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UNIVERSIDAD REGIONAL AMAZÓNICA IKIAM GEOLOGÍA DE HIDROCARBUROS SISTEMA PETROLERO DEL CAMPO PUNGARAYACU Raúl Quinteros & Naomi Toledo

Introducción Tras cuatro décadas desde que Ecuador se convirtió en un exportador neto de hidrocarburos, el petróleo continúa siendo una de las principales fuentes de ingresos para el Estado y un sector estratégico para la economía del país. La Amazonía ecuatoriana es una de las cuencas subandinas más complejas y más atractivas, tanto desde el punto de vista científico como del económico. Se sitúa entre la cordillera de Los Andes y los escudos guayanés y brasileño. Tiene dirección norte-sur y, topográfica y geológicamente, se extiende hasta las fronteras con Colombia y Perú. En la región nororiental, las arenas saturadas de petróleo pesado y asfalto afloran a lo largo de las riveras de los ríos Hollín, Jodachi y Napo (Paladines, 2005). Los yacimientos petrolíferos de la Amazonía ecuatoriana son de edad cretácica; la roca almacén está constituida por las areniscas de la formación Hollín y por niveles superiores de areniscas localizadas de preferencia en la parte inferior de las formaciones Napo y Tena; la roca madre posiblemente es de formación Napo. Las trampas petrolíferas están constituidas por estructuras de pliegues sencillos anticlinales y por fallas; las trampas estratigráficas tienen un gran potencial de desarrollo (Petroecuador, 2013). El campo Pungarayacu, se localiza en la provincia de Napo, en el flanco Este de la Cordillera Oriental, limitando al Norte y Oeste con el granito de Abitagua, al Sur con el río Napo y Este con el río Hollín (ver Figura 1). Abarca una extensión de 240 km² (Andrango, 2006). El presente estudio tiene como objetivos definir el sistema petrolero del campo Pungarayacu, así como realizar el cálculo de reservas.

Figura 1. Localización del campo Pungarayacu.

Sistema Petrolero El sistema petrolero alude a todos los componentes geológicos y los procesos necesarios para generar y almacenar hidrocarburos, estos incluyen a la roca generadora o roca madre, una roca yacimiento, una trampa y un sello; todos ellos depositados bajo una secuencia cronológica adecuada, para que puedan llevarse a cabo los procesos de generación, migración y acumulación (Schlumberger, 2020). A grandes rasgos, en la Cuenca Oriente existen distintas litologías con las características apropiadas para cumplir con el roll de roca madre, todas ellas depositadas en un ambiente de transgresión marina, formando lo que hoy en día se conoce como el Grupo Napo. A partir de estas, se han generado los petróleos que se encuentran almacenados en las Formaciones Hollín, Grupo Napo, y Tena Basal (Mancilla et al., 2008). Para el caso del campo Pungarayacu Andrango (2006), sugiere que la roca yacimiento correspondería a la Formación Hollín. Por lo tanto, se definiría al sistema petrolero como Napo-Hollín. No obstante, Mancilla (2008) hace referencia a que, pese a conocer los elementos del sistema petrolero, no existen aún estudios suficientes para reconstruir a detalle la historia de generación-expulsión.

Figura 2. Carta de eventos de los principales Sistemas Petrolero de la Cuenca Oriente-Ecuador. Puede apreciarse los distintos elementos del sistema petrolero Napo-Hollín (Mancilla, 2005).

En la Figura 2 además se observa que la roca sello comenzó a depositarse a partir del Cretácico Superior, este estaría formado por las lutitas pertenecientes al Grupo Napo, y las arcillas y limolitas de la formación Tena (Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables, 2018). Por otro lado, en la cuenca Oriente existen principalmente dos tipos de trampas, las trampas estructurales, provocadas por fallas normales e inversas con dirección generalmente, Norte-Sur y cuyas edades van entre el Mioceno Inferior y el Plio-pleistoceno. Otro tipo de trampas observables son las estratigráficas, asociadas a las litologías arenosas de las Formaciones Napo, Hollín y Tena Basal (Ibid.). Descripción de la Roca Generadora Después de la deposición de la Fm. Hollín, se observa un cambio, de un ambiente sedimentario fluvial a un ambiente sedimentario de transgresión marino somero, esto ocurre durante el Albiano Superior, donde se registra la deposición de la lutita de Napo Basal, cubriendo la mayor parte de la Cuenca (Baby, 2004). La deposición del grupo Napo, continuó hasta el Campaniano, constituida principalmente areniscas, calizas, pelitas, facies silíciclasticas y silisico-carbonáticas. Estas diferentes facies,

ricas en materia orgánica, constituyen la principal y única roca madre probada en la Cuenca Oriente. El potencial generador del Grupo Napo, se atribuye al miembro basal denominado Lutitas T, sumadas además las formaciones Napo Inferior o Lutitas U y Napo Superior o Lutitas M1, mostrados en la Figura 3 (Mancilla et al., 2008).

Figura 3. Columna estratigráfica de la Cuenca Oriente Ecuador. La roca madre se encuentra marcada con un banderín negro en la barra a la derecha del esquema. La roca yacimiento se marca con el color amarillo, La roca sello se marca con color verde.

Reatiqui (2015), ofrece una breve descripción de los estratos correspondientes a la roca generadora: ⮚ Lutita T: constituyen una secuencia de transgresión que alcanzó rápidamente un máximo de inundación y está seguida por una evolución regresiva. Son lutitas laminadas, negras y ricas en amonites y bivalvos en la base, mucho más pobres en fósiles más arriba. ⮚ Lutita U: son conocidas en toda la cuenca, corresponde a lutitas negras ligeramente calcáreas, hacia el tope se nota la aparición progresiva de areniscas finas glauconíticas, lutitas calcáreas y escasos bivalvos grandes que indican somerización

hacia arriba. El ambiente de depósito es marino relativamente profundo de muy baja energía con tendencia a la anoxia, y menos restringido hacia el tope. ⮚ Lutita M-1: son lutitas negras y grises oscuras ricas en materia orgánica con esporádicos lentes calcáreos o limo – arenosos depositados en un ambiente de plataforma marina somera. Estupiñan (2005) ha realizado una caracterización geoquímica de las lutitas de la formación Napo, localizadas entre las areniscas U y T. Los resultados obtenidos se muestran en la tabla 1, donde se aprecia que el contenido de carbono orgánico total varía entre el 0.5% al 5.86%, donde los valores superiores al 1% tienen un buen potencial petrolífero. Los resultados de pirólisis muestran además que en general estas lutitas no tienen buen potencial de roca generadora, a excepción de la muestra B-785 obtenida en el pozo Eden-10, no obstante, el valor de Tmax (358°C) lo sitúa fuera de la ventana de petróleo. Tabla 1. Análisis geoquímico de las lutitas encontradas entre las Areniscas T y U.

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Figura 4. Localización de los principales pozos petroleros en Ecuador. En rojo se muestran los pozos de donde se obtuvo las muestras analizadas por Estupiñan (2005).

Petroecuador ha realizado estudios sobre la Fm Napo, donde han determinado que el hidrocarburo proviene de materia orgánica marina sapropélica y de tipo algal, presentando Querógenos del tipo I y II, indicando que el hidrocarburo formado, en general sería de tipo líquido (Estupiñan, 2005). Descripción de la Roca Yacimiento La roca yacimiento del campo Pungarayacu corresponde a la arenisca bituminosa de la Formación Hollín (Aptiano Superior – Albiano Superior), la cual fue depositada durante tres ambientes deposicionales distintos. La parte basal corresponde a depósitos fluviales de relleno de valles sobre la superficie erosiva pre-hollín. Seguido se da la depositación de la parte principal de la Fm. Hollín, correspondiente a depósitos de ríos entrelazado progradantes. Este sistema pasa progresivamente hacia un sistema de baja energía efecto de una transgresión marina donde se deposita la Fm. Hollín Superior (Baby, 2004). La Formación Hollín presenta espesores de entre 231 pies en el pozo 19 en la parte central del campo, y 374 pies en el pozo 14, en el centro Norte del campo (Godoy, 2014). En general las areniscas de la Formación Hollín presentan un color gris claro, con grano de fino a medio, forma subangular y selección de buena a regular. La porosidad de las rocas es igual al 22.4%, con una permeabilidad de 757 mD. En dependencia de sus características litológicas esta se subdivide en Hollín superior, medio e inferior (Godoy, 2014).

Hollín Inferior Se encuentra constituida por areniscas basales de carácter conglomeráticas inmediatamente sobre la superficie erosionada de la Formación Misahuallí. Sobre estos se depositan areniscas cuarzosas de grano grueso a fino, poco seleccionada, madura, con predominancia de cuarzo mono a hipo cristalino y escasos clastos líticos, cherts, feldespatos y micas. Las areniscas fueron depositadas en un medio fluvial, con intercalaciones de arcillolitas gris, areniscas de grano fino, limos, arcilla y ámbar, indicando un medio de depositación de baja energía, de tipo llanura de inundación o rellenos de canales abandonados. Esta Formación exhibe espesores que varían entre 75.50 y 187 pies. Hollín Medio A diferencia de Hollín inferior, aquí se evidencia discontinuidad lateral y vertical de las rocas con calidad de yacimiento, predominando los sedimentos de tipo arcilla y limo, evidenciando una disminución del aporte sedimentario, posiblemente causado por un avance transgresivo. Estos son depósitos pelíticos, ricos en restos vegetales, representados por carbón y ámbar fósil. El espesor de esta Formación varía de entre 68.9 a 137.8 pies. Hollín Superior Evidencia claramente un proceso de transgresión marina, se caracteriza por la depositación de areniscas glauconíticas fosfatadas con matriz calcárea, cuya calidad como roca yacimiento es bastante pobre. Además, es posible encontrar lutitas negras, grises marinosomeras y calizas. El espesor varía de entre 9.84 a 39.36 pies. Descripción de la Roca Sello Según Mancilla y otros (2005), la roca sello estaría constituida por las lutitas del mismo grupo Napo. No obstante, Baby (2004), afirma que por efecto del levantamiento tectónico iniciado hace 10 millones de años, la mayor parte de la roca sello fue erosionada, dejando expuesto el yacimiento Hollín en su parte norte. Formación de la Trampa Belotti et al. (2003) ejecutan un reconocimiento de los eventos tectónicos y de la configuración de las trampas estructurales de la Cuenca Oriente y sugieren que la formación

de las trampas estuvo controlada por los eventos compresivos ocurridos en el Terciario. Además, indican que las trampas estuvieron fuertemente influenciadas por estructuras extensionales, desarrolladas durante el Jurásico. Las estructuras petrolíferas se formaron en dos etapas: La primera durante el Cretácico (Turoniense – Maastrichtiense), contemporáneamente a la sedimentación de Napo Medio – Napo Superior y Tena Inferior. La segunda estructuración se formó durante el Eoceno, al tiempo de la sedimentación de la Fm. Tiyuyacu Inferior. Durante la segunda etapa de estructuración de la Cuenca, en el Eoceno Superior, absolutamente todas las estructuras (anticlinales) podían acumular crudo (Estupiñán, 2005). Cocina No se tiene evidencia exacta de la localización de la cocina del Sistema Petrolero NapoHollín, no obstante, existen algunas hipótesis sugeridas. Nemock (2013) indica que la formación Napo no tiene la suficiente madurez para haber cargado el yacimiento Pungarayacu, y afirma que el origen de este crudo podría estar localizado hacia el oeste, en la denominada cocina Quito (Cretácico Tardío y el Paleoceno), la cual ahora estaría exhumada por la orogenia andina, previo al levantamiento de la cordillera Real durante el Eoceno. La migración pudo haber ocurrido desde el oeste, a través de trampas estructurales o estratigráficas correspondientes al levantamiento Napo. Barragán (2017), concuerda con las observaciones previas, afirmando que la Formación Napo no tiene la madurez suficiente para ser la roca generadora, su modelo propuesto apunta a que el hidrocarburo presente en la formación Napo, presenta similitudes geoquímicas con el encontrado en la cuenca del Marañón, indicando que la formación del hidrocarburo se dio en dos etapas durante el Cretácico. La primera, en la denominada cocina Santiago, situada en la parte occidental de la cuenca del Marañón, y formada hace (90Ma) en el Cretácico Superior como respuesta al primer levantamiento de la zona subandina norte del Ecuador. La generación y expulsión se efectuarían durante el Eoceno, a partir de aquí el hidrocarburo migraría en dirección NE, coincidiendo con los campos petroleros allí encontrados. Posterior a la exhumación de la cocina Santiago en el Mioceno Tardío se generaría la segunda cocina denominada Situche, formada como respuesta directa al levantamiento Andino (Ver Figura 5).

Figura 5. Modelo de (Barragán, 2017) de las cocinas ubicadas en la cuenca del Marañón.

Como se observa en los estudios anteriores, se especula con la existencia de dos zonas de generación hipotéticas ubicadas en el Noroeste (zona de Bermejo) y en el suroeste (Cuenca de Santiago), las cuales no estarían preservadas por haber sido levantadas y erosionadas en la última etapa de deformación andina. Dichos modelos sugieren la necesidad de acudir a caminos de migración muy largos (del orden de centenas de kilómetros) para explicar la distribución de las acumulaciones conocidas. A su vez, las excelentes permeabilidades y las bajas presiones capilares de los yacimientos del Grupo Napo pueden de alguna manera soportar tales modelos. No obstante, recientes estudios geoquímicos (análisis GC y GCMS) y modelados de cuenca en Pungarayacu-Tena y en el límite con Perú, muestran que los valores de vitrinita observados pueden estar suprimidos, es decir, estar indicando menor madurez térmica de lo que es posible inferir a partir de correlaciones petróleo-roca madre utilizando biomarcadores. En base a estas relaciones el autor sugiere emplear análisis con vitrinita equivalente y generar modelos que investiguen la tasa de transformación de los posibles querógenos asociados con los niveles de la roca madre (Mancilla, 2005). Caracterización Físico-Química de los Hidrocarburos El campo Pungarayacu contiene la mayor acumulación de crudo en la cuenca Oriente, se estima que almacena alrededor de 4000 millones de barriles de barriles de petróleo. Se

calcula que la gravedad API del hidrocarburo es de aproximadamente 6° en la parte Norte y de 10.5° al Sur (Baby, 2004). A continuación, se presentan los valores para la descripción físico- química del crudo de Pungarayacu, obtenidos de muestras recogidas durante la perforación de los pozos IP-15 e IP5B (Godoy, 2014). Tabla 2. Caracterización Físico-Química del Crudo de Pungarayacu.

Cálculo de reservas El cálculo de reservas del campo Pungarayacu se lo determino a partir del maya de yacimientos generado por los datos proporcionados por el docente (Ver Tabla 3). Tabla 3. Reservas del Yacimiento Pungarayacu.

Conclusiones El Sistema petrolero al que pertenece el Campo Pungarayacu se denomina Napo-Hollín, donde la Fm. Napo es la roca generadora y la Fm. Hollín es la roca yacimiento. Las principales trampas del Sistema Petrolero de la Cuenca Orientes se formaron durante dos etapas de inversión tectónica principales, durante el Eoceno y Neógeno. No se ha logrado definir la ubicación de la cocina, no obstante, existen teorías que indican la existencia de paleo-cocinas desde donde migraría el hidrocarburo. Las reservas calculas para el Campo Pungarayacu son de aproximadamente 181.9 millones de barriles de petróleo. Referencias. Andrango, C., & Castro, D. (2006). Estudio de Recuperación de Crudos Pesados en el Ecuador Campo Pungarayacu Mediante Inyección de Vapor de Agua Utilizando Tecnología Actual.

Baby, P., & Rivadeneira, M. (2004). LA CUENCA ORIENTE: GEOLOGÍA Y PETRÓLEO. (A.-M. Brougere, Ed.) (1st ed.). Quito: PETROECUADOR. Retrieved from http://horizon.documentation.ird.fr/exl-doc/pleins_textes/doc34-08/010036207.pdf Estupiñan, J. (2005). Control diagenético sobre la calidad de los reservorios de las areniscas “U” y “T” de la Fm Napo del Cretácico de la Cuenca Oriente, Ecuador. Modelización térmica y su relación con la generación de hidrocarburos. Tesis Doctoral. Universidad Complutense

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Mancilla, O., Albariño, L., Meissinger, V., & Rivadeneira, M. (2005). Sistemas petroleros de la cuenca oriente. Ecuador, 287–311. Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables. (2018). XII Ronda Petrolera Intracampos

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Oilfield

Glossary

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