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CAMPO SAN ALBERTO 1. INTRODUCCION. La región del Subandino Sur y Pie de Monte de la Cuenca de Tarija, es una provincia gasífera que abarca un área cercana a los 100,000 km2. El sector comprende desde el punto de vista geológico, la Faja Corrida Externa y el Pie de Monte ubicado entre el Codo de Santa Cruz al Norte y la región del límite político Bolivia – Argentina hacia el Sur. Donde se registran varios campos petrolíferos interpretados cuantitativamente del potencial hidrocarburifero, (pozo SAL X14/campo San Alberto), durante la exploración y la perforación se obtienen una cantidad de información, control geológico, estructural y sobre todo detección de gas, de acuerdo a las informaciones obtenidas nos ayudara a determinar una exacta potencial de los reservorio de un pozo y por tanto el área de interés. Mediante el buen uso de análisis e interpretación de los datos obtenidos durante la perforación, se tendrá una información verdadera, tanto por el control geológico (que se hacen descripciones litológicas y estructurales de las formaciones atravesadas, de manera detallada de los rastros de hidrocarburos y correlaciones estratigráficas regionalmente), y control de parámetros de perforación. 2. ANTECEDENTES. La prospección en la parte sur de las Sierras Subandinas fue iniciada por Geólogos de la Standard Oíl, entre los cuales se encuentra S.H. Cathcart que, en el año 1927, delimita varias estructuras con posibilidades petrolíferas, dentro de las que se destaca la estructura San Alberto. YPFB reinicia, el año 1956, los trabajos exploratorios y es el Geólogo Arigos, en su informe “Geología de la Serranía de San Antonio sector Norte y Sur, quien analizó con mayor detalle la zona y enfatizo su importancia petrolífera. Continuando con las investigaciones, en 1963 el Ing. Jaime Oblitas efectuó un estudio geológico de detalle, abarcando la zona de Achiralito y San Alberto, definiendo las estructuras El primer pozo perforado en Campo San Alberto, fue el SAL-X1 en 1966, que alcanzo la profundidad de 2208 mbbp y resulto seco. El pozo SAL-X2 perforado en 1967 de 1792 metros también resulto seco. El mismo año se perforo el SAL-X3 de solo 846 metros y resulto descubridor (B-1) del nivel denominado Arenisca Miller (tuvo una producción de 653.000 barriles de petróleo, hasta que agoto su reserva en octubre de 1995). Los pozos SAL-X4, 5 y 6 perforados también en 1968, fueron productores de desarrollo. Los pozos SAL-X7 y 8 fueron de avanzada que resultaron secos. Con los

trabajos realizados por la Gerencia de Exploración de YPFB, y el convenio con la ORSTOM de Francia y el Centro de Tecnología Petrolera de YPFB, entre los años 1970 al 90, definían claramente las posibilidades petrolíferas de los niveles medios y superiores del Devónico, descubriendo yacimiento profundos de gas y condensado, en la formación Huamampampa. Estos antecedentes geológicos regionales fueron tomados en cuenta en San Alberto y en los años 1987 y 88, se propuso la perforación de un pozo profundo para alcanzar niveles superiores del Devónico, habiéndose perforado el pozo SALX9, que se inicia en diciembre de 1988 y concluye en septiembre de 1990 a una profundidad de 4518,5 metros bajo boca de pozo. El pozo SAL-X9 atravesó la arenisca Miller a 991 m y entro en la arenisca Huamampampa I a 4319 m y en la II a 4479,5 m, este pozo descubridor de yacimiento profundo (B-2B) es el considerado como descubridor de gas en los niveles superiores del Devónico, Formación Huamampampa en el Campo San Alberto. El interés por el Campo San Alberto llevo a Petrobras en 1993 a iniciar negociaciones con YPFB para la firma de un contrato de Asociación, el que finalmente se concretó en fecha 22 de Abril de 1996, 8 días antes de la promulgación de la Ley de Hidrocarburos. Según ese contrato, YPFB tenía el 50% de participación y PETROBRAS el otro 50%. Por tanto PETROBRAS reconoció implícitamente que el pozo SAL-X9 fue el descubridor del GAS. Bajo el nuevo contrato de Riesgo Compartido, el operador (Petrobras) perfora el pozo SAL-X10 (9-11-97 al 23-08-99) que alcanza la profundidad de 5220 mbbp y resulta productor de los reservorios Huamampampa y Santa Rosa. Luego de este pozo, Petrobras profundiza el SAL-X9 (20-01-99 al 30-03-99) en 46 metros, atravesando la totalidad del reservorio Huamampampa II, el mismo que actualmente está en producción. Con los resultados de la profundización de este pozo y de lo descubierto por el pozo SAL-X10, se incrementan las reservas probadas del Campo. Después de los resultados del pozo SALX9 profundizado, se perfora el SAL-X11(2000) que resulta productor de los reservorios Huamampampa e Icla. El pozo SAL-X12 perforado entre el 99 al 2000, alcanza la profundidad de 5648 m y resulta productor. Los pozos SAL-13 y 14 perforados posteriormente, son pozos de desarrollo y resultaron productores.

3. UBICACIÓN El Bloque San Alberto se encuentra ubicado en la Provincia Gran Chaco del departamento de Tarija, al Sureste del territorio Boliviano y muy cerca de la frontera con la República Argentina. Figura I.1. En términos petroleros el Bloque se encuentra en la Zona Tradicionalmente Petrolera de Bolivia y es considerada como una zona madura en cuanto al conocimiento geológico petrolero. También por sus importantes reservas de hidrocarburos es uno de los Campos Grandes descubiertos. Morfo estructuralmente se encuentra situado en la Provincia Geológica del Subandino Sur, en la Serranía San Alberto.

4. GEOLOGIA DEL AREA El campo San Alberto es un pliegue anticlinal alargado con rumbo predominante Norte-Sur, está situado al Sur de Bolivia. Morfo estructuralmente se ubica en la faja plegada y corrida del Subandino Sur, la misma que está constituida por un complejo sistema de serranías longitudinales, con anticlinales estrechos de orientación Norte-Sur. Figura I.2. El principal componente tectónico que afecta esta estructura, es la falla “San Antonio”, de carácter regional, de tipo inversa y con buzamiento hacia el oeste de aproximadamente70º, en superficie corta el flanco Occidental sin afectar a los reservorios someros y profundos del campo. Los pozos del campo San Alberto se encuentran ubicados en el bloque bajo de esta falla. Figuras I.2 y I.6. La secuencia estratigráfica investigada por la perforación de varios pozos, se inicia enrocas de la Formación Escarpment, que aflora en superficie y luego continúa en sucesión normal las sedimentitas cada vez más antiguas Los campos San Alberto y Sábalo se encuentran ubicados en la serranía de San Antonio en el mismo lineamiento estructural de los campos Ramos, Agua Blanca y Macueta que se encuentran en la República Argentina. El área de explotación está limitada al Este por la falla “San Alberto” (no aflora en superficie) y al Oeste por el nivel más bajo de gas conocido o LKG, (Base del reservorio en el pozo Macueta X1002)

5. GEOLOGIA DE SUPERFICIE Las actividades de relevamiento geológico en el Bloque San Alberto fueron realizadas de manera simultánea a los trabajos de adquisición de datos sísmicos. En la Figura I.2, se muestra el mapa geológico de superficie actualizado del Bloque, el mismo que es producto de todos los estudios realizados por Petrobras y otras compañías que estudiaron la zona.

6. ANALISIS DE RESERVORIOS

7. PROCESOS DE PLANTA Inicialmente se instaló una planta de gas de 6.6 MMmcd que entró en marcha el 8 de Enero de 2001 (Fase I) y para incrementar su capacidad de proceso se instaló en paralelo otra planta (Fase II) a fines de 2001 (con características similares a la primera). El gas producido por el campo San Alberto, contiene agua, dióxido de carbono y mercurio, en una proporción superior a las especificaciones de venta de gas a Brasil y a la Argentina. Para eliminar las impurezas se cuenta con los siguientes procesos: 

Deshidratación. Eliminación del contenido de agua mediante la inyección en línea de un deshidratante (Mono-Etilen-Glicol).



Endulzamiento. Eliminación de CO2 con aminas que luego son regeneradas El contenido de CO2 en gas de entrada es de 3.1% y en el gas de venta es 1.99%.



Eliminación de mercurio. La Unidad de Remoción de Contaminantes (URC) cuenta con un Filtro de sólidos coalescente, intercambiadores de calor, reactor de tres lechos. El contrato de compra/venta de gas a Brasil establece en la cláusula 8ª, numeral 8.3.7, un contenido máximo de mercurio en el gas de ventas de 0.6 microgramos/m3.



Refrigeración (ajuste de Dew Point). Para ajustar el punto de rocío a las especificaciones de contrato de compra/venta, se emplean propano y compresores Frick.



Estabilización de condensado. Las gasolinas, condensado (55-60 ºAPI), gas y glicol ingresan al tanque de flasheo. La gasolina va a reflujo de la torre contactora, el condensado a la parte media (20 platos).



Planta de agua para inyección a pozos. El agua es tratada mediante el uso de floculante, secuestrador de O2 y bactericida. El agua es inyectada a 760 psi a cuatro pozos: SAL-3, SAL-6, SAL-7 y SAL-8, que alternan uno por día.

7.1. INFRAESTRUCTURA DE PRODUCCION - PLANTAS, DUCTOS

8. CALIDAD DE GAS DE EXPORTACION El alto contenido de propanos y butanos (GLP) del gas de venta, eleva el punto de rocío de los hidrocarburos por encima de los 32 ºF que es el valor máximo fijado en la cláusula 8ª, numeral 8.2.2, del contrato de compra/venta de gas a Brasil y su poder calorífico por encima de 1.034 BTU/MPC (9.200Kcal/m3) que fija la cláusula 8ª, numeral 8.1.1, de dicho contrato, debido a que no cuenta con una planta de GLP. A la fecha, San Alberto entrega el gas de venta a dos gasoductos: YPFB Transportes y Transierra. 9. PRODUCTIVIDAD DEL CAMPO SAN ALBERTO El campo San Alberto inició su producción en Enero del 2001, llegando a 4000 MMpc/mes a fines de dicho año con el aporte de los pozos SAL-10 y SAL-11, luego se incorporaron sucesivamente el SAL-12, SAL-9, SAL-13 y el SAL-14 (Noviembre de 2004), alcanzando en junio de 2006 una producción de 10,000 MMpc/mes. En cuanto a la producción de condensado, el campo comenzó con una RGC de 50000 pc/bbl, habiendo evolucionado hasta aproximadamente 55000 pc/bbl. Al 2006, el campo producía condensado de 50-53 ºAPI a razón de 180,000 bbl/mes. En cuanto al agua, el campo producía alrededor de 12,000 bbl/mes, con una relación agua/gas constante de alrededor de 1.2 bbls/MMpc, presumiblemente en su mayor parte agua de condensación.

9.1.RESERVORIO HUAMAMPAMPA El principal nivel productor del campo, es el reservorio Huamampampa. La producción proveniente de Huamampampa representa aproximadamente el 75% de la producción total de gas del campo. Es el único reservorio que tiene 2 pozos (SAL-9 y el SAL-14) que producen exclusivamente de esta arena. En cuanto a la producción de condensado tenía un rendimiento de 22 bbl/MMpc con un total asignado de 145,000 bbl/mes. 9.2.RESERVORIO ICLA El reservorio Icla es producido a través de los pozos SAL-10, SAL-13, SAL-11 y SAL12, por medio de pruebas de flujo PLT se le asignó una producción de 1400 MMpc/mes con un rendimiento de condensado de 17 bbl/MMpc. 9.3.RESERVORIO SANTA ROSA Los fluidos de este reservorio son producidos de los pozos SAL- 1 y SAL- 2. También del SAL-13 hasta fines del 2005, pero fue aislado con un tapón debido al bajo rendimiento de condensado y al incremento de agua que hizó presumir su proximidad con el acuífero. Su rendimiento, al 2006 fue de 9 bbl/MMpc.

CAMPO MARGARITA 1. INTRODUCCION La Compañía Chevron se adjudicó el Bloque Caipipendi el 5 de Noviembre de 1990, para trabajos de exploración y producción bajo el contrato de Operación de Riesgo Compartido, compuesto por Chevron International Limited con 66.66% y Pecten con 33.33% .En Febrero de 1997, la compañía Maxus, que se había integrado al grupo el 20 de junio de 1995, por acuerdos entre partes, paso a ser la operadora del bloque. La compañía Chevron emprendió sus actividades en el bloque Caipipendi en el primer trimestre del año 1990, continuando luego por 7 años consecutivos durante los cuales se dedicó a efectuar trabajos de exploración realizando varios estudios geológicos regionales de estratigrafía, geología estructural y geoquímica, con muestreo sistemático para roca madre, petrografía, capacidad de sello, complementado con un programa regional de sísmica 2D en serranía. Figura. I.56. Esta empresa, dado su estatus de compañía gigante, llegó a Bolivia con la idea de encontrar campos muy grandes de petróleo, y en ése sentido concibió su programa de exploración. En la primera etapa de trabajo, se evaluaron todos los posibles prospectos de la parte central y norte del bloque. Se investigó el amplio valle de Caipipendi con la expectativa de encontrar alguna culminación en el Sistema Terciario, en la prolongación Sur del campo Tatarenda. Similar trabajo se realizó en la prolongación Norte de la Serranía de Aguarague, zona denominada Tamicagua, ambos con resultados negativos. El anticlinal de Irenda ubicado inmediatamente al norte del campo Camiri, productor de petróleo, resultó no tener cierre sur. Su continuación al norte (culminaciones de Ipati y Gutierrez), se identificaron como prospectos muy limitados. La estructura de la Herradura, ubicada al Este de las anteriores, constituye un bloque bajo a considerable profundidad. La estructura de Cuevo fue reevaluada con detalle de geología y sísmica 2D, concluyendo que era el más atractivo del área central del Bloque Caipipendi. En el área de la serranía Caipipendi al norte del río Parapetí se estudió un posible prospecto denominado Itayo, ubicado en el bloque bajo de falla Caipipendi, pero debido a su complejidad tectónica fue postergado. Posteriormente Maxus, aproximadamente en

la misma zona delineó la culminación denominada Escondida, prospecto que hasta hace poco estuvo en programa. El nombre Margarita viene de Puerto Margarita, villorrio situado en la orilla sur del río Pilcomayo en el lugar del cruce del camino Palos Blancos-Huacaya. Constituye la única vía de comunicación entre los pueblos situados al sur del mencionado río y los existentes al norte, que por ser temporal sólo permitía el cruce de vehículos en la época más seca. La empresa Repsol, en abril de 2003, por el descubrimiento del campo grande de Margarita, construyó un puente con todas las condiciones técnicas para su transitabilidad permanente. 2. ANTECEDENTES El Subandino Sur, fue objeto de numerosos estudios geológicos desde los años 20, con el Advenimiento de la Compañía Standard Oil of New Jersey (hoy ESSO), cuyos geólogos efectuaron los primeros estudios estratigráficos y estructurales de alto nivel, llegando así a descubrir los campos productores de petróleo de Bermejo, Sanandita, Camatindi y Camiri entre los años 1923 y1926. En el área de Caipipendi sur, se conocen cuatro trabajos principales de geología estructural llevados a cabo por el personal de exploración de YPFB, pero ninguno de estos abarcó la estructura de Margarita. Un primer trabajo efectuado en la serranía de Huacaya al norte de Margarita el año 1958 por M.A. Flores, estuvo orientado a definir una estructura y enfocado a investigar en profundidad los reservorios de la Fm. Iquiri ya conocidas como productoras de petróleo en los campos Camiri y Guairuy. Posteriormente en 1984, Hermas Marquez de YPFB, efectuó un estudio geológico detallado de la misma serranía, llegando hasta Cumanderoti-Ivoca por el sur, sin cubrir el área de Margarita. Otro trabajo también conocido, es el realizado por Carlos Salinas en la serranía de Suaruro al sur del camino Tarija-Villamontes. El autor en este estudio enfoca el objetivo en los desarrollos arenosos de las Fm. Tarija y Tupambi incluyendo el Devónico y puntualiza como el prospecto más favorable, la culminación de Iñiguazu donde se perforó el pozo Iñiguazu-X1, que atravesó los reservorios del Tarija y Tupambi sin manifestaciones de hidrocarburos e incluso penetró en las arenas del Huamampampa pero en fase acuífera con poca presencia de gas de alta presión. Luego perforaron en esta culminación dos pozos más con objetivo Tupampi con resultados negativos y

finalmente un cuarto, el pozo Iñiguazu-X4 que penetró la formación Santa Rosa, sin producción de hidrocarburos. En 1987 Domingo Rojas de YPFB efectuó un estudio de detalle geológico en la serranía de Suaruro al norte del trabajo anterior, más propiamente el área comprendida entre el río Pilcomayo y el camino Tarija-Villamontes. Este estudio llegó a definir la estructura de Ipaguazu en el bloque alto de la falla Bororigua, señalando como objetivo las arenas del Tarija y Tupambi. La compañía Chevron, dentro su programa sísmico, registró el año 1990 varias líneas regionales, distanciadas de tal manera que cubrían la mayor parte de las estructuras existentes en el bloque Caipipendi, con el fin de obtener un panorama geológico regional de las estructuras con potencial hidrocarburifero. Figura. I.55.

En junio de 1992 al revisar la geología del área sur, mediante la línea sísmica BO-90-07 procesada, Figura I.53, se observó que este perfil mostraba en el subsuelo, bajo la cubierta cuaternaria del valle de Puerto Margarita, el flanco oriental suave de una estructura en el bloque bajo de la falla Bororigua. Inmediatamente Chevron, a efectos de evaluar la nueva información geológica, programó un estudio geológico detallado, seguido de un programa de sísmica 2D. Figura I.56. Inicialmente, en el lapso de agosto a septiembre de 1992 se ejecutó una campaña geológica. Los trabajos de campo abarcaron desde la zona de Cumanderoti por el norte hasta la latitud de Boyuy por el sur, cubriendo íntegramente el área de interés. Mediante el mapeo superficial se obtuvieron los primeros mapas geológicos detallados, los que fueron complementados con la fotogeología e interpretación de imágenes Landsat. Como resultado, se obtuvo una configuración estructural confiable del área de estudio, mostrando un flanco oeste bastante suave y una curvatura de anticlinal en el bloque superior de la falla Bororigua con insinuación de cierres norte y sur. Sin embargo, el trabajo de campo aportó poca información sobre el comportamiento del bloque bajo observado en la línea BO 90 07, debido a la falta de afloramientos en el valle de Puerto Margarita; esta circunstancia obligó indefectiblemente a desplegar un programa detallado de sísmica 2D. Durante el año 1993 y parte de 1994 la compañía Chevron, se dedicó a la perforación del pozo exploratorio Cuevo West-X1, prospecto considerado como el de menor riesgo de los estudiados en el área central de Caipipendi, Figura I.57.

El objetivo del pozo Cuevo West-X1, con una profundidad propuesta de 4000 m., fue encontrar reservas de petróleo en las arenas de las Fms. Chorro y Tupambi del Carbonífero Inferior y en los reservorios de la Fm. Iquiri del Devónico Superior, que forman parte de un anticlinal amplio conformado en el bloque inferior de la falla Mandiyuti. Se inició la perforación del pozo el 22 de junio de 1993 en sedimentos de la Fm. San Telmo y continuó la misma atravesando una secuencia normal hasta la Fm. Los Monos, desde luego salvando una serie de dificultades propias de la operación. Durante esta etapa se detectaron indicios de hidrocarburos en las arenas del Tupambi e Iquiri en forma de fluorescencia y detección de gas con cromatografía completa de C1 a C5. No se efectuaron pruebas de formación, excepto una serie de puntos de RFT en las arenas de Iquiri, mediante las cuales se catalogaron a los reservorios “de baja permeabilidad”. El aumento imprevisto en cinco veces del espesor de la Fm. Los Monos, debido al efecto de varias fallas, fue la causa principal para el fracaso del pozo ya que con este considerable espesor, la concepción del modelo tectónico cambió fundamentalmente. La interpretación sísmica anterior consideraba únicamente 350 m. en el bloque alto de la falla Mandiyuti, lo cual permitía la configuración de un bloque inferior suficientemente amplio y en una posición estructural conveniente, pero con aquel crecimiento del espesor, la falla Mandiyuti baja considerablemente en profundidad, determinando que el bloque inferior objetivo del pozo, caiga en posición estructural más baja con una evidente reducción de tamaño en la estructura.

Este efecto geológico hizo al proyecto sustancialmente le menos atractivo a las expectativas de Chevron. De esta manera el pozo Cuevo West-X1, fue suspendido a la profundidad de 3692.8 m. y abandonado el 19 de marzo de 1994. Figura I.58.

Este fracaso, creó en la compañía Chevron una situación de incertidumbre respecto a descubrir campos gigantes de petróleo y en vista de que en el área central y norte de Caipipendi no existía un proyecto mejor que el de Cuevo, los planes tomaron otro rumbo, esta vez al fin hacia Margarita que había quedado en suspenso. Durante el año 1995, la Compañía Western Geophysical llevó a cabo en Margarita, la adquisición de 160 Km de sísmica 2D, consistente en cinco líneas transversales y dos longitudinales distribuidas de acuerdo a los lineamientos estructurales planteados por geología de superficie. Figura I.59. Los trabajos de campo a pesar de la topografía abrupta, se efectuaron sin mayor problema, gracias a la buena planificación y buen soporte logístico. Primeramente se registraron tres líneas cercanas a la línea BO 95 70 y paralelas entre sí, con el objeto de obtener los parámetros necesarios que sirvan de base para ejecutar el programa.

Paralelamente a la adquisición sísmica se efectuó el levantamiento geológico a lo largo de las líneas. Esta información adicional permitió disponer finalmente de un mapa geológico detallado del área de Margarita. El procesamiento preliminar de las líneas sísmicas, en el campo permitió tener la interpretación preliminar, facilitando la rectificación de cualquier error. La interpretación final, tomó un tiempo prudencial al staff de Chevron, aunque también se contó con la interpretación de las compañías asociadas, principalmente de Maxus. Como producto final se delinearon dos culminaciones, una al norte del río Pilcomayo y otra al sur, ambas con las mismas características y aproximadamente con la misma altura estructural al tope de la formación Huamampampa. Figura I.60.

3. UBICACIÓN GEOGRÁFICA El campo Margarita se encuentra en el Bloque Caipipendi, ubicado en la parte sur de la faja plegada conocida como la Zona Subandina Sur y abarca parte de los departamentos de Chuquisaca y Tarija en territorio boliviano. 4. ASPECTOS GEOLÓGICOS El área de Margarita forma parte de la extensa cuenca Subandina que se desarrolla entre la Cordillera Oriental de los Andes y el Escudo Brasileño. En ella se ha depositado una espesa pila sedimentaria de más de 10.000 metros de espesor, originando una columna estratigráfica que se extiende desde el Paleozoico Inferior al Terciario Superior. Actualmente se reconocen con claridad en esta área, dos cuencas diferenciadas fisiográficamente. La faja Subandina, ubicada inmediatamente al Este de la cordillera Oriental, caracterizada por un plegamiento intenso con fallas longitudinales inversas que generalmente se inclinan al Oeste formando anticlinales y sinclinales estrechos alineados paralelamente a la dirección de la Cordillera Oriental de los Andes, es conocida también como la parte Andina. Los sedimentos involucrados en este plegamiento van del Devónico Inferior al Terciario Superior. La Llanura Chaco Beniana, ubicada en la parte oriental, entre la Faja Subandina y el Escudo Brasileño, es una zona relativamente plana, que refleja la poca intensidad de plegamiento y fallamiento. Esta extensa área esta rellenada con rocas de edades Devónicas, Carboníferas, Cretácicas y, principalmente Terciarias, cubiertas en gran parte por una capa cuaternaria. 5. ESTRATIGRAFIA La Figura I.33 de la pagina 53, muestra la columna estratigráfica generalizada del Subandino Sur, área en la que se encuentra el Campo Margarita. Los pozos exploratorios perforados en el Campo Margarita atraviesan la base del Cretácico, continuando en los sedimentos del Triásico, Permo-Triásico, Pérmico, Carbonífero y concluyen en rocas del Sistema Devónico, donde se encuentran los múltiples reservorios arenosos de alta productividad de gas y condensado.

El objetivo de estos pozos, fue atravesar y ensayar producción en los reservorios arenosos de las formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa del Sistema Devónico Inferior. 6. FORMACIÓN HUAMAMPAMPA Teniendo en cuenta el Perfil de Control Geológico y los registros eléctricos del pozo MGRX1, se identificaron tres secciones en la Fm. Huamampampa: una superior netamente arenosa, la media, que es predominantemente limolítica con delgados niveles arenosos y la inferior que consiste en intercalaciones de areniscas y limolitas. Independiente de la zonación litológica arriba expuesta, los registros eléctricos muestran dos zonas con una alta densidad de fracturas. La Tabla I.38 muestra los datos petrofísicos de la Fm. Huamampampa que fueron obtenidos a partir de los datos aportados por el pozo MGR-X1 y que permitieron efectuar las estimaciones iniciales de las reservas de hidrocarburos existentes en este campo. En la Tabla I.39, se detallan la nomenclatura de los reservorios productores de gas y condensado de la Fm. Huamampampa y su distribución en profundidad en los pozos MGR-X1, MGR-X3 y MGR-4.

7. ESTRUCTURA La característica principal del Subandino Sur es la presencia de estructuras elongadas y falladas, alineadas paralelamente a la parte oriental de la cordillera de Los Andes. Esta tectónica está asociada al esfuerzo compresivo de la orogenia andina, desarrollada durante el Mioceno y Plioceno. Margarita forma parte de este cuadro, y se define como una estructura anticlinal cuya arquitectura está determinada por la combinación de las fallas Bororigua y Mandiyuti, de tipo inverso y de corrimiento, cuyos despegues se producen en las pelitas de la Fm. Kirusillas, de edad Silúrica. La estructura Margarita, en su concepción simple, corresponde a un anticlinal cerrado por cuatro lados, configurando flancos y cierres de muy bajo ángulo. Esta disposición determina su considerable amplitud, con una extensión de 20 Km. de largo por 4 de ancho, encerrando 80 Km² de superficie. A nivel de reservorio se identificaron tres láminas denominadas H1a, H1b y H2, conforme se muestra en la Figura I.61.

8. PROSPECCION GEOFISICA En este bloque, el año 1990 se registraron los primeros trabajos de investigación de sísmica regional y en zona de serranía, con la adquisición de 1.500 Km de sísmica 2D por la Cia. Chevron.

Esta información sísmica junto a los estudios geológicos realizados, permitió definir una serie de estructuras incluyendo a las de Margarita y Huacaya, que configuran una estructura del tipo de flexura de falla en el bloque alto de la falla de Mandiyuti y se encuadra en el bloque bajo de la falla de Bororigua. Figura I.62. Su cierre estructural es de 378 Km² el cual engloba dos culminaciones bien definidas más una tercera delineada hacia la parte austral. A partir de 1998 se realizaron las siguientes actividades: -

2627 Km de aeromagnetometria (1998).

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Reprocesamiento de 381.5 Km de datos sísmicos (1998).

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Adquisición de 342 Km de sísmica 2D (2000).

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Adquisición de 118 Km de sísmica 2D (2005).

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Adquisición de 227 Km2 de sísmica 3D (2005). Figura I.63

9. PERFORACION POZO MARGARITA-X1 (MGR-X1) Este sondeo, ubicado en la culminación Norte de la estructura, fue programado para investigar los niveles Devónicos de las Fms. Huamampampa y Santa Rosa, con una profundidad final estimada de 5800 m. La Figura I.65, muestra el estilo estructural del área del pozo MGR-X1. Luego de verificar variaciones súbitas en la desviación del pozo, se finalizó la perforación en 4850 m, luego de navegar 440 m dentro de la Fm. Huamampampa. El lodo utilizado para la perforación de la Fm. Huamampampa fue de tipo Gel Polímero, con una densidad 12.3 a 12.6 ppg. La detección continúa de gas, mostró valores de 36 a 200 unidades de gas total (UGT), con una composición de C1 a C5 en todo el tramo. A los 4530 m de profundidad se intentó realizar una prueba DST a pozo abierto, fijando packer en cañería de 7”, pero debido a fallas mecánicas en superficie, durante el primer periodo de flujo, que hicieron temer por la seguridad del pozo, se decidió suspender el ensayo, sin el aporte de datos conclusivos. Alcanzada la profundidad final se realizó una segunda DST a pozo abierto de toda la sección perforada de la Fm. Huamampampa, desde su tope en 4410 m (donde se ubica el zapato de la cañería de 7”) hasta el fondo en 4850 m. La Tabla I.40 muestra de manera resumida los resultados de esta prueba, los mismos que permitieron declarar al pozo MGR-X1, como descubridor de nuevo campo. La Figura I.64, detalla los reservorios descubiertos de Huamampampa y sus propiedades geoeléctricas.

POZOS MARGARITA-X2 (MGR-X2) Y MARGARITA-X3 (MGR-X3) Conocidos los resultados del pozo MGR-X1, se planificó inmediatamente la perforación de dos pozos de extensión, MGR-X2 y MGR-X3, distantes 6 Km. al sudeste y 5 Km. al noroeste del pozo MGR-X1respectivamente. El MGR-X3 fue el primero en alcanzar la arenisca Huamampampa, con las mismas características litológicas del MGR-X1, mayor espesor y posiblemente mayor intensidad de fracturas, a juzgar por los resultados del ensayo. Figura I.61. En el pozo MGR-X3, se probó el reservorio Huamampampa a agujero abierto, con packer anclado en cañería puesta en el tope de este reservorio. Las pruebas fueron de larga duración y enteramente conclusivas, normalizando una producción de 67 MMpcd de gas y 900 bpd de condensado de 49,90 ºAPI. Estos resultados permitieron catalogar a este pozo (hasta esa fecha en todo el territorio que incluye el norte argentino y sur de Bolivia) como el mayor productor de gas y condensado en el área de influencia de las areniscas Huamampampa. Posteriormente, pozos perforados en los campos Sábalo y San Alberto dieron caudales superiores. El sondeo MGR-X2 encontró el tope de la Fm. Huamampampa estructuralmente muy por debajo de lo pronosticado, pero con las características litológicas y espesor similares al del MGR-X1. Con los resultados de los tres pozos perforados se elaboró el mapa estructural a tope de la Fm. Huamampampa en el año 2000, y que es mostrado en la Figura I.66.