Case Study Database

Este sistema petrolífero se extiende hacia la parte oriental y sur oriental de la cuenca y se caracteriza por la presencia de rocas generadoras Paleozoicas y reservorios Paleozoicos y Cretáceos, sin embargo no se descarta que este sistema se extienda hacia el flanco Oeste de la Cuenca ya que análisis geoquímicos efectuados en la muestra de petróleo del "oil" seep de San Martín de Pangoa, sugieren que este manadero es producto de la mezcla de dos tipos de petróleo, uno de los cuales correlaciona con los condensados de Camisea que a su vez correlacionan con la los extractos del Grupo Ambo.

Geología de los Hidrocarburos

1.2.1. Rocas Generadoras

En el área sur y sur-oriental oriental de la cuenca, han sido identificadas tres potenciales rocas generadoras: La Formación Ene (Pérmico), el Grupo de Ambo (Carbonífero inferior) y la formación Cabanillas (Devonico); extractos de estas estas rocas han sido correlacionadas con crudos descubiertos en la parte sur de la cuenca Ucayali asi como en la cuenca Madre de Dios

 Formación Ene

Compuesta por lutitas gris oscuro, ligeramente calcáreas con intercalaciones de caliza dolomítica de color gris oscuro, arcillosa, dolomitas, areniscas blanca de cuarzo de grano fino y limonitas gris claro a crema. Esta formación ha sido muestreada en muchos lugares alrededor de la zona de Camisea, así como en el flanco Este de la cuenca del Ene, (Paquitzapango, Ene y Cutivireni). Los valores promedio de TOC para cada uno de estos lugares varían de 1 a 10%. Lo que indica que esta formación tiene una buena a excelente calidad como una roca generadora potencial. Los valores de reflectancia de Vitrinita varían de 0,5 a 0,7%. Lo cual sugiere que la materia orgánica de la Fm. Ene se encuentra en un nivel de madurez temprana a madurez media para generar hidrocarburos. El índice de Hidrógeno calculado a partir de los datos de 46irolisis varía de 350 a 745 mg de HC / g de TOC lo cual sugiere la presencia de kerogen Tipo I y II con muy buenas características para generar hidrocarburos líquidos.

 Grupo Ambo

Compuesto por areniscas fluviales a marino someras intercaladas con capas delgadas de lutitas gris a negras, carbón, limolitas y horizontes orgánicamente ricos, en la cuenca Ene solamente ha sido muestreada en los núcleos de algunos anticlinales y hacia el SE, de la misma, (Rio Anapati), siendo sus afloramientos muy escasos. El promedio de los valores de la TOC varía de 0,65 a 8,2% indican que esta formación tiene un buen a muy buen potencial para generar hidrocarburos. La reflectancia de Vitrinita (0.9-1.37%), indican que la materia orgánica en el Grupo Ambo se encuentra en la etapa de madurez tardía para la generación de hidrocarburos líquidos. Los valores de el índice de Hidrógeno para esta formación (120 – 200 mg de HC / g de TOC), sugieren la presencia de un kerogeno de tipo II a III con buen potencial para generar el petróleo y el gas.

Geología de los Hidrocarburos

Intercalaciones de lutitas delgadas de color gris oscuro a negro, limolitas y lodolitas depositadas en un ambiente de aguas relativamente profundas. Asi como el Grupo Ambo también se ha reconocido en pocos lugares principalmente en los núcleos de algunos anticlinales y hacia la parte sur de la cuenca. Los valores de TOC varían en el rango de 0.65 a 0.87% lo cual indica que esta formación tiene de regulara buen potencial para generar hidrocarburos, (figura 10). Los valores de reflectancia de Vitrinita varían desde 1.1 a 1.3%, indican que la materia orgánica en esta formación es muy madura para generar hidrocarburos líquidos. El índice de hidrógeno (48-52 mg de HC / g de TOC) sugiere un tipo de kerogeno III, con buen potencial para generar el gas.

1.2.2. Roca Reservorio

 Nia Inferior

La facies de arenisca suprayacentes a la Formación Ene se consideran equivalentes a las facies conocida como Nia Inferior en la parte meridional de la Cuenca del Ucayali, estas facies arenosas se componen de areniscas gris a rojo, de grano medio, con estratificación cruzada, fluviales, subarcosicas, micaceas, con facies de guijarros hacia la base, matriz arcillosa. Estas secuencias han probado producción de gas y condensado en el area de Camisea, 100 km al este del lote La porosidad y permeabilidad tienen valores hasta de 24% y 203 md en Quentsoriaro y mientras que estos valores pueden llegar a 18% y 185 md en el Pongo Paquitzapango. Como reservorios secundarios se consideran las areniscas de la Fm. Ene, conocidas con el nombre de Miembros Noi y Ene que tienen muy buenas características como roca reservorio, asi en la arenisca Noi se han medido porosidades de hasta 20% en Cutivireni con una permeabilidad de 261 md. Mientras que en la arena Ene, las porosidades pueden alcanzar valores de hasta 19 % en la sección del Rio Tambpo y la permeabilidad de 21 md en Paquitzapango

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1.2.3. Evidencias de Hidrocarburos

 Inclusiones Fluidas:

Durante los análisis de inclusiones fluidas se ha detectado la presencia de hidrocarburos migrados en varias de las muestras análizadasasi: En el Pongo de Paquitzapango, Fm. Ene (253, 259), en Quiteni, Fm. Ene (13R, 21R), en Cutivireni CUT-14) Fm. Ene y Matereni, Grupo Ambo (MAT-30R, MAT-31R, MAT-47R).

 Muestra de Afloramiento:

En una muestra de la Fm. Ene en el Pongo de Paquitzapango, se detectó fluorescencia de hidrocarburos y corte amarillo brillante

Fig. 7: Evidencias de Hidrocarburos, Sistema Paleozoico Nia Inferior

Conclusiones

En la cuenca del Ene están presentes sedimentos de edades comprendidas entre Ordovícico al Cuaternario.

La cuenca Ene se caracteriza por la combinación de dos estilos estructurales Inversión al Oeste y tectónica "thinskinned" hacia el este.

Existen al menos dos sistemas de petróleo activos en la cuenca: uno relacionado a rocas generadoras del Tri-Jur (Pucara) y se distribuye al norte y noreste de la cuenca y otro relacionado a rocas generadoras Paleozoicas y que se extiende hacia el sur y sureste de la misma.

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Ejemplo 02:

LAS FACIES PÉRMICAS EN LA FAJA PLEGADA DEL LOTE 57 (MONTAÑAS