTÓNICO DE LA CUENCA ENE:
La cuenca Ene presenta una tectónica compleja que afecta unidades desde el paleozoico hasta el
reciente, la configuración estructural actual de la cuenca se debe principalmente a la última fase de
deformación andina (Mioceno superior, Plioceno inferior).
La cuenca ene es del tipo “fold and thrust belt”, se extiende en dirección andina entre los 10º y 12º de
latitud sur, con una extensión de 12.417 km2
, y más de 6 km de columna litoestratigráfica, que van desde
el paleozoico hasta el reciente, la configuración estructural actual de la cuenca se debe principalmente
a la última fase de deformación andina (Mioceno superior-Plioceno Inferior).
Geológicamente se ha dividido en dos dominios tectonoestratigráficos (Dominios Oeste y Este), limitados
por un gran accidente estructural: la falla Morona con características estratigráficas y tectónicas propias.
A su vez, el Dominio Este se ha dividido en tres bloques, cada uno con características sedimentarias
particulares y limitados por accidentes tectónicos de carácter regional. En el Carbonífero superior
funcionó, hacia la parte sur del bloque 2, un alto estructural que restringió hacia el este la sedimentación
de rocas carbonatadas del Grupo Copacabana. Durante el Pérmico-Triásico y el Triásico-Jurásico, el

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límite de ocurrencias de la sedimentación continental con actividad volcánica (Grupo Mitu) y
sedimentación marina (Grupo Pucará) lo constituía la falla Morona.
Este control estructural restringió estos depósitos hacia el Dominio Oeste, mientras que hacia el Dominio
Este se depositaron rocas sedimentarias de origen marino y continental (Formación Ene).
Durante el Jurásico, la cuenca recibía aportes sedimentarios de origen fluvial y eólico, propios de
ambiente continental, constituyendo la Formación Sarayaquillo. La variación en espesor de esta unidad
revela mayor subsidencia en los bloques 1 y 2 del Dominio Este y evidencia un acuñamiento hacia el
Este, con afloramientos de menor espesor en el bloque 3, límite con el alto del Otishi. En el bloque 1,
sector del río Pangá, la Formación Sarayaquillo tiene el mayor espesor y registra las huellas de pisadas
de un arcosaurio, cuya icnotaxonomía define el Triásico medio-superior. Durante el Cretácico, el alto
estructural de Matereni recobró actividad, evidenciada por la ausencia de rocas calcáreas de edad
albiana (Formación Chonta), restringiendo los depósitos de carbonatos al bloque 1, con depósitos que
llegan a superar los 690 metros de espesor. Finalmente, durante el Paleoceno-Eoceno se acumularon
depósitos de origen continental (Capas Rojas) que cubren las secuencias anteriores. Estructuralmente
la cuenca Ene presenta un rumbo predominante NO-SE y en conjunto está definida por una serie de
fallas y pliegues de dirección NO-SE, con algunas flexiones NE-SO y N-S. Las fallas en general son
inversas y de alto ángulo en superficie, y tienen vergencia al E.

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Mapa base de las líneas sísmicas siendo las líneas negras que representan las líneas sísmicas, nótese
que en el sector sur no hay estudios geofísicos, teniendo la adquisición sísmica en la parte norte y centro
de la cuenca. Es por ello también que se piensa realizar las secciones balanceadas donde hay poca
sísmica, para analizar el comportamiento de las estructuras en el subsuelo, jalando la informacion que
se obtuvo en campo.
Los pliegues presentan una ligera vergencia al NE, a veces se encuentran tumbados y en su mayoría
están fallados; estos pliegues resultan de la propagación de las fallas. En el Dominio Oeste estas
estructuras son simétricas y amplias, mientras que en el Domino Este se encuentran asimétricas y
apretadas. Durante su evolución, la dinámica tectónica de los Andes propició cambios en el estilo
estructural de la cuenca. La deformación se originó por la inversión del sistema de rift, el cual estaba
orientado NNO-SSE y posiblemente N-S, generando fallas normales en el Permo-Triásico y Jurásico,
configurando grabenes (fosas) y horsts (altos estructurales) en un régimen tectónico extensivo,
controlando la sedimentación en estos períodos. Las primeras inversiones probablemente se iniciaron
en el Cretácico inferior en un ambiente tectónico compresivo y continuaron durante el Cenozoico,
controlando la sedimentación de los depósitos cretácicos y cenozoicos. Desde el punto de vista
económico, la zona de estudio ofrece un atractivo interés hidrocarburífero, siendo relevante su
evaluación. Se considera rocas generadoras a los grupos Cabanillas, Copacabana y la Formación
Chonta, con migración de hidrocarburos a partir del Cretácico inferior. Las rocas con de reservorios son
las formaciones Ene, Cushabatay y Vivian. La formación de trampas está asociada a la inversión
tectónica originada durante el Cretácico superior y reactivada durante el Neógeno.
Modelo en base a la interpretación de línea sísmica que propone ELF, donde se observa la geometría
tipica de este tipo de cuenca, con fallamiento inverso convergencia a este y cabalgamientos, aquí el nivel
de despegue es la base de la formación Cabanillas. Provocando estos sobre escurrimientos. Modelo

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integrado con datos de sísmica, se observa que las estructuras que se genera en este tipo de cuencas,
algunos duplex, fallamiento inverso y pliegues por flexión de falla y propagación de falla.
Modelo preliminar que se plantea como hipótesis es similar a esta Sección estructural de la sub cuenca
Pachitea más al norte, debido al trabajo de campo realizado y el cartografiado geológico, indica que se
mantiene el fallamiento con vergencia al este, el nivel de despegue para el caso de la parte sur seria la
base del ambo, ya que en el sector más meridional existe afloramientos de ambo, y un dato importante
es un retrocabalgamiento que acontece en la zona, sacando rocas más antiguas del Jurásico respecto
al Cretáceo que tenemos en este lado.
EXISTENCIA DE ROCA SELLO/TRAMPA/ROCA RESERVORIO
Características estratigráficas
Los sedimentos, que van en edad desde el Devónico Superior hasta el Cuaternario, han sido reportados
en la cuenca y sus alrededores.
El Devónico Cabanillas, el Carbonífero Ambo, el Pérmico Ene, el Triásico-Jurásico y Cretácico Pucara
Chonta son formaciones reportadas como potenciales rocas generadoras. Además, las lutitas de
Cushabatay cuentan con buen Contenido de TOC están presentes en la cuenca.
La formación del Pérmico Ene, así como el Cretácico Cushabatay, Agua Caliente y Vivian son los
principales reservorios potenciales.
Estilo Estructural (Figs. Ene-03 Ene-04)
Thin skinned compressional.

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Corte transversal estructural Junto Línea Sísmica 96-09

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Línea Sísmica 96- ENE 13

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· Sistemas Petroleros
Las posibilidades de la preexistencia y existencia del Sistema de Petróleo en la Cuenca del Ene son
múltiples. Los Cushabatay y Vivian areniscas tienen porosidades estima entre 17 y 20%. Abundante
TOC son reportados para la intershale Ambo, Ene, Pucara y Cushabatay.
· Las reservas potenciales / prospectos potenciales
Hasta el momento, tres estructuras se identifican como clientes potenciales con un total reservas
estimación volumétrica de 334 MM metro cúbico de petróleo (bbl 2.113 MM)