POTENCIAL HIDROCARBURIFERO DE LA CUENCA SEDIMENTARIA TALARA

Enrique Gonzales / Pedro Alarcon Petro-Tech Peruana S.A. PERU

RESUMEN
Una serie de hipótesis como la generación de hidrocarburos a partir de rocas arcillosas del Terciario y calizas del Cretácico, han sido propuestas para explicar los acumulados de 1,500 MMBO y 3.5 TCF de gas y reservas (probadas, probables y posibles) de 1,400 MMBO y 5.2 TCF de gas en la cuenca Talara (MEM Diciembre 2000). Se da por descontado que el tipo ante-arco y el paleo-relieve del basamento de la cuenca, son condiciones favorables para generar hidrocarburos, lo que no estaba definido era la fuente de los mismos, en otros términos, cocina, composición, depositación y tiempo de origen de la materia orgánica, maduración y caminos migratorios; de igual modo, no se tenía explicación para los diferentes grados API del petróleo y ocurrencia de petróleo y gas biogénico.

El objetivo del presente estudio es determinar el potencial hidrocarburífero de la cuenca sedimentaria Talara, mediante los análisis geoquímicos de roca y petróleo, empleando métodos y procedimientos no utilizados a la fecha, así como información geofísica y geológica reciente.

Los estudios realizados indican que los hidrocarburos entrampados en la cuenca sedimentaria Talara han sido generados de rocas del Cretácico Maestrichtiano-Campaniano, formación Redondo y equivalen a un volumen total estimado recuperable, descontado la producción acumulada, de 2220 MMBO y 5.844 TCF de gas (natural+asociado).

Mapa de las cuencas de Talara
Cuencas Sedimentarias del noroeste del Perú

ASPECTOS GEOLOGICOS
La cuenca sedimentaria Talara, ubicada al Nor-Oeste del Perú (Figura 1), ha sido clasificada estructuralmente como del tipo Ante-arco, con un marcado estilo tectónico de fallamiento gravitacional, como respuesta a una intensa actividad tafrogénica, resultante de la orogenia Andina; resaltándose fallas normales, lístricas, transcurrentes y rotacionales, de características regionales y estructuras como bloques fallados en altos estructurales y plegamientos suaves a moderados. La cobertura sedimentaria de esta cuenca esta constituida por rocas del Paleozoico, Cretácico y Terciario (Figura 2).


Ubicación de la cuenca sedimentaria Talara

EVALUACION GEOQUIMICA
La experiencia de estudios geoquímicos anteriores condujo a un cambio estratégico en los recientes análisis, que consistieron en un muestreo selectivo de roca y petróleo en áreas próximas a las cocinas. La elección de pozos profundos con columna estratigráfica completa, rocas y fluidos no contaminados, aplicación de conceptos de bioestratigrafía de alta resolución y monitoreo de análisis, fueron claves para los fines del presente estudio. En total se evaluaron trece muestras de lutitas y calizas de edad Cretácico Albiano al Terciario Oligoceno de las cuencas Talara y Sechura y diez muestras de petróleo de reservorios productores de edad Cretáceo Maestrichtiano al Terciario Eoceno de la cuenca Talara.

Análisis de Roca.- La selección de roca orgánica para los análisis visuales y químicos, conociendo previamente el contenido orgánico mediante la presencia microfaunística, dió resultados distintos a los anteriores en el contenido de Carbono Orgánico Total, pero no fueron lo suficientemente altos para identificar rocas con buen contenido y capacidad de generación, solo fueron detectados valores regulares de 1.0 a 1.3 % de TOC. Esta situación se debe a las condiciones de depositación de la roca en un ambiente marino con influencia terrestre, lo cual causa alteración o degradación en la materia orgánica por la presencia de bacterias o falta de oxigenación. Las únicas muestras que resultan corresponder a una facie de sedimentos marinos, ricos en materia orgánica acuática, ambientes anóxicos e influencia carbonática son de la formación Heath y Muerto, las otras secuencias Chira, Salina “Shale”, Balcones, Petacas y San Cristóbal, no muestran evidencias marcadas de potencial generador.

Es necesario resaltar los resultados de las muestras correspondientes a la formación Redondo del

Cretácico Maestrichtiano (Datación microfaunística), que tiene un contenido de material orgánico mixto marino-terrestre, compuesto parcialmente por algas, lípidos (Polen y esporas), maderos y leños (Figura 3), valores de 1.4 % de TOC, 1.11 de reflectancia de vitrinita, 91 de índice de hidrógeno y 1625 ppm de hidrocarburos extractables; que significa una roca madura, de buen potencial generador en comparación a los anteriores resultados mencionados. Hay que señalar que existen probadas razones para considerar que la materia orgánica que ha generado los hidrocarburos no es la misma en toda la extensión de la cuenca, por lo tanto, algunos análisis si muestran resultados satisfactorios y en otros no se dispone de elementos o parámetros geoquímicos que evidencian generación de hidrocarburos, a pesar que corresponden a la misma formación identificada por conjunto microfaunístico así como datación por microespecies foraminíferas plantónicas o palinomorfos. Es por ello que lo recomendable es la toma de muestras en las proximidades de los bajos estructurales, sea de pozos o afloramientos, como es el caso del río Chira.

La existencia de gas seco en algunos reservorios, caso Verdun en Sechura, se debe a que algunas muestras de lutitas del Cretácico Monte Grande, pozo La Casita, tienen querógenos de origen terrestres (III y IV) que son generadores marginales a moderados de gas seco, este no es el caso del gas detectado en reservorios de la Cuenca Talara, formaciones Pariñas y Basal Salina, el cual se estima proviene del la alteración biológica del petróleo por el destrampamiento de las estructuras y su contaminación con aguas salinas.

Los análisis microbiales de sedimentos de fondos oceánicos, que no tienen relación intrínseca con la geoquímica, muestran evidencias de la existencia de hidrocarburos migrados, debido a las anomalías detectadas, altas concentraciones, en las proximidades de estructuras y pozos exploratorios con evidentes signos de petróleo y gas.

Análisis de Petróleo.- Los resultados de los análisis muestran mejoras en las condiciones de muestreo debido al eficiente control en la selección y colección de los fluidos, evitando alteraciones como biodegradación y contaminaciones. Los fluidos petrolíferos de los reservorios Helico, Pariñas, Cabo Blanco, Peña Negra, Mogollón y Basal Salina, así como Mesa y Ancha del Terciario y Cretácico, son livianos, no alterados y provienen de una misma fuente o roca generadora, con variaciones de °API debido a los cambios de presión y temperatura que ocurren durante la migración, situación similar ocurre con el estado líquido y condensado por evaporación debido a fraccionamiento, como es el caso del Cabo Blanco en Siches. Todos los petróleos analizados son hidrocarburos saturados, cerosos, parafínicos, pobres en azufre y de distancias migratorias variables en relación a las cocinas de origen. Los “fingerprints” de los biomarcadores Hopanos, Esteranos y Oleanano tipifican a los petróleos como originados de sedimentos depositados en ambientes marinos ligeramente reductor a anóxico, aportes de organismos acuáticos e influencia terrestre. La presencia carbonática es restringida a moderada. Se estima que son depósitos de abanicos submarinos de aguas someras a medianamente profundas, ocasionalmente profundos, con suministros continentales moderados y dominante vida acuática. La presencia de restos orgánicos vegetales asociados a plantas angiospermas y al biomarcador Oleanano que se encuentra en la roca generadora, es indicador de aportes continentales y edad Cretácica Superior. Todos los petróleos analizados tienen fuertes vínculos genéticos a una única roca generadora.

No existen evidencias de la generación de gas seco, metano, debido a la destrucción termal de petróleos. Generación, Migración y Entrampamiento de Hidrocarburos.- La identificación de las áreas propicias como “cocinas” se hizo en base a la información magnética, gravimétrica, sísmica, control de pozo, Geología Regional y Análisis de Petróleo, detectándose bajos estructurales relevantes en la cuenca Talara, que están localizados en las áreas de Siches, Malacas y Lagunitos, donde se estima se han acumulado la mayor cantidad de sedimentos orgánicos de edad Cretácico y Terciario (Figura 5). Las variaciones en los valores °API del petróleo, de mayor a menor, desde los bajos a los campos productores, que se encuentran en los altos estructurales, es un indicio confirmatorio de la ubicación de las cocinas en los lugares señalados así como de la migración de los hidrocarburos generados, su alteración y cambio de estado físico (Figura 4).


Formación y mifgración del petróleo en la Cuenca Talara

De esta manera se establece que por magnitud o tamaño y posición estructural o profundidad, Lagunitos es la cocina de mayor aporte, luego Siches y posteriormente Malacas, esto significaría la posibilidad de distintos microtiempos geológicos de migración, pero dentro del periodo del Eoceno Superior.


Ubicación de las cocinas de la Cuenca Talara

Los caminos migratorios preferenciales han sido las fallas normales, lístricas, transcurrestes y rotacionales, regionales Pre-Cretácicas reactivadas en el Terciario, como Lagunitos, Siches, Norte Paita, Muerto-Pananga (Figura 6 y 9), que han conectado las cocinas con los reservorios; no se desestima la posibilidad que exista un medio mixto migratorio, fallamiento y conglomerado de base en las discordancias del Paleozoico, Cretácico, Paleoceno y Eoceno (Campo Laguna-Zapotal). Es posible la existencia de fluidos alóctonos provenientes de cuencas vecinas, tal es el caso de la falla Lagunitos, que es la extensión occidental del sistema Huaypirá, que también es normal, lístrica, transcurrente y rotacional y que podría haber conectado la cocina de la cuenca Lancones con los reservorios de los campos Lagunitos, Ancha, etc; como también el sistema Muerto-Pananga con los campos de Lobitos Norte. Situación similar podría ocurrir con algunos reservorios próximos a la cuenca Sechura, tales como Verdún, que estarían conectados con el sistema de fallas regional Bayóvar, por tanto, se tendría en algunas estructuras distintos contenidos de fluidos provenientes de diferentes cocinas, sobre todo en las áreas próximas a los límites de las cuencas (Figura 13). Por lo tanto, el Sistema Petrolero de la cuenca Talara esta definido por la generación de hidrocarburos de rocas Cretácicas de la formación Redondo, que migraron y entramparon fluidos líquidos y gaseosos en todos los reservorios debidamente sellados durante el Terciario, Eoceno Superior (Figura 10).


Mapa tectónico de la Cuenca Talara mostrando el Sistema de Fallamiento Regional

El Sistema Petrolero y La Evolución Tectónica de la Cuenca Sedimentaria Talara.- Algunos volúmenes de hidrocarburos acumulados en los reservorios debidamente sellados en el tiempo Terciario Eoceno Superior, caso Pariñas y Basal Salina, fueron liberados a superficie por la acción de la orogenia Andina en su fase Incaica II ocurrida durante el post-Chira, Eoceno Superior Tardío y pre-Heath, Oligoceno Temprano, originando gas biogénico por la alteración de los fluidos petrolíferos (Figura 7). En los campos de Litoral, Providencia y Paita, una serie de pozos han perforado secuencias de los reservorios señalados conteniendo gas seco, con presencia de discordancias, fluorescencia y lecturas de gas, no desestimándose la posibilidad de otras situaciones similares en otras áreas de la cuenca, caso campo Negritos. De esta manera, se prevee que ciertos volúmenes de petróleo y gas húmedo generado se han perdido y han afectado el potencial hidrocarburífero original de la cuenca en relación a la acción erosiva de la discordancia Eoceno Superior-Oligoceno Inferior sobre los reservorios y en que partes de la cuenca ha sido más intensa, de esta manera estimamos que se puede considerar un 85% el volumen de hidrocarburos volatizados.

Potencial Hidrocarburífero de la Cuenca Sedimentaria Talara.- Para conocer el actual volumen de hidrocarburos generados, se consideró la buena calidad de roca generadora, su composición lítica de intercalaciones de lutitas carbonosas y calizas del Redondo, Cretácico Superior, Maestrichtiano- Campaniano; con espesor promedio 1,600 pies, contenido de 1.4% TOC, Índice de Hidrógeno 91 mg HC/g TOC, 1625 ppm de hidrocarburos extractables; densidad de roca promedio 2.525 g/cm3 como roca fuente y el área total de las cocinas. De esta manera se calculó una masa de 2.66 x 104 Kg de hidrocarburos existente en la roca generadora dentro de las cocinas, lo cual significa 2.2 x 106 MMBO y 1.8 x 104 TCF de gas (Figura 11). Este valor equivale al 80% del valor total, por calidad de roca, por lo tanto, el volumen total generado es 2.75x 106 MMBO y 2.25 x 104 TCF de gas. La eficiencia de expulsión se estima teniendo en cuenta el grado de madurez de la roca, considerando para este caso 30%, lo que significa un volumen expulsado de 8.25 x 105 MMBO y 6.75 x 103 TCF de gas. Para conocer la eficiencia de entrampamiento, se consideró un porcentaje de 30% como promedio de capacidad de las rocas para retener los hidrocarburos migrados a las trampas, lo que significa un volumen de hidrocarburos entrampados de 2.48 x 105 MMBO y 2.03 x 103 TCF de gas. A este valor se aplica el factor de recuperación, resultando 2.48 x 104 MMBO y 1.624 x 102 TCF de gas, que es el volumen de hidrocarburos entrampados que se pueden extraer económicamente. Finalmente y conociendo como afectó la evolución tectónica a la cuenca, se aplicó un factor de 15% al volumen anterior, resultando un volumen de hidrocarburos total recuperables de 3,720 millones de barriles de petróleo y 2.4 TCF de gas.

Descontando el petróleo producido o acumulado de 1,500 MMBO e incrementado con las reservas de 5.2 TCF de gas asociado, el volumen de hidrocarburos disponibles es de 2,220 MMBO y 5.844 TCF de gas, a este valor se aplica, por razón histórica de reservas y áreas por explorar y explotar, 70% para el zócalo, lo que significa un volumen de hidrocarburos disponibles de 1,554 MMBO y 4.09 TCF de gas para el zócalo y 666 MMBO y 1.75 TCF de gas para tierra (Figura 12).

CONCLUSIONES
Los hidrocarburos presentes en la cuenca sedimentaria Talara provienen de rocas orgánicas de la
formación Redondo del Cretácico, Maestrichtiano-Campaniano.

La roca generadora esta compuesta mayormente por polen, esporas, leños, ceras o lípidos, que
representan los querógenos II (Exinita) y III (Vitrinita).

El petróleo producido de los reservorios de edad Terciario y Cretácico tiene una misma raíz genética de edad Cretácico Superior, Maestrichtiano-Campaniano y ha sido alterado por efectos de la migración Existen tres áreas identificadas como cocinas, Lagunitos, Malacas y Siches, que corresponden a bajos estructurales y están próximas a los valores más altos de ºAPI.

Los caminos migratorios de los hidrocarburos han sido las fallas normales, lístricas, transcurrentes y rotacionales, de orden regional, así como los conglomerados sobreyacientes a las discordancias del Cretácico y Paleoceno con el Paleozoico.

Se estima en un 85 % el volumen de hidrocarburos perdidos por la destrucción de trampas petrolíferas a efecto de la evolución tectónica de la cuenca Talara. Se estima un volumen de hidrocarburos disponibles por descubrir en la cuenca de Talara de 2,220 MMBO y 5.844 TCF de gas. En el zócalo actual existe un volumen por descubrir de 1,554 MMBO y 4.09 TCF de gas, que equivale al 70% del volumen total de la cuenca.

No se descarta la posibilidad de la presencia de fluidos alóctonos provenientes de cuencas vecinas a Talara. Los análisis microbiales son aplicables para detectar hidrocarburos migrados, no tienen relación directa con la geoquímica.

Fuente: INGEPET

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